dimanche 1 octobre 2017

Les quatre nouveaux règlements pour la loi 106

Il est incontestable que l’industrie du gaz et pétrole a imposé depuis des lustres son mode d’auto-régulation. Les États et provinces pétrolières se contentent d’entériner dans leurs lois et règlements les normes que l’industrie a définies pour elle-même. L’objet des normes, des règles de conduite des opérations se trouve ainsi limité dans le temps et dans l’espace aux activités de l’industrie. Les règles ne sont conçues que dans l’optique d’établir les « bonnes pratiques »; par bonnes on entend ce qui est sécuritaire pour les installations, pour le personnel et pour l’environnement, pendant la durée des opérations, tout en étant le plus efficace et le plus rentable pour l’exploitant.
Le Québec importe telle quelle cette façon de légiférer, sans oublier d’inclure dans les objectifs les préoccupations commerciales de l’industrie : « la Loi sur les hydrocarbures, ayant pour objet de régir le développement et la mise en valeur des hydrocarbures, tout en assurant la sécurité des personnes et des biens, la protection de l’environnement et la récupération optimale de la ressource ». Les règlements déposés pour compléter la loi 106 suivent très fidèlement cette vision. On a ajouté pour ici quelques normes qui n’existent pas ailleurs; par exemple la distance verticale de 400m entre le forage horizontal et le bas des nappes; cette règle se retrouve dans le RPEP. On présente cela comme exemple de « sévérité accrue » dans les règlements québécois, alors qu’en fait cette règle du 400m est absurde pour autoriser la fracturation; dans bien des cas réels la fracturation s’étend verticalement sur 500 même 550m vers le haut. La "norme" de 400m en distance verticale coïncide à ce que Pétrolia avait besoin pour Anticosti et pour Haldimand en Gaspésie: une norme absurde et carrément dangereuse.
Les quatre règlements (fig.1 ci-dessous) présentés en septembre 2017 s’ajoutent au Règlement sur le prélèvement des eaux et leur protection (RPEP) promulgué en août 2014. Dans les nouveaux textes on cite le mot « fracturation » à 136 reprises; pourtant la fracturation ne figure pas dans l’article 2 qui définit les termes importants. C’est étonnamment au RPEP (art. 31) qu’il faut aller pour trouver cette définition: « on entend par:
1° « fracturation » : opération qui consiste à créer des fractures dans une formation géologique en y injectant un fluide, sous pression, par l’entremise d’un puits, à l’exception de celle utilisant un volume de fluides inférieur à 50 000 litres ».

Il y a un fouillis manifeste dans l’édiction des règles. Le RPEP relève du MDDELCC et les autres règlements sont édictés par le MERN.  Évidemment fracturer avec 49 000 litres, et fixer par règlement que cela échappe aux règles applicables à la fracturation, c'est aussi un beau cadeau à l'industrie.
Figure 1  Les quatre règlements déposés le 20 septembre 2017 en complément de la loi sur les hydrocarbures.


Quelques questions
1) Pourquoi quatre règlements?  Les deux premiers (fig. 1 ci-dessus) sont assez semblables et traitent du comment faire  l’exploration, les forages, etc.  Le règlement 1 c’est pour les travaux en milieux hydriques (lacs, rivières, fleuve, océan); le règlement 2  c’est pour les travaux en milieux terrestres. Le règlement 3 fixe les modalités des licences (coûts et obligations annuelles, rapports, etc.). Le règlement 4 n’a que deux articles et ne sert qu’à abroger l’ancien règlement (Loi sur les mines chap. M-13.1, a. 306).
2) Sont-ils vraiment sévères? On a choisi dans les règlements 1 et 2 de transposer en articles le détail de chacune des étapes que l’industrie suit dans ses opérations quotidiennes. L’industrie a déjà défini pour ses propres besoins ce type de procédures détaillées, ou guides de pratiques. En reprenant le pas à pas de ces procédures pour les codifier, le gouvernement n’impose en fait rien de bien nouveau ou de bien spécial. L’industrie s’applique déjà à elle même ces procédures. Ce que le gouvernement ajoute comme « fardeau » c’est l’obligation de transmettre au ministre tous les rapports détaillées des procédures prévues avant les travaux et les rapports des travaux effectivement réalisés. Ça fait deux beaux règlements bien copieux de 334 et 339 articles respectivement. Cela permet au ministre de dire que ses règles sont bien rigoureuses, mais cela ne signifie absolument pas que le public et l’environnement y trouveront leur compte. Il n’y a que les étapes où l’industrie est présente et réalise des opérations qui se trouvent régies par les règlements; et tout cela exprimé uniquement en fonction des besoins de l’industrie. Tout le reste est absent : les populations impliquées, les municipalités impactées, la gestion des sites après que l’industrie ait terminé ses opérations sur le terrain, les véritables risques environnementaux, la surveillance à long terme. Rien de cela n’est codifié dans le règlement. À l’origine de ces règles, les bonnes pratiques auto proclamées de l’industrie n’ont jamais été légalement impliquées hors du lieu immédiat et hors du temps où l’industrie exerce sur le terrain une activité. Leurs préoccupations et leurs obligations cessent dès que cessent leurs activités localisés. C’est là le gros « bug » ; c’est là le côté très laxiste de ces règlements; on cède à l’industrie le monopole de définir le champ d’action de la règlementation. L’industrie rouspètera un peu pour la forme, critiquera la paperasse inutile* peut-être, mais ces règles sont essentiellement conçues pour l'industrie.  Ces règles, c'est l'état de fait dans le modus operandi  usuel de l'industrie pétrolière qui a toujours donné des problèmes de santé, des problèmes sociaux et des problèmes environnementaux non résolus. Certains d'entre eux viennent à peine d'être reconnus; c'est le cas des puits abandonnés qui se corrodent et fuient. Il n'y a aucun article dans les règlements qui traite ces questions.
3) Y a-t-il d'autres juridictions en Amérique du Nord qui ont un règlement plus sévère? Oui il y en a plusieurs qui sont nettement plus restrictifs et sévères, notamment sur la question fort litigieuse de la fracturation hydraulique dans les forages destinés à la recherche et à l'extraction des hydrocarbures. Des États et des provinces ont mené des commissions d'études qui ont conduit les autorités à suspendre complètement la fracturation hydraulique pour un temps indéterminé (moratoires proclamés).  D'autres États, comme le Vermont, l'état de New-York, le Maryland sont allés plus loin que le moratoire: ils interdisent carrément la fracturation hydraulique. Dans les deux catégories (moratoires ou interdictions légales), c'est nettement plus sévère que les petites restrictions que le Québec présente: 40m de la voie maritime, 175m des maisons, 60m de la limite d'un parc, etc. Même dans les États qu'on peut qualifier de pétroliers aucun, à part l'Alberta, n'a présenté une règle aussi absurde que celle du RPEP: 400m verticalement sous le bas des nappes pour autoriser la fracturation dans un forage horizontal.
4) Pourquoi un règlement distinct pour les milieux hydriques?  En effet pourquoi? et surtout quel sera l’impact d’envoyer ce message à l’industrie : - bienvenue aux forages en milieux hydriques -. Un seul règlement aurait suffi avec quelques règles spécifiques pour traiter du cas possible d'un gisement du type Old Harry.  Au Texas et en Californie par exemple, il y a de très nombreuses plateformes de forage pétrolier au large des côtes du Golfe du Mexique et du Pacifique. On s’est dit à Québec, tant qu’à importer d’ailleurs les règles des États pétroliers, importons les toutes, ça fera plus complet et plus sérieux!
5) Y aura-t-il un impact sur des causes pendantes devant les tribunaux? C’est délicat de présumer des décisions que prendront les juges, mais prenons la cause Lone Pine VS Canada. La loi 18 du 13 juin 2011 est invoquée dans une poursuite de 118,9M$ (US) car elle a abrogé une partie des permis de Junex que Lone Pine Ressource de Calgary avait pris en affermage. La loi 18 a soustrait de l’exploration la portion des permis sous les eaux du St-Laurent (fig. 2 ci-dessous). 
Figure 2  La zone des permis de Junex sous le fleuve abrogé en partie par la loi 18 le 13 juin 2011 (source: https://goo.gl/U6ESKv  p.15)

