Exploitation de gaz de Schiste et radioactivité

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Au moment où paraît le rapport final de la mission d’inspection (issue des ministères de l’industrie et de l’écologie) sur « les hydrocarbures de roche-mère en France », la CRIIRAD met en ligne un article sur les risques d’exposition à la radioactivité causés par l’exploitation de ces réserves, initialement publié dans le Trait d’Union n°51 de mars 2011.
Télécharger l’article (extrait du TU 51)

M a r s 2 0 1 1 – n ° 5 1
Commission de Recherche et d’Information
Indépendantes sur la Radioactivité
CRIIRAD
GAZ DE SCHISTE
SIGNALISATION
DES RISQUES RADIOLOGIQUES
SYNDROME DES BALKANS
MOBILISATION CONTRE
L’ARRETE DU 5 MAI 2009
Tél : 04 75 41 82 50 – Email : contact@criirad.org – Site web : http://www.criirad.org

Julien Syren

GAZ DE SCHISTE ET RADIOACTIVITE

Dans un contexte de raréfaction des hydrocarbures classiques et de
volonté d’indépendance énergétique des pays occidentaux, la ruée
vers les ressources « non conventionnelles », partie d’Amérique du
Nord, est en passe d’atteindre l’Europe.
Les multiples conséquences environnementales et sanitaires de l’extraction
des hydrocarbures suscitent une forte inquiétude : en France,
les projets d’exploration de gaz de schiste ont provoqué depuis quelques
mois une mobilisation croissante relayée par les médias et dont
vous avez probablement entendu parler.
La CRIIRAD présente dans cet article les risques peu connus d’exposition
à la radioactivité causés par l’exploitation de ces réserves, que ce soit du
fait des caractéristiques des roches exploitées ou des techniques de traçage
employées pour l’étude des caractéristiques des gisements.

Le gaz de schiste : une exploitation en forte expansion

Depuis une vingtaine d’années, la production de gaz « non conventionnels » est en forte augmentation aux Etats-Unis. En 2009, elle représentait 55% de la production totale de gaz (31% pour le gaz de réservoir compact,
15% pour le gaz de schiste et 9% pour le gaz de houille (1) . C’est le gaz de schiste qui connaît actuellement la plus forte expansion : sa production
a été multipliée par plus de 10 entre 2000 et 2010 (2) . On estime que les réserves mondiales de gaz de schiste dépassent celles de gaz naturel conventionnel (3).

En France, des permis d’exploration d’hydrocarbures ont été accordés en 2010 sur plus de 10 000 km2, principalement dans le sud-est (permis de Nant : 4 414 km2, permis de Montélimar : 4 327 km2, permis de Villeneuve
de Berg : 931 km2), mais également en Franche-Comté (permis de
Pontarlier, 1 470 km2), en Île de France, dans le Nord-Pas de Calais, Plusieurs demandes de permis sont
par ailleurs en cours d’instruction (permis de Brignoles dans le Var, 6 781 km2 ; permis de Cahors, 5 710 km2 ; …).



1. (B. Weymuller, « Les perspectives du “shale gas” dans le monde », Note de l’Ifri, décembre 2010, p.22.
2. Ibid., p.18.
3. Association Suisse de l’Industrie Gazière, « Le gaz de schiste : une nouvelle ressource de gaz naturel ? »,
Information de base.

PERIMETRES DES TITRES MINIERS D’HYDROCARBURES
Situation au 1er janvier 2011

Source : Bureau Exploration Production des Hydrocarbures
www.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/france_tm_01_2011.pdf

