Fuites de méthane dans les puits gaziers

En cette dernière semaine de novembre 2012, la question des fuites revient dans l'actualité: TVA_Nouvelles Trois-Rivières 

Le puits Talisman LaVisitation No1 foré en 2008 a rencontré de nombreuses difficultés qui sont relatées dans le rapport déposé au MRNF.

Des zones de faille ont notamment été recoupées par le forage; le rapport Molgat en mentionne aux profondeurs 1185m et 2235m, mais comme plusieurs carottages initialement prévus ont du être abandonnées en raison de problèmes techniques (déviation, frottement excessif sur les parois, etc), il est fort probable qu'on ne les a pas toutes identifiées.

Parmi la vingtaine de visites d'inspection (voir Note 1 plus bas) des puits de gaz de schiste, une seule visite concerne le puits de LaVisitation. Cette inspection faite en novembre 2010 signale des fuites, tant à l'intérieur, qu'à l'extérieur du tubage principal: 

Inspection faite le 11 nov 2010; son rapport signé le 4 février 2011. Talisman indiquait pour cette fuite 49 m3/jour en 2010. Qu'en est le débit aujourd'hui?

Qu'en est-il exactement lorsqu'on parle de fuites. Les inspections ont été très sommaires, incomplètes (des puits n'ont jamais été visités, des fuites connues ne se retrouvent pas dans les rapports). Les informations fournies par les compagnies dans les rapports qu'elles doivent obligatoirement déposer au MRN ont des contenus très variables; il n'y avait aucune obligation de contenu pour ces rapports. Les compagnies étaient libres d'y inclure ce qu'elles jugeait bon. Qu'est-ce qu'une fuite pour une compagnie: en bas de 300 mètres cubes par jour, l'industrie se préoccupe très peu des fuites. Elle qualifie plutôt cela d'émanations normales. Pourquoi cette valeur 300 m3 ? Cela correspond grosso modo à 10 000 pi cu.  Perdre 10 000 pi cu ou moins par jour au prix du gaz à 3$/1000 pi cu, c'est en effet à leurs yeux une fuite négligeable ($).

Le méthane qui fuit dans l'atmosphère est un gaz plus léger que l'air; par contre on reconnait maintenant que comparé au CO2 il n'est pas que 22 fois plus nocif, car il a plutôt 28 fois (horizon 100 ans) et même 84 fois (horizon 20 ans) l'effet du CO2 comme gaz à effet de serre, comme l'a révisé récemment l'organisme GIEC rapport 2013 (voir aussi: Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC).

Dans la compilation des gaz à effet de serre, les procédés industriels, les émission des véhicules, etc, sont comptabilisés. Par contre tout ce qui touche à l'extraction, tant que le méthane n'est pas entré dans le réseau commercial de distribution, échappe à cette compilation; un privilère historique dont l'industrie pétrole et gaz bénificie et donc de facto une exemption relative aux émissions de gaz à effet de serre et à la taxe carbonne qu'on veut instaurer. C'est ainsi qu'un seul puits qui "perdrait" par exemple 300 m3/jour de méthane annule à lui seul le bénifice environnemental obtenu par les efforts de bonne conscience de plusieurs centaines d'acheteurs de voitures hybrides ou électriques (voir Note 2 au bas). Tant que le privilège historique demeure, tant qu'il n'y a pas de taxe méthane pour mettre un vrai coût sur ces fuites, elles vont demeurer des détails négligeables aux yeux de l'industrie. Le seul coût hypothétique est celui des avis d'infractions, lesquels sont émis de façon très sporadique, avec des menaces d'amendes à payer, mais qui n'ont que rarement été réellement appliquées, selon les rapports du vérificateur du Québec.

Le puits Talisman LaVisitation illustre bien cet état de faits: à la minute 0:33 du reportage (http://youtu.be/IaQG2S66VQs) on peut entendre un petit bijou d'anthologie de Talisman Energy pour décrire ce que la compagnie voit dans la fuite dans ce puits : "Ce n'est pas du gaz de production, donc c'est du gaz qui s'est logé dans la structure interne du puits, donc c'est du gaz qui est ventilé de manière sécuritaire dans l'atmosphère" ! Il dit explicitement que le méthane de cette fuite qu'on va tenter de colmater est du gaz qui a fui à l'EXTÉRIEUR du tubage de production, là justement où il ne devrait jamais y en avoir !   Ventiler ce gaz dans l'atmosphère est, dans la vision Talisman Energy, une bonne solution sécuritaire ! La fuite rapportée depuis 2010 est certainement là depuis la création du forage (2008); donc voilà plus de 4 ans qu'on ventile... Pas besoin de se presser, le MDDEP en 2010 n'a même pas émis d'avis après avoir constaté la fuite hors du tubage...

