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Nouveau projet géothermique dans l’Oregon // New geothermal project in Oregon

Le 12 octobre 2012, j’ai publié une note sur ce blog à propos d’un projet de développement de l’énergie géothermique dans la région du volcan Newberry (Oregon). Ce projet avait suscité de nombreuses protestations dans cette région potentiellement volcanique et sismiquement active, ce qui présentait des risques évidents.
Aujourd’hui, en 2025, nous apprenons que des ingénieurs construisent la centrale géothermique la plus chaude au monde. Elle exploitera l’énergie de ce qui est, selon l’USGS, « l’un des volcans actifs les plus dangereux des États-Unis ».

Vue du site exploité par Mazama Energy sur le Newberry

La société Mazama Energy a déjà atteint des températures de 331 °C, ce qui en fait l’un des sites géothermiques les plus chauds au monde. Elle commencera à vendre de l’électricité aux foyers et aux entreprises des environs dès 2026.
Mazama Energy souhaite maintenant atteindre une température de 389 °C et devenir la première à produire de l’électricité à partir de « roche surchauffée ». Certains affirment que l’on est à l’aube d’une nouvelle ère pour l’énergie géothermique. Aujourd’hui, la géothermie produit moins de 1 % de l’électricité dans le monde. Toutefois, l’exploitation de la chaleur extrême des roches, combinée à d’autres avancées technologiques, pourrait porter cette part à 8 % d’ici 2050 ; c’est ce que prétend l’Agence internationale de l’énergie (AIE). L’AIE explique qu’ en utilisant des températures extrêmement élevées la géothermie pourrait théoriquement produire 150 fois plus d’électricité que la consommation mondiale.

Le projet entrepris sur le volcan Newberry combine deux grandes tendances susceptibles de rendre l’énergie géothermique moins chère et plus accessible. Mazama Energy achemine sa propre eau jusqu’au volcan, grâce à une méthode baptisée « géothermie améliorée ». Au cours des dernières décennies, des projets pionniers ont commencé à produire de l’énergie à partir de roches chaudes et sèches en fracturant la pierre et en y injectant de l’eau pour produire de la vapeur, en s’inspirant des techniques de fracturation hydraulique développées par l’industrie pétrolière et gazière. Des projets pilotes ont été mis en place au Nevada et en Utah, et des chercheurs internationaux ont démontré l’efficacité de cette technologie en France, en Allemagne, en Suisse et au Japon. Injecter de l’eau dans des fractures rocheuses comporte des risques sismiques, tout comme l’injection d’eaux usées issues de la fracturation hydraulique. Une expérience de ‘géothermie améliorée’ en Suisse a été interrompue après avoir déclenché un séisme de magnitude 3,4 en 2006. Les capteurs du site de Newberry ont enregistré cinq secousses sismiques au cours des six derniers mois ; la plus importante a atteint une magnitude de 2,5 le 24 juillet 2025. Les scientifiques affirment que les séismes constitueront toujours un risque, mais qu’il peut être géré grâce à une surveillance et une ingénierie efficaces.

Le Département de l’Énergie indique que les risques de pollution de l’eau sont faibles car les centrales géothermiques recyclent l’eau dans des puits étanches, et cette eau passe par des réservoirs beaucoup plus profonds que la plupart des nappes phréatiques.
Le projet de Newberry exploite également une roche plus chaude que tous les projets précédents. Cependant, même les 331 degrés de Newberry restent inférieurs au seuil de surchauffe de 373 degrés ou plus. À cette température, et sous une pression très élevée, l’eau devient « supercritique » et se comporte comme un fluide à mi-chemin entre un liquide et un gaz. L’eau supercritique emmagasine une grande quantité de chaleur comme un liquide, tout en s’écoulant avec la fluidité d’un gaz.
Un puits géothermique à très haute température peut produire cinq à dix fois plus d’énergie qu’un puits à température classique, qui avoisine les 204 °C. De ce fait, les exploitants géothermiques n’ont plus besoin de forer autant de puits coûteux, ce qui permet de réduire les coûts.
À terme, l’énergie géothermique issue de roches à très haute température pourrait être aussi économique que le gaz naturel ou l’énergie solaire, sans la pollution des énergies fossiles ni la variabilité des énergies renouvelables.

