Présentation générale du site

             N'oubliez pas de lire chaque mois mon nouveau billet    

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

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

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

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

Je tiens à remercier tous mes fidèles lecteurs. J'ai créé ce site spécialisé le 1er août 2014 en espérant qu'il soit utile à la compréhension des questions techniques reliées aux gisements de roche mère. Je suis heureux de voir qu'il remplit ce rôle auprès d'un nombre toujours croissant. En août 2015, un an après son ouverture, il y avait eu 20 000 vues. Après deux ans, la fréquentation a augmenté de façon significative, notamment en 2016 où il y a eu 10 000 vues par mois comptabilisées sur ce site. Le total cumulatif a dépassé 200 000 en mai 2017, puis 345 000 en juillet 2021. Par la suite, grâce notamment à l'outil de traduction en haut à droite de la page, la fréquentation oscille entre 2000 et 5000/mois, ce qui a permis au site de franchir en 2025 la barre des 400,000 vues cumulées.

Au Québec la fracturation hydraulique est maintenant interdite dans le schiste des Basses-terres du St-Laurent et la menace sur Anticosti a également été écartée; ces deux sujets ne sont plus dans l'actualité. En 2020 moins de lecteurs du Québec fréquentent ces pages, mais mon site rejoint maintenant des lecteurs de partout dans le monde. Les problèmes techniques et environnementaux reliés à la fracturation des gisements d'hydrocarbures disséminés dans leur roche mère sont universels. L'expérience d'ici peut servir aussi ailleurs. Mon "billet mensuel" a été très populaire entre 2014 et 2021; ensuite ces publications ont été plus espacées; les billets ne sont pas interrompus et ils seront encore publiées à l'occasion pour intervenir spécifiquement sur des sujets précis.

La question de la fracturation hydraulique et de l'exploration pour la recherche d'hydrocarbures a finalement été réglée au Québec en 2022. La dernière tentative des promoteurs a été présente le dossier de GNL au Saguenay en 2020 et 2021. Il reste encore dans le paysage d'ici des poursuites intentées devant les tribunaux par des promoteurs déçus.

Question de coût

J'ai ajouté une question sur les coûts de gestion des puits aux USA. ChatGPT accepte de donner une estimation assez honnête à cette question:

ChatGPT redonne ce qui existe comme écrits sur les puits abandonnés

Comme c'est le sujet de l'heure, j'ai interrogé l'Intelligence Artificielle de l'heure (CharGPT une version grand public de l'IA). Je sais que ce robot conversationnel a été entrainé avec les millions de pages de textes qui ont été écrits sur un nombre incalculable de sujets. Le robot n'est donc pas un ignorant, même quand on aborde un sujet pointu et très spécialisé.

J'ai voulu vérifier ce qu'il pouvait fournir comme réponse sur la question des fuites des puits d'hydrocarbures. Je dois dire en premier lieu qu'en douze ans dans ce dossier, je n'ai à peu près jamais pu obtenir des réponses sensées, sans faux-fuyants, des rares interlocuteurs spécialistes de l'industrie avec lesquels j'ai pu échanger. Il était manifeste à l'époque que les spécialistes de l'industrie, mes interlocuteurs éventuels, avaient pour consigne de ne pas discuter publiquement de ces questions. J'ai donc été étonné, mais pas complètement surpris, de constater que les questions techniques et les constats d'expert que j'ai fait sur la question de la détérioration des puits abandonnés en fin de production, n'ont jamais été contestés par des experts de l'industrie*. 

ChatGPT n'a pas montré ce type de limitations dans la discussion que j'ai engagé. Il a livré un condensé des propos tenus tant par l'industrie que par les autorités qui réglementent cette industrie. Il répète beaucoup qu'avec des bonnes techniques, de la réglementation et de la surveillance, la question des fuites pourra être gérée. Poussé dans ses retranchements par ma dernière question où j'indique que dans la réalité, ces voeux pieux sont rarement appliqués, ChatGPT l'admet et concède qu'il reste beaucoup à faire. Il y a dans cette dernière partie de l'échange des indices que des textes écrits par des environnementalistes ont également été retenus dans l'apprentissage de ChatGPT.

Je vous laisse constater par vous-même la teneur de cet échange:

En conclusion, l'intelligence artificielle n'a pas de solution miracle pour l'insoluble question des puits abandonnés; elle est capable cependant de tenir une conversation très correcte sur le sujet, en reformulant ce que des interlocuteurs humains optimistes ont déjà écrit sur la question.

Finalement j'ai posé une question sur les coûts de ces puits. Là sa réponse est moins optimiste.

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* À l'exception des deux débats techniques auxquels j'ai participé. Hélas ces débats n'étaient pas sur le même terrain: mes opposants s'étant abstenus de véritable discussions techniques. Ils se sont
limités à vanter les bienfaits d'une industrie créant des emplois, etc.

Les fuites dans les puits d'hydrocarbures inactifs ou abandonnés

La question des fuites de méthane dans les puits d'hydrocarbures inactifs ou abandonnés commence à être prise en considération dans les médias. Si vous ne l'avez pas visionné, je vous signale un documentaire récent (oct. 2022) de diffuseurs francophones, qui s'intitule "Les fantômes du pétrole".

Malgré que le titre réfère au pétrole, cette problématique touche de façon plus large tous les puits d'hydrocarbures, pétrole et gaz confondus. Le documentaire montre quelques exemples intéressants de puits abandonnés ou inactifs, en France, aux USA et en mer du Nord notamment. 

Il traite également du cas Aliso Canyon qui se rapporte à une méga fuite dans un puits qui était opérationnel dans une installation de stockage de gaz adjacente à une zone urbanisée près de Los Angeles. Avec le vieillissement des puits, leur corrosion en cours, il y aura de plus en plus de cas similaires qui vont défrayer l'actualité dans les années qui viennent. 

Pressions du lobby et projets pilotes

Les rédacteurs du projet de loi 21 ont placé dans l­eur texte un très étrange chapitre VII (p.17 et 18) intitulé  -Projets Pilotes- .  Il compte 4 articles : 

42. Un projet pilote mis en œuvre en vertu du présent chapitre ne peut avoir pour effet de permettre la recherche d’hydrocarbures ou de réservoirs souterrains, la production d’hydrocarbures ou l’exploitation de la saumure. 

43. Le ministre peut, par arrêté, autoriser la mise en œuvre d’un projet pilote afin d’acquérir des connaissances géoscientifiques relatives : 

  1° au potentiel de séquestration de dioxyde de carbone; 

  2° au potentiel de stockage d’hydrogène produit à partir d’une source d’énergie renouvelable; 

  3° au potentiel de géothermie profonde; 

  4° au potentiel en minéraux critiques et stratégiques de la saumure; 

 5° à toute autre activité qui favorise la transition énergétique ou qui participe à l’atteinte des objectifs de lutte contre les changements      climatiques. 

Le ministre détermine les normes et les obligations applicables dans le cadre d’un projet pilote, lesquelles peuvent différer des normes et des obligations prévues par la présente loi* ou par un règlement pris pour son application. Il peut également déterminer, parmi les dispositions du projet pilote, celles dont la violation constitue une infraction. 

44. Un projet pilote a une durée maximale de trois ans que le ministre peut, s’il le juge nécessaire, prolonger d’au plus deux ans. 

Le ministre peut, en tout temps, modifier un projet pilote ou y mettre fin. 

45. Le cas échéant, le ministre détermine, dans l’arrêté qui autorise la mise en œuvre du projet pilote, la personne responsable de la fermeture définitive de puits et de la restauration de site conformément aux dispositions de la présente loi, avec les adaptations nécessaires**, ainsi que les délais impartis. 

 

Je n’ai connaissance que d’un seul projet pilote: celui que les six lobbyistes de Questerre Energy de Calgary tentent de vendre au gouvernement du Québec. Ce projet servirait à tester le stockage du CO₂ dans des puits déjà forés. Questerre s’est porté acquéreur de 3200km² de permis délaissés par les autres qui ont abandonné dès 2013 - 2014 l’idée de développer le gaz de schiste dans les Basses-terres du St-Laurent. Ce projet situé dans la région de Bécancour s'appuie sur une entente récente avec le chef du Conseil de la nation Abénakis de Wôlinak.