Note 1: À partir de la fin 2010 sous la pression du public, deux ministères ont commencé à inspecter les fuites sur les sites de forage. Vous pouvez voir une compilation des rapports d'inspection : compilation Inspection des puits MRN et compilation MDDEFP 2011*. L'information livrée par les ministères est de qualité déplorable, les photos illisibles, mais on y trouve malgré tout des perles, comme celle-ci:

... deux dernières lignes: "Fuite de gaz à l'extérieur du coffrage de surface, probablement du biogaz du marécage sous-jacent."

signé Jean-Yves Laliberté, ing.  alors responsable au MRNF de la direction hydrocarbure & gaz de schiste,  passé ensuite fin 2012  chez Pétrolia …Il a écrit ça en 2010, à la belle époque où c'était le mot d'ordre officiel du côté des cies gazières d'attribuer toutes les fuites de méthane à des marécages enfouis, qui comme par un malencontreux hasard se situaient toujours à l'emplacement des puits qui fuyaient (sic)! Manifestement donc cette théorie fumeuse avait aussi court à la direction du MRN. Talisman Energy ne prenait quand même pas de chances, car comme le note ci-dessus l'inspecteur du gouvernement, on lui a formellement servi une "interdiction de prendre des photos de la flamme".

Note 2: 300 m3/jour annule le bénéfice environmental d'environ 500 voitures électriques.

A titre de rappel, j'ai mis en ligne en 2011 un texte et un lien pour un reportage à Radio-Canada sur les fuites Découverte 17 septembre 2011. Dans le reportage de Découverte à la minute 2:40, on entend Mme Molgat y déclarer que les fuites de 190 m3/jour (= pollution de 300 voitures) au puits de  Leclercville No1a HZ  "Un débit comme ça, c'est considéré peu, c'est pas des débits significatifs, certainement des débits qui sont trop petits pour être mesurés, trop petits pour être mesurables ... c'est dans les meilleures pratiques de l'industrie de travailler comme ça..." Marianne Molgat.

190 m3/j = 190 000 litres/j = 132 litres/minute = 2,2 litres/seconde.  Pas mesurable, pas observable ?  Vraiment ?  Ce serait pas plutôt juste pas important pour l'industrie, car ça fait juste $30 de gaz perdu, selon les meilleures pratiques (commerciales) de l'industrie.

* Note 2014: je suis désolé de constater que le rapports qui était accessible à ce lien WEB a été enlevé. Si quelqu'un en retrouve la trace, SVP veuillez m'en aviser. Par contre j'ai ces rapports transmis pour analyse par Martine Ouellet en 2011 (alors dans l'opposition).

The Potential Dangers of the Exploitation of Shale Gas and Oil – Analysis of the Geologic and Geotechnical Aspects

Translation from pages 173-185 of the final report of the Symposium of the Regional Council, Ile-de-France,  February 7, 2012, Paris.

Introductory note: The texts of the symposium were published originally on July, 2012, in France. Below is the translation of an extract made available in Quebec in response to the very highly publicized question of the exploitation of oil in the matrix rock of Anticosti Island.  I wrote this technical opinion in January 2012, at the request of the Scientific Council of the nine universities and research centres of the Ile-de-France, i.e. Paris and its surrounding area, in view of the possible exploitation of shale oil and gas in France. I was also invited to to make a presentation at the Symposium of the 12 of February, 2012 which united the representatives of the universities, the ministers involved, representatives of industry, and four North American experts retained by the Scientific Council. Normand Mousseau of the University of Montreal was the other expert from Canada; his well documented text can be read in the Scientific Council's Report pp.43-78.

The Potential Dangers of the Exploitation of Shale Gas and Oil – Analysis of the Geologic and Geotechnical Aspects

Technical opinion of Marc Durand, doct-ing in engineering geology, ENSG

Summary: 

The exploitation of unconventional hydrocarbon deposits presents grave problems of a technical nature. The irreversible modification of the permeability of the entire volume of a geological formation - tens of thousands of square kilometres, hundreds of meters in depth, employing tens of thousands [1] of horizontal drillings, using on the large scale, a new technology with unknown consequences,  is unprecedented in the mining industry. The geological process of methane migration to new fractures will continue over a geological time scale of thousands of years at least. The fraction that migrates during the very short period of commercial exploitation is only 20% of the volume of gas involved in the process. Capped wells at the end of the operation will not have a a technical lifespan on the geological scale; in this context they should have a carefully reviewed management protocol which absolutely cannot be the same as that previously used for conventional natural gas wells.

Introduction:

The exploitation of unconventional hydrocarbon deposits, among which are found shale gas and shale oil, poses a serious set of geotechnical problems -  which the expertise and best practices of the industry, or the rules of the game of stakeholders, are insufficient to handle. In this paper, we analyze more specifically geological and geotechnical issues as they relate to the possible exploration and exploitation of shale gas and oil.

The actual data are better suited to our analysis than the elements simply apprehended. As France chose in 2011 to allow time before authorizing the industry to go ahead, our report will use examples from North America for analysis: Haynesville and the Barnett shales of Texas, the Marcellus Shale of Pennsylvania and the Utica Shale of Quebec. Exploration and exploitation are already underway in these gas shales. But even in the USA where the industry really began around 2005, the effects and consequences in the medium and long term are not yet all measured and measurable. 

We will use the term shale as a synonym for clay shale. Whatever the term, these layers of sedimentary origin on the five continents contain, scattered organic material from their origins in marine basins. This organic material, transformed by temperature and pressure over the ages, produces the oil and gas known as thermogenic as opposed to contemporary gas (ex. biogenic swamp methane). The shales are numerous and widespread: it is estimated that there are more than one hundred distinct shale formations on the planet. Not all of these have exploitable hydrocarbons, but a great many countries do possess such shale deposits and will therefore be confronted sooner or later with the question of their possible exploitation.

