Fuites dans les puits d'hydrocarbures en France

J'aime bien personnellement la France; j'y ai vécu trois ans pour y compléter mes études de doctorat et ensuite, j'y ai fait de très nombreux voyages. Les trois derniers séjours (en février 2012,  en octobre 2013 ainsi qu'en juin 2016) ont été fait dans le cadre de rencontres sur la fracturation hydraulique et l’exploration pour les hydrocarbures non conventionnels. À chacun de ces trois déplacements, je répondais à des invitations pour participer à des colloques et pour donner des conférences.

La loi du 30 décembre 2017 a mis fin à l’exploration et à l’exploitation des hydrocarbures. Six ans plus tôt, la loi du 13 juillet 2011 interdisait déjà la fracturation hydraulique; cela consistait en fait à interdire l’exploration pour les gisements non conventionnels de pétrole ou de gaz. La loi de 2011 abrogeait aussi tous les permis déjà émis pour les projets comportant un recours à la fracturation hydraulique. Entre ces deux dates 2011 et 2017, il y a eu en France d’intenses discussions et des débats entre experts aux visions opposées*. On m’a invité à m’impliquer dans ces débats à titre d’expert indépendant.

Lors du premier colloque du 7 février 2012, un expert local a réagi à ma présentation sur les risques de fuite des puits; il a indiqué péremptoirement qu’en France les puits d’hydrocarbures n’avaient pas de fuite car ils étaient tous « scellés ». À cette époque en réalité, il n’y avait pas de programme d’inventaire et de surveillance systématique de tous les puits en France; c’est sans doute pourquoi les responsables locaux pouvaient affirmer qu’aucun rapport n’indiquait que les puits d’hydrocarbures dans l’hexagone avaient des fuites.

Les débats ont peut-être contribué à la prise de conscience qui est survenue durant les années suivantes car par la suite, je n'ai plus vu ce type d'affirmation. L’Accord de Paris en 2015 a également contribué à changer les mentalités et certaines approches pour l’exploration et l’exploitation des gisements d’hydrocarbures.

En 2015 l’INERIS a entrepris la compilation d’un inventaire des puits anciens. L’INERIS a ajouté en 2018 un autre volet: l’étude des risques et des impacts pouvant résulter de la reconversion des puits d’hydrocarbures en puits géothermiques. La géothermie profonde est largement utilisée en France pour le chauffage de complexes d’habitation notamment.

Le rapport final de l'INERIS a été publié récemment en 2024. C’est un document détaillé et très pertinent pour toute personne qui s’intéresse à la question des fuites dans les puits d’hydrocarbures. Il analyse avec beaucoup de justesse l’évaluation et la catégorisation des divers risques. Il énumère et commente aussi les principaux cas de fuites qui sont survenus dans certains des 12154 puits que comporte l’inventaire. Je n’ai qu’un commentaire critique: le document n’analyse pas le « devenir » des puits, il se limite à une évaluation de l’état actuel de la situation. C’est certes valable et utile comme étude, mais on devrait aussi analyser ce qui sera légué aux prochaines générations comme problèmes pour ces 12154 puits, notamment la gestion des ouvrages légués à l’État et les coûts probables pour le contrôle et la remédiation des fuites.

Le Conseil des Académies Canadiennes dans son rapport de 2014 a  intégré dans ses recommandations ma propre évaluation du fait que ces puits devront être gérés à très long terme, qu’ils devront être réparés et que cela implique «la nécessité d’une surveillance à perpétuité, car même après qu’on ait réparé d’anciens puits présentant des fuites, les réparations du ciment pourraient elles-mêmes se détériorer. » CAC 2014 p. 228. Cet aspect de la problématique est absent du rapport de l’INERIS. C’est peut-être du au fait que l’INERIS a reçu le mandat d’analyser aussi l’option de la reconversion en puits géothermiques. Cependant une très faible proportion des puits existants pourraient éventuellement être reconvertis en ouvrages géothermiques permanents; quoi faire avec les autres?

