Des chercheurs de l'EPFL ont développé un nouveau modèle pour calculer la propagation des fractures hydrauliques. Acclamé pour sa précision par les experts, le modèle prédit mieux la géométrie de la fracture et le coût énergétique de la fracturation hydraulique, une technique largement utilisée dans des domaines tels que le CO 2 espace de rangement, extraction d'hydrocarbures, barrages et surveillance des risques volcaniques.

La fracturation hydraulique a un large éventail d'applications, telles que l'amélioration de la productivité des puits utilisés pour l'extraction et l'injection de fluides dans les formations rocheuses poreuses. C'est une partie courante de l'extraction d'hydrocarbures mais aussi des opérations de géothermie profonde, CO souterrain 2 le stockage et l'extraction par gravité. Les ingénieurs utilisent la technique pour reniveler les bâtiments via un jointoiement de compensation, éviter la propagation des fissures autour des barrages, et même améliorer la sécurité dans les tunnels souterrains profonds. Ces fractures se produisent également dans la nature, comme lorsque le magma monte dans la croûte terrestre près des volcans ou dans les lits des glaciers en raison de la libération soudaine d'un lac d'eau de fonte en surface.

Le procédé industriel implique l'injection de fluide sous haute pression pour créer des fissures dans les formations rocheuses souterraines. « Il existe une grande incertitude quant à l'effet d'un écoulement turbulent lorsqu'un liquide à faible viscosité est utilisé comme fluide de fracturation, " dit Brice Lecampion, qui dirige le Laboratoire de géo-énergie (GEL) de l'EPFL. "Nous voulions développer un modèle open source précis qui met fin à cette incertitude une fois pour toutes." Le papier de Lecampion, qu'il a co-écrit avec le chercheur Haseeb Zia, a été publié dans Journal de mécanique des fluides en octobre 2019. En janvier 2020, cette revue leader dans le domaine de la mécanique des fluides l'a choisi pour un Focus on Fluids publiant un commentaire détaillé de l'article d'un expert, témoignant de la pertinence du modèle développé à l'EPFL.

Sécurité et coût énergétique

Afin d'injecter ou de produire du fluide en profondeur, les ingénieurs forent un puits d'une dizaine de centimètres de diamètre et s'étendant souvent de deux à trois kilomètres sous la surface. Prochain, ils injectent un mélange d'eau et de sable dans le puits pendant 30 à 45 minutes. Cela crée une fracture dans la roche qui peut atteindre jusqu'à 500 mètres de long et 100 mètres de haut. Le sable agit comme un agent de soutènement, un matériau solide utilisé pour maintenir la fracture ouverte afin que les fluides puissent s'écouler entre le puits et la roche. La moitié de l'eau injectée est généralement récupérée, filtré et réinjecté dans les phases de pompage suivantes, tandis que l'autre moitié reste sous terre.

Les ingénieurs doivent pouvoir calculer comment ces fractures se propagent afin de déterminer avec précision la quantité de liquide à injecter, et estimer la géométrie - ou la longueur - des fractures résultantes. Une meilleure estimation de la propagation est également vitale pour assurer la sécurité du procédé, et aide les ingénieurs à estimer son coût énergétique.

Améliorer les prédictions

Pour la stimulation des puits de gaz de schiste, le fluide injecté est à 99% d'eau. Le 1% restant est un additif réducteur de friction, un polymère spécial qui réduit considérablement l'écoulement turbulent en arrêtant la formation de tourbillons. L'additif, qui est largement utilisé dans l'industrie, réduit considérablement la quantité d'énergie requise pour le pompage à haute pression. Jusqu'à maintenant, cependant, son effet sur la propagation des fractures n'avait pas été quantifié.

"Nous avons constaté que l'additif modifie de manière significative la propagation des fractures dans des conditions d'écoulement turbulent, " explique Lecampion. " Pourtant, l'effet ne dure que les cinq à six premières minutes d'injection et a peu d'incidence sur la géométrie finale de la fracture. " Le modèle développé à l'EPFL permet aux ingénieurs de prédire plus précisément la taille des fractures induites et, donc, combien d'eau peut être pompée dans et hors de la roche, et à quel rythme. "Très peu de modèles de ce type sont open-source, " ajoute Lecampion. " L'industrie est dominée par des entreprises privées qui ont tendance à garder leurs calculs et leurs évaluations pour elles-mêmes. "