Mazama Energy prévoit de forer de nouveaux puits l’an prochain afin d’atteindre des températures supérieures à 398 °C. À proximité d’un volcan actif, elle espère atteindre cette température à moins de 5 kilomètres de profondeur. Ailleurs, les exploitants géothermiques doivent souvent creuser jusqu’à 20 kilomètres.
Forer dans une roche à 398 °C représente un défi de taille. Les centrales géothermiques conventionnelles utilisent des équipements prévus pour l’industrie pétrolière et gazière, mais dans une roche surchauffée, les foreuses classiques deviennent inutilisables car leurs composants électroniques sont défaillants. Les ingénieurs de Mazama Energy ont refroidi leurs installations de forage en injectant un flux constant de dioxyde de carbone liquide. Cela leur a permis de forer à 3,2 km de profondeur sur le flanc du volcan et d’atteindre une roche à 331 °C en début d’année.
D’autres puits expérimentaux ont atteint des températures encore plus élevées, mais aucun n’a résisté longtemps. Des expériences de forage en Islande et à Hawaï ont été interrompues après avoir rencontré du magma de manière inattendue, ce qui a endommagé les trépans. Des puits forés au Japon et en Italie ont atteint des roches à plus de 482 °C, approchant la zone de la croûte terrestre où la roche rigide commence à se comporter comme de la pâte à modeler. Cependant, ces forages ont été abandonnés suite à des problèmes rencontrés avec le matériel de forage et les tubages en ciment.
Pour l’instant, Mazama Energy affirme que son puits est stable. Cependant, les scientifiques prévoient que les difficultés s’accumuleront à mesure que l’entreprise forera dans des roches plus chaudes et exploitera ses puits pendant des années. Les tubages en ciment et en acier seront alors exposés à des variations extrêmes de température et de pression.
Cependant, les avantages potentiels de cette nouvelle géothermie sont bien supérieurs aux défis qu’elle suppose. Mazama Energy prévoit de produire 15 mégawatts d’électricité sur le flanc ouest du volcan Newberry en 2026, avec une augmentation progressive de la production jusqu’à 200 mégawatts, soit suffisamment d’énergie pour alimenter un grand centre de données ou une petite ville.
Source : Médias américains.

Big Obsidian Flow dans le parc du Newberry (Photo: C. Grandpey)

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On October 12, 2012 I released a post on this blog, about a geothermal energy development project in the Newberry volcano area (Oregon). Such a project had triggered numerous protests because the region is potentially volcanically and seismically active, and the project therefore presented obvious risks.

Today in 2025, we learn that engineers are building in the region the hottest geothermal power plant on Earth. The plant will tap into the energy of what is, according to the USGS, “one of the largest and most hazardous active volcanoes in the United States.”.

Newberry

Vue du site exploité par Mazama Energy sur le Newberry (Source : Mazama Energy)

The structure has already reached temperatures of 331 degrees Celsius, making it one of the hottest geothermal sites in the world, and next year it will start selling electricity to nearby homes and businesses.

But the start-up behind the project, Mazama Energy, wants to reach a temperature of 389°C and become the first to make electricity from “superhot rock.”

Enthusiasts say that could usher in a new era of geothermal power. Today, geothermal produces less than 1 percent of the world’s electricity. But tapping into superhot rock, along with other technological advances, could boost that share to 8 percent by 2050, according to the International Energy Agency (IEA) which explains that geothermal using superhot temperatures could theoretically generate 150 times more electricity than the world uses..

The Newberry Volcano project combines two big trends that could make geothermal energy cheaper and more widely available. First, Mazama Energy is bringing its own water to the volcano, using a method called “enhanced geothermal energy.” Over the past few decades, pioneering projects have started to make energy from hot dry rocks by cracking the stone and pumping in water to make steam, borrowing fracking techniques developed by the oil and gas industry. Pilot projects have been developed in Nevada and Utah, and international researchers have demonstrated the technology in France, Germany, Switzerland and Japan.