Voici quelques données du rapport sur les puits anciens de France.

La carte montrant la localisation de puits d'hydrocarbures en France (en réalité 26% des 12154 puits de l'inventaire n'ont pas pu être localisés)

Sur la carte de France, on voit qu'il y a quatre régions distinctes:

- 52% des puits sont dans le bassin d'Alsace qui est la région d'exploitation la plus ancienne (Pechelbronn, notamment qui a démarré au 18e siècle).

- 31% des puits dans le grand bassin parisien où a subsisté une exploitation résiduelle ces dernières années.

- 13% des puits pour l'exploitation gazière dans le bassin dAquitaine.

- 4% pour d'autres petits gisements marginaux en Provence, en Lorraine, dans le massif Armoricain et au large en mer (62 puits).

Lors de l'étude, il y avait encore 64 puits en exploitation, un nombre estimé entre 200 et 300 de puits non fermés, mais sans activités. Dans le reste des puits il y a un quart de l'inventaire où il n'y a pas de données; ils sont comptés dans la catégorie puits fermés ou abandonnés. Plus de 2000 de ces puits sont classés orphelins, car aucun propriétaire ou responsable n'a été identifié.

Les auteurs de l'inventaire écrivent qu'entre 5 à 10% des puits identifiés seraient à risque de fuites. C'est un estimé et non pas un bilan d'observations de l'ensemble des puits sur le terrain. Il n'y a eu que quelques rares campagnes d'inspection et elles portaient sur des petits échantillons:

- 60 puits pour l'INERIS de 2007 à 2028; fuites détectées sur 13% des puits

- 41 puits en Alsace par le BRGM en 2015; fuites détectées sur 12% des puits 

- fuites mesurées par autocontrôle de certains opérateurs !  %?

C'est selon moi une sous-estimation du pourcentage réel. Les auteurs notent, avec raison, que "L’absence de données de surveillance ne peut en aucun cas être assimilée à l’absence de fuite". De plus les mesures actuelles sont très fragmentaires et elles ne tiennent pas compte du vieillissement des structures et de la corrosion progressive des aciers dans le temps. Les puits affectés par des fuites vont augmenter dans le futur, en nombre et en gravité. La nécessité d'un programme de surveillance et d'intervention serait primordiale pour l'ensemble des puits.

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* Pour illustrer les divergences de politiques dans cette période, je peux donner l'exemple assez révélateur du rapport de l'étude pilotée par le sénateur J-C Lenoir et le député C. Bataille mandatés de l'Office Parlementaire d'Évaluation des Choix Scientifiques et Technologiques (OPCEST). Cette commission a interrogé en 2013 à peu près tout les promoteurs de l'exploitation de gisements non conventionnels et elle a fait un catalogue optimiste de toutes les techniques qui  pourraient contourner la fracturation avec de l'eau, interdite par la loi de 2011. J'ai été auditionné par cette commission à la toute fin des entrevues, juste avant la rédaction du rapport final. Mon intervention y est résumée en une demi-page (p. 80) dans le chapitre des "Risques Maitrisables", alors que j'avais exposé exactement le contraire pendant une heure quinze. Ces risques sont inhérents aux puits et ne sont pas du tout maitrisables.

Des irresponsables à tous les niveaux

Le Devoir publie ce matin un article  Les puits de gaz de schiste forés et fracturés au Québec laissent toujours fuir du méthane. J'ai placé un commentaire très écourté vu les restrictions du journal relatives à la longueur des lettres acceptées. Voici le texte entier que j'ai rédigé suite à la lecture de cet article.