Cette cause sera entendue au cours de ce mois d’octobre. Quel beau moment choisi par Québec pour renforcer les arguments de Lone Pine Ress. Inc (la filiale du Delaware) en annonçant maintenant que l’exploration-fracturation-exploitation est possible sous les lacs, les rivières et le fleuve. La seule restriction qu’on trouve dans le nouveau règlement est une distance de 40 de la voie navigable du fleuve St-Laurent (fig. 4); tout le territoire du fleuve a pourtant été exclu auparavant par la loi 18 (fig. 3).
Figure 3  Le champ d'application de la loi 18 sanctionnée le 13 juin 2011 (source: https://goo.gl/U6ESKv  p.37)







Figure 4  La voie navigable du St-Laurent en aval de Trois-Rivières (source Garde Côtière du Canada); la distance de 40m représente l'épaisseur du trait le plus fin sur cette carte.

6) Et qu’en est-il pour les distances séparatrices? Ce n’est pas parce que la loi québécoise fixe à 175m ce que d’autres juridictions tolèrent à 150 ou 100m que nos règles sont bonnes. Importer ce qui est légal ailleurs dans des États pétroliers et le rendre juste un petit différent pour pouvoir dire qu’on est « sévère », c’est risible. Le sous-sol des zones pétrolières du Texas et de l’Alberta est depuis des générations truffé de puits et d’installations pétrolières. Les habitants se sont accommodés à cohabiter avec leurs industries. On a règlementé les zones habitées et industrielles avec des distances qui apparaissent là-bas comme des compromis acceptables. C’est fort différent d’importer telles qu’elles, ou un peu améliorées, des normes qui ne conviennent absolument pas à l’occupation actuelle et souhaité ici pour l’avenir de nos territoires. Le rejet par la population du Québec de ces normes est généralisé. J'ajoute en terminant ce point que les distances séparatrices dans les États pétroliers datent historiquement du besoin de réglementer l'utilisation du terrain entre divers producteurs. L'objectif premier des distances séparatrice, c'était qu'un producteur n'interfère pas avec son concurrent voisin. L'environnement était bien secondaire...
7) Là aussi, y a-t-il un impact juridique? Ristigouche vient tout juste de plaider sa cause en septembre; la publication des règlements à la fin de ce même mois va mettre le juge devant un texte de loi qui objectivement renforce le poursuivant Gastem. Fort heureusement la rétroactivité ne s’applique pas et la cause implique d’autres arguments. Mais en mettant en force des distances mesurées uniquement à partir des têtes de puits, le gouvernement montre bien qu’il ne comprend absolument pas les enjeux qui s’appliquent à des forages horizontaux avec des fracturations hydrauliques qui peuvent s’étendre à 1500m voire 2500m des têtes de puits. Ces règles viennent contrer juridiquement les demandes de dérogation des 300 municipalités qui s’objectaient déjà au RPEP et à la norme de 500m de distance à la tête des puits. Les municipalités ont reçu du ministre une fin de non recevoir, qu’elles pourront contourner éventuellement en portant la cause en justice. Cet enjeu devient beaucoup politique et juridique; au point de vue scientifique, ces règles de distance sont de la pure foutaise.
8) L'acceptabilité sociale intervient dans quel(s) article(s) des règlements? Une réponse simple: nulle part. Quant à l'avis des municipalités (dans le sens l'opinion des municipalités), ça non plus n'existe pas. Tout ce qui se rapporte au terme  avis, c'est uniquement dans le sens suivant: "Le titulaire (de la licence) transmet l’avis au propriétaire ou au locataire par la poste. Il le transmet aussi aux municipalités locales et aux municipalités régionales de comté par poste recommandée". Un avis qui ne veut absolument pas dire qu'on vous demande votre avis.