Pumping water into rock fractures risks causing earthquakes, much like injecting wastewater from fracking. A Swiss enhanced geothermal experiment was shut down after setting off an M 3.4 quake in 2006. Sensors at the Newberry site recorded five tremors in the past six months, with the biggest reaching M2.5 on July 24, 2025.

Scientists say earthquakes will always be a risk, but it can be managed with good monitoring and engineering. The Energy Department says water pollution risks are low because geothermal plants recirculate the same water in sealed wells, passing through reservoirs much deeper than most groundwater.

The Newberry project also taps into hotter rock than any previous enhanced geothermal project. But even Newberry’s 331 degrees fall short of the superhot threshold of 373 degrees or above. At that temperature, and under a lot of pressure, water becomes “supercritical” and starts acting like something between a liquid and a gas. Supercritical water holds lots of heat like a liquid, but it flows with the ease of a gas, combining the best of both worlds for generating electricity.

A superhot geothermal well can produce five to 10 times more energy than a well at typical temperatures, which hover around 204°C. That means geothermal operators don’t have to drill as many multimillion-dollar holes in the ground, bringing down costs.

Eventually, superhot rock geothermal energy could be about as cheap as natural gas or solar — without the pollution of fossil fuels or the variability of renewables.

The Mazama company will dig new wells to reach temperatures above 398°C next year. Alongside an active volcano, the company expects to hit that temperature less than 5 kilometers beneath the surface. But elsewhere, geothermal developers might have to dig as deep as 20 kilometers.

Drilling into 398°C rock presents some devilish challenges. Conventional geothermal plants can use gear developed by the oil and gas industry, which can stand up to lower temperatures. But in superhot rock, standard drills die as their electronic components fail. Mazama engineers cooled their drilling rigs by pumping in a constant stream of liquid carbon dioxide. That allowed them to burrow3.2 km into the flank of the volcano to find 331 degrees rock earlier this year.

Other experimental wells have hit even higher temperatures, but none has survived for long. Drilling experiments in Iceland and Hawaii were called off after they unexpectedly hit magma, which broke their drill bits. Wells in Japan and Italy reached rock hotter than 482°C approaching the region of Earth’s crust where rigid rock starts behaving more like putty, but were abandoned after facing problems with their drilling equipment and cement casings.

So far, Mazama says its well has remained stable. But experts say challenges will pile up as the company drills into hotter rock and operates its wells for years on end, exposing the cement and steel casings to punishing up-and-down cycles of temperature and pressure.

However, the potential rewards loom larger than the challenges. Mazama plans to generate 15 megawatts of electricity on the western flank of Newberry Volcano in 2026, eventually ramping up to 200 megawatts, enough to power a big data center or a small city.

Source : US news media.

Séismes et industrie pétrolière au Texas // Earthquakes and oil indusrtry in Texas

