Un pas historique, mais qui ne règle pas tout

Le 12 avril, le projet de  Loi visant principalement à mettre fin à la recherche et à la production d’hydrocarbures ainsi qu’au financement public de ces activités a été adopté par un vote nettement majoritaire:  Pour 96, Contre 0; il y a eu 10 abstentions. Il s'agit là d'un pas historique qui, souhaitons-le, pourrait être imité par d'autres législations.

Il faut cependant souligner que le Québec n'a jamais été un acteur significatif dans la production d'hydrocarbures. Les spéculations sur le pseudo potentiel du gaz de schiste dans le shale d'Utica, l'aventure du pétrole d'Anticosti, les forages en Gaspésie à Galt, ceux dans les secteurs Bourque et Haldimand, n'auront jamais été autre choses que des aventures fort spéculatives. Elles n'ont jamais démontré qu'elles étaient viables économiquement. Elles n'auraient sans doute jamais démarré sans l'appui soutenu du gouvernement du Québec, un appui législatif ainsi qu'un appui financier très concret. Le gouvernement et Investissement Québec ont injecté en pure perte plus d'une centaine de millions dans ces aventures sans lendemain.

Le potentiel de développement pétrolier et gazier au Québec a de tout temps été considéré faible par les experts reconnus et les grands investisseurs sérieux de cette industrie. Les travaux d'exploration des quinze dernières années n'ont eu lieu qu'en raison d'une certaine frénésie qui s'est emparé de ce marché à partir de 2007 avec l'utilisation généralisée en Amérique du Nord de la fracturation hydraulique. Les spéculateurs ont "vu" des gisements potentiels partout où il y avait du shale. Les autorités gouvernementales du Québec se sont laissés bernés par les spéculateurs et ont embraqué dans cette frénésie d'exploration, d'abord les shales dans les Basses-Terres du St-Laurent, ensuite le shale Macasty à Anticosti.

En 2022, le gouvernement du Québec est revenu sur terre; le potentiel réel d'une industrie extractive des hydrocarbures au Québec ainsi que les impacts négatifs que la simple exploration a causé ont été évalués par des commissions gouvernementales (ÉES, BAPE, etc.). Leurs conclusions et leurs recommandations ont toutes été sans appel; il fallait mettre fin dès que possible à ce coûteux gaspillage de temps et de ressources.

Avec la loi 21 qui met fin aux permis d'exploration et qui s'attaque à la question de la fermeture des puits forés, l'industrie extractive d'hydrocarbures au Québec c'est fini. En réalité, cela n'avait jamais commencé. Les puits de Galt en Gaspésie n'ont produit qu'un très maigre volume de pétrole; comme c'était encore considéré comme une phase expérimentale, le gouvernement n'en a obtenu aucune redevance. Ailleurs le bilan productif est tout simplement zéro. Donc dans la réalité, le Québec tire un trait sur un potentiel qui s'est avéré inexistant. Par contre au passif les chiffres sont plus importants; le gouvernement a subventionné, investi, pris des participations de dizaines de millions, sans compter l'argent public dépensé en études, commissions d'enquête, etc.  La loi 21 met un frein à cette période où les gouvernements qui se sont succédés croyaient fermement à l'établissement de cette industrie extractive et mettaient en oeuvre tous les moyens concrets pour favoriser son développement. Il était plus que temps de réaliser que cette industrie n'avait en fait aucun potentiel de rentabilité et que les intenses pressions du lobby auprès des ministères avaient mené le Québec à les subventionner en pure perte.

Hélas, la loi 21 ne marque pas la fin de la dilapidation de fonds publics. Elle prévoit devoir encore investir $100,000,000 pour payer à l'industrie 75% du coût de fermeture des puits. Elle tente aussi de se prémunir contre des poursuites de la part des détenteurs de permis d'exploration en réservant des fonds pour compenser l'annulation des permis. J'ai trois remarques à faire sur ce point:

1) Offrir des compensations pour des dépenses spéculatives constitue une grave erreur; c'est une erreur qui a été faite à Anticosti mais ce n'est pas une raison pour la répéter. Offrir ces compensations n'arrêtera pas l'appétit des spéculateurs. Cela va plutôt les encourager à demander encore plus d'argent et cela n'empêchera aucunement les poursuites.