In this report we make an analysis which has universal application to shales and is not limited to any one geologic formation. We have more concrete data on shale gas than on shale oil, due to the fact that the shale gas industry began in the USA with the need to substitute methane gas in the production of thermoelectric energy in the ageing coal power stations. But the analysis of the problems with shale gas also sheds substantial light on the extraction of shale oil, because in both cases comparable  techniques are used in similar geologic contexts.

The problem:

There are four essential elements which serve as a point of departure in the analysis of the problem of unconventional deposits:

1- The new applied techniques of unconventional exploitation of shales is unable to extract more than 20% (ref.2) of the oil and gas that they contain.

2- The exploitation irreversibly modifies the permeability of the whole volume of the deposit: without artificial fracturing the exploitation of the deposit is impossible.

3- The geologic process initiated by the fracturing will continue over geologic time, that is to say, over a period of time immeasurably longer than the lifetime of the structures built for the operation of the wells. 

4- It is impossible to return the rock matrix to its original state at the end of exploitation.

Why is it impossible to extract more than 20% of the gas present in the exploitation of shale wells and what are the consequences of that fact? Given the still limited knowledge available of the long term impacts of the technique of hydraulic fracturing in the lengths of horizontal drilling, we will analyze here the more obvious differences between this method and that of conventional deposit exploitation.

In conventional operation, the deposits are found in discrete geologic structures:  a formation or geologic structure of great porosity due to intergranular spaces and/or communicating natural fractures, the whole capped by a tight formation which covers the roof of the reservoir, as in fig.1.  Once it is located, by means of an actual geologic exploration, the wells reaching the reservoir are able to extract almost all (greater than 95%, ref.2) of the deposit.

In addition to its own pressure, the gas is pushed upwards by the water;  liquid hydrocarbons may possibly be present with the gas and water. It is important to note that the hydrocarbons have migrated very slowly from the rock matrix, that is a a sedimentary rock which may be shale. 

They have accumulated in the natural reservoir in a process which has taken thousands of years and more likely millions of years.  Why?  Because the permeability of the rock matrix of the shale type have a very low value (10exp-12 to 10exp-14m/s). On the other hand, once in the permeable rock, which constitutes the geologic pocket, they are then contained in a geologic layer whose permeability is several orders higher (greater than 10exp-6m/s).

Figure 1. Diagram of a conventional gas reservoir. The liquid hydrocarbons may be present between the water and gas.

In the strata where the gas has accumulated (the classic deposit shown in blue and pale green in fig.1) the porosity is significant (5 to 25 %) and the permeability is commonly a million times higher than in the rock matrix: in exploiting a natural gas deposit, the gas migrates easily towards the extraction well. This is why at the end of its useful life, the production of the well falls almost to zero. The reservoir is not 100% empty, but nearly. At this stage, the wells are abandoned, the sites restored and the property reverts to the state.

It is extremely dangerous to transpose this image to the case of the wells for shale gas; in this case, the fracturing is artificially created just before the extraction and the equilibrium is very far from being reached at the end of exploitation. In addition, the extensions are not limited to one localized deposit, but to a whole geologic layer which has been radically transformed.

The extraction is done by artificially fracturing the gas-bearing shale itself, the migration of gas takes place over a shorter distance than the long transit which created the classic deposit, but it is not an instantaneous process.  A few millimetres from the edge of a fracture, the gas escapes rather quickly (fig.2), but as the distance increases the more it takes geologic time for the gas to migrate into the newly fractured shale as it did in the migrations to the natural reservoirs. With a permeability of 10exp-12 cm/s for example, even under a gradient (i) high, the time required to travel only a few centimetres is counted in centuries and even millennia  (v = K . i) [2]. This is how it happens in the still intact parts of the shale between the fractures.

Figure 2. Migration mechanism of shale gas in shale surrounding new fractures; metric view of of shale at the end of exploitation (3-5 years?).

These phenomena on the millimetric and metric scale affect production rates of the wells, which therefore have exponential or hyperbolic decay curves as shown in figures 3, 4 and 5 for the Haynesville Shale, Marcellus Shale and Utica. The age of the wells in course of operation is counted in months or years in these shales,  and there remains some uncertainty as to the volume of gas which will ultimately be recuperated, which is denoted by '' EUR'' in figure 3. This figure shows five assumptions of production projections based on data obtained over 12 months. What is certain, however, is that the flow decreases significantly. For example, the well at St-Edouard (fig.5) is not worth more than 10% of its initial value after only 150 days. The threshold of unprofitability is reached in only a few years at this rate. The diagrams of of figures 3 and 6 are in semi-logarithmic mode, while the diagrams of figures 4 and 5 are in normal arithmetic mode. A purely exponential decay relationship is shown in Figure 3 (below) in the blue line.

Figure 3.  Normalized Haynesville Shale production rate decline based on differing hyperbolic exponents (ref.3, Aeberman, 2010).

Figure 4. Production decline curve in the Marcellus shale (ref.4, Johnson,2011).

Figure 5. Production decline curve in the Utica Shale, experimental well in Quebec.

Figure 6 below shows what happens at the end of operation when the flow is no longer commercially viable; the well is closed, sealed and reverts to the public ownership after a few years of production. The pressure is low at this time, but it then starts to rise at a rate which is a function of the rate of liberation of gas following the curve (the broken line):

Figure 6. What happens at the end of gas well exploitation.