Par sa taille, le Texas est le deuxième plus grand État des États-Unis après l’Alaska. Contrairement à l’Alaska, il n’est pas connu pour son activité sismique. Cependant, un essaim comprenant plus de 100 séismes a été enregistré dans l’ouest du Texas entre le 22 et le 29 juillet 2024, avec déclaration de l’état de catastrophe. L’événement le plus significatif de l’essaim jusqu’à présent avait une magnitude de M5,1 le 26 juillet. Par son intensité, c’est le 6ème événement de l’histoire du Texas.
L’ouest du Texas connaît une hausse significative de l’activité sismique depuis 2019, et les scientifiques de l’USGS pensent qu’elle est probablement étroitement liée à l’exploitation du pétrole dans la région. L’un d’eux a déclaré : « Nous pouvons dire avec certitude que ces phénomènes sont liés à l’extraction du pétrole et du gaz. »
En effet, l’activité sismique est très probablement à mettre en relation avec de nouvelles techniques de forage du pétrole et du gaz naturel qui permettent aux entreprises de forer non seulement en profondeur, mais aussi horizontalement le long d’un gisement de pétrole. De cette façon, les compagnies pétrolières atteignent des gisements de pétrole et de gaz naturel qui sont les restes décomposés de plantes et d’animaux qui existaient dans d’anciens océans. Lorsque le pétrole remonte vers la surface, l’eau salée, qui peut avoir des millions d’années, remonte également. C’est ce qu’on appelle « l’eau produite » (produced water) et elle remonte en grande quantité. Le rapport pétrole/eau salée est faible. Il équivaut à 5, 10 ou même 20 barils d’eau salée pour un baril de pétrole. Cette eau préhistorique est beaucoup plus salée que l’eau de l’océan et ne peut pas être rejetée dans les rivières ou même dans l’océan car elle peut contenir des contaminants tels que des hydrocarbures. Au lieu de cela, elle doit être renvoyée profondément sous pression sous terre, à une profondeur où elle ne risque pas de s’infiltrer dans les eaux souterraines. Ce processus s’appelle « élimination de l’eau salée » (‘saltwater disposal’). Il a été prouvé que les grandes quantités d’eau renvoyées sous pression sous terre peuvent à leur tour provoquer des séismes.
Le Texas enquête sur les séismes enregistrés dans le dernier essaim. La Railroad Commission of Texas, qui régule l’industrie pétrolière et gazière de l’État, a indiqué qu’elle étudiait d’éventuels liens entre les séismes et l’injection de fluides dans le sol pour l’extraction de produits pétroliers.
Aujourd’hui, les entreprises tentent de réduire la sismicité causée par l’injection souterraine d’eau produite. Plusieurs d’entre elles dans la région ont déjà transformé des puits d’évacuation d’eau salée profonds en puits d’évacuation d’eau salée superficiels. Une inspection des puits d’évacuation d’eau salée dans un rayon de 4 kilomètres autour de l’épicentre de l’essaim sismique est actuellement en cours. Deux puits d’évacuation profonds ont déjà été fermés à la suite de ces inspections.
Source : Médias d’information américains.

 

Le Texas, 695 662 km² est seulement dépassé en superficie par l’Alaska. Le deux états sont de gros producteurs de pétrole. L’Alaska est une terre volcanique et sismique alors que le Texas est en théorie beaucoup plus calme d’un point de vue géologique. Pour rappel, Austin est la capitale du Texas qui rassemble quelque 30 millions d’habitants.

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Texas is the second largest State in the United States after Alaska. Contrary to Alaska it is not known to be seismically active. However, a swarm including more than 100 earthquakes struck West Texas between July 22nd to 29th, 2024, prompting the declaration of a state of disaster. The strongest event in the series thus far was M5.1 on July 26th, making it the 6th strongest earthquake in Texas history.

West Texas has seen a significant increase in seismic activity since 2019, and USGS scientists believe it is probably closely linked to local oil fields. One of them said : “We can say with confidence that these are related to oil and gas extractions. »

Indeed, the earthquakes are very likely linked to new forms of oil and natural gas drilling technology that allow companies to drill not just down into the earth but horizontally along an oil formation. In this way, oil companies are reaching deeply buried oil and natural gas deposits that are the decomposed remnants of plants and animals in ancient oceans. When the oil comes up, the salt water, which can be millions of years old, also comes up. This is called « produced water » and it comes up in large quantities. The ratio of oil to saltwater is low. It can be five or 10 or even 20 barrels of salt water for every barrel of oil. This prehistoric water is much saltier than ocean water and can’t be disposed of in rivers or even the ocean, in part because it can contain contaminants such as hydrocarbons. Instead, it must be pumped back deep underground where it cannot leech into groundwater, a process called ‘saltwater disposal.’ It has been proved that the large amounts of water being pumped underground in turn can cause earthquakes.

After the last swarm, Texas is investigating the earthquakes. The Railroad Commission of Texas, which regulates the state’s oil and natural gas industry, has indicated that it was looking into any connections between the quakes and the injection of fluids into the ground for the extraction of petroleum products.

Companies are trying to reduce seismicity caused by underground injection of produced water. Several of them in the area have already converted deep saltwater disposal wells to shallow saltwater disposal wells. Therre is currently an inspection of saltwater disposal wells within 4 kilometers of the cluster of earthquakes. Two deep disposal wells in the area has already benn shut following inspections.