2) Les dépenses soit disant d'exploration faites par les détenteurs de permis ont été le plus souvent, soit déjà largement compensées par des avantages fiscaux de la part des deux ordres de gouvernements, soit des dépenses visant non pas des actifs tangibles en exploitation/exploration géologique, mais bien autre chose comme du lobbying dans un contexte où l'acceptabilité sociale est quasi nulle. C'est particulièrement le cas après le moratoire effectif de 2011, comme le démontre l'analyse du professeur Éric Pineault.

3) Financer 75% du coût de la fermeture "définitive" des puits en espérant régler définitivement cette question, c'est aussi une grande illusion. Le coût de gestion des puits après fermeture sera non négligeable. L'industrie le sait très bien; elle a contribué à façonner dans les États où elle existe des législations qui toutes lui permettent de transférer les puits au domaine public une fois qu'elle a extrait la portion rentable de la ressource. Mais ce n'est jamais la fin des fuites. J'avais écrit dans mon mémoire au BAPE en 2014 ceci:

Revoir la règlementation sur les puits de façon radicale, en éliminant par exemple le retour des puits au domaine public. Si les risques à moyen et long termes après l’abandon des puits sont nuls comme le laisse entendre les promoteurs, laissons leur en la pleine responsabilité. Des permis d’exploitation avec une règle rendant l’exploitant totalement responsable de son puits pour 99 ans par exemple. Pas de fermeture en fin d’exploitation commerciale, mais une période de 99 ans à compléter pour l’ausculter, vérifier que le débit de gaz est toujours zéro (cela ne sera pas le cas évidemment… ), réparer ou remplacer les bouchons, tubage, valves pour s’assurer tout ce temps que « le puits doit être laissé dans un état qui empêche l'écoulement des liquides ou des gaz hors du puits ». 

J'avais formulé cette recommandation en 2014, car dans mon esprit cela aurait découragé fortement les détenteurs de permis à forer des nouveaux puits à des fins purement spéculatives.

N.B. À relire aussi mon billet de mai 2021: Mettre fin aux permis d'exploration d'hydrocarbures au Québec.

Modifications au RPEP dans la Gazette Officielle du 20 février 2020

La Gazette officielle du Québec a publié un projet de règlement pour la Loi sur la qualité de l’environnement (chapitre Q-2) le 19 février dernier. Il y a une période de 60 jours accordée pour faire parvenir des commentaires sur ce gros texte de presque 200 pages. Une toute petite partie vise le RPEP et les hydrocarbures. C'est cette petite partie que j'ai choisi de commenter.

À l’attention de monsieur Pierre  Baril,

Chantier règlementaire, MELCC

         Objet: Mon commentaire sur GAZETTE OFFICIELLE DU QUÉBEC, 19 février 2020

Mon commentaire se rapporte à l’article 13 page 458, qui réaffirme la volonté du ministre de protéger les entreprises en mettant des obstacles insurmontables dans les tentatives que tout citoyen ou toute municipalité pourrait vouloir entreprendre en lien avec une contamination d’eau et la présence de puits d’hydrocarbures.

L’article 13 (page 458, dernier paragraphe, ci-dessus) réaffirme ce que contient déjà l’article 130 de la loi 106, à savoir que tout les rapports des travaux (sondage, au forage, complétion, fracturation, etc.) déposés au ministre ne deviennent publics seulement deux ans après la fermeture définitive du puits d'hydrocarbure. J’ai déjà mis en ligne un commentaire à ce propos et il demeure pertinent : 

La transparence : Les informations sur les puits ne deviennent disponibles que deux ans après la fermeture définitive des puits (LSH p.54 a130); ça peut vouloir dire dans une ou deux générations, si l’exploitant choisit de garder son puits actif même quand le débit est devenu bien faible. Une fois construit, fracturé et raccordé, un puits ne coûte plus très cher. C’est l’exploitant qui choisit lui-même le moment le plus opportun pour déclarer la fermeture définitive de son puits. Antérieurement la divulgation publique du rapport de forage était fixée à deux ans après le dépôt du rapport de forage. Ce rapport se fait à la fin de la construction du puits, c'est-à-dire avant qu'il n'entre en exploitation. Ce sera tout un recul côté transparence avec la nouvelle loi ! C’est un immense cadeau pour les exploitants qui sont ainsi mis à l’abri de tout désagrément de voir des poursuites du voisinage. Le petit-fils ou  la petite-fille d'un propriétaire lésé par un puits pourra peut-être avoir alors l'info requise pour penser poursuivre un exploitant pour des dommages causés à son grand-père dans le temps. Mais là aussi la loi 106 fait un immense cadeau aux exploitants: "La poursuite pénale d’une infraction prévue par la présente loi se prescrit par deux ans à compter de la date de la perpétration de l’infraction"(LSH a196 p.67). Si le rapport de forage enfin rendu public vous permet de constater qu'une l'infraction a été faite lors du forage ou lors de la fracturation, alors vous êtes totalement démuni. Seul le gouvernement pourrait poursuivre car lui seul aura les données à temps, mais moi je ne compterais pas trop là-dessus.   Réf.: https://bit.ly/3dcIV0t

