vendredi 1 janvier 2100

Présentation générale du site

           N'oubliez pas de lire chaque 1er du mois mon nouveau billet    


Vous trouverez avec les sept onglets en haut de cette page, des liens ordonnés vers mes documents techniques, qui sont également mis en file chronologique ainsi qu'en liste par sujet (voir plus bas, dans la colonne de droite sur cette page).  L'accès par les onglets offre une présentation différente, qui  vise à rendre plus conviviale et plus logique l'accès à ces documents. J'exprime dans des écrits les résultats des analyses que je fais avec une approche totalement indépendante. Il n'y a que la vérité des faits scientifiques qui me motive; je n'ai pas d'intérêts personnels.

N'hésitez pas à ajouter des commentaires et/ou des questions, directement sur ces pages si c'est d'intérêt général. Si par contre vous souhaiter me contacter plus directement, vous pouvez m'envoyer un courriel :  -->     
durand.marc@uqam.ca

J'ai commencé en décembre 2010 à analyser la question de ce qui est communément appelé "le gaz de schiste".  Je ne rejette pas cette appellation qui est entérinée dans le langage courant, ainsi que dans la dénomination des Commissions d'enquête que le gouvernement a créées pour ce sujet (ÉES, BAPE, etc.). Il y a cependant une expression plus scientifiquement juste: les gisements d'hydrocarbures de roche mère, que j'emploi pour le nom de ce site et pour la majorité de mes documents.

On désigne ces nouvelles ressources comme des gisements non conventionnels de pétrole et de gaz, car tant par leur nature géologique que par la méthode d'extraction employée (la fracturation artificielle requise), ils sont bien distincts des gisements conventionnels d'hydrocarbures. Les impacts économiques et environnementaux très négatifs qui en résultent sont également très différents.

À partir de 2011, j'ai mis en ligne mes documents sur cinq sites Facebook  que j'ai créés à cette fin:
www.facebook.com/gazdeschistewww.facebook.com/gazdeschiste2 , www.facebook.com/PetroleDeRocheMerewww.facebook.com/DebatScientifiqueGazDeSchistele cinquième site pour les versions en anglais de mes documents: https://www.facebook.com/shalegas, ainsi que des présentations en vidéo qui sont placées sur  YouTube.

Certains lecteurs s'objectent à utiliser Facebook; de plus ce type de site peut se trouver bloqué sur les ordinateurs dans des lieux de travail d'utilisateurs qui oeuvrent dans des instances du gouvernement, etc. J'ai donc repris ici mes documents les plus importants. Ces pages constituent un site qui est indépendant de Facebook et qui permet un classement plus ordonné de mes documents.

Je tiens à remercier tous mes fidèles lecteurs. J'ai créé ce site spécialisé le 1er août 2014 en espérant qu'il soit utile à la compréhension des questions techniques reliées aux gisements de roche mère. Je suis heureux de voir qu'il remplit ce rôle auprès d'un nombre toujours croissant, comme le montre le graphique ci-contre. En août 2015, après un an, il y avait eu 20 000 vues. Après deux ans, la fréquentation a augmenté de façon significative, car c'est maintenant 10 000 vues par mois qui sont comptées sur ce site. Le total cumulatif a dépassé 100 000 vues à la mi juillet 2016, et finalement 200 000 en mai 2017 Mon site rejoint maintenant des lecteurs de partout dans le monde. Les problèmes techniques et environnementaux reliés à la fracturation des gisements d'hydrocarbures disséminés dans leur roche mère sont universels. L'expérience d'ici peut servir aussi ailleurs.





dimanche 1 juillet 2018

Bonnes vacances

Bonnes vacances à tous. Mon billet de juillet arrivera un peu plus tard; d'ici là profitez bien de l'été et de la chaleur  et célébrez les belles victoires des derniers mois: l'abandon d'Énergie Est, la fin de la saga Anticosti et la fin de tous les projets de gaz de schiste au Québec qui résultera de l'interdiction de la fracturation dans le schiste.  C'est ce qui motivait ces pages depuis le début de mes billets du mois et c'est ce qui a finalement été entendu au gouvernement. On peut s'en réjouir.

Bon été

Marc Durand,  dont-ing en géologie appliquée et géotechnique

jeudi 7 juin 2018

Les règlements révisés

Le ministre Moreau annonce ce 6 juin qu'il a révisé les quatre règlements pour la mise en oeuvre de la loi sur les hydrocarbures. Les versions administratives des textes sont actuellement disponibles sur le site du MERN. Les versions officielles sont ont été publiées dans la Gazette Officielle le 20 juin 2018,

Le ministre Moreau ferme la porte à l'aventure gaz de schiste dans les Basses-Terres du St-Laurent. L'APGQ et son président n'en seront pas très heureux. Ce qu'ils avaient demandé depuis toujours leur avait été accordé, mais pas cette fois-ci. C'était sans compter l'approche des élections; il y a beaucoup de députés à élire dans la plaine du St-Laurent. Il y a aussi une forte opposition des citoyens et la menace d'action en justice de 338 municipalités que la ministre Mélançon a tenté de minimiser jusqu'à maintenant; il devenait urgent d'en tenir compte en pleine campagne électorale. Bref, on ferme la porte pour le shale d'Utica. C'est une excellente nouvelle si elle se concrétise et si le prochain gouvernement s'y conforme. On avait déjà fermé une porte semblable pour le shale Macasty à Anticosti en 2017. Agir différemment en pleine zone habitée de la Montérégie du Centre du Québec et de la Beauce aurait été intenable.