As there is no zero flow in the evolution of the yield curve (more precisely no zero flow before a time equal to infinity), the restoration of  pressure is inevitable due to the presence of 80% of gas remaining in the shale at the time of cessation of production. This will be far more significant in horizontal wells with hydraulic fracturing than in other types of wells. There is nothing to stop the process once started.  It will continue over the centuries and millennia. And well caps [note 3] do not have this lifespan.

Figure 7. Degradation of well over time; compilation based on 15,000 conventional wells.

There is not much data specifically on new shale gas wells, but there is for conventional wells (fig.7- figure taken from ref.5).  For the new wells (age 0) it is 5% of the conventional wells which show problems of methane leaks.  In Quebec for 31 shale gas wells drilled since 2008 , the proportion of wells with leaks has been 19 out of the 31, more than 60% of the wells. The difference confirms what several researchers argue: that engineering problems, notably in the cementing of new wells with fracturing and horizontal extensions  of 1000 m or more, will show up more and more frequently and be of much more concern than in the case of conventional wells. Even with conventional wells, this question of the degradation of the wells is acute because, as shown in in the data of 15,000 conventional wells (fig.7), as the age of the well increases, the proportion of wells with problems quickly exceeds 50%.

The causes of the degradations and the leaks in the case of of conventional wells have been well analyzed by several authors including Maurice B. Dusseault (ref.6) and Wojtanowicz et al, 2001 (ref.7). The specific analysis for the new types of wells remains completely absent, but one first observation is already conclusive: the dynamic cycles repeated in the fracturing and the complexity of control of placing the tubing in the curved and horizontals of these wells, as well as the use of new chemical products, weaken the steel and grout and accelerate their ageing.

Figure 8. A 3D view summarizing the geological and geotechnical problems of a well at the end of useful life.

It would be surprising if the shale gas industry has invented in the last five years structures which are capable of surviving intact for millenia. Civil engineers have always wanted to have techniques that would give viaducts and bridges a life span greater than fifty years, without inspection and without maintenance like the new abandoned wells will be (fig. 8). Here, the gas industry, with the same materials, steel and cement, seeks to convince us that it has the recipe by which thousands of capped wells will eternally resist growing pressure. In fact, the hydrocarbon industry has never had to the obligation to plan so long-term. No state, no province in Canada, no country in the world currently has regulations adapted specifically for these new realities. The long history of classic gas deposit exploitation by conventional wells has put in place provisions essentially aimed at the security of the operation for the duration of the wells useful life i.e: the short period of exploitation.

It may seem incongruous to some oil promoters to see the problem posed in terms of lifespans of centuries and millennia.  But it isn't only shale gas that must be thought of in this way. The very long-term storage of radio-active waste is studied world-wide taking account of time frames of this order. In the sector very close to shale gas wells, the consulting firm Halliburton indicates this in it's documentation '' The post closure phase addresses post decommissioning – which has an extremely long time horizon of hundreds, if not thousands, of years...'' (ref.8).

These wells that Halliburton indicates need to be followed for millennia are wells at lower risk than the wells with horizontal extensions and hydraulic fracturing: they are vertical wells connected at the surface to CO2 storage tanks, less of a problem than methane. The gas industry is certainly not ignorant of the long term risks. However, they have never been placed under the obligation to take responsibility because past regulations and those currently in effect always transfer the ownership of the wells to the public domain once the production is finished. No regulation anywhere obliges them [4] and this obligation has never been included in their business plan.

We have not addressed in this text the more immediate and obvious consequences of the exploitation of shale gas in North America; the massive use of water for fracturing, the often secret chemical composition of the ''slickwater'', the chemical cocktail which modifies the water to optimize the fracturing, the occupation of agricultural land by a heavy industry, tanker trucks, drilling towers, flares, compressors, gas pipelines, etc. The disposal of about 40% of the water which returns to the surface as reflux, the radio-activity and the very high salinity of water from the deep formations which also finds new channels to the surface layers or which uses natural geologic faults, such as faults and fractures which are inevitably cut by the long horizontal drilling. All this has been abundantly set in relief and daily headlined by the newspapers in the USA. The cases of the contamination of the water tables by methane are the first problems to show up, because extremely mobile methane is the fastest to find its way to the surface through natural paths enlarged by fracturing. The slower migrations are also beginning to appear: chemical compounds of the fracturing fluids have been found in some wells (ref.9).

We recognize that all these questions are, in the near term, of first importance. If we have talked about them little in the analysis above, it is because other researchers have abundantly discussed them and some of these consequences relate specifically to hydraulic fracturing. Other techniques (liquified propane, CO2, compressed air, electric arc, etc.) may eventually be used and the list of consequences which would appear with that type of fracturing would be different. Whatever the technique used to artificially fracture the shale, the geologic process which we have analyzed can never be accelerated. We have presented an analysis which remains pertinent, even under differing technical alternatives, which are currently in trial or are coming later.

We have chosen to present a purely geologic and geotechnical look at the question, because a large part of the of the other problems associated with the exploitation of non-conventional deposits of shale gas and oil follow, and follow with even more intensity, from the geotechnic ''bugs'' of this industry which has been so precipitously launched, without the adequate studies that have previously been required. There have been previous studies, but they were directed to the optimization of the commercial production of the resource.