Les travaux de forage, de complétion, de fracturation, etc. qu’un exploitant détenteur d’une licence de recherche ou d’exploitation d'hydrocarbures fait dans l'espace souterrain doivent impérativement reconnaitre que ce milieu souterrain appartient au domaine public. L’État, et la collectivité, demeurent en tout temps propriétaires de ce milieu et ces ressources. En conséquence tout les rapports des travaux, qui apportent des modifications à l’état naturel de ce milieu doivent être publics. Ces travaux et modifications au milieu que font les détenteurs de licence temporaire, travaux de fracturation notamment, peuvent avoir des conséquences sur les ressources en eau et affecter les puits des résidents en surface. Le public doit avoir un accès en tout temps aux rapports. Il est intolérable que le gouvernement accorde de façon si évidente contre l’intérêt public ce privilège de secret à l’industrie pétrolière et gazière.

Marc Durand, doct-ing en géologie appliquée et géotechnique

Professeur retraité, dépt. sciences de la Terre et de l'atmosphère, UQAM

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Avec les collègues Marc Brullemens, Richard E. Langelier, Céline Marier et Chantal Savaria, nous avons publié une analyse complète du RPEP:  "Le Règlement sur le prélèvement des eaux et leur protection ou comment sacrifier l’eau potable pour quelques gouttes de pétrole!"

Gaz de schiste au Québec - une mise à jour par Richard Langelier

Gaz de schiste au Québec

1. Quelle est la situation du gaz de schiste au Québec ?

• En septembre 2018, juste avant de perdre le pouvoir, le gouvernement de Philippe Couillard mettait en vigueur la Loi sur les hydrocarbures et ses règlements d’application. Ceux-ci interdisent la fracturation hydraulique dans le shale (schiste) et imposent des distances séparatrices de 1 km par rapport aux cours d’eau.
• Une distance très réduite de 275 mètres devrait, du moins en théorie, protéger les maisons des nuisances et inconvénients liés à la recherche des hydrocarbures.
• Comme le schiste est une « roche mère », susceptible d’emprisonner les hydrocarbures, cela limitait fortement la capacité de forer des exploitants dans la vallée du Saint- Laurent, là où se concentre essentiellement le schiste.
• Ces règlements sont sous la responsabilité du Ministère de l’Énergie et des Ressources naturelles (MERN) dont la mission est de développer nos ressources naturelles.
• Le problème c’est que le Règlement sur le prélèvement des eaux et leur protection (RPEP), qui, lui, découle de la Loi sur la qualité de l’environnement, donc du Ministère de l’Environnement, prévoit d’autres règles qui contredisent en partie les règlements du MERN.
• En effet, le RPEP permet la fracturation hydraulique sur l’ensemble du territoire et donne des distances séparatrices plus courtes.
• Les compagnies gazières ont donc décidé de contester la légalité des règlements du MERN devant la Cour supérieure du Québec,
• Le gouvernement de M. François Legault, en refusant d’harmoniser les deux règlements, facilite donc la contestation de la compagnie Questerre : si les règlements du ministère de l’Environnement sont suffisants pour protéger les sources d’eau, n’est-ce pas une démonstration implicite que les règles du MERN sont superflues, exagérées et donc ultra vires ?
• Voilà ce que plaidera sans doute la compagnie Questerre.
• Lors d’une rencontre avec le ministre Charrette, en juin 2019, le Comité de pilotage des maires et mairesses qui réclament une meilleure protection de leurs sources d’eau potable, le gouvernement s’était engagé à étudier les revendications des municipalités et à y donner suite positivement. Une rencontre avait été planifiée au début de l’automne.
• Mais par la suite, le ministre a refusé de rencontrer les élu.e.s locaux, à cause de la contestation de Questerre.
• Il faudrait donc que le gouvernement de la CAQ cesse de tenir un double discours. S’il est contre le gaz de schiste, comme il le prétend parfois, qu’il passe aux actes.