 

Le stockage du CO₂ dans le roc profond peut se réaliser dans des conditions géologiques bien particulières; des formations rocheuses comme le grès de Postdam ont dans certaines de leurs strates et de façon naturelle des porosités élevées (20 à 25%). Ces couches constitueraient des cibles éventuelles pour du stockage de CO₂.

Les shales se situent à l'autre bout du spectre des porosités et des perméabilités. Dans le cas des gisements diffus de gaz de schiste, la porosité est très faible et la perméabilité est quasi nulle; il faut avoir recours à la fracturation hydraulique pour modifier de façon drastique la perméabilité du shale et espérer pouvoir en voir sortir une partie (8 à 15%) du gaz emprisonné. La fracturation hydraulique augmente artificiellement la perméabilité de plusieurs ordres de grandeur; par contre cette opération n'augmente pas de façon significative la porosité du roc.

Quand on injecte 20 millions de litres pour fracturer le shale gazifère dans un puits horizontal long de 1200m, on ajoute une très infime valeur de l'ordre de 0,05% à la porosité existante, qui elle peut valoir 0,5% à 2% dans les shales. Les puits qui existent dans la région de Bécancour, comme tous les autres forés durant la période d'exploration pour les gaz de schiste dans l'Utica (29 puits, dont 18 ont eu la fracturation) ne constituent pas des puits qu'on pourrait reconvertir pour y faire du stockage de CO₂.  Le prétendre apparait comme une astuce non scientifique qui vise d'autres objectifs, qui peuvent être de se soustraire à l'obligation de fermeture définitive des puits.

 

Il n’est pas approprié de placer dans la loi qui se rapporte à la fermeture des puits d’hydrocarbures un chapitre qui ne peut absolument pas concerner la reconversion de puits de gaz de schiste pour du stockage de la perméabilité . Le lobby pour le projet pilote de Questerre a réussi à faire inclure dans la loi 21 un chapitre incongru qui leur permettra peut-être d’échapper à l’obligation de fermeture définitive des puits. Cela démontre encore une fois que le législateur est réceptif à ce type de pression. Cela se fait au détriment de la logique, des faits scientifiques et des objectifs mêmes de la loi 21.

 

En 2014 la rédaction du RPEP (Règlement sur le Prélèvement des Eaux et leur Protection) avait subi les effets du même type de pression de la part du lobby pétrolier de l’époque. Ce règlement, qui visait dans son essence la protection des eaux souterraines, s’est vu ajouter de façon tout à fait incongrue, dans son chapitre V une section de sept articles consacrés à la fracturation hydraulique dans les puits d’hydrocarbures. À l’époque Pétrolia avait de nombreux lobbyistes qui grenouillaient dans les ministères pour faire ajuster les lois et les règlements en cours d’élaboration en fonction des besoins de l’époque. L’extraction des hydrocarbures de schiste à Anticosti n’avait strictement rien à voir avec la protection des eaux, bien au contraire; pourtant la vision des promoteurs de l’heure a fait que ces sept articles ont été intégrés au RPEP en 2014.

 

Nous avons lutté sans relâche durant huit ans pour faire invalider ces articles du RPEP qui visaient la fracturation hydraulique.  En 2022 le gouvernement dans un virage à 180° pense maintenant mettre fin à l’exploration des hydrocarbures. La loi 21 comporte un article (p.43) qui abroge les dispositions sur la fracturation dans le RPEP :  

                     114. La section IV du chapitre V de ce règlement, comprenant les articles 40 à 46, est abrogée. 

Cela a pris huit ans pour corriger cette aberration. Par contre cette même loi 21 refait le même genre d’erreur avec ses articles sur les projets pilotes.

N.B. Les 22, 23 et 24 février 2022, le projet de loi 21 fera l'objet d'audiences en commission parlementaire.

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* C'est une porte ouverte pour permettre à un détenteur de permis de demander de soustraire à cette loi tout projet qui se prétendrait "projet pilote".

** Il y a beaucoup de flou dans ces articles 43 et 45; le ministre s'attribue une latitude qui n'a  aucune limite précise définie dans cette loi, ni même un objectif clairement présenté.

Des compensations pour l'arrêt de l'exploration des hydrocarbures au Québec ?

Pas de compensations justifiables

Dans l’étude du projet de loi 21 pour l’abolition des licences d’exploration d’hydrocarbures au Québec, surgira la question des compensations à verser aux détenteurs de ces permis. On mentionne déjà le remboursement des dépenses d’exploration encourues. Est-ce logique? Les détenteurs vont aussi réclamer des sommes pour des profits anticipés; dans ce dernier cas, il faut fermer fermement la porte à ce type de demande, car le potentiel exploitable de l’Utica est maintenant établi comme nul. Il n’y aurait pas eu de profits dans un pseudo gisement qui s’est avéré non exploitable dès la fin des premiers travaux d’exploration.

Reste donc la question de la valeur des permis. Est-ce qu’un permis d’exploration qu’on rachète a comme valeur les dépenses encourues par son ancien détenteur ? La réponse est NON; un permis d’exploration a au départ une valeur très incertaine et hautement spéculative. Elle monte si l’exploration fait une découverte commerciale; elle tombe à zéro si les conditions d’exploitation rendent toute extraction commercialement non viable. Pour l’Utica, c’est le deuxième cas qui s’applique. Aucun acheteur de permis n’investira un cent pour un pseudo gisement maintenant reconnu non exploitable. L’exploration minière comme l’exploration pour les hydrocarbures est constituée d’une longue suite de nombreux échecs, où les dépenses à perte d’exploration en divers 'prospects' sont compensées par les autres cas, plus rares, où un gisement rentable est finalement trouvé.

La valeur d’un billet de loterie est au départ son coût d’achat; ensuite une fois les résultats connus, cette valeur grimpe en flèche, ou tombe à zéro. Dans l’exploration géologique, ce changement de valeur n’est pas aussi instantané, car l’exploration se fait sur des années; mais il y a là aussi au final plus de cas perdants que de cas gagnants. Les travaux d’exploration ont finalement démontré que le potentiel n’était pas suffisant pour rendre le gisement Utica exploitable. Je crois que tous les investisseurs connaissent et acceptent au départ les règles du jeu. Cela a toujours été ainsi dans le domaine minier, ainsi que dans le secteur des hydrocarbures, qu'on a prospecté au Québec depuis plus d'un siècle, sans grand succès d'ailleurs à part deux petits gisements de gaz exploités quelques années à St-Flavien et à Pointe-du-Lac.

Divers autres facteurs s’ajoutaient à cette démarche spéculative entreprise entre 2007 et 2010: le contexte d’un potentiel gisement en plein milieu de la zone densément habitée du Québec. On devait savoir qu’une politique extractive controversée était encore à établir, que des renversements étaient possibles, ce qui ajoutait une dimension politique aux investissements spéculatifs. Pour toutes ces raisons, le gouvernement ne devrait pas verser un cent de compensation. Il a le plein droit et le devoir de mettre fin au potentiel spéculatif de l’extraction d’hydrocarbures ici.

Les permis ont cependant conservé dans le milieu une valeur fictive, mais qui n’a rien à voir avec le potentiel réel d’un pseudo gisement; il s’agit de les garder ou de les racheter avec la seule perspective de tenter de négocier des compensations auprès d’un gouvernement naïf ou complaisant. Le gouvernement a déjà créé un précédent en payant pour annuler les permis à Anticosti. C’était une grave erreur, mais elle fournit maintenant une valeur spéculative à des permis qui autrement ne vaudraient plus un cent.

 

Des compensations malgré tout ?

Dans le cas où le gouvernement souhaiterait malgré tout compenser l’annulation des permis pour ainsi se donner une image respectable auprès de l’industrie, je tiens à lui rappeler que les dépenses d’exploration qu’il s’apprête à rembourser généreusement ont déjà fait l’objet de compensations gouvernementales bien généreuses.

Lors de la 2^e Conférence de l’APGQ en octobre 2010, il y a eu des présentations qui toutes tendaient à démontrer un avenir radieux pour l’exploration pétrole et gaz au Québec. Une de ces présentations comparait les divers contextes économiques et fiscaux des dépenses d’explorations dans les principales régions où cette industrie démarrait : Les shales Barnett et Eagleford au Texas, le gisement Haynesville en Louisianne, le shale Marcellus en Pennsylvanie, et finalement le potentiel gisement Utica au Québec.