9) Y a-t-il des bons points dans ces règlements? Il y a effectivement quelques points positifs, notamment dans les définitions (p. 4112, a.2) où on a enfin compris au MERN des incongruités qu'on leur signale depuis 2011:
-    Coffrage VS tubage;  Après des années à s'obstiner d'employer un terme impliquant une très mauvaise traduction de "casing" traduit en "coffrage", le MERN emploie maintenant le bon terme "tubage" (sauf deux mentions de coffrage dans une fiche d'inspection ancienne version donnée à l'annexe 2). Un coffrage c'est un élément temporaire qu'on enlève une fois le béton durci; ça n'a rien à voir avec l'élément principal les tubes d'acier des puits qu'on ne retire évidemment pas, une fois le coulis durci.
-     La définition de complétion exclu spécifiquement les opérations de fracturation. Quant au terme "stimulation" utilisé de façon ambigüe précédemment, il se retrouve à quatre endroits dans l'expression anglaise Fracture stimulation, plus une mention de la stimulation chimique (p. 4269), mais le terme n'est pas défini nulle part; on semble donc vouloir laisser maintenant de côté cette astuce de camouflage.
-   Fracturation, très bizarrement de terme n'est pas défini dans l'article 2 qui donne les définitions légales des termes et des expressions; le mot fracturation apparait cependant 136 fois dans le texte.
-   Sondage stratigraphique, c'est défini simplement comme un trou de forage tout comme un puits (p. 4214). Fini donc la distinction factice entre forage et sondage stratigraphique inventée le 9 juin 2014 pour contrer une action du CQDE.
10) D'autres éléments dignes de mention? Il y en aurait des dizaines à souligner en passant article par article, mais je me restreins dans ce texte à donner des grandes lignes; une revue détaillée serait vraiment très fastidieuse. Il me semble plus approprié de préciser les éléments essentiels. À plusieurs endroits (20 exactement) après qu'un article formule une exigence, on trouve le texte suivant « Le ministre peut dispenser le titulaire de cette obligation … ».
Ce qui n'est pas dans ces règlements est tout aussi révélateur que ce qui est retenu; il n'y a pas d'exigence de faire du monitoring microsismique dans les opérations de fracturation. L'article a.216 le contenu du rapport de fracturation  « 17°…  les données de surveillance des paramètres de fracturation » flou, sans autre précisions.

18°   « le cas échéant, les données brutes et interprétées de surveillance sismique »; le monitoring microsismique pour évaluer sommairement l’extension de la fracturation restera donc facultatif. C'est pourtant la seule façon valable de vérifier l'extension réelle de la fracturation.
Les grandes lacunes dans ces règlements, c'est la limitation des responsabilités à des sommes bien inférieures aux risques appréhendés. Les cautions exigées sont limitées dans le temps des activités; tout cela se termine avec la fermeture des puits et la restauration des sites. Les cautions servent à garantir l'achèvement des travaux finaux; après le ministres retourne le montant de la caution à l'exploitant.  Donc tout ce qui surviendra après est ignoré dans les règlements. D'autres juridictions traitent des puits orphelins et ont des exigences règlementaires à cet effet. Rien de ça au Québec. Quand les activités cessent, il n'y a plus rien à règlementer pense-t-on à Québec. Je reprends donc en annexe la liste des 30 questions que j'avais déjà adressées au gouvernement dans mon mémoire au BAPE Annexe 2.
*  Là l'industrie a un point: le "ministre" ne lira jamais tout le détail de ces rapports journaliers et on peut douter de la compétence de ses fonctionnaires pour le faire.
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Annexe -  Liste de quelques questionnements reliés aux puits après abandon
(des problématiques dont les règlements et les règles auto-proclamées de bonnes pratiques de l'industrie ne traitent pas)

1- Qu’y a-t-il dans la technologie des puits (acier?, coulis de ciment?) qui pourrait faire qu’ils soient éventuellement éternels? ou plutôt devoir durer aussi longtemps que le processus géologique de migration du méthane (et autres composants fluides)?
2- Quand s’arrête le processus de migration des fluides, méthane en particulier?
3- Quels documents ou études scientifiques peut-on citer pour confirmer cette valeur?
4- Quels seraient les coûts de réouverture-réparation d’un puits, inspection par instrumentation du tubage pour arriver à réparer et contrôler une fuite majeure?
5- D’où viendront les équipes spécialisées pour ce type de travaux et qui en sera le maître- d’œuvre?
6- Si les puits dont l’exploitation est terminée retombent dans le domaine public, de quel ministère relèvera le suivi?
7- Quel type d’inspection et à quelle périodicité sera-t-il mis en œuvre par ce ministère?
8- Quel sera le budget approximatif du service concerné par la gestion des puits?
9- Est-ce que les puits du domaine public seront inscrits au passif du gouvernement? Si oui, à combien évalue-t-on le passif d’un puits de gaz de schiste?
10- Est-ce que cette valeur négative sera compensée par un paiement équivalent exigé de l’exploitant avant d’autoriser le transfert à l’État de la propriété de l’ouvrage?
11- Dans une future loi des hydrocarbures, quelles dispositions particulières devraient régir les ententes entre les entreprises industrielles qui installent leur puits et les propriétaires de terrain qui les accueillent?
12- Dans cette même loi, quelles dispositions particulières viseraient les propriétaires voisins sous lesquels passent les portions horizontales des forages ainsi que l’extension des fractures qui sont créées?
13- Comment l’extension de la fracturation sera-t-elle mesurée?
14- Quelles mesures de suivi seront prévues dans les aquifères?
15- Quelles mesures de suivi seront prévues dans les cours d’eau alimentés par les nappes?
16- Quelles mesures de suivi seront prévues dans l’air des terrains au-dessus des zones fracturées?