Quelles portes restent donc ouvertes pour le gaz et le pétrole "made in Québec" ? La réponse évidente est la Gaspésie, le Bas-St-Laurent et éventuellement toute autre région où les spéculateurs pétroliers décideraient d'explorer. Les nouvelles distances séparatrices éliminent de facto le "gisement" d'Haldimand, qui n'en était pas un réellement envisageable de toutes façons. Il y a Bourque et Galt où les hydrocarbures ne sont pas dans du shale. Les règlements modifiés restent assis entre deux chaises: veut-on permettre les techniques d'extraction qui sont utilisées dans les gisements conventionnels faciles à exploiter et exclure les gisements qui demandent de techniques non-conventionnelles? La réponse ici est très ambiguë. Le gouvernement permet encore d'utiliser la fracturation tant que la couche ciblée n'est pas du shale (schiste). Mais permettre encore la fracturation hydraulique au Québec, c'est essentiellement pour des gisements marginaux trop pauvres pour être exploités de façon conventionnelle.

Il y aura toujours très peu de vrai bons gisements d'hydrocarbures au Québec comme le ministre Moreau l'a reconnu. Mais alors pourquoi ouvrir avec tant de risques environnementaux les cas marginaux qui ne seraient possibles qu'avec l'apport de la fracturation hydraulique? C'est un choix des plus discutables; les citoyens et les municipalités ne doivent pas relâcher la pression.

Des nouvelles restrictions plus sévères quant aux distances? Si ces puits d'exploration/exploitation se situent hors des zones habitées, tout sera encore permis, y compris l'obtention de permis de fracturation. La seule véritable modification qui s'appliquera alors sera que la distance verticale qui est de 600 m dans le RPEP devient 1000 m  dans la version 2018 des règlements; un gain de 40% pour la norme verticale entre la surface et la partie horizontale d'un puits (figure ci-dessous).
Fig. 1  Vue en coupe de terrain d'un puits d'exploration ou exploitation. La couche cible est au bas de l'image. Les fuites dans les puits en exploitation ou abandonnés en fin d'exploitation se situent au puits (1), par des failles naturelles ou par un réseau de fractures élargies par la fracturation. Les fuites de méthane rejoignent l'atmosphère (1 et 2) et la nappe phréatique (3).
Les risques reliées aux fuites sont encore présents même quand on a une strate de grès, ou de calcaire par exemple, comme gisement potentiel (la couche plus foncée au bas de la figure 1). Dans un vrai bon gisement, on aurait pas besoin de faire de la fracturation. Mais si l'exploitant d'un gisement très peu perméable et très marginal tient quand même à tenter de l'exploiter, il pourra demander au gouvernement du Québec l'autorisation de faire de la fracturation, en autant qu'il ne s'agisse pas d'hydrocarbures emprisonnés dans une roche-mère, comme du shale (schiste dans le libellé du règlement).

Voici un résumé des nouvelles distances dans les règlements du MERN; elle doublent les valeurs initialement mises dans les versions 2017, mais elles sont encore bien petites par rapport aux demandes des municipalités.
Fig. 2  Les nouvelles distances séparatrices telles que présentées sur le site du MERN.

Notez qu'on a aucune indication pour l'instant sur la distance de 500 m à puits d'eau potable pour une résidence isolée; c'est une norme du RPEP émise par un autre ministère (MDDELCC).  Sera-t-elle doublée aussi?  Passera-t-elle à 1000 m?  Je rappelle que les municipalités réclament que cette distance passe à 2000 mètres. Quant à la distance verticale, il y a une nouvelle donne qui reste cependant à préciser. L'illustration publiée sur le site du MERN indique 1000 m depuis la surface, mais cette distance s'arrête un peu au-dessus du forage horizontal.  Le libellé de l'article 196 se lit ainsi:      "196. La fracturation est interdite dans le schiste.
                  Elle est aussi interdite à une profondeur verticale réelle de moins de 1 000 m.
                 Malgré l’article 25, cette profondeur est mesurée à partir de la surface du sol."
Une opération de fracturation se réalise et démarre dans les sections horizontales des puits; la distance de 400 m était précisée de la même façon dans le RPEP. Le MDDELCC accordait l'autorisation si la distance de 400 m était respectée entre la section de puits et le bas des nappes, ou 600 m sous la surface du sol.