Conclusion and recommendations:

There are two important differences between shale gas and conventional gas deposits and these two differences alone provide the fundamental reasons to disregard the ill-considered idea to exploit shale gas by the currently proposed technique:

1- The technique of hydraulic fracturing artificially creates a network of interconnected fractures to which the gas starts to migrate. The technique initiates a process of gas flow in the deposit, as happened in conventional fields over  hundreds of thousands of years, but hydraulic fracturing can't possibly accelerate this geologic process. The construction of a well and its fracturing are accomplished in a few weeks;  the flow begins and continues on a geologic time scale (greater than 100,000 years). The amount of time before the wells are closed for unprofitability, represents only a infinitely small portion of this geologic time frame.

2- The drilling of wells and the fracturing of shale is a totally irreversible operation with no technical solution to restore the shale matrix to its original impermeable condition. The closed wells at the end of commercial operation become the potential conduits for the gas leaks. For these structures, like any structure made of steel and concrete, one must ask the fundamental question of their lifespan and about what will occur when their state of deterioration no longer prevents them from resisting the pressure of the gas. The pressure of gas in the reservoir will continue to grow slowly but continuously on the one hand,  while the deterioration of the wells will increase with time. These two phenomena will appear over time on the surface by the number, and amount of flow, of the leaks of methane. The management of this new type of underground works will cost colossal sums to the public treasury as the inefficient (20%) extraction technique leaves in place a very large portion of of the methane initially present in the deposit.

The exploitation of conventional deposits remains acceptable everywhere the environmental conditions and best practices are respected. But with regard to the unconventional deposits, France has found good reasons to ban hydraulic fracturing on their territory. Economic pressures will certainly continue to make it tempting to reverse or circumvent this decision. We recommend that the questions we raise in our analysis be included in the considerations which must ensue. It would be preferable not to tie the expression hydraulic fracturing to any prohibiting regulation.  Any fracturing technique will produce the same effects as we discussed in this text.

What needs to be a priority is to re-examine the current regulations in force. Already imperfect in its neglect of the long term management of conventional abandoned wells, it becomes completely inadequate for unconventional deposits. It is these obsolete regulations, as well as some specific exemptions granted to the shale gas industry in the face of the existing regulations which have permitted North America to start this industry. With rules which would eliminate the transfer of ownership back to the state at the end of life, with an obligation that the exploiter assume complete and permanent responsibility for the well, (for example a lease of 99 years with automatic renewal of 99 years in 99 years in case of persistent gas pressure in the well) this industry would perhaps never have emerged.

The business plans of the industry only have two steps: exploration  followed by  exploitation. We have published an analysis of the profitability for all of society when the long term is included in the parameters (ref. 10,  Durand 2011) The addition of this very long stage where the costs of the foreseeable consequences of this operation are supported by the state completely changes the short term vision in which the authorities have left North America confined.

References:

1- BAPE, 2011. Bureau d’Audiences Publiques sur l’Environnement, , 323 p.

Rapport final de la commission d’enquête gouvernementale sur l’industrie des gaz de schiste au Québec.

2-  National Energy Board, Nov. 2009, 

A Primer for Understanding Canadian Shale Gas, 23p. http://www.neb.gc.ca/clf-nsi/rnrgynfmtn/nrgyrprt/ntrlgs/prmrndrstndngshlgs2009/prmrndrstndngshlgs2009-eng.pdf

3- Aeberman, 2010. Shale Gas-Abundance or Mirage? Why The Marcellus Shale Will Disappoint Expectations. The Oil Drum.

4- Johnson D W. 2011. Marcellus Shale Gas, présentation Enerplus Corp.

5- Brufatto et al 2003, From Mud to Cement—Building Gas Wells,

Oilfield Review , Sept 2003, pp 62-76.

6- Dusseault, 2000,  Why oilwells leaks : Cement behavior and long-term consequences SPE International Oil and Gas Conference and Exhibition in China held in Beijing, China, 7–10 November 2000.

7- Wojtanowicz et al, 2001, Diagnosis and remediation of sustained casing pressure Final Report US Dept of Interior, Mineral Management Service, 93p.

8- Halliburton 2012. Carbon Capture and Storage - Post Closure of wells.

9- Reuters 2011, PA says fracking likely polluted Wyoming water. 

10- Durand. 2011. Shale Gas - A Business Plan Very Much in the Red.

Notes on the text: 

[1]  For the exploitation of the Utica Shale deposit in the St Lawrence Valley between Montreal and Quebec City , 20,000 wells would be needed to cover the 10,000 square kilometres of corridor 2, the most propitious for the first phase of exploitation,(ref 1.- BAPE Commission, 2011).

[2]  V = K . i   this is the law of Darcy, which expresses in units of speed (m/s) the conditions which govern the flow of water in geologic formations. The analysis of  the flow of hydrocarbons in geologic formations uses more complex formulas, but we are using that of Darcy because it permits a simplified approach to the notions of flow and permeability. The parameter K is also referred to as hydraulic conductivity, synonymous with the permeability of Darcy.

[3]  The expression well cap  is used here because we have not found a designated term for this engineering structure. The term designates the structures, initially conceived as temporary, for a very precise engineering function: to extract the gas. At the end of the operation, it is summarily transformed to a totally opposite function: to stop the gas from escaping the well. In addition, this structure becomes a permanent and no longer temporary in its new function.

[4]  Some states and the province of Alberta, have put in place programs for orphan wells; these programs impose on the hydrocarbon industry subscription in a fund for inspections and sealing some of the wells. But these programs are at the very beginning of the inventory stage; they never constitute sufficient means to manage the new wells transferred to the public domain.