17- Quelles sont les études scientifiques qui traiteraient de l’effet des composés du fluide de fracturation (le cocktail chimique pour les "slickwaters") sur la corrosion accélérée des aciers et coulis des puits?
18- Quelles sont les études scientifiques qui traiteraient de l’effet des cycles de grande pression pendant la fracturation sur la résistance des aciers et celle des coulis des puits?
19- Quelles sont les études scientifiques qui traiteraient de l’effet des réparations (opérations dites «squeeze» faites pour colmater les fuites sur les puits neufs (ex Talisman Leclercville No1), l’effet des perforations notamment, sur la corrosion accélérée des aciers et coulis des puits, au voisinage et résultant de ces perforations?
20- Pourquoi l’exploitant privé d’un bien public (les gisements d’hydrocarbures du substratum) n’est-il tenu qu’à déposer un rapport portant sur les travaux de forage, sans norme quant au contenu de ce rapport?
21- Pourquoi les erreurs flagrantes dans le contenu de ces rapports ne font l’objet d’aucun commentaire, remarque ou correctif une fois acceptés par le ministère (MRN)?
22- Pourquoi les compagnies bénéficient-elles d’un délai de 2 + 1 an pour déposer ces rapports de forage, alors que les effets sur le voisinage peut-être bien plus courts?
23- Pourquoi le dépôt des rapports des travaux de complétion des puits (fracturation hydraulique, monitoring, travaux de colmatage, etc.) est-il facultatif, i.e. non obligatoire et laissé au bon vouloir des exploitants (en pratique donc, jamais déposés)? Ce sont pourtant les travaux les plus cruciaux!
Au Québec entre 2006 et 2010 sur les 29 puits forés, il y en a eu 18 qui ont été complétés jusqu’à l’étape de la fracturation. Ces fracturations du shale d’Utica ont donc modifié une propriété publique située sous des terrains privés. Le substratum est possédé par l’État et en fin de bail minier, il retourne en totalité dans le domaine public. Ces transformations par un exploitant privé disposant d’un bail, changent les risques pour la contamination de l’eau potable. Les questions 24 à 30 portent sur ces 18 cas de transformations d’un milieu naturel public.
24- Pourquoi n’y a-t-il aucun rapport, aucune analyse disponible publiquement des opérations de fracturation sur ces 18 puits?
25- Quelle a été la distance entre le haut de la fracturation et la limite inférieure de la nappe phréatique pour chacune de ces fracturations?
26- Quelle est l’extension latérale de ces 18 zones fracturées?
27- Comment le gouvernement s’assure-t-il de la validité et de la neutralité scientifique des valeurs concernées par les questions 25 et 26?
28- Le gouvernement dispose-t-il de cartes délimitant précisément en plan les étendues des zones fracturées, ou encore des relevés de monitoring microsismique faits pendant les opérations de fracturation?
29- Dans ces zones, de quelle données géologiques dispose-t-on? Avons nous par exemple des données précises et indépendantes sur la présence de fractures naturelles et de failles dans l’emprise des zones dans lesquelles le gouvernement autorise la fracturation?
30- Quel suivi à long terme le gouvernement exerce-t-il sur les migrations possibles de fluides (gaz méthane notamment) vers le bas des nappes en dehors des sites immédiats des têtes de puits, dans ces zones de shale ayant subi la fracturation? 


vendredi 1 septembre 2017

Billet de septembre 2017

L'ouragan Harvey a eu un impact considérable sur les installations pétrolières du Texas en cette fin d'août 2017. Les médias ont bien commenté les dégâts subis par les raffineries; mais il y a beaucoup plus que des raffineries qui ont été touchées. Les installations d'extraction du pétrole et du gaz de schiste dans le gisement Eagle Ford étaient aussi dans la trajectoire de l'ouragan Harvey. On commence à peine à mesurer les impacts économiques directs sur l'importante industrie pétrolière dans cet État le Texas. Mais les impacts environnementaux auront indirectement un coût économique encore plus considérable; ces autres coûts résultent des effets sur la santé des populations humaines et sur toute la santé de la vie biologique dans son ensemble. Cela touche l'état du Texas, ainsi que la vie marine dans le Golfe du Mexique.

Un ouragan accompagné d'une inondation étendue, balaie non seulement l'atmosphère et les cours d'eau, mais aussi les installations, les dépôts de déchets et les réservoirs de substances industrielles. Ces substances accumulées au cours des dernières décennies durant le développement industriel, sont balayées d'un seul coup par l'inondation. Ce grand "coup de vadrouille" n'est guère rassurant, car une bonne partie des millions de tonnes de contaminants est remobilisée et redistribuée sur les sols pendant l'inondation; l'autre partie est emportée dans les cours d'eau lors de la décrue. Les cours d'eau et ultimement les eaux marines du Golfe du Mexique les reçoivent.

La figure ci-dessous montre trois "shale plays" au Texas dans le voisinage des zones affectées par l'ouragan Harvey: le shale Barnett, le shale Haynesville et le shale Eagle Ford. Ces trois secteurs produisent du pétrole et du gaz par des puits avec des extensions horizontales où on a fait de la fracturation hydraulique (fig. 1 ci-dessous).

Fig. 1  La côte texane avec les zones de hautes précipitations, les zones inondées et trois shales exploités par fracturation hydraulique.

L'ouragan Harvey a touché terre près de Corpus Christi (fig. 2),  à faible distance du gisement Eagle Ford. Il y a 19 000 puits horizontaux avec fracturation hydraulique dans le gisement Eagle Ford, qui se situe à l'ouest de Houston et entre Corpus Cristi et San Antonio.

Fig. 2  Le gisement Eagle Ford comptait environ 19 000 puits en date d'avril 2017.


Les puits dans la portion est du gisement Eagle Ford qui se situe entre San Antonio et Houston, ont probablement été plus directement exposés aux effets de l'ouragan. Nous allons regarder les grandes caractéristiques de ce gisement. Ces données sont compilées par Enno Peters; nous vous recommandons d'aller sur son site qui fournit d'excellents diagrammes interactifs pour le gisement Eagle Ford, ainsi que pour d'autres régions.

Fig. 3 Nombre de puits: échelle de gauche donne le nombre/mois de puits construits; l'échelle de droite donne le nombre cumulatif. En avril 2014,  il y avait 18028 puits actifs plus 77 nouveaux puits entrant en production; s'ajoute à cela 895 puits inactifs, pour un grand total de 19000 puits.






Fig. 4  La production totale de pétrole pour l'ensemble des puits dans l'Eagle Ford; la production maximale atteinte en tout début d'année 2015 décline ensuite car le taux de construction de nouveaux puits (maximum de 419 puits/mois atteint en fin d'année 2014 -voir fig.3), chute à moins de 250 puits/mois.

Fig. 5  Les puits dans ce gisement, comme dans les gisements non conventionnels, donnent un débit très élevé les premiers mois; il décline ensuite de façon accélérée. En cinq ans (60 mois), les débits tombent à environ 3% du débit initial.


Les puits et les conduites, qui parcourent toute la zone d'exploitation jusqu'aux centres de traitement, aux réservoirs et aux raffineries, ont été affectés de deux façons:

- on a dû procéder à la fermeture des puits à l'approche de l'ouragan. On connait encore mal l'impact des mises à l'arrêt multiples et généralisées des puits et des conduites. Les fuites bien connues dans les opérations en continu (~ 3% de la production), risquent non seulement de se poursuivre même si les valves sont fermées, mais elles seront possiblement plus intenses dans le futur en raison de cette interruption inopinée de la production.