Le grand problème avec les distances verticales c'est de ne pas tenir compte que les puits d'hydrocarbures se sont plus uniquement verticaux comme il y a une génération. Toutes les restrictions édictées dans la figure 2 s'appliquent uniquement pour la localisation de la foreuse en surface, pour la tête de puits. Elles ne tiennent aucunement compte des grandes extensions horizontales des forages.  Je me suis permis d'emprunter et de déplacer tous les jolis dessins de bâtiments que le MERN a placé dans la figure 2, pour les situer à bonne distance d'un exemple de puits qui aurait dans quelques années une longueur horizontale de 3500 m (figure 3 ci-dessous).

Fig. 3   Vue en coupe de la nouvelle distance verticale publiée par le MERN, dans le cas d'un forage que la technique permettra très prochainement d'étendre à 3500m.
On constate aisément que la fracturation peut s'étendre vers le haut à faible distance sous les habitations, les écoles, les cours d'eau. Ces norme de surface oublient un élément essentiel: on peut passer et fracturer juste en-dessous et contourner bien des restrictions.  Comme on ne connait encore que très peu de choses sur les migrations possibles et sur la circulation des fluides dans les zones intermédiaires, entre les couches fracturées et la surface, on viole là le principe de précaution. C'est la raison pour laquelle bien des législations autres que le Québec, ont interdit la fracturation hydraulique. Ici, on persiste à maintenir cette voie ouverte pour l'industrie.

Les règlements modifiés que le MERN vient de publier trainent encore une confusion entre l'ancienne approche de "tout permettre partout" et les nouvelles déclarations du ministre Moreau. Ce dernier semble en pas avoir encore eu le temps de lire et de comprendre tout ce qui traine encore dans les règlements et qui perdure depuis l'orientation pro-hydrocarbures de l'ancienne politique. Le confusion la plus évidente existe entre les déclarations du ministre Moreau qui affirme qu'il ne peut dorénavant avoir des forages dans les cours d'eau et le règlement sur les activités d’exploration, de production et de stockage d’hydrocarbures en milieu hydrique qui permet exactement le contraire: des forages à partir de plateformes flottantes dans les cours d'eau. À quoi sert alors la distance de 1000m* entre un puits et un cours d'eau (fig. 2) dans la vidéo promotionnelle du MERN? Elle ne s'applique qu'à des cas de fracturation hydraulique. Le ministre Moreau ne semble pas avoir saisi cette distinction. 

* Cette norme de 1000m n'apparait que dans la vidéo; il n'y a aucune mention de cela dans les textes des règlements. Un oubli?  Une autre incohérence?

vendredi 1 juin 2018

Une question qui demeure pertinente.

J’ai reçu de nombreux commentaires depuis la parution de mes billets du mois. Cette question que M. Claude Paré m'adressait en janvier 2011 demeure pertinente sept ans plus tard; j'avais écrit ce texte en février 2011 pour y répondre en détails:

J'aimerais que Monsieur Durand éclaircisse deux points. Je sais qu'il a des connaissances sur le béton. - Quelle est selon lui la durée de vie d'un puits tel que construit par l'industrie. Si des failles apparaissent dans ces puits, peuvent-elles devenir des conduits pour les liquides et les gaz. - Les eaux salines et les eaux de fracturation enfouies dans le sous-sol peuvent-elles affaiblir le béton.

Je n'ai pas lu tous les mémoires présentés au BAPE, mais dans ceux que j’ai lus il n’y en a pas un seul qui pose ou qui traite de votre question, que je reformulerais ainsi : "Quelle est la durée de vie d'un puits - y compris son efficacité dans le temps à servir de "bouchon" sur le forage jusqu'à la fin des temps... et qu'advient-il quand la partie souterraine du puits perd son efficacité suite à la corrosion et autres dégradations ?"

Il y a forcément une échéance; celle-ci est plus longue pour des ouvrages inspectés et entretenus et plus courte pour des ouvrages temporaires; tous les ingénieurs connaissent cette donnée fondamentale ; par exemple le devis pour stabiliser et recouvrir la voûte d’un tunnel de métro n’est pas le même que pour une galerie temporaire dans une mine. Dans le cas du métro, on n’a pas le choix de construire très solide et durable, en plus d’ajouter un programme d’inspection et d’entretien pour toute la durée d’utilisation. On l’a vu récemment avec les viaducs et les ponts; arrivés en fin de vie et avant de préférence, on doit les démolir et les reconstruire à neuf. On ne doit pas prendre de chances de voir un ouvrage dépasser la fin de vie de sa structure. Certains ponts avec un bon entretien durent des siècles ; d’autres mal adaptés à l’usage et aux conditions d’exposition ont une fin de vie après un demi-siècle seulement. Pour un bâtiment temporaire ou encore un ouvrage où l’homme n’a pas accès, la sécurité et la durée de vie sont conçues avec des critères de construction bien moindre.