Pour bien vanter le « grand potentiel » d’investir en exploration dans l’Utica au Québec, la présentation utilisait une étude comparative produite par la firme spécialisée et reconnue dans ces questions : RossSmith Energy Group Ltd. – Shale Plays : State of the Industry. Comme à l’époque, il n’y avait pas encore de données sur la production potentielle dans l’Utica, l’étude comparait les contextes économiques : redevances, avantages fiscaux, subventions etc. C’est dans l’Utica du Québec que se trouvait le meilleur contexte fiscal pour un excellent retour sur l’investissement (102,5%).

Les avantages combinés des subventions, avantages fiscaux à l’industrie d’exploration venant de deux gouvernements (Québec et Ottawa) ont constitué un incitatif certain pour les dépenses d’exploration au Québec. Ce ne sont donc pas les dépenses brutes d’exploration qu’il faut examiner pour un calcul de compensations éventuelles. Ces dépenses peuvent avoir déjà été partiellement compensées par les gouvernements (i.e. nous les contribuables). Il ne faudrait surtout pas payer deux fois ce qui a déjà été donné sous forme d’avantages fiscaux divers.

Le financement public des travaux de fermeture des puits

Le gouvernement prévoit très généreusement payer 75% du coût de la fermeture "définitive" des puits. Je commente tout de suite l'expression fermeture définitive des puits. La réglementation prévoit depuis longtemps l'obligation de fermeture définitive des puits; on précise fermeture définitive, car la loi permet aussi un autre type de fermeture: il y a fermeture temporaire quand l'exploitant se garde la possibilité de revenir exploiter un puits. À la fin des activités, c'est la fermeture appelée définitive que l'exploitant doit exécuter; la loi a toujours prévu de tout temps que ces fermetures sont aux frais de l'exploitant. Il n'a jamais été question qu'un exploitant qui ferme un puits puisse le faire en ne payant que 25% des couts.

Le mot définitif maintenant: ce n'est pas parce qu'un puits est fermé définitivement qu'il n'y aura plus problème et pas d'autres couts. L'Alberta jongle actuellement avec cette question, qui était passée sous le radar depuis des décennies. Ses centaines de milliers de puits "fermés", "fermés définitivement", "inactifs", "orphelins", commenceront à peser très lourd dans le budget de la province. Le gouvernement fédéral vient d'accorder une aide de plus d'un milliard pour démarrer l'indispensable campagne de gestion. Ce n'est qu'un timide début, car on en est encore à l'étape d'inventorier, de classer est de "nettoyer" une petite portion de ces puits. Le budget de 1,7 G$ pour l'Alberta, la Saskatchewan et la Colombie Britannique ne s'adresse pour l'instant qu'aux quelques milliers des puits les plus problématiques. Les autorités ont publié deux estimés pour l'ensemble des puits 300000 puits albertains qui se chiffrent plutôt entre 58,7G$ (Alberta Energy Regulator) et 70G$ (Alberta Liabilities Disclosure Project).

La valeur négative des puits existants

Les sites miniers abandonnés sont inscrits au passif du Québec; l'estimé conservateur et encore incomplet chiffrait cette valeur négative à 1,2G$ en 2019. Le Québec n'a pas encore fait d'évaluation comptable comparable pour les puits d'exploration de pétrole et gaz. Mon précédent billet traitait du coût des puits abandonnés dans l'Ouest canadien; il y en a aussi au Québec, en moins grand nombre heureusement. Les plus problématiques sont les 18 puits où les exploitants ont effectué de la fracturation hydraulique dans le shale d'Utica. Il y en a plusieurs centaines d'autres où des travaux correctifs seront requis pour colmater des fuites de gaz. Ces travaux d'obturation auront eux-mêmes une durée de vie limitée; la gestion des puits abandonnés, c'est un travail de suivi et de travaux correctifs à reprendre périodiquement sur une très longue période encore indéfinie. Le rapport du Conseil des Académies Canadiennes sur la question indique ceci: « This raises the possibility of needing to monitor wells in perpetuity because, even after leaky older wells are repaired, deterioration of the cement repair itself may occur » (CAC 2014, p.193).

Fermeture définitive ne signifie pas la fin des ennuis. Tous les puits conservent une valeur négative léguée aux prochaines générations. Il n'y a pas d'estimé encore de cette valeur négative, mais je propose l'estimé ci-dessous:

- Le Québec ne compte que 800 puits, soit 437 fois moins qu'en Alberta (i.e.  0,23%)

- Au prorata de l'estimé albertain (70G$), on arrive à une valeur de passif de 160,000,000$.

Avant de livrer des compensations irréfléchies aux détenteurs de licences d'exploration, le gouvernement doit impérativement attribuer une valeur négative à chacun des puits existants sur le territoire de ces permis; cela s’applique à tous les puits, y compris les puits fermés et ceux qui connaitront une fermeture prochaine. Des inventaires sur des puits fermés entre 1 et 40 ans ont montré qu’avec le temps la proportion de puits détériorés et donnant des fuites augmente avec les années. L'acier et le ciment des travaux de fermeture ne dure qu'un temps limité.

Un puits qui aura coûté 12M$ à construire peut éventuellement devenir problématique quelques décennies plus tard; l'intervention requise pour tenter de colmater ce puits corrodé pourra s'avérer extrêmement coûteuse et se chiffrer en millions de dollars. Il est très complexe car très risqué de revenir travailler, en présence de gaz, sur une structure dont l'état de corrosion est inconnu, car enfoui profondément sous terre.

Tant que ce bilan négatif n'est pas entrepris, aucune compensation ne doit être versée. Les frais reliés aux puits doivent demeurer à la charge des acteurs privés qui les ont implantés. Ces nuisances environnementales ne doivent pas être transférées à l'État de façon irréfléchie.

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N.B. Les 22, 23 et 24 février 2022, le projet de loi 21 fera l'objet d'audiences en commission parlementaire.

Avec trois autres co-auteurs, j'ai publié dans le journal La Tribune un article qui traite en résumé de la question des compensations à ne pas verser pour le retrait des permis.

Coût de "nettoyage des puits" orphelins au Canada

 Le 25 janvier 2022 , le bureau du directeur parlementaire du budget à Ottawa a publié un rapport intitulé: 

COÛT ESTIMATIF DU NETTOYAGE DES PUITS DE PÉTROLE ET DE GAZ ORPHELINS DU CANADA    

On ne traite ici que d'une petite sous catégorie des puits de pétrole et de gaz présents sur le territoire du Canada, principalement dans les provinces de l'Ouest: Alberta, Saskatchewan et Colombie-Britannique; cette sous-catégorie se nomme puits orphelins. Il y en avait ~1000 en 2010 et il y en avait ~10000 en 2020. Les puits orphelins n'ont plus de propriétaires responsables, autre que le gouvernement. Ce nombre d'orphelins augmente de façon exponentielle avec les années, et c'est pour cela que le gouvernement s'alarme. Le rapport est intéressant mais technique à lire; je reproduis ci-dessous son résumé qui en donne le contenu essentiel:

"Les puits terrestres pétroliers et gaziers classiques du Canada sont principalement situés en Alberta et en Saskatchewan. Ensemble, ces deux provinces représentent 91 % de la production classique terrestre de pétrole et de gaz au Canada, comptant au total quelque 600 000 puits.

Au cours de la dernière décennie, il y a eu une augmentation marquée du nombre de puits inactifs et colmatés en Alberta et en Saskatchewan. À l’heure actuelle, seulement 35 % de tous les puits en Alberta et 39 % de tous les puits en Saskatchewan sont actifs, ce qui constitue les taux les plus faibles jamais enregistrés.

Les organismes de réglementation provinciaux exigent que les entreprises pétrolières et gazières ferment les puits inactifs. Les puits d’une entreprise sont considérés comme orphelins dans le cas où il n’y a pas d’exploitant connu et financièrement viable qui soit capable de s’acquitter des responsabilités environnementales associées à la fermeture de ceux-ci.

En Alberta, le nombre total de puits orphelins est passé d’environ 700 en 2010 à 8600 en 2020. De même, en Saskatchewan, il est passé d’environ 300 en 2015 à 1500 en 2020. Comme le nombre de puits orphelins augmente, le coût prévu du nettoyage des passifs environnementaux croît aussi. Cette hausse des coûts pose un risque non seulement pour l’équilibre financier des provinces, mais aussi pour celui du gouvernement fédéral.