Source : US news media.

Nouvelle carte sismique des Etats Unis // New seismic map of the United States

Des scientifiques de l’Université de Stanford ont compilé la carte la plus détaillée à ce jour des contraintes sismiques en Amérique du Nord. La carte et l’étude qui l’accompagne fournissent des informations précises sur les régions les plus exposées aux séismes ainsi que les types de séismes susceptibles de se produire.
La nouvelle carte est apparue dans une étude publiée le 22 avril 2020 dans la revue Nature Communications. Grâce à l’incorporation de près de 2 000 «orientations de contraintes» (mesures indiquant la direction dans laquelle la pression s’exerce sous terre) ainsi que 300 mesures non incluses dans les études précédentes, la carte fournit une image de bien meilleure résolution de l’activité sismique régionale.
Pour élaborer la carte, les chercheurs ont compilé des mesures nouvelles et anciennes obtenues à partir de forages, puis ils ont utilisé des informations relatives aux séismes passés pour en déduire quels types de failles étaient susceptibles de se trouver en différents endroits.
Connaître l’orientation d’une faille et le niveau de contrainte à proximité permet de savoir dans quelle mesure elle est susceptible de s’activer et si les gens doivent s’inquiéter, que ce soit dans le cadre de scénarios de séismes naturels ou de ceux déclenchés par l’industrie. L’expression « séismes déclenchés par l’industrie» fait référence à l’activité sismique causée par l’homme, en particulier dans certaines parties de l’Oklahoma et du Texas où la fracturation hydraulique est monnaie courante. Il est utile de rappeler que cette méthode d’extraction du pétrole et du gaz consiste à injecter de l’eau en profondeur dans des couches de roches pour forcer l’ouverture de crevasses et extraire le pétrole ou le gaz qui se trouve à l’intérieur. Le risque, c’est que cette technique déstabilise le sol. En 2018, l’USGS a constaté que le niveau de risque sismique dans l’Oklahoma était à peu près le même qu’en Californie.
Tout en confirmant les connaissances existantes, certaines caractéristiques de la nouvelle carte donnent des indications supplémentaires sur les types de séismes les plus susceptibles de se produire à travers le continent. Ces informations peuvent jouer un rôle majeur dans la façon dont les régions se préparent aux catastrophes. Dans l’ouest des États-Unis, par exemple, les chercheurs ont observé que la direction des contraintes sous la surface de la Terre avait changé jusqu’à 90 degrés sur des distances de seulement 10 kilomètres. Cela signifie que les fluides injectés dans le sol dans le processus de fracturation hydraulique peuvent être chahutés, même à une courte distance de l’endroit où ils sont injectés.

Sur la carte ci-dessous, des lignes noires indiquent la direction de la pression dans les zones de contrainte maximale. Les zones bleues représentent des failles d’extension où la croûte s’étire horizontalement. Les zones vertes représentent des failles transformantes, comme la faille de San Andreas. Les zones rouges représentent les failles de chevauchement, où la Terre se déplace sur elle-même.
Source: Business Insider.

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Scientists at Stanford University have compiled the most detailed map to date of seismic stress across North America. The map and accompanying study offer precise information about the regions most at risk of earthquakes, and which types of quakes are likely to occur.

The new map was described in a study published on April 22nd, 2020 in the journal Nature Communications. By incorporating nearly 2,000 « stress orientations » (measurements indicating the direction that pressure gets exerted underground in high-stress areas) as well as 300 measurements not included in previous studies, the map provides a higher-resolution picture of regional seismic activity than ever before.

To make the map, the researchers compiled new and previously published measurements from boreholes, then used information about past earthquakes to infer which types of faults were likely to be found in different locations.

Knowing the orientation of a fault and the state of stress nearby allows to know how likely it is to fail and whether people should be concerned about it in both naturally triggered and industry-triggered earthquake scenarios. The term « industry-triggered » earthquakes refers to seismic activity caused by humans, which is most common in parts of Oklahoma and Texas where hydraulic fracturing, or « fracking, » commonly occurs. This method of oil and gas extraction involves injecting water deep into the Earth’s layers of rocks to force open crevices and extract the oil or gas buried inside. But it destabilizes the ground. In 2018, USGS found that Oklahoma’s earthquake threat level was roughly the same as California’s.