2. Pourquoi les gens ont-ils reçus une lettre de Questerre ?

• Parce que la compagnie a acheté tous les permis de recherche d’hydrocarbures dans la vallée du Saint- Laurent.
• Questerre est une petite compagnie albertaine qui agit comme opérateur pour la multinationale espagnole Repsol.
• La Loi sur les hydrocarbures exige plus de transparence et les compagnies ont l’obligation de prévenir municipalités et résidents qu’elles détiennent un permis de recherche d’hydrocarbures.
• Cette disposition vise à éviter l’envahissement sauvage des territoires, comme nous l’avions connu de 2008 à 2012.
• Questerre répond donc d’abord à une obligation légale en avisant les citoyens et citoyennes du fait qu’elle détient maintenant les permis.

3. Questerre veut-elle faire des forages dans notre région ?

• Questerre a toujours soutenu vouloir faire un projet expérimental dans la région de Bécancour-Lotbinière.
• Mais l’exploitation du gaz de schiste exige le creusement de milliers de puits, car les puits s’épuisent rapidement. C’est donc une sorte de frénésie.
• Si Questerre gagne sa bataille judiciaire, nous pouvons prévoir un envahissement du territoire.

4. Quels sont les enjeux environnementaux ?

• Ils sont énormes : pollution inévitable des sources d’eau potable (comme en Pennsylvanie et en Californie).
• Problèmes majeurs de santé pour les personnes vivant en périphérie des puits, documentés par des études récentes.
• Problèmes géologiques (tremblements de terre).
• Problèmes de gestion des eaux usées contaminées (environ 10 millions de litres d’eau ressortent de chacun des puits après la fracturation). Pour être « gérable » et économiquement rentable, il faut des centaines sinon des milliers de puits pour justifier les dépenses engagées pour tenter de dépolluer les eaux usées  issues de la fracturation (BAPE générique sur le gaz de schiste, 2014).
• Ces enjeux sont bien documentés. Le Collectif scientifique pour la protection de l’eau potable, dont je suis membre, a déposé, à la demande du Comité de pilotage des municipalités qui réclament une meilleure protection de leurs sources d’eau potable, plus de 300 pages d’études scientifiques qui montrent les effets négatifs importants sur la santé des populations, la qualité de l’eau potable, les conséquences sur le climat et les effets sociaux de ce type de développement.
• Récemment, d’autres pays, comme l’Angleterre, se sont joints à la cohorte toujours plus importante de pays qui rejettent ce type de développement.

5. Quels sont les enjeux économiques ?

• Il n’existe aucun gisement important connu au Québec. Dans les années 1970 avec leurs immenses moyens, les multinationales de l’énergie (Texaco, Shell, etc.) et la filiale gouvernementale du gaz d’Hydro-Québec, ont cherché des hydrocarbures et n’ont rien trouvé.
• Il n’y a donc que des gisements marginaux pouvant difficilement être exploités de façon rentable (les puits gaspésiens les plus importants ont donné quelques milliers de barils de pétrole sur une période de 3 ans; en Arabie Saoudite des puits donnent 100, 000 barils par jour !).
• Mais les compagnies qui disposent des permis au Québec sont de petites compagnies dont le seul objectif est de pouvoir clamer qu’elles ont trouvé des hydrocarbures dans l’espoir d’être rachetées par des géants du secteur.
• Ces compagnies sont au fond des spéculateurs aux reins peu solides (Gastem qui a poursuivi Ristigouche est incapable de payer la sanction de 175, 000 dollars imposée par le tribunal; Piradee (ex-Pétrolia) est au bord de la faillite et ne peut fermer les puits gaspésiens; Junex, achetée par un fonds spéculatif autrichien, ne sait pas trop où aller…Investissements Québec a dû radier récemment ses actifs détenus dans ce secteur; nous y avons perdu plus de 100 millions de dollars de fonds publics).
• Bref, ces compagnies seront incapables de réparer les dégâts qu’elles causeront inévitablement.
• On comprend mal qu’un gouvernement qui se targue d’être un champion économique soutienne encore ces canards boiteux qui, de toute façon, ne créeraient pas d’emplois locaux importants (ceux qui gagneront 30 dollars de l’heure seront albertains, non pas québécois…)
• Sur le plan géopolitique, le gouvernement Legault devrait prendre garde de ne pas être entrainé dans la guerre économique que mène les États-Unis de M. Trump avec la Russie.
• Le marché, voit bien que les tentatives américaines de contrer la construction du pipeline russe North Stream 2 ont échouées (ce qui met du plomb dans l’aile de GNL Québec). Le marché européen du gaz ne sera pas entièrement américain, et la concurrence sera rude pour sa place sur ce marché.
• Il importe donc de constater que le développement d’activités liées à la production ou au transport du gaz sur notre territoire menace aussi les autres activités économiques pérennes, souvent au cœur des activités régionales. Elles rapporteraient donc peu, et, en plus de nous réserver des risques qui dépassent de loin les bénéfices, de surcroît, elles nous éloigneraient de nos cibles de réduction des gaz à effet de serre (GES).
• Ces activités sont donc sans nécessité, établies sur la base d’une analyse économique à court terme et déficiente, puisqu’elle externalise les coûts environnementaux, et seraient menées sans acceptabilité sociale, même dans son acception la plus étroite.
• Depuis plus de 10 ans maintenant, de toutes les façons possibles (des sondages aux participations les plus diverses dans les consultations gouvernementales, aux pétitions, résolutions municipales, manifestations, rassemblements, etc.) la population a exprimé clairement son opposition s à ce type de développement.
• Il y a donc aussi des enjeux politiques, car, de façon évidente, les citoyens et citoyennes n’accepteront pas ce retour des spéculateurs dans leur territoire. Ils ont déjà joué dans ce film. Le gouvernement serait bien avisé d’en tenir compte.