En 2020, le gouvernement fédéral a versé 1,7 milliard de dollars aux gouvernements de l’Alberta, de la Saskatchewan et de la Colombie-Britannique pour financer le nettoyage des puits de pétrole et de gaz inactifs dans le cadre du Plan d’intervention économique en réponse à la COVID-19. Étant donné que le nombre de puits orphelins continue d’augmenter, il faudra probablement faire appel à des sources de financement industrielles, provinciales et fédérales pour couvrir les coûts de nettoyage.

Le DPB estime le coût du nettoyage des puits orphelins à 361 millions de dollars, à l’échelle nationale, en 2020. Ce coût cumulatif devrait atteindre 1,1 milliard de dollars d’ici 2025. L’estimation ne vise que la production classique terrestre de pétrole et de gaz et n’inclut pas les coûts potentiels de nettoyage des sables bitumineux."

Je me dois de faire ce commentaire sur le titre (et le contenu) du document; on utilise le mot NETTOYAGE des puits, ce qui signifie essentiellement qu'on "nettoie" le sol contaminé autour du puits et, 2e étape qu'on remet le site en état (Assainissement et Remise en état, p. 10 du rapport).  C'est très limité comme vision, très insuffisant pour gérer ce problème et surtout cela sous-estime les coûts de la gestion des puits à moyen et long terme. La vision de la gestion du problème dans ce rapport s'apparente à dire que si vous avez un gros réservoir plein d'huile qui coule par un trou et qui tache la pelouse, vous aller envoyer une équipe qui va essuyer et nettoyer la partie extérieure du réservoir et qui va aussi remplacer le gazon et la terre qui a absorbé l'huile de la fuite.

Décennies après décennies, ce gros réservoir va se corroder et les écoulements vont se renouveler en nombre croissant. Le plan d'intervention ne s'attaque pas du tout à la cause des fuites.

J'ai écrit plusieurs textes sur le devenir des puits après la fin de la production. Je peux résumer ma vision de la problématique en quatre points:

1) Après la production commerciale, beaucoup d'hydrocarbures demeurent dans le substratum, particulièrement dans le cas des gisements non conventionnels exploités par la fracturation hydraulique, où le ratio d'extraction est très faible.

2) Il est impossible de remettre le substratum dans son état d'origine; les trous de forages et la fracturation ont rendu le massif de roc perméable.

3) Les bouchages des puits n'ont pas une efficacité totale; de plus les puits se corrodent avec le temps.  L'écoulement se poursuivra tant qu'il y aura ces deux éléments: une source d'hydrocarbures et des conduits potentiels.

4) Intervenir sur un puits inactif et corrodé pour en colmater les fuites peut représenter des coûts supérieurs aux coûts de sa construction. Ces travaux eux-mêmes n'auront qu'une durée de vie limité; ce sera à refaire après quelques décennies. Le coût de gestion des puits d'hydrocarbures sera prohibitif à moyen terme. Les seuls puits qui ne posent pas de problèmes sont les puits qui n'ont pas été forés.

L'évaluation faite par le bureau parlementaire du budget se fie aux chiffres qui au final originent de l'industrie; c'est ainsi qu'à la page 10 du rapport ils estiment les coûts de colmatage à 58000$/puits et 28000$/puits pour le nettoyage. Vous demanderez aux générations futures ce qu'ils penseront de ces estimés.

Les puits abandonnés au Canada

Il y a un peu de nouveau dans le dossier des puits abandonnés au Canada, des petits pas dans la bonne direction. L'organisme Alberta Energy Regulator qui est responsable de la  réglementation du pétrole et du gaz naturel de l'Alberta vient de mettre en place de nouvelles règles visant le problème croissant des puits inactifs et abandonnés dans la province. C'est là un geste concret qui découle des accords récents pour la réduction à la source des émissions mondiales de méthane.

Les puits d'hydrocarbures dans les régions productrices contribuent de façon significative au bilan mondial des émissions fugitives. On ne dispose que d'une évaluation incomplète de ces quantités de méthane émis dans l'atmosphère, car les seules données disponibles sont compilées avec seulement les pays industrialisés. Pour le dernier bilan estimé (2016) ces émissions étaient de 1,33Gt équivalent CO2; 85% de cette valeur provient des gisements de pétrole et gaz, le reste 15% provenant des gisements de charbon.

C'est en Alberta qu'on a compilé les données les plus précises:

- Nombre de puits actifs:      156 926

- Nombre de puits inactifs:    95 524 (pouvant être réactivés éventuellement)

- Nombre de puits abandonnés:              76 372

- Nombre de puits obturés certifiés:       92 205

- Nombre de puits exempts de certification:   36 758

Cependant l'Alberta Energy Regulator émets la nouvelle réglementation afin de mieux suivre à l'avenir l'ensemble des producteurs dispersés sur son territoire; cela part d'une admission que les bilans actuels sont encore basés sur des données incomplètes et imprécises.

J'ai examiné ces nouvelles règles, notamment celles qui gèrent la fermeture définitive des puits et la reconversion des sites. Même ces règles toutes récentes conservent une vision fort limitée de la problématique; elles servent à préciser comment l'exploitant obtient un Reclamation Certificate, et rien dans ces règles ne tient compte de la détérioration future des matériaux qui servent à l'obturation des puits. On continue de croire qu'une fois abandonné et obturé, un puits cessera d'être problématique.

Je rappelle, comme l'a fait en 2014 le rapport du Conseil des Académies Canadiennes (CAC), que les travaux d'obturation auront une durée de vie finie, encore à préciser; en conséquences le CAC constate que la gestion des puits abandonnés demanderait plutôt un suivi à perpétuité: « This raises the possibility of needing to monitor wells in perpetuity because, even after leaky older wells are repaired, deterioration of the cement repair itself may occur » (CAC 2014, p.193)*". Les puits obturés pourront recommencer à émettre du méthane après un certain nombre d'années, quelques décennies tout au plus.

C'est très préoccupant de constater que même les toutes nouvelles règles sont pensées par des gens qui croient que les puits "disparaissent" une fois obturés. C'est vrai qu'on part de très loin dans l'industrie extractive; les nouvelles règles sont un pas dans la réduction à court terme des émissions fugitives. Mais c'est un pas encore loin de régler les très sérieuses lacunes du passé. Cela n'empêchera pas de léguer aux prochaines générations des centaines de milliers de sources potentielles de méthane: une par puits qui se remettra à laisser fuir du gaz.

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* Dans la version française du rapport du Conseil des académies canadiennes (CAC) 2014.  (Incidences environnementales liées à l’extraction du gaz de schiste au Canada), la citation se situe à la page 228: "Cette situation laisse entrevoir 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.".

Mettre fin aux permis d’exploration d’hydrocarbures au Québec

James Millar porte-parole de Pieridae a indiqué il y a moins d’un an que son entreprise a réévalué ses projets au Québec à la fin de 2019; il déclare que ceux-ci ne cadrent plus avec les projets de la compagnie « Donc, nous n’avons pas de plan de développement dans la province ».  Pieridae avait acquis en 2017 tous les actifs de Pétrolia, après que cette dernière ait grassement obtenu des fonds publics au cours de son existence. Déclarer qu’après réévaluation on raye les projets de développement pétrolier au Québec, n’empêche pas cette même compagnie de déposer une poursuite de $32 millions contre le gouvernement du Québec pour le projet Haldimand annulé.

Le gouvernement devrait mettre fin à la très coûteuse aventure des permis d’hydrocarbures au Québec. Aucun des permis qui arrive à échéance ne doit être renouvelé ou remis sur le marché: il doit tout simplement être retiré. Aucune compensation ne doit être payée par l'État pour le retrait des permis échus. Aucun nouveau permis ne doit être crée par le MERN. Il y aurait lieu aussi de faire enquête pour mettre en lumière les nombreuses failles au MERN dans cette saga, laquelle aura couté depuis 2006 des centaines de millions de fonds publics en pure perte.

Des hauts fonctionnaires ont échafaudé une politique pour promouvoir l’exploration et l’exploitation des hydrocarbures. Ces hauts fonctionnaires, dont plusieurs sont toujours en poste, et le lobby de l’industrie ont grandement influencé les politiciens qui se sont succédés, et qui pour la plupart n'avaient qu'une expertise fort limitée en ce domaine. Le syndrome des portes tournantes était bien présent : des fonctionnaires qui après avoir créé et distribué les permis, passaient du côté de l’industrie pour s’en faire ouvertement promoteurs.