Voici un bref résumé de la gestion locale du dossier « gaz de schiste » depuis 15 ans. Au début on a un petit groupe de promoteurs qui sont encouragés et aidés par des fonctionnaires à Québec (octroi de permis à prix ridicule, contributions financières directes d’Investissement Québec, etc.). Il n’y a là que pure spéculation car aucun des puits ne démontre qu’il peut être rentable, ni dans le shale d’Utica (Basses-terres du St-Laurent), ni à Anticosti. Deux BAPE, deux ÉES plus tard, les études et leurs conclusions évidentes démontrent qu’il n’y a aucune rentabilité possible pour la société au Québec dans ces projets d’un autre siècle. C’est finalement en avril 2022 que le gouvernement prend le virage à 180 degrés qui met fin à l’octroi de tout nouveau développement d’exploration et de forages. Les promoteurs se disent floués et intentent des poursuites qui bloquent actuellement toutes les interventions sur les dizaines de puits existants, dont les 18 puits fracturés. 

La loi 21 du 12 avril 2022, ne règle qu’une partie du dossier : elle change la politique d’avant qui encourageait le développement d’un illusoire filière d’exploitation d’hydrocarbures sur le territoire du Québec; c’est maintenant une interdiction pure et simple. Mais ce dossier n’est pas clos pour autant. Outre les poursuites qui ne sont que de l’esbrouffe temporaire, le vrai problème demeure l’existence des puits forés. J’ai écrit de nombreux textes depuis 2010 pour expliquer qu’un puits fracturé ne disparaît jamais une fois foré. Il est impossible de remettre le massif rocheux, rendu perméable par la fracturation, à l’état de très faible perméabilité qu’il avait dans son état antérieur. Même bouchés, ou fermés « définitivement » ces puits se détériorent dans le temps et le méthane et les autres composés présents vont trouver des chemins vers la surface. C’est très facile et peu couteux de casser un œuf, mais c’est extrêmement couteux, donc en pratique impossible, de recoller les fragments de coquilles pour le remettre à l’état d’avant. La problématique est comparable avec le shale fracturé.

Dans le texte de l’article, M. Brullemans souligne à juste titre qu’il y a deux types de fuites : a) celles qui sont dans le puits lui-même et qu’on mesure au tube d’évent;  b) celles qui migrent dans les fractures du roc en dehors du puits. Des travaux de fermeture « définitive » d’un puits peuvent pour un temps réduire ou stopper les fuites que le ministère mesure avec l’installation de débitmètres à l’évent, mais il est à toutes fins utiles impossible d’intervenir sur les autres fuites, autour et entre les puits. Leur simple détection et mesure est déjà très problématique. Cela implique que les mesures des fuites quand on se limite à la technique des inspecteurs du gouvernement, sous-estiment grandement le volume réel des fuites. Cette grande sous-estimation a été démontrée par des survols avec détecteurs des vastes champs d’exploitation aux USA.

 

 J’indique fermeture « définitive » avec des guillemets pour le mot « définitive », car on intervient pour fermer un puits que sur une petite section de son tubage. Le bouchon dans le tube en profondeur, la soudure d’une plaque d’acier sur un tubage scié à un mètre sous la surface du sol, le tout recouvert de terre fait certes disparaître la partie visible de l’ouvrage, mais un puits fracturé c’est plus de mille mètres de long. Une fois bouché, le puits n’est plus inspectable, ni entretenu; il se corrode avec le temps. Ces obturations ne dureront qu’un temps; les fuites reprendront périodiquement après chaque réparation de réparation. Tant qu’il restera du gaz mal contenu dans le grand volume de shale fracturé, il y aura des fuites. La loi 21 règle le cas des puits futurs qui ne seront donc pas forés, mais elle ne règle en rien le cas des puits du passé. Après avoir lancé de façon irresponsable l’octroi de permis de forages il y a quinze ans suite aux évaluations trompeuses des développeurs privés, le gouvernement se fourvoie actuellement avec deux autres erreurs : la plus évidente est d’offrir des compensations financières à ceux qui ont créé ces problèmes. Quand les gouvernements partout dans le monde ont compris que les cigarettiers avaient menti quant aux liens entre leur produit et les cancers du poumon des fumeurs, ils ont poursuivi en dommage les compagnies responsables et leurs dirigeants; ils n'ont évidemment pas offert des compensations pour les restrictions imposées.