Tout ce que l’on connaît sur les puits de gaz de schiste, c'est que ce sont des ouvrages dont le design est optimisé pour une durée de vie très courte: les années d'exploitation du puits. Après on bouche (le terme anglais est plus descriptif : cementing), on enterre le sommet de la structure et on revégétalise le site (mémoire de l'APGQ). Il n'y a pratiquement rien de publié pour répondre à l’interrogation de M. Paré, sur la durée de vie de la structure souterraine. Pourtant la question est primordiale, car pour 20 000 puits qui arriveront un jour en fin de vie, et qui seront juste "masqués" avant d'être légués à la géographie locale, il en coûtera combien par année dans 20 ou 30 ans? C’est le silence total sur cette question, car de tout temps dans le domaine minier et pétrolier, ce qui advient des forages n’a jamais été une préoccupation. L’industrie n’a jamais prévu dépenser un dollar pour ça ; les législations les plus récentes dans le monde ne créent des obligations que pour la réhabilitation des sites à la fin de l’exploitation. On oblige les compagnies à prévoir la remise en état de la surface des sites, mais à peu près rien pour ce qui est enfoui.  

Des forages qui sont arrivés en fin de vie, qui sont devenus dangereux, d’autant plus qu’on avait oublié leur emplacement, ayant été juste masqués dans le paysage de surface, il y en a des milliers. Aux USA on rapporte de plus en plus de victimes d’explosion en raison des gaz qui remontent par ces vieux forages. Dans la majorité des cas, il s’agit d’anciens forages d’exploration (Appalaches, Colorado) datant du début du siècle dernier. Le problème va prendre une tout autre ampleur d’ici peu, avec la fin de vie des puits de gaz dans des strates ayant subi une intense modification par le technique de la fracturation hydraulique. La technique nouvellement appliquée à grande échelle va laisser à l’abandon des milliers de forages sous les zones habitées, sans que rien ne soit prévu quant aux impacts qui vont surgir en fin de vie des ouvrages.

Précisons ce que nous entendons par fin de vie d’un puits de gaz de schiste.  L’ouvrage comme puits d’extraction a une vie de 3 à 5 ans. C’est un dispositif optimisé pour extraire du gaz le plus rapidement et au meilleur coût. Le débit que livre le shale nouvellement fracturé est très élevé au début, puis il diminue de façon logarithmique ou exponentielle. On abandonne le puits sous un débit jugé non rentable ; à cette étape environ 20% du gaz en place est capté. Dans les réservoirs de gaz classique, jusqu’à 95 % du gaz naturel peut être récupéré « Dans le cas des schistes, on s’attend à un taux de récupération de 20 % en raison de la faible perméabilité et en dépit du forage horizontal haute densité et du recours intensif à la fracturation hydraulique » Office National de l’Énergie:   L’ABC du gaz de schistes 

À la fin de cette période on transforme sommairement le puits d’extraction en un autre type d’ouvrage, qui a pour unique fonction de stopper le débit du gaz dans le puits. Par des obturateurs, des ciments bouchant le tubage, etc. on doit transformer un ouvrage temporaire d’extraction en ouvrage permanent visant une fonction bien différente. Dans la réalité, pratiquement rien ne change dans la structure et la composition du puits, sauf le rajout d’un bouchon permanent. Quelque soit le design du bouchon, le nouvel ouvrage, appelons-le puits-bouchant, ne peut avoir une durée de vie drastiquement modifiée. Pourtant ces bouchons devront résister à perpétuité à la pression du méthane qui va continuer à se libérer du shale fracturé.  N’oublions pas que 80% du gaz demeure dans le shale à la fin de l’extraction.  

Sous la plaine habitée, l'Utica sera devenu un réservoir extrêmement perméable, contenant toujours ce qui reste de méthane après l'écrémage (20%). Cet énorme volume, 100 m d’épaisseur x 10000 Km2 sera relié directement à la surface par 20 000 puits en lente corrosion ; les tubages d’acier et les coulis d’obturation en présence d'un milieu très salin vont se dégrader. Cela pourra se faire à des vitesses variables d’un puits à l’autre, selon la qualité de la mise en place des forages, tubage et coulis, etc. La durée de vie de chacun de ces puits, c’est le temps avant que la dégradation soit telle que des fuites majeures obligent les autorités à intervenir. Forcément à partir de là il y aura un coût. Ce coût peut apparaître très tôt dans le processus pour certains puits, comme on le constate au Québec sur des puits pour lesquels l’exploitation n’est même pas commencée ; mais en ce moment, c’est à la charge de l’industrie qui est propriétaire du puits. Ça montre que des fuites ça existe, même sur un puits tout neuf.

La figure 1 rassemble les divers chemins que le gaz peut suivre pour atteindre les nappes en surface et les puits d’eau potable (p). Les lettres en bleu clair (A,B,C) montrent les circulations dans un cas où le forage recoupe une faille ou une fracture de grande extension. Cette occurrence pourra arriver dans une proportion des puits qui reste difficile à estimer, car la cartographie géologique détaillée n’est pas vraiment disponible sous les dépôts meubles dans les Basses-Terres du St-Laurent.  