-  Les permis distribués à rabais: 10¢/hectare comme droits annuels au lancement de cette politique. À lui seul le plus gros ballon dégonflé (Anticosti) aura englouti 92M$ en dépenses et en dédommagement pour le retrait des permis.

-    À cela s’est ajouté des subventions et injections directes de fonds publics dans plusieurs autres projets et compagnies privées (Junex, Pétrolia, etc.)

-  Des commissions d’études (ÉES, BAPE) ont suivi les premiers dégâts constatés. Aucun projet ne s’est avéré viable; les études ont montré que tous créaient des impacts environnementaux majeurs.

Il y a au moins deux autres tentatives de soutirer des millions de fonds publics :

- Lone Pine Resources Inc. poursuit le gouvernement du Canada ) pour 250M$

- Questerre Energy Corp de Calgary a initié une poursuite en 2018 pour faire invalider les règlements de la loi sur les hydrocarbures qui gèlent ses avoirs dans les Basses-Terres du St-Laurent. Le cout pour le règlement de ce litige est encore inconnu, car la poursuite a été suspendue pour y substituer des négociations à huis clos avec le gouvernement.

Lorsqu’on tente d’évaluer les retombées et les couts des aventures récentes impliquant les hydrocarbures au Québec, il est très facile de mesurer les retombées : il n’y a eu que des dépenses et aucun revenu pour l’État. Les faibles rentrées d’argent que donnent les frais annuels des permis sont très rapidement annulées par le couts des salaires des fonctionnaires requis pour gérer ces permis.

Les permis encore actifs en 2021 (source: MERN)

Les dépenses pour l’État sont faramineuses et elles croissent d’année en année; les commissions d’enquête, les inspections sur le terrain, les interventions sur les puits problématiques, les frais judiciaires des poursuites qui s’additionnent. À tout cela il faudrait ajouter au moins 500M$ des couts engendrés par la catastrophe des wagons transportant du pétrole de schiste à Lac Mégantic en 2013. Cela aussi c’était des hydrocarbures non conventionnels obtenus par la fracturation hydraulique, ce que M. Binnion de Questerre se plait à nommer « le miracle économique » du 21^esiècle. Pour le Québec, le bilan de ce dossier est au contraire un véritable gouffre économique.

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Addendum du 2 juin 2021, le Centre Québécois du Droit de l'Environnement publie un très intéressant rapport qui démontre la capacité en toute légalité de mettre fin aux activités d'hydrocarbures au Québec.  Mettre fin aux activités de l'industrie des hydrocarbures englobe un éventail plus large d'activités, plus vaste que la seule option de mettre fin aux permis d'exploration. Ne pas renouveler ces permis à leur échéance et ne pas permettre qu'ils soient transférés serait la première étape essentielle; en quelques années, cela mettrait fin à toute activité extractive et/ou d'exploration.

Projet GNL Québec - Mon mémoire soumis au BAPE

 La présentation devant le BAPE le 26 oct. 2020 (durée 10 minutes) est aussi disponible.

La cote du document sur le site du BAPE est DM127. À noter cependant que sur le site du BAPE les liens hypertextes ne sont pas fonctionnels; ici c'est l'original du document et tous les hyperliens (en bleu) fonctionnent.

Le début des audiences du BAPE sur le projet Énergie Saguenay démontre hors de tout doute le cul-de-sac d'une approche incomplète dans l’évaluation des mégaprojets énergétiques. L’usine de liquéfaction du gaz provenant de l’Ouest par gazoduc n’a de raison d’être que pour permettre l’expansion d'exploitations non conventionnelles de gaz. Si le gaz est une source d’énergie émettant moins de gaz à effet de serre (GES) que le charbon ou le mazout, cela n’est vrai que pour la seule étape de la combustion. Il faut tenir compte d’où provient ce gaz. La production de l’Ouest est de moins en moins du gaz naturel usuel; les gisements traditionnels s’épuisent rapidement. L’expansion de la production de gaz dans l’Ouest se fait dorénavant par l’ouverture de gisements non conventionnels; le gaz de y est produit par la technique de fracturation hydraulique. Cette méthode crée des impacts considérables qui n’ont plus rien à voir avec les exploitations traditionnelles.

Figure 1  Exemple dans une petite zone de 2 km x 3,5 km de  puits récents où l’extraction se fait par la fracturation hydraulique. L’encart montre 24 plateformes implantées dans le shale de Montney à 50 km au nord du village d’Altona.  Les bassins géologiques Montney, Horn River, Cordova et Liard sont des secteurs d’expansion de production non conventionnelle, chevauchant la Colombie-Britannique, l’Alberta et les Territoires du Nord-Ouest.

Les impacts négatifs de la fracturation hydraulique (impacts sur la santé, la pollution des nappes phréatiques, etc.) ont déjà été étudiés partout dans le monde, ce qui a mené à des interdictions permanentes dans de très nombreux pays et États, incluant le Québec.

Le potentiel de réchauffement global du gaz

Regardons seulement le gaz non conventionnel en termes d’effet de serre. L’avantage du gaz versus le mazout et le charbon (de l’ordre de 40 à 70% selon les sources et les contextes) se rapporte aux émissions de GES lors de l’étape combustion. Le méthane (CH4) a un meilleur rapport Énergie produite/CO2 émis que celui des autres combustibles lors de la combustion. Mais d’autre part le CH4 a un potentiel de réchauffement (PRG pour Potentiel de Réchauffement Global) 34 fois celui du CO2 sur un horizon de 100 ans et de 87 fois celui CO2 sur l’horizon de 20 ans1. Suite à la conférence COP21 de Paris, les pays ont convenu de l’urgence d’agir et de mettre en œuvre des mesures d’ici 2050 et à plus court terme des objectifs à atteindre d’ici 2030. Pour mesurer le rôle du méthane dans l’analyse de l’efficacité de ces mesures, c’est évidemment le facteur 87 de l’horizon de 20 ans qui est le plus pertinent. Plusieurs auteurs persistent encore à utiliser le facteur sur 100 ans, ce qui n’est pas faux scientifiquement, mais cela ne permet pas d’évaluer correctement l’impact d’ici 2050 des actions que les pays mettent en place actuellement.

L’avantage théorique sur les autres combustibles est utilisé par les promoteurs d’Énergie Saguenay pour présenter ce projet comme une énergie de transition. Or cet avantage n’existe que dans une vision étroite de la problématique, celle limitée à la seule étape de la combustion. En raison du PRG (87), il suffit d’avoir ~2,3% de CH4 non brûlé qui s'échappe pour réduire à néant ce pseudo avantage au gaz. Dans la réalité, à toutes les étapes de la production et de l’utilisation du gaz, il y a du CH4 qui fuit et qui arrive dans l’atmosphère sans être transformé en CO2, donc avec son plein potentiel de 87. Les fuites se produisent à toutes les étapes de la chaine de vie du gaz : lors de l’extraction par fracturation, lors du transport, lors des combustions imparfaites, etc. Le BAPE va recevoir des mémoires de divers spécialistes pour analyser ces étapes ; nous centrerons cette analyse-ci sur ce qui se rapporte à l’extraction du gaz par fracturation hydraulique, en insistant sur des fuites négligées qui se produisent après la fin de la production.

Les fuites reliées aux productions non conventionnelles

Les mesures les plus probantes dans les régions de production de gaz non conventionnel donnent des taux de fuite entre 4%2 et 9% de la production3. Des évaluations plus basses concernent des lectures faites uniquement aux têtes de puits, alors que des évaluations par survol aérien et par satellite montrent des taux plus élevés. Ces relevés indiquent donc que les émissions aux seules têtes de puits sous-estiment grandement les migrations de méthane dans l’ensemble des superficies fracturées. C'est encore cependant ces évaluations aux têtes de puits qui prédominent et qui ont fourni la valeur de 2,3% qui a été publiée4 récemment pour l'ensemble de la production aux USA.