La deuxième erreur est de continuer à croire que les fuites des puits disparaitront avec leur fermeture « définitive ». Au contraire, le cout de gestion des puits va se poursuivre et sans doute croitre dans le temps. J’estime que chaque puits va couter plus cher à la société que son cout initial de construction. Il est impératif d’inscrire au passif de l’État un minimum de $10M /puits, si le gouvernement accepte le transfert du puits à son bilan. Idéalement il faudrait que l’exploitant de chaque puits demeure responsable des couts de gestion pour toujours. Ce n’est évidemment pas le modèle économique réel de cette industrie qui est plutôt : take de money and run away.

Au bas de l'article il y a dans un encart un paragraphe qui évoque la possibilité que le gouvernement accorde une exception à l'obligation de fermeture dans le cas où un de ces puits serait proposé pour y faire du stockage de CO₂. Le type de roc où il serait envisageable de faire du stockage de CO₂ est tout à fait à l’opposé des caractéristiques du roc où on a ciblé le shale. Il s’agit là d’une manoeuvre dilatoire d’un promoteur bien connu qui a déposé au ministère cette proposition de projet pilote laquelle n'a scientifiquement aucun sens.

Dans ce texte A. Shields indique que le MEIE a refusé d'identifier le promoteur en question par mesure de confidentialité. Depuis quinze ans dans tous les dossiers de forages les fonctionnaires des ministères impliqués ont diligemment maintenu eu en très haute priorité la protection de confidentialité des actions et demandes des intérêts privés qui ont créé ces immenses gâchis. Protéger les intérêts privés au détriment de l'intérêt public demeure encore leur politique. Ils font cela parfois bien au-delà de ce que le client demande, car Questerre a depuis des mois annoncé ce projet; il est donc risible que le MEIE refuse cette information au journaliste.

Le titre de mon texte contient le mot irresponsables qui à prendre dans tous ses sens, à commencer par le fait que les hauts fonctionnaires qui ont géré le gâchis du dossier gaz de schiste au gouvernement du Québec ont droit le plus souvent à l'anonymat et ne seront jamais tenus responsables de quoi que ce soit.

L'interdiction de l'exploitation du gaz de schiste

Le Québec a opté en 2022 pour une interdiction généralisée de l'exploration et de l'exploitation des hydrocarbures sur son territoire. C'était là un aboutissement d'un processus législatif qui s'est amorcé en 2011 ailleurs dans le monde. Je crois opportun de faire un rappel des lois et règlements qui ont été adoptés ailleurs dans le monde. C'était parfois un moratoire (temporaire et donc non définitif), c'était parfois une interdiction. Le plus souvent ces moratoires et interdictions touchaient la fracturation hydraulique, qui est toujours la méthode indispensable pour arriver à exploiter des gisements de roche-mères.

En Europe

- 2011. La France a été le premier pays à interdire l'exploitation du gaz de schiste par la technique de la fracturation hydraulique (loi Jacob,  13 juillet 2011) qui a évoqué le principe de précaution pour justifier cette interdiction. Ensuite suite à la nécessité de réduire l'exploitation des combustibles fossiles, la France en 2017 a banni tout nouveau projet d'hydrocarbure, ainsi que la fin d'ici 2040 de tout les projets déjà en cours.

- l'année suivante en 2012 la Bulgarie a interdit la fracturation hydraulique en janvier 2012, suite à une forte opposition publique après l'octroi de permis à la cie Chevron.

- 2012. Le Danemark a imposé un moratoire sur la fracturation hydraulique en 2012, ce moratoire est encore en vigueur. En décembre 2020 le pays a aussi annoncé la fin de l'octroi de tout nouveau permis de forage dans la mer du Nord.

2013. Espagne région de la Cantabrie, interdiction de la fracturation hydraulique.

- 2015. Pays-Bas. Le gouvernement néerlandais a décidé de ne pas délivrer de permis pour l'exploration et l'exploitation du gaz de schiste jusqu'à 2020, décision prolongée par la suite.