Hydrocarbures « conventionnels » et « non conventionnels » : définitions

Les hydrocarbures sont des composés organiques composés essentiellement
d’atomes de carbone et d’hydrogène. Les hydrocarbures fossiles,
qui proviennent de la décomposition de matière organique entre deux
couches sédimentaires, se trouvent sous forme gazeuse (gaz naturel),
liquide (pétrole) ou solide (charbon). Ils représentent de loin la principale
source mondiale d’énergie : en 2008, 81,3% de l’énergie primaire était fournie
par l’ensemble pétrole (33,2%), charbon (27%) et gaz naturel (21,1%),
contre 5,8% pour le nucléaire (1).
Il existe des réserves d’hydrocarbures « conventionnelles », facilement
exploitables dans les conditions technico-économiques actuelles, et des
réserves « non conventionnelles », situées dans des gisements plus difficilement
exploitables car moins accessibles ou moins perméables.
Dans le cas du gaz naturel, les principaux types de réserves « non conventionnelles
» sont :
– le « gaz de houille », ou grisou, contenu dans les veines de charbon,
– le « gaz de réservoir compact », formé dans une roche mère comparable
aux gisements conventionnels, mais ayant migré dans un réservoir compact
et peu perméable ;
– le « gaz de schiste », piégé dans la roche mère peu perméable dans
laquelle il s’est formé.
L’exploitation des réserves de gaz non conventionnelles a été rendue possible
par la mise au point de nouvelles techniques d’extraction, combinant
la fracturation hydraulique et le forage horizontal.
L’avantage de ces réserves provient du fait que les gaz issus de réservoirs
« non conventionnels » ont une composition chimique très proche de celles
des gisements conventionnels et sont facilement utilisables après leur
extraction. Ce n’est pas le cas des pétroles ou huiles non conventionnelles
(sables bitumineux, pétroles lourds, schistes bitumineux) : la transformation
de ces réserves en produits commerciaux après leur extraction nécessite
un traitement chimique lourd (2).

Radioactivité des formations exploitées ou traversées

Comme tous les constituants de la croûte terrestre, les gisements d’hydrocarbures contiennent des radionucléides
naturels, comprenant principalement l’uranium 238 et ses descendants (dont le radium 226 et le radon 222), le thorium 232 et ses descendants (dont le radium 228), ainsi que le potassium 40.
La teneur en radionucléides des gisements d’hydrocarbures est variable, mais peut parfois être très élevée, lorsque des conditions physico-chimiques particulières ont favorisé la précipitation ou l’absorption, dans les roches en formation, de l’uranium et/ou du thorium contenus notamment dans les eaux (4).

C’est le cas, par exemple en Suède, de schistes alunifères ou « alum shale » à partir desquels du pétrole et de
l’uranium ont été produits au milieu du XXème siècle. Ces schistes ont également été exploités pour la fabrication
de parpaings largement utilisés dans l’industrie du bâtiment, jusqu’à ce que l’on se rende compte que leur forte teneur en uranium entraînait une production importante de radon (5) .

Le cas de la Suède, où la moitié des habitations construites dans lesannées 50 et 60 contenaient des parpaings
en alum shale, a d’ailleurscontribué, dans les années 70, à la mise en évidence de l’importance du risque lié au radon (deuxième causede cancer du poumon après le
tabac) dans l’habitat (6).

On peut également citer les schistes noirs de Marcellus, qui font partie del’un des 7 principaux gisements de gaz de schiste d’Amérique du Nord.
L’United States Geological Survey (USGS) a analysé 4 échantillons de schistes de Marcellus issus de forages
réalisés dans les états de New-York et
de l’Ohio.
L’activité massique en uranium 238 était de 3 à près de 30 fois plus élevée que la moyenne de l’écorce terrestre (40 Bq/kg).
Transfert de la radioactivité vers la surface L’exploitation du gaz de schiste emploie la fracturation hydraulique.
Cette technique consiste à injecter dans un puits, d’abord vertical puis horizontal (afin d’augmenter la surface
de contact avec la couche exploitée), un fluide sous haute pression composé d’eau et/ou d’air ainsi que d’additifs chimiques), de manière à fracturer la roche initialement compacte et peu perméable. Un « proppant » (sable, microbilles de céramique, …) est ensuite injecté dans les fractures afin d’éviter leur fermeture, puis le gaz issu des fractures est remonté à la surface par le pompage du fluide de fracturation.
Le processus d’extraction peut favoriser le transfert et la concentration des radionucléides contenus dans la formation exploitée, et en particulier du radium 226 dont l’activité volumique est souvent élevée dans les eaux
d’origine des gisements.

A titre d’exemple, parmi 215 échantillons d’eau issue de 7 formations pétrolifères majeures, plus de 50%présentaient une activité en radium 226 dissous supérieure à 3,7 Bq/l, les valeursextrêmes dépassant 300 Bq/l7. Ces données peuvent être comparées à la valeur guide pour les eaux de consommation fixée par le Ministère
de la Santé à 0,1 Bq/l pour l’activité alpha globale à laquelle contribue notamment le radium 226.
Les principaux phénomènes de pollution radioactive engendrés par l’exploitation des gisements sont présentés
ci-dessous.