Avril 2012 - L'ÉES publie la version finale de son plan de réalisation

ÉES: comité de neuf "experts indépendants" pour réaliser l'Évaluation Environnementale Stratégique sur la question du gaz de schiste. Commentaire général: on y trouve guère plus que dans la version précédente, publiée il y a plus de cinq mois (28 oct.2011). Le processus est lent (création de l'ÉES en mai 2011- dix mois écoulés) et à ce rythme on a peu de chance de voir beaucoup de concret en fin de course. Le nouveau texte présente des ajustements au vocabulaire et des ajouts qui sont manifestement dû à des commentaires reçus lors des audiences. Le seul changement vraiment notable est l'élimination de la possibilité de voir autoriser des nouvelles fracturations. Antérieurement elles étaient envisagées sous le (faux) prétexte de recherche scientifique. J'avais nommément dénoncé * cette évocation, contenue dans le premier texte (ÉES, 2011), comme un test pour la crédibilité de son comité. Ces fracturations ne pouvaient servir avant tout qu'à bonifier la valeur des actions des compagnies. Il ne pouvait y avoir là d'acquisition de connaissances scientifiques de l'aveu même d'un pdg d'une des gazières (Séance d'information aux actionnaires de Questerre).

Par contre une autre épine notable dans le pied de la crédibilité de l'ÉES est toujours en place: on note dans la nouvelle version du plan qu'il n'y a pas d'analyse, encore moins de démonstration du bien fondé de continuer à permettre à l'industrie d'avoir un membre de plein droit au comité. La présence de Mme Molgat, employée et lobbyiste de Talisman Inc est maintenue sans autre forme de commentaires; aucune réponse n'est apportée aux très nombreuses objections mises en relief lors de la consultation populaire. La crédibilité de tout le processus de l'ÉES est donc toujours entachée par la composition même de son comité et par la présence de l'industrie, qui teintait et qui teinte toujours les orientations de son plan de réalisation.

Il n'y a pas que cela hélas dans cette version finale du plan; bien qu'à quelques reprises on mentionne que le scénario "zéro développement" fera partie des possibilités étudiées, il n'y a aucune hiérarchie ou priorisation des tâches dans le plan de réalisation. Ça demeure une longue liste de tâches visant à analyser les diverses étapes et les paramètres de l'exploitation de l'Utica. La grande partie du focus et de l'attention de ce plan porte toujours la marque "besoins de l'industrie": comment lui fournir l'eau requise pour forage et fracturation, comment luipermettre d'injecter éventuellement les eaux usées, comment l'encadrer de nouvelles règles qui lui permettront d'atteindre l'acceptabilité sociale, etc. On s'attachera même à analyser pourquoi l'opinion publique a été amenée à s'objecter massivement et comment des nouvelles approches de communication de l'industrie et du gouvernement pourraient permettre de renverser la vapeur... tout ça payé par les 7M$ de fonds publics de l'ÉES.

L'autre teinte qui transparait dans ce plan, comme dans sa version d'il y a cinq mois, demeure encore et toujours le mandat de trouver les mesures pour "éliminer, atténuer, remédier"; ces trois mots se retrouvent dans la majorité des descriptifs des tâches. Le comité n'a vraiment pas choisi de tenir compte des très nombreux commentaires qui traitaient de cela et qui ont été exprimés lors des audiences de janvier 2012. Un rapport de l'Institut du Nouveau Monde (INM, mars 2012) sur le bilan de cette consultation est nettement plus éclairant; ce rapport expose et commente le très grand nombre d'arguments qui militent pour l'interdiction pure et simple de la fracturation de l'Utica. Ces questions soulevées lors des audiences trouvent cependant bien peu d'écho dans le plan de travail de l'ÉES.

Personnellement j'ai mis en relief que la gestion des puits abandonnées va très probablement coûter à la collectivité bien plus que la somme de toutes les redevances collectées éventuellement pendant la phase de l'exploitation. Dans la dernière version du plan, le comité utilise maintenant l'expression "fermeture et suivi" pour décrire la dernière étape dans la vie d'un puits; nulle part cependant le comité de l'ÉES ne décrit comment il va s'occuper de tenir compte du suivi des puits. Il n'y a que l'ajout ici d'un terme après le mot fermeture d'un puits, mais on ne voit rien dans ce plan qui montrerait que le comité a le moindrement compris l'importance de cet aspect. L'ÉES se donne toujours comme base d'analyse une échelle de 25 ans (p.58); c'est peut-être utile pour analyser les paramètres d'opération de l'exploitation commerciale, mais ça passera complètement à côté du coût de gestion des puits abandonnées quand ils entreront un après l'autre dans leur fin de vie technologique. La durée de vie des puits bouchés dans le shale fracturé dans sa totalité est préoccupante, car il reste en fin d'exploitation 80% du gaz encore présent et rendu libre de circuler dans les nouvelles fractures. Ce gaz va remettre les puits en pression pendant des temps "géologiques". Il est manifeste que le comité n'a toujours pas compris l'importance de s'attacher à analyser cela. Il n'y a aucun détail sur la signification du mot "suivi", ni aucune tâche qui indiquerait comment on va aborder cet aspect. La seule exception est qu'à la page 58 on ajoute là le mot minimale: textuellement "... couvrira une période minimale de 25 ans". On étudiera quoi exactement si on va au-delà du 25 ans? Aucune précision ou commentaire n'est donné.