- 2017. Irlande. En juillet 2017, l'Irlande a adopté une loi interdisant la fracturation hydraulique sur son territoire. 

- L'Allemagne qui a mis en place un moratoire sur la fracturation hydraulique en 2011, a ensuite transformé ce moratoire en interdiction partielle en 2017, avec une exception pour des projets de recherche, limité à quatre forages pour tout le pays.

- Écosse. Le gouvernement écossais a imposé un moratoire sur la fracturation hydraulique en 2015, suivi d'une interdiction de facto en 2019.

- 2015. Le Pays de Galles (Royaume-Uni)Le Pays de Galles a imposé un moratoire sur la fracturation hydraulique.

Aux États-Unis

En 2012. Le Vermont est devenu le premier État américain à interdire la fracturation hydraulique en 2012. Il est reconnu cependant que cette interdiction est relativement théorique vu q'il n'y a pas de ressources connues de gaz de schiste dans cet État.

En 2014. l'État de New York a officiellement interdit la fracturation hydraulique, après plusieurs années de moratoire. Il y a dans l'État de New-York des réserves liées à la formation de shale du Marcellus, intensivement exploitées dans l'État voisin de Pennsylvanie. Le bannissement de 2014 touchait l'emploi de l'eau (fracturation hydraulique). L'industrie s'est tournée vers une technique alternative encore plus controversée: la fracturation au CO2, un gaz à effet de serre notoire. En 2024, l'État de New-York envisage aussi d'interdire la fracturation au CO2.

Au Canada

- 2011. Le Québec impose un moratoire de facto sur des nouveaux forages dans l'Utica, qui sera suivi en 2018 d'une interdiction de la fracturation dans le shale. Cependant en 2016 le gouvernement avait aussi émis des permis de forage et de fracturation pour trois puits dans l'Île d'Anticosti, qui ne seront heureusement jamais forés; en août 2017 un arrêté ministériel met un point final à cette aventure cul-de-sac à Anticosti.  En avril 2022, la loi 21 promulgue l'interdiction totale de l'exploration et de l'exploitation de tous les gisements potentiels d'hydrocarbures sur l'ensemble du territoire du Québec, avec la révocation/rachat des permis encore existants. Cette loi a au final un impact surtout théorique, car aucune des régions du Québec ne recèle véritablement de gisement notable. L'avantage de la loi 21 est de mettre fin au gaspillage de fonds publics dans diverses aventures non fondées élaborées par des spéculateurs quêteurs de subventions.

- 2014. La Nouvelle-Écosse a interdit la fracturation hydraulique en 2014.

- 2013. Le Nouveau-Brunswick a imposé un moratoire sur la fracturation hydraulique, suite a d'importantes manifestations dont celles de la nation Elsipogtog. En 2023 la province envisage de déposer une loi comme celle du Québec qui interdirait tout projet d'extraction d'hydrocarbures sur son territoire.

La situation législative autour de l'exploitation du gaz de schiste évolue constamment. Plusieurs autres régions et pays ont mis en place des moratoires temporaires ou des interdictions locales en réponse à des préoccupations environnementales et sanitaires. Ces interdictions en en grande majorité, ont été adoptées après qu'une commission scientifique et parlementaire ait remis un rapport défavorable envers l'industrie.

Fuites des puits d'hydrocarbures au Québec

J'ai publié un premier texte sur le sujet des fuites des puits d'hydrocarbures au Québec en septembre 2014. La loi 21 a mis fin en avril 2022 à l'activité et aux permis pour ce type d'industrie, mais comme je l'ai constamment écrit depuis 2010, la question des puits abandonnés va encore très longtemps demeurer préoccupante, car les puits ne disparaissent pas par magie quand on procède à leur fermeture.

