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 138 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.

*  Là l'industrie a un point: le "ministre" (le ministère en fait) ne lira jamais tout le détail de ces rapports journaliers et on peut douter de la compétence de ses fonctionnaires pour le faire.

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, compte tenu de l'état de fait des installations déjà implantées. 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 des puits, les tubes d'acier 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 ministre 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.

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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?