Il y a aussi des fuites durant le transport, il y a du méthane mal brulé aux étapes où on veut convertir le CH4 en CO2, aux torchères notamment. L’efficacité globale des torchères aux puits de production atteint rarement 90%. La quantité et la qualité des évaluations fiables des fuites de méthane demeure encore en 2020 très limitées. Ce flou sert l’industrie qui n’a aucun intérêt à voir des évaluations complètes contredire ses prétentions officielles que le gaz est une solution de transition. Or c’est un très gros mensonge, car les fuites de méthane annulent rapidement l’avantage théorique de 40 à 70% que le gaz peut avoir sur le mazout ou le charbon (tableau 1 ci-dessous). Il y a minimalement de 4% de tout le gaz extrait qui s’échappe dans l’atmosphère durant l'ensemble de son cycle de vie. Le gaz qui parviendrait à l’usine de liquéfaction GNL au Saguenay aura un impact majeur en termes de GES en raison principalement du fait qu’il s’agira de gaz de gisements non conventionnels, auxquels sont associés des taux de fuite non négligeables.

La valeur encadrée en rouge (4 488 000 t) est plus faible que la valeur du rapport CIRAIG  7,8 millions de tonnes pour les émissions GES de l'usine GNL. Il y a en effet à prendre en compte d'autres sources de GES en plus des fuites de méthane : diesel de la machinerie, etc.

Ce qui n’est jamais pris en compte dans la production de gaz tiré de gisements non conventionnels, c’est la quantité de méthane émis après la fin de la production. Les recherches publiées font état d’un taux gaz émis/gaz produit (4%, 9%, selon les lieux et les sources). Or qu’arrive-t-il quand la production est terminée? Le gaz émis va continuer à exister bien après que le gaz produit sera rendu à zéro. Ces quantités de gaz à effet de serre vont pénaliser les générations qui vont nous suivre pendant très longtemps. J’ai depuis dix ans analysé cette problématique sans voir à peu près jamais des commissions, des BAPE, etc. penser l’intégrer dans leurs paramètres. On s’attache toujours dans l’analyse du cycle de vie des projets à suivre les étapes d’activité de l’industrie. Or même quand l’industrie a cessé toutes ses activités et qu’elle a respecté toutes les règlementations, celles qui se rapportent notamment à la fermeture des puits, il y a une réalité géologique : le méthane va continuer à fuir. Il en reste beaucoup dans le roc quand on ferme les puits : plus de 80% de ce qui était en place à l’origine. La nouvelle fracturation du roc va mal contenir le gaz; l’obturation des puits n’a qu’une durée de vie limitée. Ces  "tight gas" et "shale gaz plays" comme on les désigne en anglais vont perdurer pour des décennies et des siècles comme nouveaux émetteurs de méthane. L’impact final en termes GES sera donc encore plus élevé que ce qu’indique la dernière colonne du tableau montré plus haut.

Il est donc un peu illogique de toujours mesurer les fuites en rapport avec la production, car ces fuites vont perdurer dans le temps après la fin de la production. Quand la production baissera, les fuites vont quand même se maintenir; le rapport fuites/production augmentera. Par exemple à la fin de l’ère des hydrocarbures, en supposant une production réduite un jour à 1% de sa valeur actuelle, on aura alors un taux de fuite non pas de 2,3%, mais bien de 230% si le volume qui fuit reste comparable. Ce sera un peu moins si on suppose que le débit des fuites s'atténue un peu avec le temps. Le taux fuites/production deviendra très grand quand la production s'approchera de zéro !

On peut aussi ajouter qu'en ce moment au Québec, il y a des fuites dans plusieurs puits d'exploration et la production actuelle est égale à zéro. Cela donne un rapport fuites/production = ∞ (infini !).

Ce n’est pas une bonne façon d’aborder la question. Il faudrait estimer à l’ouverture d’un puits combien ce puits produira de fuites sur un horizon de 100 ans ou 200 ans par exemple. Si le puits est exploité 10 ans et que pendant ce dix ans d'exploitation il génère 2,3% (par rapport à la production) de fuites, on peut calculer un volume de méthane émis pour ce premier 10 ans. Ensuite de 10 à 100 ans, puis de 100 à 200 ans, etc. combien de tonnes de CH4 s’ajouteront par les fuites? Le volume des fuites au fil des ans va varier en diminuant très lentement dans le temps. Des études viendront préciser l'évolution des débits de fuites après l'abandon des puits. Il est évident que ce calcul donnera une valeur bien supérieure au nombre de 186 dans mon tableau plus haut (calcul avec 1% de fuite). L'effet de serre global pour le gaz de, ce n’est pas trois fois plus, mais probablement cinq?, huit? fois plus grand que celui de sa seule combustion.

L'évaluation du volume des fuites qui suivront la fermeture des puits est complexe à établir maintenant, mais ce n'est pas une raison de négliger totalement ces valeurs dans une analyse du cycle de vie comme, le fait le CIRAIG* et d'autres organismes. Cela donne des analyses totalement biaisées car incomplètes. La mesure des fuites aux têtes de puits donnent des valeurs deux à trois fois plus faibles que celles faites par des survols aériens dans les champs d'exploitation de gaz; ces relevés donnent plutôt des valeurs entre 4 et 9%. Les chercheurs de Cornell Univ. discriminent les sources par l'analyse isotopique5; ils peuvent ainsi identifier ce qui relié au gaz produit par l'exploitation industrielle. Dans les relevés régionaux fait au-dessus de champs gaziers, on retrouve la somme de tout le méthane thermogénique produit par l'extraction:

- 1) fuites aux têtes de puits en production,

- 2) fuites aux têtes de puits qui ont fini de produire et qui sont soi-disant bouchés, 

- 3) loin des têtes de puits, fuites qui suivent des réseaux de fractures reliées aux fractures profondes crées ou élargies par les opérations, dans toute l'extension de la fracturation.

Quand on se limite aux seules valeurs fournies par les têtes de puits en production (1) on obtient 2,3% et c'est déjà plus que suffisant pour constater que le gaz de perd tous ses prétendus avantages. Dans une approche prudente, il faut ajouter l'impact des fuites (2) et (3) et réaliser que ces deux autres sources vont ajouter beaucoup de méthane. Les données fragmentaires nous indiquent que c'est une valeur entre 4% et 9% qu’il est raisonnable de prendre en rapport avec le volume actuel de production. Et à cela il faut encore ajouter le gaz qui continuera à fuir même quand tous les champs d'extraction de gaz seront fermés: une quantité qu'il est difficile d'exprimer en pourcentage par rapport à la production ; la production sera devenue nulle, mais les fuites post-production, elles, ne seront pas nulles.

Les fuites existent quand deux conditions sont présentes: une source de méthane et des conduits pour le mener en surface. Les champs de milliers de puits ayant produit du gaz par la fracturation dans les gisements non conventionnels auront extrait entre 8 et 15 % du gaz en place: le réservoir est là, constitué par le 92% à 85% du gaz encore en place en fin de production. Les conduits seront là par dizaines de milliers: tous les puits se dégradent dans le temps, aucun ne sera éternellement étanche.

* À titre d'exemple, le CIRAIG persiste à utiliser une approche incomplète dans ses analyses du cycle de vie (ACV) des puits et de la question des fuites de méthane. Dans un récent rapport (janvier 2019) adressé au promoteur Énergie Saguenay, il est écrit, page 19: " Dans le contexte du modèle ACV, il sera considéré de base qu’il n’y aura pas de fuites après fermeture du puits – les fuites proviendraient d’incidents des éléments généralement non considérés en ACV. Une analyse de sensibilité sera effectuée afin de prendre en considération certaines fuites après fermeture".  C'est presque mot-à-mot ce que prétend l'industrie mais c'est illogique, un peu comme si, dans une analyse ACV de la filière nucléaire, on limitait l’étude des radiations aux étapes suivantes : radiations pendant l’étape extraction de l’uranium,  pendant la fabrication des barres de combustibles, leur transport, pendant leur utilisation dans la centrale nucléaire et les radiations à l’étape finale du démantèlement de la centrale et celles de la reconversion du site. Ce rapport fictif indiquerait comme prémisse de la modélisation que : « Il sera considéré que les barres du combustible nucléaire usé n’émettent plus de radiation après l’étape de fermeture de la centrale ». Cette assertion serait non scientifique et contraire à ce qui est admis en physique nucléaire. L’assertion du GIRAIG quant aux fuites après fermeture des puits est non scientifique et contraire à ce qui est connu en génie géologique.

