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La fracturation hydraulique est une technique utilisée pour extraire des ressources de réservoirs non conventionnels dans lesquels un fluide (généralement de l'eau mélangée à du sable, agents moussants, biocide, et autres produits chimiques) est injecté dans la roche, le fracturer pour libérer les ressources qu'il contient. Sur les 7 à 15 millions de litres de fluide injectés, 30 à 50 % restent dans la formation rocheuse après la fin de l'extraction. Sa forte consommation d'eau, risques environnementaux, et des problèmes de production fréquents ont suscité des inquiétudes au sujet de la fracturation hydraulique chez les experts de l'industrie et les défenseurs de l'environnement.
« La fracturation non aqueuse pourrait être une solution potentielle pour contourner ces problèmes, " dit Nannan Sun, chercheur à l'Institut de recherche avancée de Shanghai à l'Académie chinoise des sciences. "Nous avons choisi le CO 2 fracturation à partir d'une gamme d'options parce que le processus comprend de multiples avantages. Cependant, nous manquions encore d'une compréhension fondamentale de la technologie, ce qui est très important pour son développement et son déploiement ultérieurs."
Avantages du CO 2 la fracturation comprend l'élimination du besoin d'un approvisionnement en eau important (ce qui rendrait la fracturation viable dans les endroits arides), réduire les risques d'endommagement des réservoirs (comme cela arrive souvent lorsque des solutions aqueuses créent des blocages dans la formation rocheuse), et fournir un dépôt souterrain pour le CO capturé 2 .
Cependant, CO 2 n'est pas susceptible de devenir couramment utilisé comme fluide de fracturation à moins qu'il ne soit plus efficace que l'eau pour la production de ressources. Pour étudier les différences entre le CO 2 et de l'eau comme fluides de fracturation à un niveau microscopique, Sun et son équipe ont collecté des affleurements de schiste à Chongqing, Chine et les a fracturés avec les deux fluides. Ils ont découvert que le CO 2 a surpassé l'eau, créant des réseaux complexes de fractures avec des volumes stimulés significativement plus élevés.
"Nous avons démontré que le CO 2 a une mobilité plus élevée que l'eau, et, donc, la pression d'injection peut être mieux délivrée dans la porosité naturelle de la formation, " dit Sun. "Cela change le mécanisme par lequel les fractures sont créées, générant des réseaux de fractures plus complexes qui se traduisent par une production de gaz de schiste plus efficace. »
Alors que les chercheurs pensent que cette technologie de fracturation hydraulique sera évolutive, son développement à grande échelle est actuellement limité par le CO 2 disponibilité. Le coût du CO 2 capté à partir de sources d'émissions est toujours d'un coût prohibitif pour produire du CO 2 un remplacement de fluide de fracturation à l'échelle de l'industrie.
L'équipe note également qu'une fois que le CO 2 a été injecté dans la fracture, il acquiert une faible viscosité qui l'empêche de transporter efficacement le sable vers les fractures. Étant donné que le sable est destiné à étayer les fractures pendant la récolte du gaz de schiste, il est essentiel que les scientifiques apprennent à améliorer la viscosité du fluide, mais l'équipe ne sait pas encore comment le faire tout en maintenant des coûts bas et en minimisant l'empreinte environnementale.
Comme prochaines étapes, les chercheurs envisagent d'étudier les limites du CO 2 technologie de fracturation afin de mieux comprendre comment elle peut être utilisée. "Des investigations supplémentaires sont nécessaires pour identifier les effets du type de réservoirs, propriétés et conditions géomécaniques, CO 2 sensibilité de la formation, et ainsi de suite, " dit Sun. " De plus, une coopération avec les industries sera menée pour faire avancer le déploiement pratique de la technologie. »