Figure 1   Divers chemins possibles pour des fuites de méthane vers la surface. À gauche, un puits, au bas le shale d'Utica et à droite, la ligne rouge est une faille.

Dès qu’il y a présence d’une telle discontinuité, le liquide injecté ouvre cette voie et pénètre très loin (A) dans les strates du Lorraine. La circulation est ouverte dès lors en permanence pour continuer dans les lentilles de grès et les autres couches plus perméables. Des fuites de gaz se manifesteront dans les puits artésiens et les habitations qui se situent à proximité de la faille. À noter que le fluide de fracturation ouvre aussi beaucoup plus loin que prévu la discontinuité dans les strates calcaires sous-jacentes (A’). Le Trenton est plus perméable que le shale et il contient des eaux de très grande salinité. Une voie est donc aussi ouverte pour des contaminations salines. Certaines analyses d’eaux de forage indiquent que déjà ce type de problème a probablement déjà été rencontré dans les premiers puits.  

Entre le tubage et le roc foré, et entre le tubage de production et le tubage de protection, la qualité de mise en place du coulis peut avoir laissé des vides ; des fractures annulaires peuvent aussi se former pendant l’utilisation intensive du puits (L).  C’est là une origine possible des fuites de gaz qui surviennent dans le puits même (E et K).

En plus de ces possibilités de fuites, il y aura en fin de vie des puits, probablement entre deux et cinq décennies après la fin des opérations, des fuites plus généralisées qui vont survenir progressivement dans une proportion grandissante des puits abandonnés. Les causes premières seront :1- la dégradation des aciers et ciments de colmatage 2- la pression du gaz qui va lentement certes, mais sûrement faire de plus en plus pression sur ces ouvrages-bouchons 3- le rééquilibrage des pressions (plus précisément l’état des contraintes) dans le roc fracturé va lentement se réajuster, cisaillant ou déformant localement des sections de tubage. Des strates dans l’Utica tendent à gonfler à l’air libre ; la même propriété en profondeur va tendre à fluer et à refermer un peu avec le temps les fractures ouvertes. Le massif va donc ainsi évoluer vers une diminution de sa perméabilité ; mais ça ne sera pas suffisant pour le ramener à son imperméabilité initiale. Ces micro-ruptures vont au contraire contribuer à libérer encore plus de méthane dans le temps.  

On a affaire ici à des structures qui se dégraderont en milieu de salinité extrême, loin dans le substratum de toute possibilité d’inspection et d’entretien, dans un milieu transformé par les opérations de fracturation hydraulique. Les circulations de fluides, eaux salines et méthane vont s’en trouver modifiées. Toutes les structures reliant la surface à l’Utica transformé vont tôt ou tard atteindre un degré de décomposition avancé. Les puits atteindront un état où leur fonction comme puits-bouchants ne sera plus opérationnelle. Ça veut dire quoi en clair : des méga problèmes à chacun de ces puits, des moyens de mitigation à mettre en place, des études complexes à entreprendre pour tenter de trouver une solution, des commission du BAPE pour chaque site ? voir mon analyse du cas de Mercier dans mon texte précédent*. Il y en aura beaucoup sur les 20 000; peut-être entre 250 et 500 nouveaux cas par décennie dans une génération. Des milliards à prévoir dans le budget du Québec.

Si on gardait à perpétuité les têtes de puits accessibles plutôt que de restaurer les sites on aurait déjà une tâche moins complexe, car on pourrait ausculter et voir venir la catastrophe, mais personne ne propose ça nulle part. On indique qu’on devra « restaurer le site » à la fin de l’extraction. En fait ça veut juste dire enterrer le problème et l’oublier jusqu’à ce qui nous éclate en plein visage. Trouver une solution à ce problème à ce moment là sera une tâche impossible à réaliser, tout comme il est impossible d’effacer un puits. Le trou reste là, même si on essaie de le boucher avec autre chose ; cet autre chose n’aura jamais les propriétés du shale intact qu’on a foré et fracturé. Le shale d’Utica a conservé le gaz pendant plus de 450 000 000 ans. Toutes nos techniques présentes et futures n’arriveront jamais à faire aussi bien.

Figure 2    Plan d'affaire incluant un schéma de la durée de vie d'un puits.
La figure 2 ci-dessus montre les revenus et dépenses pour le Québec dans son entité globale, c’est-à-dire toute la collectivité. Le plan d’affaire de l’industrie gazière s’arrête avec les étapes 1 et 2 ; il prend fin avec l’arrêt de l’exploitation et le temps requis pour restaurer les terrains en surface. Pendant la première étape (EXPLORATION), la collectivité reçoit chaque année des revenus modestes par le paiement des permis d’exploration, par ex : 10¢/hectare + $100/puits foré. Le Québec a par contre des coûts d’analyse, de surveillance, de déplacement d’inspecteurs, etc. C’est très certainement un bilan négatif à cette étape pour la collectivité. Pendant l’exploitation, les dépenses de surveillance et autres continuent, mais elles sont largement compensées par le paiement de redevances sur le gaz extrait. À la fin de l’exploitation, les compagnies gazières, cessent de payer les redevances. Elles peuvent cesser également de payer le coût des droits miniers, ce qu’elles auront intérêt à faire; la pleine propriété du gisement de gaz retourne au gouvernement. Le diagramme indique que la durée de vie des structures-bouchantes reste une inconnue, mais à la question de savoir si il y a une durée de vie: c’est oui sans hésiter. Dans le plan d’affaire actuel, si on se fie aux enseignements du passé, c’est la collectivité qui va assumer les coûts qui vont apparaître fatalement un jour ou l’autre.