- plusieurs têtes de puits ont été inondées, de même que les dispositifs de contrôle sur les puits et les conduites, les bassins de stockages d'eau usée, des réservoirs de produits polluants, etc.; les bassins des eaux de fracturation ouverts ont probablement été délavés par les montées des eaux. Tout cela se retrouve dans l'environnement; dans l'eau en premier, mais il y a aussi les gaz dans l'air et des contaminants qui s'infiltrent dans le sol.

Il y a sans doute dans cet événement un signe que la nature envoie à tous ceux qui croient encore au développement effréné de l'industrie des hydrocarbures non conventionnels. C'est dans le secteur pétrolier le plus important des USA que l'ouragan Harvey a frappé. Il devient insoutenable de nier l'impact concret des changements climatiques; la puissance et la fréquence des ouragans dans le secteur du Golfe du Mexique comme dans les autres mers est directement relié à la chaleur accumulée dans l'océan. Les installations du Texas vont reprendre du service c'est assuré, mais la cause de la catastrophe ne pouvant être éliminée, d'autres événements du même type vont survenir.

Nous attendons avec impatience les données pour les mois à venir dans les diagrammes des figures No 3, 4  et 5.  Un arrêt ou même un simple ralentissement dans la mise en chantier de nouveaux puits fait chuter la production très rapidement. L'industrie du pétrole et du gaz de schiste est une industrie éphémère: la production chute de façon drastique dès que le rythme de construction de nouveaux puits n'est pas maintenu sur une courbe croissante (fig. 3 et fig. 4). Par contre, les impacts environnementaux eux sont reliés au nombre cumulatif de puits; ce nombre est déjà considérable dans l'Eagle Ford après seulement huit ans de développement. Un puits abandonné est tout aussi dommageable, sinon plus, pour l'environnement. L'étape que marque l'événement Harvey dans l'extraction d'Eagle Ford oblige l'industrie à faire maintenant face à l'ensemble de ses coûts, y compris les coûts climatiques et environnementaux. C'est donc l'heure du vrai bilan comptable, pas juste celui du profit court terme qui a prévalu jusqu'à maintenant.

N.B. J'ai utilisé l'exemple des puits dans l'Eagle Ford, car ils sont bien documentés et ils se situent dans le voisinage immédiat de l'événement Harvey. La problématique s'étend évidement à toutes les exploitations du même type; on pourrait y faire la même analyse avec les mêmes constats.









mardi 1 août 2017

Arrêt de l'exploration pétrolière et gazière à Anticosti

Par un arrêté ministériel, le gouvernement met un point final à cette aventure en cul-de-sac. Cependant, et c'était malheureusement prévisible, il fait cela en accordant de très généreuses compensations (>41M$) aux détenteurs des permis d'exploration: 19,5M$ pour Corridor, 5,5M$ pour Junex et 16,2M$ pour Maurel & Prom. Le montant pour Pétrolia est toujours en cours de discussion, ainsi que pour le petit permis de TransAmerican, ce qui fera encore gonfler la facture. Ces montants pour racheter les permis avec des fonds publics montrent un énorme contraste avec ce que ces permis ont rapporté à l'État: à peine plus de 50 000$/an (voir la figure ci-dessous).
Figure 1  Carte des permis détenus avec les données des entrées (790$+9440$+3x13427$) et sorties (41,4M$) de fonds reliés à ces groupes de détenteurs.

Cet arrêté ministériel a le mérite de clarifier une fois pour toutes la position du gouvernement dans le dossier Anticosti. Par contre la véritable raison de la fin de cette aventure en cul-de-sac reste volontairement gardée dans l'ombre. On a pas voulu utiliser l'élément essentiel dans ce dossier: le fait que l'exploitation du pétrole n'avait aucune possibilité d'être rentable*. Le contenu du communiqué indique plutôt que le gouvernement veut insister sur des motifs politiques.
On y invoque l'appui à une demande de classement à l'UNESCO et on lance une flèche au Parti québécois en terminant le communiqué ainsi: "Rappelons que c'est le Parti québécois qui a autorisé le projet d'exploration sur l'île d'Anticosti sans en informer ni consulter la population et qui a signé ce contrat". Cette assertion vise à camoufler le fait que toute l'implication gouvernementale dans la saga Anticosti a débuté bien avant (en janvier 2008) avec la cession des permis d'Hydro-Québec au profit de Pétrolia. C'était sous le gouvernement Charest et je ne crois pas me souvenir "que la population avait alors été consulté ou informée ...". Le gouvernement libéral avait aussi livré 10M$ à Pétrolia en achetant des actions à 1,42$ en 2012; elles en valent moins de 1/10e aujourd'hui. Idem pour Junex.
Les inspections, commissions ÉES, contestations judiciaires devant les tribunaux par Pétrolia, frais d'avocats pour les négociations ont ajouté une somme du même ordre. Tout cela fait beaucoup de fonds publics en pure perte pour soutenir artificiellement un projet jugé non rentable au départ par beaucoup d'investisseurs privés experts dans le domaine. Le Québec devient maintenant le seul endroit sur la planète qui rembourse les dépenses d'exploration en double:
1e) avec les avantages fiscaux combinés Ottawa & Québec (un retour fiscal complexe mais qui frise les 95%), 
2e) plus un dédommagement comptant à la fin des permis qui lui peut dépasser de beaucoup les dépenses brutes réelles.
Et la population applaudit le premier ministre, car il démontre qu'il aime l'environnement et la pêche au saumon dans l'île. Tout le monde est content, même les écolos patentés qui n'y voient pas la très grossière astuce.
Amis albertains qui vivez en ce moment les grandes misères du déclin pétrolier chez vous, venez forer au Québec, on vous garantit un rendement de 100% libéré de tout risques.