While some of the researchers’ findings in the new map reaffirm existing knowledge, they also reveal new discoveries about the types of earthquakes that are most likely to occur across the continent. That information could have profound implications for how regions prepare for disasters. In the Western US, for example, the researchers observed that the direction of pressure under the Earth’s surface changed by up to 90 degrees over distances as short as 10 kilometres. That means the fluids injected into the ground in the fracking process could get pushed around in completely different ways even just a short distance from where they get injected.

In the map below, black lines indicate the direction of pressure in maximum stress areas. Blue areas represent extensional, or normal faulting, where the crust extends horizontally. Green areas represent strike-slip faulting, where the Earth slides past itself, like the San Andreas fault. Red areas represent reverse, or thrust faulting, where the Earth moves over itself.

Source: Business Insider.

Source : Stanford University

La fracturation hydraulique en Alaska // Fracking in Alaska

drapeau-francaisDès que l’on prononce les mots « fracturation hydraulique » – souvent associés aux gaz de schiste en Europe – on assiste à une levée de boucliers des écologistes qui pensent qu’une telle technique pourrait avoir des effets néfastes sur l’environnement. Aux Etats-Unis, la fracturation hydraulique, ou « fracking », est très répandue dans l’industrie gazière et pétrolière. Un récent article paru dans l’Alaska Dispath News en explique le principe, ainsi que les précautions qui entourent sa mise en place. Je tiens à souligner que la diffusion de cette note est purement informative et ne traduit en aucun cas mon opinion sur la fracturation hydraulique !

La fracturation hydraulique est la dislocation ciblée de formations géologiques peu perméables par l’injection sous très haute pression d’un fluide destiné à fissurer et micro-fissurer la roche. Cette fracturation peut être pratiquée à proximité de la surface, ou à grande profondeur (à plus de 1 km, voire à plus de 4 km dans le cas du gaz de schiste), et à partir de puits verticaux, inclinés ou horizontaux.

Ces techniques suscitent depuis la fin des années 2000-2010 une controverse en Amérique du Nord, qui semble s’étendre dans le monde, alors que de grands groupes industriels envisagent d’exploiter de nouveaux champs pétroliers et gaziers dans les grands fonds marins, en Alaska, au Canada et dans le reste du monde.