Ce n'est pas en étudiant les "bonnes pratiques de l'industrie" (des règles qu'historiquement l'industrie se donne à elle-même et que les états entérinent sans plus), ou en analysant les réglementations des provinces voisines qu'on va trouver ces réponses. Les puits horizontaux de gaz de schiste, la fracturation massive de toute une unité géologique n'ont pas de précédents comparables. L'étude des puits classiques ne peut aucunement être transposée pour cette problématique tout à fait différente. J'ai soumis ces questionnements en novembre à l'ÉES et je ne retrouve aucunement dans le nouveau texte une raison de penser que le comité va tenter de les inclure dans le plan de travail, à l'exception très floue qu'on a maintenant inscrit "fermeture et suivi". Je souhaite donc avoir la possibilité d'exposer au comité une présentation détaillée de ces questionnements. Je n'ai cependant pas vu dans le calendrier des travaux une période attribuée à des présentations d'experts indépendants. On consultera les citoyens, mais voudra-ton entendre de façon formelle l'opinion d'experts indépendants? Où et quand? Je n'ai rien trouvé à ce propos dans le calendrier ou le plan de travail de l'ÉES.

Je vais commenter ci-dessous quelques points de mon domaine d'expertise, laissant à d'autre d'analyser les aspects sociaux, etc. du plan de réalisation de l'ÉES. Le plan de travail de 18-24 mois envisage parfois des tâches irréalistes, comme de pouvoir trouver le prix du gaz pour un avenir indéfini; les paramètres commerciaux sont hors de portée de toute tentative de prévision:

en 3.1.3 (P-1) Il est illusoire de penser trouver une méthode d'évaluation du prix du gaz; "si ça existait, on l'aurait ... ou on voudrait l'avoir! " dixit un groupe expert investisseur en bourse.

Par contre, même après près d'un an d'existence, on a toujours pas défini de façon concrète un exemple d'étude ou d'observatoire scientifique; c'est toujours au niveau d'énoncés généraux, sommaires sans aucune délimitation réelle; par exemple, p. 66- (tâche O-1), il serait plus que temps de dire quel(s) parmi les 18 puits vont faire l'objet d'analyse détaillé d'échantillonnage et de suivi. Il y a pourtant des propositions bien concrètes possibles, comme par exemple celle que j'ai soumise (Durand, 2012).

Le chap. 3.2 est L’évaluation des enjeux environnementaux. Dès le premier item, c'est des besoins de l'industrie dont l'ÉES se préoccupe. 3.2.1 Enjeux touchant l'eau: pp 27-34 le plan liste des tâches pour répondre aux besoins de l'industrie. Un paragraphe de sept lignes au bas de la page 29 porte sur la qualité de l'eau des nappes à protéger. Le reste concerne les étapes des procédés industriels requérant ou impliquant la ressource eau.

3.2.3 Enjeux touchant les gaz à effet de serre: l'ÉES passera à côté de l'évaluation du risque énorme d'émission de méthane, dont il reste 80% dans le shale en fin d'exploitation commerciale; cela originera des puits abandonnées quand, dans les ciments et les aciers des composants du bouchage, la corrosion aura fait son oeuvre. Aucune mention de cela dans le plan - aucune prise en compte de ce qui se passera au-delà des 25 premières années, qui concernent surtout la période de l'activité d'extraction. Il n'y a rien de mentionné pour la durée de vie technologique des puits et ce qui pourrait se passer ensuite.

3.2.4 Enjeux touchant les risques naturels et technologiques: Les risques naturels genre glissements de terrain et séismes sont peu significatifs en rapport avec des opérations de forage. On écrit d'ailleurs ceci: " l'examen des ministères des Transports et de la Sécurité publique sur le risque de séismes et de glissements de terrain a tenu compte de la possibilité..." (p.38) ; si on en a tenu compte c'est pas vraiment important de recommencer à nouveau cette analyse. Ça peut juste servir à inclure des conclusions rassurantes et déjà déterminées dans le rapport final...

Le plan comporte ce texte p.40 : "Les techniques utilisées par l’industrie du gaz de schiste dans la construction de ses puits au Québec et ses méthodes de fracturation hydraulique seront évaluées en fonction des normes, des guides techniques et des bonnes pratiques en vigueur a(u) Québec et ailleurs, afin de déterminer les causes de fuites à certains puits

et le risque que cela comporte à long terme. Cette analyse sera complétée par le projet EC2-5 du plan de réalisation : Inventaire des technologies et des mesures susceptibles de réduire les risques et les externalités associés au développement de la filière du gaz de schiste." Le problème c'est que les bonnes pratiques et autres règles industrielles de ce genre, c'est l'industrie elle-même qui se les donne, surtout en fonction de critères de sécurité et de rentabilité pour ses besoins propres pendant la période où elle exerce ses activités sur le terrain. Jamais et nulle part, ces règles de bonne pratique ne se sont penchées sur le devenir des puits abandonnés, car jamais et nulle part, l'industrie a été légalement responsable de cette étape.