Les puits-bouchants ne vont pas avoir tous le même durée de vie. Pour un petit nombre, la détérioration va se manifester assez tôt, le gros du peloton plus tardivement et un dernier lot ne pourrait miraculeusement ne présenter aucun signe pendant des générations. Globalement les coûts pourront apparaître tôt, avec une courbe s’amplifiant sans cesse, surtout vers le temps qui correspondra à la durée de vie moyenne des ouvrages (figure 2).

Quels qu’en soient les paramètres, le plan d’affaire de Gaz-Québec Inc, c’est-à-dire nous la collectivité dans ce dossier, sera une opération fortement déficitaire. Un seul gagnant: les compagnies gazières qui nous auront passé un beau sapin ; c’est le nom officiel des têtes de puits (Christmas tree) et ce n’est pas par hasard ; c’est un signe du destin qui nous dit d’allumer les lumières pendant qui est encore temps.

mardi 1 mai 2018

Un retour sur la méga-fuite à Aliso Canyon, Ça

Je reviens pour mon billet de ce mois-ci sur la méga fuite de gaz d’Aliso Canyon aux USA survenue il y a un peu plus de deux ans. C’est toujours en dossier très chaud en Californie ; les séquelles de cette catastrophe sont encore bien loin d’être estompées. Le coût à ce jour pour les dommages monte à 913 millions de dollars US.  Le bilan est encore très incomplet; il y a 340 poursuites devant les tribunaux contre l’opérateur Southern California Gas Co et contre les autorités qui gèrent la règlementation reconnue déficiente.

L’étude d’enquête se poursuit et elle pourrait être complétée vers la fin de l’année 2018. La publication récente d’un rapport intérimaire permet de comprendre un peu mieux ce qui est la cause technique de la fuite survenue dans le puits SS-25. Il y a 24 sections de tubages qui ont été inspectées; ces sections ont en moyenne 12,76 m de long mais cette longueur varie d’une section à l’autre (fig. 1 ci-dessous).





Figure 1  Les 24 sections de tubage du puits SS-25 à Aliso Canyon (source : Protocol for Metallurgical Investigation of the SS-25 Failure, février 2018).

L’inspection par géocaméra du tubage de sept pouces sur toute sa longueur révèle qu'à la hauteur du joint 22  à la profondeur de 271,9 m (892 pieds) il y a une fracture et une rupture complète du tubage (fig. 2). Le tubage a ensuite été remonté en surface et transporté à Houston, Texas,  pour des tests et des examens métallurgiques plus poussés en labo.








Figure 2  Détail de la fracturation dans la section 22 du tubage de sept pouces
                     (source : Protocol for Metallurgical Investigation of the SS-25 Failure, février 2018).

Les auteurs du rapport notent que la corrosion est généralisée et elle augmente avec la profondeur.  La corrosion amincit l'épaisseur du tubage ce qui le rend moins résistant à la pression interne. Là où il a cédé, on constate la présence d'un gonflement qui a finalement cédé par une fracture (fig. 3).





Figure 3  Deux des défauts reconnus dans le tubage :  a) fracture axiale due au gonflement du tubage sous la pression   b) amincissement de la paroi en raison de la corrosion
              (source : Protocol for Metallurgical Investigation of the SS-25 Failure, février 2018).


Ce rapport porte sur le protocole mis en place pour la suite des analyses sur ce tubage ramené dans les labos de Houston. Le rapport final apportera un complément d'analyse sur l'ensemble des causes qui ont mené à la rupture. Le contrôle des pressions dans le réservoir par l'opérateur, ainsi que l'ensemble des mesures d'inspection de l'état des installations seront au coeur du contenu du rapport final.

La connaissance scientifique et la connaissance technologique évoluent de deux façons; l'industrie choisit de faire évoluer ses techniques en fonction de quelques critères dont la sécurité et la rentabilité. Les techniques évoluent sans contrainte quand elles améliorent l'aspect rentabilité; par contre les aspects sécurité se heurtent très vite aux impératifs économiques et n'ont que peu de chances d'évoluer réellement, sauf si une catastrophe très coûteuse survient. Les rapports d'enquête sur les causes techniques des catastrophes constituent à peu près toujours la seule option pour l'acquisition de connaissances scientifiques qui mènent à l'amélioration des techniques au point de vue de la sécurité des installations.

dimanche 1 avril 2018

Quelques réflexions sur les gisements marginaux


Au tout début de l’exploitation des ressources minérales, l'humanité a commencé par tirer du sol les plus faciles à extraire et les plus concentrées, celles qui notamment apparaissaient en affleurement. À cette époque lointaine, la collecte de pépites de cuivre natif, ou d'autres métaux (or, argent, étain, zinc, etc.) a eu un impact environnemental nul.