1. Radium dans le tartre des canalisations.

Afin de faire remonter correctement à la surface les débris de roches produits par le forage, de la barytine
(ou sulfate de baryum) est incorporée aux fluides de forage dans le but d’augmenter leur densité (8). Le radium,
contenu dans l’eau initialement présente dans la formation exploitée, peut réagir avec la barytine et se déposer sous forme de tartre dans les tubes de forage et les canalisations de surface (9). Le problème de laradioactivité dans l’industrie des hydrocarbures a été mis en évidence
dans les années 1980 lorsque les marchands de ferraille commencèrent à détecter de manière récurrente des
niveaux de radioactivité élevés sur les cargaisons de canalisations de champs pétrolifères (10). Une étude portant
sur les déchets solides issus des champs pétrolifères et stockés en Louisiane en 1992 montrait que 46%
des fûts présentaient une concentration totale en radium 226 et radium
228 supérieure à 1 110 Bq/kg, ce qui les assimilait à des déchets radifères.
Dans les cas extrêmes, de très petites quantités de tartre dépassaient 10 millions de Bq/kg (11).

2. Eau : contamination des nappes suite à la fracturation hydraulique.

Les opérations de forage et la fracturation hydraulique peuvent provoquer letransfert des éléments radioactifs issus des formations exploitées vers un réseau hydrogéologique (nappes phréatiques, réseau karstique) qui en
était séparé auparavant.

3. Eau / boues : rejet d’effluents radioactifs liquides lors de la remontée des fluides de forage.

Le fluide de fracturation, qui peut être utilisé à plusieurs reprises, peut se concentrer progressivement en radium dissous (12) lors de sa mise en contact avec le gisement exploité. Le radium contenu dans les boues extraites du forage peut s’accumuler dans les citernes et les bassins utilisésle long de la chaîne d’extraction (13).
Même dans le cas où les autorités fixeraient des limites à ne pas dépasser pour la teneur de ces rejets en polluants, les études effectuées par la CRIIRAD autour des mines d’uranium ont montré
1/ qu’il était souvent difficile de trouverdes techniques de traitement suffisammentefficaces pour respecter ces limites et que
2/ même lorsque les rejets respectent les limites, les phénomènes de reconcentration dans le milieu naturel
en aval des rejets sont fréquents.

4. Air : émanation de radon. Le radon issu du gisement exploité peut être remonté en surface en même temps
que le gaz naturel. Les descendants du radon 222, et en particulier le plomb 210 (dont la période est de 22
ans) et le polonium 210 se déposent sur la surface intérieure des lignes d’entrée et de traitement du gaz ainsi
que des vannes et des pompes (14).

Les différentes voies d’exposition liées à cette pollution correspondent à l’irradiation
gamma provenant des sols et des équipements contaminés, l’inhalation de poussières, l’ingestion d’eau et l’accumulation de gaz radon, produit par désintégration du radium, dans les bâtiments construits sur les zones concernées.

Compte tenu de ces risques, l’extraction des hydrocarbures devrait être soumise aux contraintes des catégories
d’activités professionnelles « mettant en oeuvre des matières premières contenant naturellement des radionucléides
non utilisés en raison de leurs propriétés radioactives » au sens de l’arrêté interministériel
du 25 mai 2005. Ce n’est pas le cas à l’heure actuelle, puisque cette activité ne figure pas dans la liste des
catégories visées par cet arrêté. Cette liste peut toutefois être mise à jour« chaque année, si les résultats des études réalisées en application du présent arrêté le justifient ». La CRIIRAD adressera un courrier à l’Autorité de Sûreté Nucléaire afin de vérifier si des études de prise en compte du risque lié à la radioactivité dans les projets d’extraction des hydrocarbures sont bien menées.

Utilisation de traceurs radioactifs

Depuis les années 60, les exploitants de gisements d’hydrocarbures utilisent des traceurs radioactifs afin évaluer, entre autres, les caractéristiques des fractures formées autour des forages.
Le principe consiste à ajouter des substances contenant un ou plusieurs radionucléides aux agents de soutènement
(proppant) injectés dans les fissures afin d’éviter leur fermeture, puis à mesurer le rayonnement émis par les désintégrations au moyen de radiamètres ou de spectromètres déplacés à l’intérieur du forage.

A titre d’exemple, un article de la revue Geophysics datée d’octobre 1988 (15) décrit une méthode basée sur
l’injection simultanée de plusieurs radionucléides, parmi lesquels lescandium 46 (période : 84 jours), le
chrome 51 (période : 28 jours), l’argent 110m (période : 252 jours), l’antimoine 124 (période : 60 jours), l’iode
131 (période : 8 jours), l’iridium 192 (période : 74 jours) et l’or 198 (période : 2,7 jours). Nous vous rappelons que la période d’un élément radioactifcorrespond au temps au bout duquel l’ activité de l’élément a été divisée
par 2.

