lundi 7 mars 2016

Facteurs de réchauffement climatique



Le facteur de réchauffement climatique, nommé "potentiel de réchauffement planétaire, ou global" (PRP ou PRG) permet de comparer la puissance des divers gaz à effet de serre. Le potentiel des gaz est comparé à l'effet du gaz carbonique (CO2) qui est le gaz le plus omniprésent. En anglais on utilise GWP pour Global Warming Potential; une définition complète du paramètre se trouve au chap, 8,7 du rapport du GIEC (pp.710-720).

Le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) a été créé en 1988; il publie régulièrement des rapports sur la situation planétaire à la lumière des dernières recherches effectuées à l'échelle mondiale. Son cinquième rapport fait le bilan des données de l'année 2013 et il a été adopté et publié en 2014.


Pour le méthane, le facteur a été bien analysé dans un bulletin de l'AQLPA dont nous reproduisons ci-dessous le tableau des valeurs attribuées au deux sources de méthane (CH4):


Dans le chapitre 8 du rapport du GIEC (voir le tableau page 731), on cite deux valeurs très proches mais légèrement différentes: 84 et 85 pour le CH4.  Que ce soit 85 ou 87, la valeur révisée pour le méthane fossile est significative. 

On peut constater que le GIEC a révisé à la hausse les valeurs du PRG attribuées au méthane; de plus il distingue maintenant l'effet du méthane biogénique (celui produit par la décomposition de la matière organique), de l'effet du méthane fossile, c'est-à-dire celui qui émane des gisements d'hydrocarbures. Dans ce dernier cas, il y a toujours une petite proportion d'autres gaz (éthane, propane, etc.).

L'éthane est le deuxième gaz présent dans le gaz qui s'échappe des puits qui ont des fuites.  Il peut couramment être un constituant de 10% du gaz naturel. Je n'ai pas encore trouvé les valeurs actualisées des facteurs PRG pour l'éthane et le propane*.

Dans l'urgence d'intervenir d'ici 2040 pour réduire les gaz à effet de serre, il est devenu évident que les valeurs à prendre en considération dans le cas du méthane sont celles de l'horizon de 20 ans. Le choix de comparer les gaz sur un horizon de 100 ans date de 1995 et n'est plus justifié aujourd'hui. Le MDDELCC continue de véhiculer la valeur 22 ou 25 comme facteur pour le méthane. C'est l'ancienne valeur sur l'horizon de 100 ans; elle est quatre fois plus petite que la valeur 87 (ou 85) qui elle représente la réalité de façon plus pertinente. Au gouvernement, c'est une façon de minimiser l'impact réel des fuites de méthane dans les divers rapports, notamment ceux dont la publication visait à promouvoir le potentiel d'exploitation des shales au Québec: l'Utica dans les Basses-Terres du St-Laurent et le shale Macasty à Anticosti. On a minimisé ainsi le coût réel des externalités des fuites de méthane dans le rapport ATVSO2 pour lequel j'ai fait un résumé critique.

Le développement des gisements marginaux d'hydrocarbures de roches mère (shales),  pour lesquels l'emploi massif et étendu de la fracturation hydraulique est incontournable, sera responsable d'une partie très significative de l'élévation de la température mondiale des prochaines décennies. La raison principale tient au méthane qui fuit pendant les opérations d'extraction et aussi après la fin de l'extraction. On peut penser qu'après l'exploitation ce sera un problème insurmontable, car pendant l'exploitation active il y a sur place un certain contrôle possible des fuites et un captage du gaz pour le diriger vers des torchères; mais après il n'y a plus que des champs immenses de dizaines de milliers de puits à l'abandon. On a pour l'instant que des mesures du méthane reliées à l'extraction dans quelques secteurs actifs aux USA et c'est déjà considérable comme impact. La décennie 2005-15 a été celle du boom pétrolier et gazier lié à la fracturation. La décennie qui suit 2015-25 sera celle de l'éclatement de la bulle "fracking" et du déclin de la production. Les décennies qui suivront ensuite seront celles de la très lourde facture que représenteront toutes ces énormes étendues fracturées d'où le méthane continuera de fuir massivement, car oui c'est une certitude les puits bouchés ne sont pas éternels.

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* une source non vérifiable attribue un facteur PRG de 3,3 au propane et 6,0 à l'éthane

mardi 1 mars 2016

Trois forages avec fracturation autorisés à Anticosti?

La poursuite des travaux d'exploration à Anticosti, notamment la réalisation de trois forages avec fracturation à l'été 2016, (ou 2017) est conditionnelle à ce que le gouvernement accepte de donner trois permis de forage, et qu'il accorde ultérieurement trois autres permis de "complétion" (fracturation). 