Cette façon d'annuler des permis à Anticosti contre un dédommagement substantiel risque d'avoir un impact très négatif sur des causes pendantes devant les tribunaux. Dans la cause Lone Pine Ress. Inc. contre le gouvernement, la compagnie réclame 118,9 millions US pour l'annulation d'un seul des cinq permis qu'elle avait obtenu de Junex Inc. par affermage. Le permis a été révoqué par l'entrée en vigueur de la loi 18  le 13 juin 2011. Ce type de réclamation est reconnu abusif par plusieurs, mais la cause n'étant pas encore entendue, on ne peut présumer si cela influencera son issue. L'autre cause qui sera débattue cet automne oppose la cie Gastem de l'ex ministre libéral Raymond Savoie contre la municipalité de Ristigouche-Sud-Est; la compagnie réclame 1,5 millions à la municipalité pour avoir adopté un règlement de protection de l'eau souterraine. La aussi le principe de limiter les privilèges reliés aux permis pétroliers est au coeur du litige. Les juges aiment peuvent s'éclairer avec des précédents et les pratiques courantes; voilà le danger.

Le gouvernement du Québec a toujours refusé d'appuyer Ristigouche dans ce dossier, laissant les 168 habitants se débrouiller avec cette réclamation; il aide certes les résidents d'Anticosti, mais risque de nuire grandement à ceux de Ristigouche.

Il y aura d'autres causes, car la loi sur les hydrocarbures adoptée en décembre dernier érige en droits absolus ce qui était plutôt auparavant considéré comme des privilèges. La couronne, le roi dans le code très ancien, accordait et retirait ces privilèges de puiser des ressources sur les terres de l'État. C'était médiéval comme pouvoir mais le code civil en a gardé le principe en l'adaptant aux États démocratiques. On parle encore des terres de la couronne quand on réfère au terres appartenant à l'État. Le sous-sol et les ressources géologiques dans leur ensemble appartiennent à l'État, même sous les terrains privés et même quant l'État cédait un bail "locatif" d'usage privé limité dans le temps. Le tarif d'un bail minier locatif était toujours ridiculement bas (10¢/ha  ou 10$/km2) car il était entendu que l'État demeurait en tout temps seul propriétaire et pouvait restreindre ou éteindre le permis quand le bien commun l'exige.

Ce sera de moins en moins le cas, car cette vision est en train de changer avec les lois et règlements récents adoptés par le gouvernement Couillard. Une fois accordés, les droits pétroliers deviennent des titres de propriétés privés quasi-intouchables et prioritaires sur toute autre dans la loi 106 adoptée sous le bâillon en décembre 2016. Gare à toute autre loi, ou règlement, municipal, provincial ou fédéral qui tente d'en restreindre l'usage; il y aura un coût inévitable à payer aux privilégiés détenteurs de titres pétroliers. Plusieurs organismes ont exprimé des sérieuses réserves sur les dispositions de la loi et l'arbitraire qui découle de sa promulgation sans les règlements associés requis (Barreau du Québec et la chambre des notaires). En cette fin de juillet 2017, le gouvernement installe un précédent dangereux: le principe du dédommagement quant il y a atteinte au titre pétrolier.

La jurisprudence s'installe avec les pratiques en cours. Le bien public, l'environnement au premier chef, devient maintenant très menacé, car l'adoption de mesures de protection pourra devenir très coûteuse en frais de dédommagement. Plusieurs personnes vont trouver que dépenser plus de 100M$ pour assurer la protection d'Anticosti, c'est trop cher. Les gouvernements dont les finances sont toujours serrées protégera peut-être moins dans l'avenir; on adoptera peu de règlements si leur impact risque d'être coûteux en frais de dédommagement.

La cohérence du gouvernement dans le reste de ce secteur pétrolier demeure  donc fort discutable; la loi sur les hydrocarbures contenue dans le texte de la 
loi 106, autorise la fracturation hydraulique de façon extrêmement laxiste, alors que de plus en plus de pays ailleurs dans le monde votent des lois pour l'interdire. La vraie cohérence exige que ce qui est inacceptable à Anticosti ne devrait pas être acceptable ailleurs au Québec.

Voici un survol sommaire des endroits où il y a interdiction de la fracturation hydraulique:

En Australie le parlement de Victoria a voté une loi en mars 2017 qui interdit l’exploitation de gisements non conventionnels :

Aux USA, le Vermont  en 2012, l’État de New-York  en 2015, le Maryland en 2015 aussi ont interdit la fracturation hydraulique. Le sénat du Massachusetts a approuvé une loi interdisant la fracturation ainsi que le traitement ou rejets d’eau de fracturation dans les limites de l’État.  Le comté de Monterey en Californie a voté Oui à une loi interdisant la fracturation. Au Texas et au Colorado des villes se prononcent aussi contre.

En Suisse, dans le canton de Vaud, il y a un moratoire contre la fracturation depuis 2011; la population locale juge cependant que ce n’est pas assez, car un gouvernement conserve la possibilité de mettre fin à un moratoire. La population souhaite une interdiction complète.
En Allemagne en juin 2016, après des années de discussions sur le sujet, la loi interdisant la fracturation est votée.
Ces interdictions existent en France  depuis 2011 et en Bulgarie depuis 2012. Les Pays-Bas ont adopté en 2015 une interdiction jusqu’en 2020. En juin 2017, c'est l’Irlande qui s’ajoute à cette liste de pays européens. 

Au Canada, dans trois des dix provinces il y a de facto un moratoire complet: Nouveau-Brunswick, Nouvelle-Écosse, Terre-Neuve. Le Québec a un moratoire de facto partiel, car ils s'applique uniquement à la région des Basses-Terres, plus l'interdiction totale de travaux d'exploration pétrolière dans l'Île d'Anticosti. Avec l'adoption en décembre 2016 de la loi sur les hydrocarbures et des règlements qui s'y rattachent, le message envoyé à l'industrie reste des plus ambigus: la fracturation hydraulique demeure autorisée dans l'ensemble du territoire. Les règlements adoptés récemment visaient manifestement à favoriser le démarrage d'une industrie québécoise d'extraction des hydrocarbures, bien que localement et selon le vent politique, on intervienne pour faire brusquement marche arrière (Anticosti).