Quand on exploite une mine, souterraine ou à ciel ouvert, il y a un rapport entre la masse à excaver et la masse de substance récupérée après concentration et séparation finale:


- au début de l'âge de bronze (cuivre + étain), le "mirerai" titre ~ 90%;  ex. Fig.1 ci-contre:     
 - en 1800, teneurs exploitées: 10 %
 - en 1900, teneurs exploitées: 3 %
 - en 1930, teneurs exploitées: 2 %
 - en 1975, teneurs exploitées: 1 %
 - en 2015, teneurs exploitées: 0,5 %



Figure 2  Évolution historique dans la teneur des minerais de cuivre de 1770 à 2010 (WikiMedia).

La raréfaction des gisements de bonne concentration, fait augmenter le prix de la substance (le cuivre dans notre exemple). Cette augmentation de la valeur du métal rend alors possible l'exploitation de teneurs plus faibles (fig. 2); il en coûte plus cher de tirer une tonne de cuivre en excavant, transportant, traitant 200 tonnes de roc plutôt que seulement 20 tonnes (fig. 3). L’évolution des techniques joue également un rôle pour rendre rentable l’exploitation de concentrations de plus en plus faibles.



Figure 3  Effet de la teneur sur le volume d'impacts environnementaux créés.

L'économie minière ne tient compte ici que des coûts de production; on oublie depuis toujours dans l'équation, les coûts environnementaux. Or dans le cas  b) (fig. 3)  il y a évidemment un trou énorme laissé dans le paysage; il y a aussi dix fois plus de déchets miniers concassés, qui dans le cas du cuivre comportent beaucoup d'éléments chimiques dorénavant soumis à la lixiviation. Il y a donc un impact de pollution dix fois plus grand en b) que dans le cas a).
Y a-t-il une limite dans cette course qui se dirige vers des exploitations à des teneurs de plus en plus marginales ? Est-ce que la raréfaction de la ressource et l'augmentation conséquente de la valeur du métal pourra à lui seul maintenir indéfiniment cette fuite en avant? Est-ce envisageable d'ouvrir des sites miniers avec des teneurs à 0,01% où on produira 10,000 tonnes de déchets pour affiner une tonne de métal? La réponse est évidemment non: tôt ou tard les coûts environnementaux, même si on essaie de les ignorer, deviennent incontournables.
Pour les hydrocarbures, l'évolution historique est comparable. On est passé du pétrole jaillissant facilement des puits dans les très bons gisements conventionnels au début du vingtième siècle, à des gisements où le pétrole et le gaz sont de plus en plus difficiles et coûteux à extraire.  Par contre ce n'est pas la notion de teneur qui définit la qualité décroissante des gisements; c’est plutôt une série de facteurs où l'impact environnemental augmente dans le temps. On peut simplifier l'image générale de l'évolution des gisements d’hydrocarbures au cours du dernier siècle:
- gisements conventionnels en milieu terrestre
- gisements conventionnels en milieu marin
- gisements marginaux: pétrole dégradé (sables bitumineux), roches très peu perméables, gisements petits avec un réservoir fragmenté (gisements où le pétrole/gaz est dans des petits réseaux de fractures, etc.)
- gisements non-conventionnels ou gisements de roche-mère (shales très imperméable inexploitables autrement qu'en fracturant toute la masse rocheuse qui emprisonne les microbulles).
Le coûts d'extraction augmentent avec le recours à des techniques de plus en plus invasives: du simple forage avec pompe à piston classique on passe à des techniques de stimulation plus coûteuses en énergie (vapeur pour mobiliser le pétrole visqueux des sables bitumineux), stimulation chimique (acide concentré pour élargir la fissuration), fracturation hydraulique dans certains gisements marginaux ainsi que les dans tous les gisements d’hydrocarbures de roche-mère.
Il est primordial de considérer le facteur EROI : c'est l'énergie retournée dans une exploitation par rapport à ensemble des énergies dépensées pour arriver à extraire (exploration, forage, production). On pouvait extraire entre 100 et 1200 barils de pétrole au début du 20e siècle en ne consommant que l'équivalent d’un baril (carburant total requis pour le forage, le pompage, le traitement et le transport du pétrole extrait). Un EROI de 100 est chose révolue depuis longtemps. La qualité décroissante des gisements restants, l'obligation d'aller plus profond sous terre, plus loin, en mer, etc. ont fait baisser l'EROI tout au long du siècle dernier. La valeur moyenne en 1972 était rendue à 20. L'EROI est maintenant particulièrement bas pour les derniers gisements mis en production: une valeur aussi faible que 5 dans la mise en production de gisements marginaux et de gisements de roche-mère dans le shale pour la période 2005 - 2012.
Ce sont les deux chocs pétroliers à trente ans d'intervalle (voir fig. 4, 1980 et 2010) où le prix du baril a dépassé pendant quelques années 100U$ qui ont mené à explorer et à mettre en production des gisements de plus en plus marginaux.