La demande des trois permis de forage doit remplir les conditions des articles du RPEP; ce sont des articles qui ont été dénoncées pour leur grand laxisme et leur incohérence dans ce règlement. Le premier ministre Philippe Couillard a cependant fait grand cas des trois études hydrogéologiques qui sont requises dans les demandes de ces trois permis. C'est donc ce que le billet de ce mois-ci va examiner.


Les trois emplacements sont tous les trois situés dans la même zone dans un secteur susceptible de remplir les conditions optimales pour cibler le meilleur potentiel dans le shale Macasty. C'est une partie de l'Île dans le secteur de la rivière Jupiter ainsi qu'à l'ouest de celle-ci (petits cercles jaunes dans la figure ci-dessous):


Figure 1. Carte d'Anticosti montrant les détenteurs de permis, les forages réalisés entre 2012 et 2015 et les trois forages prévus en 2016.

On a retenu ces trois emplacements à la limite sud des permis d'Hydrocarbures Anticosti, car là le shale est à plus grande profondeur et s'approche un peu des conditions que l'industrie elle-même fixe comme norme acceptable, soit de conserver environ 1000 m entre le bas de la nappe et le haut de la fracturation (ce qui est illustré sur la coupe à gauche dans la figure). La presque totalité des permis d'Hydrocarbures Anticosti se situe cependant dans des conditions de profondeur où cette norme ne peut être respectée. Deux des trois puits sont dans la zone (fig. 1, LaLoutre et Jupiter) où la norme de 1000m ne sera pas respectée. Quels que soit les résultats que donneraient ces trois puits expérimentaux, ces données ne seraient représentatives que d'une partie infime du gisement postulé.

Le premier ministre a précisé à plusieurs reprises que l'obtention de ces permis de forage sera conditionnelle à ce que préciseront les études hydrogéologiques en cours. Qu'en est-il de ces études?
Il s'agit d'une évaluation avant forage des données hydrogéologiques préalables sur les sites où un promoteur demande un permis pour forer un puits d'hydrocarbures. Chaque étude est fort limitée dans  le temps et dans l'espace.

- Dans le temps: c'est un inventaire hydrogéologie des données existantes que le promoteur fait avant le début des travaux. Il transmet ce rapport 30 jours avant le début des travaux pour un "sondage stratigraphique" ou lors de sa demande de permis dans le cas d'un forage. Dans le cas d'Anticosti, il n'y a pratiquement aucune donnée hydrogéologique connue avec le détail requis pour caractériser les très petits secteurs de chacun des trois forages prévus. Au bas de cette page en annexe, l'article 38 décrit ce que le promoteur doit mettre dans son étude. C'est bien le promoteur qui fait réaliser cette étude; en pratique, il n'y a pas aucun contrôle sur la véracité ou l'objectivité du contenu de ce rapport hydrogéologique.


- Dans l'espace, l'article 37 du RPEP "un territoire d’un rayon minimal de 2 kilomètres en dehors des limites du site de forage, ou un territoire correspondant à la longueur horizontale du puits envisagé". Concrètement voici les trois territoires (cercles en bleu aux figures 2, 3 et 4) qui sont dans les études hydrogéologiques réalisées pour trois demandes de permis.
Figure 2. Le site du forage CanardHZ; orientation de la partie horizontale du forage non précisée.




Figure 3. Le site du forage La LoutreHZ; orientation de la partie horizontale du forage non précisée. Le cercle bleu a 2 km de rayon.


Figure 4. Le site du forage JupiterHZ; ; orientation de la partie horizontale du forage non précisée.




On peut constater qu'il est incongru de désigner comme "étude hydrogéologie" une description de ce qui se trouve actuellement en surface dans ces trois zones circulaires. Comme c'est le promoteur du forage qui fournit l'étude, il est peu probable qu'elle contienne un élément qui orienterait la décision vers un refus de permis.


La cartographie des nappes souterraines se fait normalement sur des étendues qui couvrent une nappe depuis sa zone d'alimentation jusqu'à son exutoire. Dans le cas de la figure 4, la rivière Jupiter est voisine du forage prévu; elle est très certainement l'exutoire naturel de la nappe phréatique de toute la région. Cependant la zone requise par le RPEP pour l'attribution du permis se limite au cercle de 2km de rayon, ce qui n'inclut pas du tout la rivière.