Interdire la fracturation (hydraulique ou par tout autre méthode du genre) aurait été et aussi demeure la meilleure approche pour légiférer en matière d'exploration/exploitation d'hydrocarbures, c'est pour cela que tant d'États et de pays le font. Cela exclurait automatiquement l'exploration de gisements non conventionnels comme le shale d'Utica dans les Basses-Terres du St-Laurent ainsi que le pseudo gisement de roche mère à Anticosti. Les permis d'explorations n'auraient pas du être abolis avec compensation; on pouvait les laisser valides jusqu'à leur expiration et ensuite ne pas les renouveler tout simplement. Rien ne précise dans un permis d'hydrocarbures le type de gisement visé; la recherche des gisements conventionnels demeurerait valide pour ces permis. Comme on sait qu'il n'y en a aucun conventionnel à Anticosti, comme on sait aussi que le gaz de schiste de l'Utica n'entre pas dans cette catégorie, l'exploration cesserait d'elle-même dans ces deux zones. Même en Gaspésie où un petit potentiel demeure pour du conventionnel, une loi interdisant clairement la fracturation réglerait aussi probablement les cas de Haldimand et de Bourque pour lesquels, sans le dire ouvertement encore, Pétrolia se rend compte qu'il s'agit de gisements marginaux non économiques avec seulement des techniques conventionnelles.

La démarche du gouvernement a été et demeure fort illogique et très imprudente: la loi 106 et ses règlements visent à ouvrir le Québec à toutes les formes d'exploitation, conventionnelles et non conventionnelles. On a voulu plaire tous azimuts au lobby pétrolier. Politiquement parlant le gouvernement se rend ensuite compte que fracturer la Montérégie, fracturer Anticosti ça n'a pas de bon sens. Il fait marche arrière de la pire façon qui soit: en mettant fin unilatéralement à un contrat signé en bonne et due forme et en annulant des permis avec compensation. Sans fracturation hydraulique possible, Junex par exemple conserverait des permis de recherche applicables seulement à de l'exploration de gisements conventionnels. Or il n'y a aucun gisement de ce type dans ses permis à Anticosti; ces permis seraient tombés en désuétude d'eux-mêmes. À leur échéance, le gouvernement n'aurait eu qu'à ne pas les céder à aucun nouveau détenteur, à les abroger tout simplement. Payer Junex et transAmerica pour abolir leurs permis à Anticosti est une aberration: aucun contrat d'exploration ne les lie au gouvernement. C'est un cadeau d'amis purement et simplement.

Pour Pétrolia, Corridor, St-Aubin (M&Pr), le contrat limitait les dépenses d'Investissement Québec à 57,5M$. Quand certains parlent d'engagement contractuels de 115M$ "qu'il faut respecter", ils mentent grossièrement. L'autre moitié de ce 115M$ n'a jamais fait l'objet de contrat et est tombé en désuétude dès novembre 2014 quand Junex a déclaré forfait. Selon les journaux, Investissement Québec a déjà fourni à l'opérateur Pétrolia un peu moins de 20M$. Une solution aurait pu aussi être de laisser aller l'exploration pour dépenser le reste. Le contrat serait tombé de lui-même après un déboursé additionnel certes, mais moindre que les 41M$ annoncés le 28 juillet. Il aurait fallu pour que cette solution soit un peu acceptable que le gouvernement n'ait pas récemment encore accordé de manière irréfléchie des autorisations de prélèvement d'eau et des permis de fracturation. Il aurait dû n'autoriser au final que de l'exploration conventionnelle.  Les partenaires voyant que la fracturation est exclue auraient peut-être d'un commun accord renoncé avant même la fin des dépenses devenues inutiles. Au pire on aurait dépensé jusqu'au bout, mais personne n'aurait pu exiger des compensations en fin de contrat.

En plus du Québec, seul Morel&Prom avait à payer quelque chose; cette firme avait un droit de retrait dès que le total des frais d'exploration atteidrait 35M$. Au 28 juillet 2017 on était probablement rendu tout près de ce montant. Il ne restait peut-être que quelques millions, soit le coût d'un seul forage. La transparence fait cruellement défaut car on n'a rendu public, ni le contrat, ni les dépenses. Le territoire d'Anticosti est public, le financement de l'exploration a été fait majoritairement avec des fonds publics; pourquoi garder ce contrat secret? Pourquoi avoir annulé unilatéralement le contrat juste avant cette échéance? Ça sert surtout objectivement à justifier le transfert massif de fonds publics vers les promoteurs privés. Le vérificateur général devrait enquêter sur cela.

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* Je crois utile à propos de la non rentabilité manifeste du pseudo-gisement d'Anticosti de résumer certains chiffres d'une étude cruciale, qu'on passe complètement sous le radar: il s'agit des données de l'ensemble de l'exploration, incluant les tous derniers forages. Les chambre de commerce, la CAQ, l'Institut Économique de Montréal, etc. vont continuer de prétendre qu'on ne connaitra jamais le potentiel réel du pétrole d'Anticosti, qu'on renonce à exploiter nos ressources créatrices de richesses d'ici, etc. Or c'est faux; les travaux d'exploration complétés jusqu'à maintenant donnent une image précise et adéquate. Cependant les promoteurs ont choisi de ne pas présenter l'ensemble des informations récemment collectées, car elles ne sont pas en appui pour leurs prétentions.

La figure 2 ci-dessous montre les densités en hydrocarbures en place calculés par les chercheurs de la Commission Géologique du Canada (Cheng et a, 2016). C'est une étude publiée en mai 2016, quelques jours avant le dépôt du rapport de l'ÉES. Ni l'ÉES, ni le gouvernement, ni Hydrocarbures Anticosti, encore moins les Pétrolia et consorts qui négocient des millions actuellement n'ont publicisés ces résultats. Et pour cause! Les données démontrent amplement qu'on a pas besoin d'autres explorations et que le potentiel d'exploitabilité est inexistant. Avec cette évaluation, on connait non seulement les quantités d'hydrocarbures, mais on a des évaluations distinctes pour les rapports en gaz et en pétrole.

Le contour violet sur la carte Huile et sur la carte Gaz montre le scénario optimisé qui représente une hypothèse d'exploitation de la meilleure zone avec 4155 puits. Le coût brut de chaque puits est fixé à 10M$ (dollars US dans tout ce qui suivra); le coût pour 4155 puits est donc de l'ordre de 42G$. À cela s'ajoutent des coûts d'exploitation, des coûts pour la liquéfaction du gaz, etc.; 98G$ ou 58G$ selon deux estimations dans le rapport économique (tableau 9, p.29) déposé à l'ÉES. La somme des dépenses se situerait entre 100G$ et 140G$ pour cette zone de 4155 puits qui couvre 23% seulement du territoire. Cent vingt milliards de dollars (120G$) c'est la moyenne des deux valeurs des dépenses. C'est la somme considérable requise pour exploiter un peu moins du quart du territoire.