À toujours choisir de se calquer au cadre que l'industrie définit elle-même, à toujours restreindre les analyses aux "activités" de l'industrie, on introduit forcément un biais qui minimise l'évaluation des impacts et l'estimé des fuites notamment. Le commanditaire du rapport a payé pour cette analyse de cycle de vie relié (et limité) à ses activités et c'est ce que CIRAIG lui a fourni. Ce rapport CIRAIG s'inscrit donc dans des limites très étroites définies par la commande; il n'est pas valide pour autre chose que ça et n'est certainement pas valide au titre d'analyse du cycle de vie, comme certains le prétendent.

L'analyse de sensibilité du rapport CIRAIG utilise une valeur de 96m3/jour pour ajouter au bilan des fuites une valeur d'environ 1% de la production. C'est très sommaire comme analyse, cela ne tient pas compte de la dégradation des puits dans le temps, et surtout la durée de ces fuites est arbitrairement fixée à un horizon de 20 ans. C'est très mal connaitre la durée des processus géologiques en cause.

 

Le tronçonnage d’un mégaprojet entériné par le BAPE

Et c’est ainsi qu’on aborde la pertinence des mégaprojets au BAPE : on lance en premier une commission sur un tout petit bout de la chaine de production, celui où le promoteur avance l’idée géniale (en termes de marketing) d’utiliser l’hydroélectricité propre pour liquéfier ce gaz au Québec avant de l’exporter. Mercredi 4 mars 2020 à Saguenay, les commissaires du BAPE ont indiqué vouloir écouter tous les citoyens sur tous les sujets qu’il voudront présenter; mais ils ont précisé ensuite que leur mandat et leur rapport se limitera au bout le plus présentable du projet : l’usine GNL-Saguenay, là où on vise un écoblanchiment en liquéfiant le gaz à l’aide d’une énergie propre et renouvelable.

L’approche annoncée de ce BAPE devient en porte-à-faux face à l’analyse que font en ce moment même d’autres intervenants. C’est le cas des bailleurs de fonds7 notamment qui n’appliquent pas à l’interne le « saucissonnage ». La décision récente du groupe de Warren Buffet de se retirer du projet se base sans aucun doute sur une analyse plus globale. Avec sa petite tranche du saucisson, le BAPE a l’air bien peu crédible en ce moment dans le mandat étroit donné par le ministre. Il est encore temps de corriger le tir.

Imaginons hypothétiquement un nouveau projet d’exploitation de la forêt qui utiliserait la coupe à blanc, ou un nouveau projet d’exploitation de pêcherie retournant au raclage par chalutage des fonds océaniques. Saucissonnez le tout et lancez un BAPE qui se limitera à l’usine qui produira des 2x4 avec le bois, ou à la mise en conserve du poisson. Les commissaires annoncent que leur mandat se tiendra uniquement dans le village où se sera construit le scierie, ou encore uniquement sur le site de la conserverie de poisson. Ça ressemble beaucoup à ce qui s'est passé à Saguenay en mars 2020 et ce n’est pas du tout bon pour l’image à long terme du BAPE.

Il est urgent que le ministre réoriente la commission vers un examen complet de la pertinence de contribuer au Québec à l’expansion de la production canadienne de gaz non conventionnel. Une évaluation rigoureuse et complète démontrera que ce projet ne peut absolument pas être classé dans une énergie de transition. Par rapport au gaz naturel traditionnel, le gaz produit par fracturation hydraulique est en réalité un grand bond en arrière, comme le serait le retour aux coupes à blanc dans l'industrie forestière, ou au raclage des fonds océaniques par chalutage pour l'industrie de la pêche. Et ce n’est pas parce que la scierie pour le bois et l’usine de transformation du poisson fonctionneraient à l’hydroélectricité que ce serait acceptable.

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* Le Potentiel de Réchauffement Global (PRG) - en anglais GWP (Global Warming Potential) sur l'horizon de 20 ans est estimé à 84 - 87 par l'EP A8; la valeur la plus élevée 87 est celle

qui s'applique au méthane fossile (comme celui des gisements de gaz de schiste).

Notes

1 Durand, 2016. Facteurs de réchauffement climatique. (https://rochemere.blogspot.com/2016/03/facteurs-de-rechauffement-climatique.html)

2 Zhang et al., 2020. Quantifying methane emissions from the largest oil-producing basin in the United States from space. (https://advances.sciencemag.org/content/6/17/eaaz5120?ftag=YHF4eb9d17)

3 Schneising et al., 2014. Remote sensing of fugitive methane emissions from oil and gas production in North American tight geologic formations. (https://agupubs.onlinelibrary.wiley.com/doi/full/10.1002/2014EF000265)

4 Mufson, 2018. Methane leaks offset much of the climate change benefits of natural gas, study says. (https://wapo.st/2JGQOz4)

5 Milkov et al., 2020. Using global isotopic data to constrain the role of shale gas production in recent increases in atmospheric methane. (https://www.nature.com/articles/s41598-020-61035-w)

6 Roy et al., CIRAIG 2019. Analyse du cycle de vie du terminal de liquéfaction de gaz naturel du Saguenay. (https://bit.ly/3abJAgK)

7 Radio-Canada, mars 2020. Projet de GNL Québec : un investisseur majeur abandonne le navire. (https://ici.radio-canada.ca/nouvelle/1649506/investisseur-perdu-gnl-quebec-warren-buffett)

8 EPA 2020. Understanding Global Warming Potentials (https://www.epa.gov/ghgemissions/understanding-global-warming-potentials)

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Annexe 1 – texte de mon mémoire présenté à l’Agence d’évaluation d’impact du Canada en mars 2020 intitulé : « Les risques technologiques liés à la production du gaz par la fracturation du shale (gisements de roche mère) »

Note préliminaire: Je considère comme beaucoup d’autres scientifiques que l’évaluation de la pertinence d’un mégaprojet et de son impact environnemental doivent impérativement se faire par l’analyse du projet dans son ensemble. L’analyse que j’ai soumise dans un mémoire à l’agence d’évaluation d’impact du Canada est tout à fait pertinente pour cet autre élément du projet que constitue l’usine de liquéfaction à Saguenay. J’inclus donc dans ce mémoire cette analyse soumise pour le projet Gazoduc.

Dans ce texte ci-dessous, ce qui est dit en référant aux gisements de gaz de schiste est également applicable aux gisements non conventionnels de type "tight gas". Dans les deux cas, l'extraction du gaz n'est possible qu'en recourant à la technique de la fracturation hydraulique. L'analyse ci-dessous s'applique à l'ensemble des exploitations non conventionnelles. C'est la nécessité de recourir à cette technique de fracturation hydraulique qui permet de classer ces gisements dans la catégorie non conventionnelle.

Résumé

Le projet Gazoduc vise à permettre une expansion dans la production de gaz en facilitant l’ouverture à l’exportation de ce nouveau volume de production. Le gazoduc proposé comme d’ailleurs le projet GNL à l’extrémité du gazoduc, ne peuvent être évalués correctement en faisant abstraction de l’origine de ce gaz. L’expansion de la production de gaz dans l’ouest canadien se fera essentiellement par l’extraction qui emploie la fracturation hydraulique dans des gisements d’hydrocarbures de roche-mère. Le présent document vise à contribuer à une étude environnementale adéquate du projet Gazoduc en analysant cet aspect particulier du dossier. Il est impératif d'inclure cette partie de l'analyse dans l'étude d'impact.

Les risques technologiques existent à toutes les étapes du projet; notre document analyse ceux qui seront le plus souvent oubliés : les risques qui découlent du type bien particulier de production par fracturation hydraulique. On peut parler ici de risques « géologiques », car ils résultent de choix technologiques bien particuliers qui deviennent la norme dans l’exploitation des gisements non conventionnels; ils modifient de façon irréversible la couche géologique visée.