Richard E. Langelier
Docteur en droit (LL.D.) et sociologue

Victoire de Ristigouche Sud-Est contre Gastem

Une grande victoire récompense la lutte d'une petite municipalité. Ristigouche Sud-Est gagne dans la poursuite que lui avait intenté GASTEM, une micro-compagnie pétrolière dirigée par l'ex-ministre libéral Raymond Savoie.

C'est une grande victoire car cette cause fera peut-être jurisprudence. Le jugement indique clairement que les municipalités constituent un palier gouvernemental qui a compétence pour les questions environnementales qui impliquent la protection de leurs citoyens. Dans ce cas précis, il s'agit du pouvoir de légiférer pour protéger les nappes phréatiques qui fournissent l'eau potable pour les citoyens.

Ce jugement démontre que malgré la politique du gouvernement du Québec de favoriser le développement de l'industrie pétrolière, des juges peuvent faire contrepoids à cette politique irréfléchie; cette politique a mené à un règlement où on autorise des puits d'hydrocarbures très près des habitations et à 400 m sous les nappes d'eau (RPEP), un règlement que contestent 338 autres municipalités.

Toutes nos félicitations au maire François Boulay et à tous ceux qui se sont impliqués dans cette lutte.

ADDENDUM du 6 mars 2018: La même logique affairiste du gouvernement consiste à ouvrir aux claims miniers l'ensemble du territoire pour quelques sous/hectare. Ces droits miniers sont bradés à des tarifs dérisoires et ils ont préséance sur les titres de propriétés de surface ainsi que sur toute réglementation municipale (article 264, Loi Am&Urb.). Quand une municipalité s'y oppose,  un industriel se croit ainsi justifié de poursuivre en dommages pour des sommes faramineuses basées sur des pseudos profits théoriques anticipés: 96 000 000$ pour Canada Carbon, une minière de Vancouver qui échoue de façon lamentable le test d'acceptabilité sociale. Ceux qui sont à blâmer ici sont au gouvernement du Québec, très occupés à ne pas déplaire au lobby minier. L'article 246 de la loi sur l'aménagement et l'urbanisme qu'invoque Carbon Graphite aurait dû être abrogé depuis longtemps. Il reflète encore et toujours l'esprit de la loi des mines de 1880 (free mining). Le gouvernement libéral bloque depuis des années l'application d'un article de la refonte adopté en 2013 de la loi des mines (a.304.1.1) qui vise justement à corriger cette situation. Comme pour Ristigouche, le gouvernement Couillard va dire qu'il ne se mêlera pas du litige entre Canada Carbon et Grenville-Sur-La-Rouge sous le faux prétexte qu'il n'est pas partie prenante dans ce conflit "privé".  Or c'est faux; c'est le gouvernement Couillard qui donne les claims et c'est le gouvernement qui édicte les lois et les règlements qui permettent, et même favorisent, ce genre de poursuite.

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?