L'utilité de ces "études hydrogéologiques" se limite en fait aux possibles épandages accidentels en surface; on précise un peu où s'écoulerait le contaminant en cas de déversement pendant les travaux. Le promoteur inclura sans aucun doute dans son rapport une méthode de mitigation à utiliser le cas échéant.

Cette approche convient peut-être aux installations industrielles de surface, mais dans le cas des puits, la contamination a beaucoup de chances de remonter du bas vers le haut, des couches géologiques profondes vers le bas des nappes. Dans une telle éventualité, le rôle des discontinuités, des voies de circulation souterraine par les failles et les fractures devient prépondérant. Des failles connues, il y en a en abondance dans le secteur des trois puits. D'autres failles encore inconnues et des milliers de fractures existent en plus de celles montrées sur la carte ci-dessous (lignes en rouge, fig. 5):
Figure 5. Les failles cartographiées à Anticosti (réf. rapport ATRA01) et les formations géologiques en plan et en coupe dans le petit encadré; les cercles rouges montrent les séismes de 1985 à 2015.
La fracturation hydraulique dans la partie horizontale d'un puits d'hydrocarbures augmentera la connectivité des fractures créées et des fractures présentes. La migration des contaminants peut suivre un chemin complexe (fig. 6) qui ne sera pas linéairement vertical. La contamination pourra ressortir dans une nappe ou un cours d'eau bien en dehors du cercle de 2 km de rayon mesuré en surface à partir de la tête du puits. Le temps de migration pourra être long (années ou décennies) avant que l'effet se manifeste en surface, mais il sera permanent dans le temps par la suite.


Figure 6. Vue en coupe du forage de la fig. 4 montrant l'extension horizontale; cette extension pourra recouper de nombreuses fractures et à l'occasion des répliques des grandes failles (en rouge) de la région.












La vision simpliste qui a abouti au MDDELCC à n'inclure dans le RPEP qu'une zone de 2 km (fig. 6) autour de la tête du puits, n'a qu'une utilité limitée aux épandages en surface qui peuvent survenir, par exemple pendant les travaux de forage. Cette vision ne tient absolument pas compte des migrations souterraines qui peuvent survenir bien après la fin des travaux en surface.


Une fois les permis obtenus et les trois forages réalisés, l'exploitant aura a déposer une demande de permis de fracturation** qui examinera essentiellement si la partie horizontale est à 600 m ou plus de profondeur. Cette condition sera automatiquement remplie pour les trois forages en cause. Les articles 40 à 46 du RPEP décrivent les autres modalités dans l'attribution de cette 2e série de permis. Nous avons déjà analysé en détails les lacunes manifestes de ces articles.

La mécanique mise en place au gouvernement au cours des dernières années a tout fait pour faciliter le démarrage de l'industrie pétrolière au Québec, par des investissements directs de fonds publics, par des décrets pour bloquer les tentatives d'opposants environnementaux ainsi que par des dispositions spécifiques et très laxistes dans la réglementation (RPEP). Il sera difficile de changer la donne sans revoir de fond en combles les règles déjà en place.

Ce n'est pas avec les trois demandes de permis que le premier ministre Couillard sera le mieux outillé pour ne pas mettre sa signature sur le désastre Anticosti; l'attribution des permis de forage est quasi automatique pour quiconque en a fait la demande. Les règles à suivre pour obtenir les permis sont bien connues des promoteurs car ils en ont influencé la mise en place. De plus dans ce cas-ci, le gouvernement lui-même est le principal actionnaire dans le consortium Hydrocarbures Anticosti qui dépose ces demandes de permis.

Les trois minis études hydrogéologiques accompagnant les trois demandes de permis de forage ne présenteront qu'une information très limitée pour une prise de décision responsable. Il serait peut-être plus utile pour monsieur Couillard et ceux qui partagent sa nouvelle orientation de voir le contenu du rapport final de l'ÉES Anticosti. Il tarde cependant à être publié et il n'a pas pu être présenté à la date annoncée (fin 2015). La dernière étude "Analyse avantages-coûts (AAC) d’un éventuel développement des hydrocarbures à Anticosti # ATVS02" qui est l'étude clef, a elle-même été très retardée. Elle doit revoir les données du chantier économie de l'ÉES en incluant les externalités; or une erreur flagrante a faussée complètement le bilan économique simulé pour le développement pétrolier d'Anticosti. On peut penser que l'on s'active en ce moment à Québec à finaliser le rapport ATVSO2 sans trop écorcher le ministère des finances qui est l'auteur de l'étude économique qui comporte l'erreur flagrante*. On peut également espérer qu'on mettra là en lumière des arguments économiques solides pour appuyer une prise de position de monsieur Couillard pour stopper ce projet cul-de-sac. De plus, la très grande majorité des mémoires déposés à l'ÉES Anticosti ont complètement contredit les prétentions des promoteurs sur la pseudo rentabilité socio-économique et environnementale du projet d'exploitation non conventionnel des hydrocarbures du shale Macasty. Il y a là beaucoup de démonstrations solides de la non pertinence de poursuivre des travaux à Anticosti. Monsieur Couillard pourra s'en inspirer.