Ce qui demeure préoccupant dans le cas des puits d'hydrocarbures, ce sont les défauts liés à la conception des ouvrages dans des contextes géologiques mal évalués, à leur construction prévue pour une extraction temporaire de gaz, à leur entretien à long terme, ainsi qu'à la dégradation inévitable dans le temps. Il en résulte inévitablement des fuites de méthane et d'autres composés encore bien plus nocifs pour l'environnement; on pense ici à la contamination des nappes souterraines, aux émanations directe dans l'atmosphère par les évents des puits et aussi par des émanations qui traversent les sols sur le pourtour et sur l'emprise souterraine des puits. Le gouvernement se doit se suivre de près ces fuites qui sont des menaces directes à la santé et à la sécurité. Le tableau ci-dessous donne un aperçu des fuites récentes dans 18 des puits des Basses-terres du St-Laurent; il s'agit des puits où il y a eu de la fracturation hydraulique:

Les puits forés durant la décennie où des permis d'exploration pour le gaz de schiste ont été en vigueur ne sont pas les seuls puits forés pour le recherche d'hydrocarbures; il y en a eu d'autres forés en Gaspésie et à Anticosti pour le recherche de gisements pétroliers. Plus de 900 puits plus anciens datent du 19e et du 20e siècle. Le gouvernement a tardivement entrepris un programme d'inventaire, une première étape devant mener à un suivi des puits abandonnés et ultimement à un coûteux travail d'obturation/remédiation des puits problématiques. Répertorier les anciens puits abandonnés s'est avéré bien plus complexe que prévu. 

Les deux puits mentionnés dans mon premier texte de septembre 2014, le puits A-190- Ste-Françoise foré en 1978, ainsi que le A-216 Soquip Villeroy No-1, ont été les deux puits sur lesquels le gouvernement a tout d'abord porté son attention pour tenter de colmater leurs fuites de gaz. Il a dépensé $12 millions pour des travaux de fermeture. Mais cela ne s'est pas passé comme le prévoyait le ministère de l'Économie, de l'Innovation et de Énergie: les fuites de gaz sont toujours présentes comme l'indiquent des rapports d'inspection en 2020 et 2021. D'autres frais importants vont survenir.

J'ai toujours expliqué depuis 2010 que la "fermeture" des puits ne ferait aucunement disparaitre le problème des fuites. Malgré les millions dépensés pour fermer les deux premiers puits d'une liste de 87 puits problématiques, le ministère de l'Économie, de l'Innovation et de Énergie, a dû octroyer le 15 novembre 2023 un nouveau contrat à FIG Services-Conseils pour "la conception  de programmes de travaux de remédiation de puits inactifs et la surveillance des travaux".  Ce mandat d'étude touche une douzaine de puits dont les puits A-190 et A-216. Les coûts de l'exécution des travaux de remédiation, ainsi que de la réhabilitation des lieux, s'ajouteront à la facture finale; ils ne sont pas inclus dans le contrat du 15 novembre 2023.

Ci-dessous la liste de. 87 puits jugés problématiques par le de l'Économie, de l'Innovation et de Énergie. À noter que cette liste ne comporte aucun des puits forés après 1985, et évidemment aucun des 18 puits qui ont été complétés avec la fracturation hydraulique durant la période 2007 et années suivantes. Ce sont pourtant ces derniers puits dont les fuites ont grandement préoccupé le public. Il y aura très certainement un addendum à la liste ci-dessous avec une grosse facture de frais afférents de remédiation. 

La fermeture des puits qui ont un propriétaire encore actif devraient normalement être réalisés à la charge de ces propriétaires; mais le gouvernement s'est engagé à payer les trois-quarts des coûts de fermeture de 62 puits. La facture, encore inconnue, risque d'être salée. Le coût de 12 millions de dollars pour fermer de façon temporaire car incomplète seulement deux anciens puits ne représente pas nécessairement un bon échantillon. Ces deux puits A-190 et A-216 sont des puits conventionnels. Des puits plus récents plus longs et plus profonds, où il y a eu de la fracturation hydraulique vont être plus complexes et donc plus coûteux pour leur gestion sécuritaire à long terme.