Au moment où une compagnie pétrolière du Texas se prépare à débuter dans quelques semaines un forage qui débouchera sur des opérations de fracturation hydraulique à grande échelle dans Cook Inlet en Alaska, un groupe écologiste demande que les clauses gérant de tels forages soient modifiées afin que le public puisse avoir son mot à dire sur les futures campagnes de fracturation. Les partisans de la fracturation hydraulique font remarquer que le recours à une audience publique chaque fois que la fracturation hydraulique est envisagée pour augmenter la production de pétrole ou de gaz serait une perte de temps et ne présente aucun avantage. Ils ajoutent que la fracturation profonde est pratiquée depuis plus de cinq décennies en Alaska sans nuire à l’environnement. De plus, les règles concernant la fracturation dans cet Etat ont été renforcées en 2014.
Cependant, de nombreux Alaskiens, en particulier ceux qui vivent à proximité du projet de forage d’un long puits horizontal par la compagnie BlueCrest Energy sur la péninsule de Kenai, aimeraient être mieux informés sur les opérations de fracturation avant qu’elles débutent. Les gens s’inquiètent des menaces potentielles pour l’eau potable et la faune, ainsi que les séismes qu’une telle activité pourrait provoquer.
La fracturation hydraulique – qui utilise principalement de l’eau avec du sable et des produits chimiques pour fracturer et maintenir la roche ouverte pour augmenter la production de pétrole et de gaz – a commencé à North Slope en 1963 et à Cook Inlet deux ans plus tard. Près de 1 900 puits, soit environ le quart des puits forés en Alaska, ont été fracturés depuis cette date, sans causer le moindre problème. Il n’y a pas eu de cas de pollution des nappes phréatiques. Les  inquiétudes concernant la fracturation hydraulique sont nées dans cet État au cours des deux dernières années, après que certaines opérations de fracturation dans des Etats plus au sud aient été tenues pour responsables des séismes et de fuite de méthane dans les eaux souterraines.
La plupart des opérations de fracturation hydraulique ont eu lieu jusqu’à présent dans la région de North Slope, loin des zones habitées. Le cas de la compagnie BlueCrest est différent. Elle envisage de forer son puits à 10 km au nord d’Anchor Point, pas très loin de Homer et d’autres localités de la péninsule du Kenai, ce qui soulève des inquiétudes. Ce sera le premier programme de fracturation horizontale à grande échelle dans la région avec la mise en place de puits multi-fracturés, d’au moins 6 km de longueur. La multi-fracturation  signifie qu’au lieu des grandes fractures uniques réalisées dans le passé, la compagnie prévoit de faire de petites fractures contrôlées.
Lorsqu’une compagnie demande l’autorisation de mener une opération de fracturation hydraulique en Alaska, elle doit prouver qu’elle a avisé les propriétaires fonciers dans un rayon de 800 mètres d’un puits à forer. La demande de forage doit s’accompagner informations sur l’opération prévue, y compris les détails sur les puits, les produits chimiques prévus et le volume des fluides de fracturation, ainsi qu’un état des lieux des puits d’eau douce dans la zone afin d’obtenir des données sur leur état avant que puissent apparaître les effets de la fracturation. Une fois la fracturation terminée, la composition chimique et les volumes du fluide utilisé pendant l’opération doivent être signalés à l’agence et sur le site fracfocus.org, où figure un registre géré par l’Interstate Oil and Gas Compact Commission et le Ground Water Protection Council.

La population locale a peur que Cook Inlet soit pollué par les liquides de fracturation ou par d’autres rejets liés à l’opération, ce qui nuirait aux saumons et à d’autres espèces sauvages. Toutefois, les autorités assurent que la conception du puits permettra d’éviter les problèmes souterrains comme les fuites de gaz ou de liquides.
La compagnie BlueCrest prévoit de commencer le forage à la fin du mois de novembre sur un site où des forages ont déjà été effectués. La fracturation hydraulique proprement dite devrait avoir lieu au printemps.
Bien que le forage du puits se situe sur terre, la fracturation hydraulique aura lieu à environ 2 km sous le fond marin et à 5 km de la côte, après le forage horizontal. Les fissures microscopiques ouvertes dans la roche par la pression du liquide de fracturation parcourront une soixantaine de mètres et ne viendront pas atteindre le fond marin à 2 km au-dessus. Le tuyau d’acier acheminant le pétrole et le gaz naturel vers la terre sera inséré dans un autre tuyau en acier. Le tuyau extérieur sera entouré de ciment, protection supplémentaire qui empêchera le gaz naturel de migrer à l’extérieur du tuyau et de polluer l’eau potable. Un dispositif inséré dans le tuyau utilise des ondes de compression pour vérifier la solidité du ciment sur «chaque centimètre», avec des résultats de tests analysés par des spécialistes.
En ce qui concerne les séismes, le risque causé par la fracturation hydraulique semble faible dans Cook Inlet. Même s’ils se produisent, de tels événements seront trop faibles pour causer des dégâts. La sismicité n’aurait pas d’effet, non plus, sur les volcans qui se dressent le long de Cook Inlet.
L’injection d’eaux usées, lorsque les fluides produits avec le pétrole ou le gaz sont renvoyés sous terre, est plus susceptible de provoquer les séismes qui ont été associés aux opérations de fracturation dans des Etats plus au sud. Les volumes d’eau généralement réinjectés dans les puits de forage en Alaska ont été plus faibles que dans ces États où ont été observés les séismes.
Source: Alaska Dispatch News.