* Le ministère des finances a compté en double de 43 milliards de barils en place ce qui lui permettait d'estimer à 203 milliards de dollars la valeur brute du pétrole + gaz extrait entre 2020 et 2095 à Anticosti. Avec deux fois moins de pétrole + gaz extrait sans l'erreur qui double, on aurait que 203÷2 (=101,5 milliards) de dollars comme valeur brute. L'opération simulée qui donnait un profit de 45 milliards de dollars produit  plutôt un gros déficit de plusieurs dizaines de milliards de dollars. Il est délicat pour monsieur Couillard d'utiliser un argument économique, car il est délicat de désavouer son propre ministère des finances responsable de cette étude biaisée et bâclée.


** La demande du permis pour procéder à l'étape de la fracturation se nomme "permis de complétion".  Le formulaire n'est pas trop complexe à remplir (ci-dessous) et dans le passé, aucun permis n'a jamais été refusé à un promoteur. Remarquez que "fracturation hydraulique" n'est même pas mentionnée dans le formulaire; c'est inclus de façon beaucoup plus discrète dans le terme "stimulation" et cela se résume à une simple ligne. Il n'y a aucune exigence de fournir la liste des p.roduits injectés
N.B. Cette étape a même été cour-cuicuitée lors de l'octroi des autorisations le 15 juin 2016 car le gouvernement accorde directement l'autorisation de la fracturation en même temps que l'octroi des trois permis de forage !



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ANNEXE Articles du RPEP qui donnent la description de l'étude hydrogéologie exigée pour l'obtention d'un permis de forage

38. L’étude hydrogéologique doit notamment fournir les renseignements suivants, au regard du territoire visé :
1° sa topographie;

2° son contexte géologique et structural, incluant son profil stratigraphique;

3° son contexte hydrogéologique, hydrologique et géochimique, en précisant notamment les aquifères présents et le réseau hydrographique;

4° la localisation et une description de l’aménagement des prélèvements d'eau effectués à des fins de consommation humaine ou de transformation alimentaire ainsi que les résultats d’analyse des échantillons d’eau prélevés aux sites de ces prélèvements conformément au paragraphe 2 du troisième alinéa de l’article 37, le cas échéant;

5° la localisation et une description de l’aménagement des puits destinés à rechercher ou à exploiter du pétrole, du gaz naturel, de la saumure ou un réservoir souterrain, le cas échéant;

6° les conditions de confinement et de recharge des aquifères ainsi que leur vulnérabilité par rapport aux activités projetées en surface sur le site de forage;

7° la dynamique d’écoulement des eaux, notamment au regard de la direction d’écoulement des eaux souterraines et leurs liens avec les eaux de surface;

8° l’évaluation des impacts d’une contamination des eaux sur les prélèvements d’eau effectués à des fins de consommation humaine ou de transformation alimentaire de même que sur les écosystèmes aquatiques associés à un cours d’eau dans l’hypothèse où :
a) une défaillance du puits provoquerait une migration de fluides vers le ou les aquifères ou vers la surface;
b) un déversement accidentel se produirait sur le site de forage;

9° la démonstration que la localisation retenue pour le site de forage est la moins susceptible d’affecter des prélèvements d’eau effectués à des fins de consommation humaine ou de transformation alimentaire et, le cas échéant, la distance à respecter pour minimiser les risques de contamination des eaux de tels prélèvements si cette distance est supérieure à celle minimalement exigée en vertu de l’article 32;

10° la localisation des puits d’observation aménagés ou à aménager et les motifs justifiant le choix de leur emplacement et de leur aménagement. 

L’étude est transmise au ministre au moins 30 jours avant le début des travaux d’aménagement du site de forage. 

15 juin 2016. Les permis de forage de fracturation, de prélèvement d'eau, le permis de brûler le gaz à la torchère ont été accordés. Toutes ces études déposées demeurent confidentielles: il est impossible d'en connaître le contenu. C'est Pétrolia qui a fait faire ces études. Là où on les mentionne, même le nom des auteurs est caviardé, comme est caviardé toute référence à des valeurs chiffrées (ex. débit, hauteur des torchères, etc.).