Il faut attendre 10 périodes pour que l’activité soit divisée par 1 000, mais selon l’activité initiale injectée, la quantité de périodes au bout desquelles la quasi-totalité de l’élément a disparu peut être beaucoup plus importante.

Une technique développée récemment (16) est basée sur l’utilisation d’un marqueur initialement non radioactif,
mais activé par une source neutronique après avoir été injecté dans les fractures. Le marqueur activé émet des
rayonnements gamma détectés par la même méthode que dans le cas d’un traceur initialement radioactif.


Conclusion

Le 4 février 2011, le ministère du Développement durable et le ministère de l’Economie, des Finances et de
l’Industrie ont lancé une mission d’inspection destinée à évaluer les « enjeux économiques, sociaux et environnementaux » des gaz et huiles de schiste.

Une fois de plus, l’Etat ne s’est pas soucié d’évaluer les risques avant de délivrer les autorisations d’exploration, mais après que les prospections aient débuté, et seulement sous la pression grandissante de l’opinion publique.

Il est intéressant de noter que cette mission d’inspection a été confiée au Conseil général de l’environnement et
du développement durable (CGEDD) ainsi qu’au Conseil général de l’industrie, de l’énergie et des technologies
(CGIET), ancien Conseil Général des Mines.
Pour cet organisme, qui a déjà obligatoirement été consulté avant l’attribution de chaque permis d’exploration17,
le conflit d’intérêt est manifeste.

Compte tenu des risques potentiels, il convient de suspendre les autorisations tant que n’aura pas été conduite une expertise réellement indépendante et pluraliste sur l’impact des technologies mises en oeuvre, que ce soit pour l’exploration ou pour l’exploitation des hydrocarbures non conventionnels et plus particulièrement du gaz de schiste.

Il est par ailleurs nécessaire que le public dispose de garanties en ce qui concerne le respect de ses droits à l’information et de participation aux décisions.

Sur le plan radiologique, pour chaque projet de concession, et ce avant la phase exploratoire, l’étude d’impact
devrait notamment inclure :

– une évaluation des caractéristiques radiochimiques des formations explorées,mais également de toutes les formations traversées par les forages avant d’y parvenir,

– un point zéro de la radioactivité des eaux de surface et souterraines ainsi que du radon dans l’air ambiant,

– la description précise des techniques de traçage envisagées pour l’étude des forages.

1. International Energy Agency, « 2010 Key World Energy Statistics ».
2. B. Weymuller, « Les perspectives du shale gas dans le monde »,
Note de l’IFRI, décembre 2010, p.4.
4. R. Coppens, “La radioactivité des roches”, Que sais-je, PUF, 1964.
5. J.J. Dyni, « Geology and resources of some world oil-shale deposits », USGS, Scientific investigations
report 2005-5294.
6. G.A. Swedjemark, « The history of radon from a swedish perspective », Radiation Protection Dosimetry
(2004), Vol. 109, N°4, pp. 421-426.
7. USGS, “Naturally occurring radioactive materials (NORM) in produced water and oil-field equipment – An
issue for the energy industry”, Fact Sheet FS-142-99, september 1999. (données initiales en pCi converties
par la CRIIRAD en Bq).
8. L. Albouy, “La barytine”, Mémento roches et minéraux industriels, BRGM, août 1993. Selon ce document,
la barytine représente jusqu’à 40% des constituants des boues de forage pétroliers.
9. L. Sumi, “Shale gas : focus on the Marcellus Shale”, Oil & Gas Accountability Project / Earthworks, may
2008, p.14.
10. USGS, Ibid.
11. Ibid.
12. M. Resniloff, E. Alexandrova, J. Travers, ibid.
13. L. Sumi, ibid., p.14
14. Ibid., p.14
15. R.R. Pemper & al., « Hydraulic fracture evaluation with multiple radioactive tracers », Geophysics, Vol.
53, N°10 (October 1988), p.1323-1333.
16. R.R. McDaniel (SPE) & al., “Determining propped fracture width from a new tracer technology”, SPE
Hydraulic Fracturing Technology Conference, 19-21 January 2009, The Woodlands, Texas, © 2009, Society
of Petroleum Engineers.
17. http://www.developpement-durable.gouv.fr/La-demande-de-permis-de-recherches.html.

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