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drapeau-anglaisHydraulic fracturing (also called fracking) is the targeted disruption of geological formations with low permeability by injecting a fluid under high pressure to crack and micro-crack the rock. This fracturing can be performed near the surface or at depth (more than 1 km, or even over 4 km in the case of shale gas), and from vertical, horizontal or inclined wells.
Since the late 2000-2010, these techniques have triggered controversy in North America, which seems to be spreading around the world, while large industrial operators are preparing to exploit new oil and gas fields in the deep ocean, in Alaska, Canada and the rest of the world.

With a Texas oil company weeks away from launching drilling that will lead to large-scale hydraulic fracturing in Cook Inlet, a conservation group wants Alaska well regulators to change their rules so the public can weigh in on future fracking operations before they are approved. Industry supporters answer that being forced into a public hearing each time they are proposing to use hydraulic fracturing to increase the flow of oil or gas would add costs and time without any benefit. They say companies have been fracturing formations deep underground for more than five decades in Alaska without harming the environment. And Alaska’s rules were strengthened in 2014.

However, many Alaskans, including those living near the long horizontal well BlueCrest Energy plans to drill on the Kenai Peninsula, would welcome the opportunity to learn more about fracking operations before they occur. People are concerned about potential threats to drinking water, wildlife and the earthquakes such activity might cause.

Hydraulic fracturing — using mostly water plus sand and chemicals to crack and hold open rock to increase oil and gas production — began on the North Slope in 1963 and in Cook Inlet two years later. Almost 1,900 wells, about one fourth of the wells drilled in Alaska, have been fracked since then without problems. There have been no documented instances of harm to fresh groundwater in Alaska, but concerns about fracking have grown in this State over the last couple of years, after some fracking in the Lower 48 has been blamed for earthquakes and for methane leaking into groundwater.

Though most fracking has occurred on the North Slope far from residential areas, the case of BlueCrest is different. It hopes to drill its well 10 km north of Anchor Point, close enough to Homer and other communities on the Peninsula to raise concerns. It will be the first large-scale, horizontal fracking program for the region using multistage fracks, with wells extending at least 6 km. Multistage means instead of the single, large fractures made in the past, the company plans to make many small, controlled fractures.

When a company applies for permission to conduct a fracking operation, it must show it has notified land owners within an 800-metre radius of a planned well-bore. The application requires information about the planned operation, including well details, the anticipated chemicals and volume of fracking fluids, and a plan for sampling water wells in the area to obtain baseline data before any effects from fracking could appear. After the fracking is complete, the chemical composition and volumes of the fracking fluid must be reported to the agency and to fracfocus.org, a disclosure registry run by the Interstate Oil and Gas Compact Commission and the Ground Water Protection Council.

Local people are worried Cook Inlet will be polluted by fracking fluids or other waste related to the work, hurting salmon and other wildlife. However, officials contend that the design of the well will prevent problems underground, such as from leaking gas or liquids.

BlueCrest expects to start drilling later this month at a site where previous test drilling has been conducted. Fracking activity is expected to take place in spring.

Though the well will begin onshore, the hydraulic fracturing will take place about 2 km under the seabed and 5 km from shore after horizontal drilling takes place. The microscopic cracks in rock caused by pressure from the fracking fluid will travel 60 metres and won’t come close to reaching the seabed 2 km above. The steel pipe transporting oil and natural gas to land will be inserted into another steel pipe. The outer pipe will be surrounded by cement, another protection that will prevent natural gas from migrating outside the pipe and into drinking water. A device inserted into the pipe uses compression waves to check the integrity of the cement along « every centimetre, » with test results analyzed by experts.

As for induced earthquakes, the chance one will be caused by fracking or fracking-related activity appears to be small in Cook Inlet. Even if one happens, the earthquake would likely be too small to cause damage. The seismicity would not affect the volcanoes along Cook Inlet.

Wastewater injection, when fluids produced with oil or gas are put back underground, is more likely to cause the earthquakes that have been associated with fracking operations in some places in the Lower 48. But the volumes of water typically reinjected into wells in Alaska have been smaller than in states where industry-induced earthquakes have been studied.

Source : Alaska Dispatch News.

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Vue de Cook Inlet et des volcans le long de ce bras de mer (Source: AVO)

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Exemple de fracturation hydraulique pour la production de gaz de schiste.

(Source: HydroFrac)