Figure 2  Les hydrocarbures (pétrole et gaz) en place à Anticosti, la zone d'exploitation envisagée dans le scénario optimisé (4155 puits), ainsi que les quantités qui seraient extraites dans l'hypothèse des taux de récupération les plus optimistes. Données en milliards de barils ou barils équivalents pétrole (Gbbl et Gbep)


Avec la compilation des données géologiques dans les deux cartes de Cheng et a, 2016, (fig. 2 ci-dessus) on constate qu'il y a bien moins que 43Gbbl en pétrole dans l'ensemble territoire des permis; en fait il y en a 29,4Gbl. À cela s'ajoute 7,6Gbep en gaz (Gbep= milliard de baril équivalent pétrole) pour un total de 37Gbep.

Dans la zone du scénario optimisé la compilation réduit à 6,5 Gbbl le pétrole en place dans le shale. Le taux de récupération conservateur est 1,2%; le taux optimiste envisageable (estimé le plus haut) est fixé à 1,8%. Dans les nombres indiqués au bas de la figure 2, on ne prend que l'estimé haut, lequel appliqué au 6,5 Gbbl de pétrole en place permet d'obtenir la quantité de pétrole qu'on tirerait des 4155 puits: 117 millions de barils, arrondi et exprimé en milliards dans la figure 2 (0,12Gbbl).

Quel revenu tirerait-on de ces 120 millions de barils? J'ai utilisé une valeur de 100U$/baril dans un autre texte, ce qui donnait 12G$; un très gros déficit d'opération en vue!  Allons-y cette fois-ci avec 200U$/baril, bien qu'en réalité c'est là une valeur aucunement réaliste. Le revenu brut monte à 24G$; ce qui ne couvre que le quart des dépenses. Y aurait-il un prix qui rendrait Anticosti rentable? 800$ par exemple pour amener la valeur extraite au niveau de l'estimé le plus bas des dépenses (100G$)? Et si on tient compte du gaz vendu?  Aucune de ces hypothèses n'est envisageable. 

Premièrement le gaz tiré de l'Île ne pourra jamais arriver au prix du gaz exploité ailleurs. Le gaz sera au contraire un coût, pas un revenu; il faudra s'en défaire d'une façon ou d'une autre. La figure 2 montre qu'on obtient à la sortie des puits en moyenne trois fois plus de gaz que de pétrole, pourtant en place il y en a 3,5 fois moins. Cela s'explique par le taux de récupération du gaz (15%) nettement plus élevé que celui du pétrole (1,8%). Les données des cartes Cheng et al, 2016 indiquent qu'Anticosti a un rapport Gaz/Pétrole prévu  nettement plus élevé que ce qu'on trouve au Dakota par exemple. C'était déjà connu en 2013 : "Des données certes fragmentaires (tableaux 2 et 3 ci-dessus) montrent que le rapport gaz/pétrole pour le Macasty (40,9/27,8 = 1,47) est plus du triple que celui mesuré dans le Bakken (16,6/42,7 = 0,39)". Il est impossible dans un puits d'exploiter seulement le pétrole; le gaz sort du shale fracturé avec le pétrole et il sort même beaucoup plus rapidement du shale fracturé.

Dans le Bakken, le brûlage pur et simple du gaz excédentaire est une catastrophe environnementale énorme. Anticosti aurait un problème nettement plus considérable; brûler ce 350Mbep de gaz faute de pouvoir le sortir commercialement de l'Île représenterait la solution la plus économique, mais il y aurait quand même un coût faramineux si ce rejet devait être facturé au marché du carbone. En réalité, les nouvelles réglementations interdisent maintenant le brulage à la torchère au Canada. Il devrait donc être vendu à perte; les installations requises pour le gaz (gazoduc. usine de liquéfaction, transport, etc.) ont une large part dans le déficit global de l'ensemble des opérations.

Pour ce qui est d'un pétrole à 800$, oubliez ça même dans une analyse purement théorique; c'est une hypothèse tout simplement non envisageable pour notre calcul ici, car il faut dans un tel cas parler du facteur EROI. Ce facteur en termes simples exprime la quantité d'énergie extraite (le pétrole extrait dans le gisement dans le cas présent) divisé par la quantité d'énergie dépensée pour l'extraire et le transporter. Anticosti est un cas où le rendement de l'extraction par fracturation est nettement sous la valeur trois.

Avec une valeur d'EROI=3, on consomme l'équivalent énergétique d'un baril pour en extraire trois. Tout gisement doit avoir un EROI plus grand que trois sinon ce n'est pas un gisement, quelque soit le prix atteint par ce qu'on veut extraire. Plus le prix du pétrole augmente, plus les coûts d'extraction augmentent. Beaucoup de coûts annexes (matériaux, salaires, etc.) en plus du coût même des combustibles (pour les foreuses, compresseurs, camions, bateaux etc.) augmenteraient aussi. Avec les données qui indiquent qu'un baril à 200$ ne rapporterait que le quart des dépenses, l'EROI de ce site l'exclut tout à fait de ce qu'on peut considérer comme un gisement potentiel, même dans un futur indéfini. 

Les données indiquant que le shale Macasty d'Anticosti ne permettaient jamais d'y envisager un gisement potentiellement rentable et exploitable existent depuis bien avant 2014. Le shale d'Anticosti n'a jamais figuré sur les cartes des gisements réels et potentiels de roche mère (figure 3 ci-dessous) et il ne constituera jamais non plus un gisement. Les promoteurs, ceux-là même qu'on dédommage à grands frais en ce moment, n'ont utilisé que des valeurs gonflées à l'hélium pour rouler le gouvernement dans la farine et l'inciter à investir dans l'exploration; elles y trouvent un avantage financier immédiat. Les données récentes de 2016 démontrent hors de tout doute que leurs arguments étaient trompeurs.

Figure 3  Les gisements de pétrole et de gaz de schiste Au Canada et aux États-Unis; traduit de PackWest C.P.