En fin de production, la propriété et la responsabilité est retournée au domaine public; il serait urgent de remettre en question ces règles traditionnelles, mais ce n'est pas encore fait. Il est à prévoir que l'industrie va mettre toute la pression pour y résister. Le petit comité local québécois de l'ÉES ne fera pas vraiment le poids face à l'emprise mondiale de l'industrie pétrolière. Ce n'est pas en étudiant les règles en vigueur ailleurs qu'on trouvera des réponses pertinentes, car c'est géré partout avec les mêmes lacunes flagrantes. La problématique de l'exploitation de gisements non conventionnels est nouvelle et aucune de ces règles n'a été établie dans ce contexte particulier.

L'ÉES poursuit actuellement une démarche qui se fonde uniquement sur l'état de fait, les normes actuelles de l'industrie; c'est notable dans le document de Projet-Type où les étapes d'un projet se terminent avec la fermeture du puits. Il est également notable qu'aucun comité-miroir mis sur pied par l'ÉES ne traite de ces questions. L'ÉES a confié la responsabilité des questions technologiques à un sous-comité dirigée par la représentante de l'industrie. Après une discussion avec elle, j'ai vite compris que l'ÉES va soigneusement éviter d'inclure dans ses études les questionnements que j'ai formulés depuis plus d'un an sur la détérioration des puits après abandon. En se limitant aux étapes du Projet-Type basé sur l'état des pratiques passées dans l'industrie, rien n'est remis en question; aucune véritable analyse des risques et des coûts à long terme pour la société. Le crédo des bonnes pratiques de l'industrie était très notable et très clair dans la version initiale du plan de travail, qui comportait cette phrase: "les techniques de mise en place des tubages et

de cimentation constituent la meilleure protection pour l’environnement."

Références:

ÉES 2011  Plan de réalisation version préliminaire

ÉES avril 2012 Plan de réalisation version finale

M. Binnion 2011, Séance d'information aux actionnaires de Questerre - 19 mai 2011

Institut du Nouveau Monde, mars 2012 consultation 2012

Durand, 2012 ÉES: Que faire maintenant après les consultations?

Voir la proposition d'étude au puits Champlain dans la vidéo et aussi en texte, voir au point 2

addendum 18 mai 2012: On m'a posé cette question lors d'une des conférences que je donne sur le sujet: "Est-ce que j'ai présenté mes questionnements et analyses aus membres du comité de l'ÉES". J'attends toujours une réponse aux diverses tentatives de contact avec Robert Joly son directeur. C'est lettre morte de ce côté et je dois pour l'instant en conclure qu'ils ne sont pas intéressés à avoir plus d'informations, du moins pas intéressés à me rencontrer. J'ai des demandes de conférence qui me parviennent de bien des pays et groupes éloignés (Pologne, France, etc), mais le principal organisme du Québec qui a le mandat d'étudier la question des gaz de schiste ne semble pas trouver pertinent de m'entendre sur la question. Je leur ai transmis néanmoins mes textes de commentaires, ainsi que j'ai exprimé le souhait de les rencontrer directement.

Nouvel ajout en date du 18 juin 2012. Le comité ÉES ne m'a pas répondu directement, mais il a offert au Collectif Scientifique une rencontre qui s'est tenue lundi 18 juin 2012. Le Collectif Scientifique y a délégué cinq de ses membres et m'a demandé de faire partie du groupe des cinq. J'ai accepté, car ainsi cela me permet de mettre un pied dans leur porte. J'ai pu leur exposer en 40 minutes mes questionnements. La réunion prévue de 10 à 16h a démarré à 10h30, car on a tenté sur place de trouver un projecteur. J'ai été assez étonné de voir que pour une rencontre avec l'ÉES, qui a un budget de 7M$, dans des bureaux du gouvernement, l'organisation était bien moins bonne que celle que j'ai eu dans toutes les rencontres dans les villages de Montérégie, organisées par des bénévoles dans les sous-sols de salles paroissiales, où j'ai toujours eu accès sur place à un écran et un projecteur numérique. Pas de cela en ce 18 juin hélas avec l'ÉES.

Un bon point positif à noter cependant: ils étaient huit sur les 11 membres du comité, dont les interlocuteurs que je souhaitait voir: les experts en géologie et hydrogéologie, M. Molgat, Michel Malo et John Molson. Ils m'ont écouté poliment, sans trop poser de questions ou de contre-arguments. Donc pas de vrais échanges et je suppute que c'était peut-être pour eux une directive de rester uniquement en mode d'écoute polie.

En toute fin de rencontre, après les quatre autres exposés, je suis allé parler directement à Mme Molgat et M. Malo; John Molson ayant déjà quitté. Là j'ai été plus spécifique dans mes demandes sur leurs orientations, notamment pour savoir si le devenir des puits ferait l'objet de leurs préoccupations ou d'un quelconque sujet d'étude. La réponse de M. Malo: il y a un sous-comité qui étudie globalement les risques pour l'eau, les risques naturels et risques technologiques. À ma question si c'était lui qui dirigeait ce comité des risques technologiques, il a pointé sa collègue Mariane Molgat en disant que tout cela était dirigé par elle ! Je me suis exclamé : " Alors là je suis très inquiet !" . Mes brefs échanges avec elle m'incite à penser qu'elle n'agit apparemment pas une experte indépendante et que les phrases tirées du discours de l'industrie qu'on retrouve dans les textes de l'ÉES, n'y ont pas leur place non plus. Il est très inquiétant de constater qu'un des points cruciaux que devrait étudier l'ÉES, les risques pour les nappes consécutives aux déficiences de la technologie, soient dirigées par la représentante de l'industrie.