Figure 4  Évolution historique du prix du pétrole en dollars constants (source Holodny 2016).

Un EROI bas signifie qu’il faut recourir à des techniques envahissantes, coûteuses et polluantes pour un rendement devenu marginal. À une valeur de 3 (consommer une unité d'énergie pour en produire trois) le bénéfice brut d'extraire la ressource est presqu'annulé par les coûts d'exploitation.  En même temps l'impact environnemental est maximal, car il est beaucoup plus étendu (fig. 5) pour chaque unité de substance utile produite.  Si l'investissement économique avait à quantifier l'ensemble des coûts environnementaux au même titre que les coûts bruts d'exploitation, on arriverait vite à la conclusion qu'il n'y a aucun bénéfice net pour la société dans les gisements marginaux et dans les gisements de roche-mère. C'est d'ailleurs à cette conclusion qu'en est arrivée l'Étude du BAPE sur la question du gaz de schiste en 2014. Anticosti aurait été un gisement encore plus déficitaire, avant même d'ajouter les coûts environnementaux.

Figure 5  Grandes différence de volumes de roc impliqué dans les gisements conventionnels VS non-conventionnels (adapté de BC Petroleum & Natural Gas Geoscience).    

Le Québec arrive bien tardivement dans l'histoire pour s'insérer parmi les régions productrices d'hydrocarbures et il est déjà trop tard selon bien des économistes pour profiter du dernier pic pétrolier qui n'aura duré qu'une décennie comme le précédent pic (fig. 4, périodes 1973-84  et 2004-2014). Il y a déjà sur terre beaucoup trop de régions hypothéquées par l’extraction de pétrole et de gaz. La moitié au moins des réserves dans ces exploitations actives devrait rester sous terre pour rencontrer les objectifs de la lutte aux changements climatiques. Même quand les gisements existants seront fermés, ils contribueront toujours par leurs fuites à la dégradation de l’atmosphère et de l’eau souterraine. Il est illogique de penser ouvrir de nouvelles régions d’exploitation, surtout avec des cas de gisements marginaux et de gisements non conventionnels.
La valeur élevée au baril (>100U$) est très probablement chose du passé, car la demande stagnera et déclinera selon bien des spécialistes dans un avenir très prochain. Les conditions géologiques au Québec ne permettraient hypothétiquement que de démarrer des productions marginales, celles avec un EROI très faible, celles aussi où les coûts environnementaux encore très mal comptabilisés seraient très élevés. On commence à peine ailleurs à mesurer le coût des puits abandonnés. Les fuites de ces anciens puits constitueront encore longtemps des casse-têtes insurmontables. On a révisé tout récemment (GIEC 2013) à 86 la valeur du potentiel de réchauffement climatique du méthane. C'est encore plus récemment qu'on a commencé à publier des données sur la proportion des puits qui laissent fuir du gaz. Ces fuites affectent tous les types de puits sans exception: les sites d'exploration (ex. cas du Québec), les sites de stockage (étude D.R Michanowicz et al. 2017) et les sites de production. L'impact de ces émissions de gaz va devoir tôt ou tard être pris en compte à son vrai coût.
Bien des chercheurs reconnus estiment que l'impact environnemental des puits dans les gisements marginaux et dans les gisements de roche-mère vont dépasser les impacts des gisements conventionnels. Cela tient à trois éléments nouveaux: 1) les techniques de stimulation et de fracturation nécessitent des quantités considérables de produits chimiques à injecter dans le roc. Une partie encore inconnue de ces substances va remonter lentement vers l'écosystème de surface (les nappes phréatiques, les sols, l'atmosphère).  2) Le milieu géologique est fortement modifié de façon irréversible par la fracturation hydraulique; cette modification est essentiellement une augmentation très considérable de la perméabilité du milieu, par conséquent des voies de circulation pour les fluides (gaz et liquides).  3) Les taux de récupération des hydrocarbures sont très bas dans les gisements marginaux et dans les gisements de roche-mères (1 à 2% pour le pétrole -  8 à 15% pour le gaz); les hydrocarbures encore en place à la fermeture des puits finiront à moyen terme (10 à 50 ans) par trouver des voies vers le haut, par les puits corrodés et par le réseau de la fracturation naturelle.
Il y a plusieurs études qui montrent des effets sur la santé des populations et des écosystèmes voisins des puits des gisements non conventionnels, mais on connait encore très mal l'ampleur des impacts réels de ces contaminations, car elles ne surviendront principalement qu'après l'abandon des puits.