L’exploitation du gaz contenu dans la roche mère (shale, gisements non conventionnels) a fait l’objet de beaucoup d’études qui en examinent bien des aspects divers, mais qui ont toutes un oubli de taille : elles omettent d’examiner un « bug» fondamental de la technique et sans cette technique, l’exploitation serait impossible. Cette question peut être résumée en trois points :

1- L'industrie des hydrocarbures de roche-mère (gaz et pétrole de "schiste" dans le langage courant) n'existe par le seul fait d'une opportunité découlant de l'absence de règles adaptées à l'émergence d'une nouvelle technologie. Les règles existantes ont été conçues pour des gisements conventionnels; elles sont déjà jugées très laxistes quant à la gratuité d'accès à l'eau et à l'atmosphère pour les rejets polluants. Les couts réels de ces impacts n'ont pas été comptabilisés dans les plans d'affaires. Ce qui s'ajoute dans le cas des gisements non conventionnels est la notion d'écrémage: on ne prélève que la portion rentable, soit 10 à 20% dans le cas du gaz de schiste, 1 à 2 % dans le cas du pétrole disséminé dans les shales. Les nouvelles (et encore inconnues) conséquences environnementales de cet écrémage ne sont pas comptabilisées d'aucune façon par les autorités, qui se réfèrent historiquement pour l’essentiel au bilan comptable calqué sur celui présenté par les promoteurs.

2- La fracturation met en branle un processus dont la durée est d'ordre géologique : le débit aux puits de gaz est très élevé la première année ; mais il diminue très rapidement par la suite. La coupure qui marque la fin de la rentabilité dans ces courbes de production se situe à un niveau qui laisse encore en place dans le shale modifié par ces nouvelles fractures, plus de 80% du gaz (et plus de 98% dans le cas du pétrole, que nous ne traiterons pas dans ce texte). Les puits sont bouchés et l'industrie lègue le tout à l'État en fin d'opération après avoir satisfait à quelques règles liées à la fermeture définitive des puits. Le processus géologique de la migration du méthane quant à lui se poursuit pendant un temps incommensurablement plus long que la durée de vie technologique de ces puits bouchés.

3- Les États ont des règles à peu près similaires pour gérer cette transition, des règles laxistes établies à une autre époque: le plan d'affaire des exploitants s'arrête là où arrive la fin du permis d'exploitation. Cette "rentabilité" pour les exploitants amène bien sûr des redevances aux gouvernements; tous semblent donc y trouver leur compte. Les lignes directrices des études d’impact suivent fidèlement le modèle en vigueur. Les questionnements soulevés quant à la durée de vie des puits n'en font pas partie. Les puits sont bouchés puis abandonnés – remis à l’État en fin de vie utile; qu'arrivera-t-il ensuite?

En tant qu'ingénieur, je ne pose que cette seule question très terre-à-terre où deux éléments créent un bug insoluble: d'un côté un shale totalement modifié par la fracturation nouvelle, écrémé de la petite portion des hydrocarbures qui se seront écoulés en quelques années, mais où beaucoup de méthane va néanmoins continuer à migrer vers ces fractures. C’est ce même processus qui a mis 100 000 ans ou 10 millions d'années dans la nature à créer les gisements conventionnels. De l’autre côté des puits bouchés en fin de vie commerciale; des puits construits et optimisés pour une fonction première : sortir du gaz pendant une certaine période rentable, puis ensuite transformés sommairement pour la fonction radicalement inverse : empêcher le gaz qui reste dans le massif de shale fracturé de sortir de ces conduits forés au travers de couches antérieurement imperméables.

La première fonction dure quelques années. La seconde fonction devra durer aussi longtemps que le processus géologique enclenché : des durées géologiques où tous les matériaux et les ouvrages auront le temps de se détériorer en totalité. L’industrie n’a jamais voulu considérer cette question : légalement les exploitants ne sont plus concerné après avoir satisfait aux règles en vigueur, celles reliées à la fermeture des puits. Les autorités compétentes n’ont pas compris jusqu’à maintenant la nécessité de remettre en cause le « pattern classique ». Personne ne s’est demandé si on pouvait le transposer face au contexte distinct des gisements de roche mère, sans le remettre en question.

Table des matières

I- L’analyse de la rentabilité d’un projet impliquant le gaz de schiste .................................. p. 1 

II- Les risques technologiques de l’exploitation des hydrocarbures de roche mère .............. p. 2 

III- L’impact géomécanique et hydrogéologique de la fracturation .....................................  p. 4

IV- Comment utiliser les données des puits conventionnels pour le cas présent ? ............... p. 6 

V- Pourquoi la durée de vie technologique importe : le re-pressurisation des puits............ p. 10

Conclusion............................................................................................................................ p. 14 

Références ............................................................................................................................ p. 15

I - L’analyse de la rentabilité d’un projet impliquant le gaz de schiste

Tout projet impliquant l’expansion de la production et l’exportation de gaz (par fracturation hydraulique dans la plus grande part) doit prendre en compte ce qui surviendra en toute logique, dans les décennies qui suivront le retour des puits dans le domaine public (étape post fermeture).

La gestion des fuites, les travaux correctifs à faire dans la longue période où ces puits vont commencer à se détériorer mérite d’être examinée avec grand soin. La figure 1 ci dessous présente en diagramme une analyse de la rentabilité. Dans la portion en jaune, il y a l’analyse telle que l’industrie la propose; elle se limite aux seules deux étapes: Exploration et Exploitation:

Fig. 1 La question de la rentabilité – non rentabilité pour la société dans son ensemble.

La rentabilité pour la société dans son ensemble ne peut être analysée sans tenir compte des couts durant l’étape Abandon, laquelle survient après la fermeture (indiqué F sur la figure 1). Pour prévoir ces couts il faut une donnée, qu’il est possible d’estimer sommairement à cette étape-ci afin de l’intégrer dans l’analyse : la durée de vie technologique des puits.

Les documents descriptifs du projet Gazoduq mis en ligne sur le site de l’Agence d’évaluation d’impact du Canada semblent restreindre l’analyse de pertinence aux seules étapes que le promoteur lui-même a choisi de situer dans la présentation de son projet. Le promoteur Gazoduq liste les étapes ce qu’il réalisera successivement. Se limiter aux étapes associées aux activités de l’industrie, c’est cependant se calquer sur une vision très étroite de la réalité : celle par laquelle l’industrie se définit elle-même. Si on peut reconnaitre volontiers que toute industrie, gazoducs et production de gaz de schiste inclus, comporte des risques associés à ses activités, pour les travailleurs sur place notamment, ce n’est pas là que se situent exclusivement les plus grands risques dans le cas de l’industrie des gaz de schiste.

Comment pourrait-on dire, en ce qui concerne les viaducs par exemple, que les risques se situeraient uniquement pendant l’activité de l’industrie, i.e. lors de la construction des viaducs? Une fois en place, tout ouvrage construit par l’homme a une durée de vie technologique. Sans inspection, sans entretien, les puits abandonnés une fois leur fermeture complétée seront soumis encore plus rapidement qu’un viaduc à une dégradation progressive. Les quatre-cinquième du méthane que contenait le shale avant sa fracturation vont remettre en pression les puits quelques années seulement après leur fermeture.

La version provisoire des lignes directrices relatives à l’étude d’impact m’apparait très incomplète, car elle ne semble pas prendre sérieusement en considération tout ce qu’il y a en amont du gazoduc et l’impact de l’expansion de la production de gaz par fracturation hydraulique qui est la raison même derrière ce gazoduc. C’est la raison pour laquelle je traiterai ci-dessous assez peu du gazoduc lui-même, car cet aspect sera amplement couvert par d’autres mémoires. Par contre je vais faire porter mon analyse sur la production du gaz, plus spécifiquement sur cette nouvelle expansion de la production de gaz par des puits implantés dans des gisements non conventionnels.

II - Les risques technologiques de l’exploitation des hydrocarbures de roche mère

Les risques technologiques de cette industrie ne se limitent pas aux seuls évènements qui pourraient survenir en relation avec les opérations des exploitants. Ces risques là, l’industrie les gère avec ses règles internes, qui sont là pour optimiser le bon compromis entre la sécurité des travailleurs, l’environnement immédiat et les couts d’opération.

Les risques technologiques devraient plutôt se définir comme tous les risques qui peuvent survenir suite à une défaillance des ouvrages construits, pendant leur construction, pendant leur opération ainsi qu’après la fin des opérations commerciales de ces installations. Le tableau 1 énumère sommairement l’ensemble des risques. Les plus importants dans le cas de l’exploitation du gaz de schiste sont ceux de la dernière case (3) abandon post fermeture.

Je prendrai ici le très simple exemple des réservoirs souterrains des stations services : il y a eu certes des risques (gérables) liés à la construction et à l’opération de ces stations services, mais on sait bien mieux maintenant évaluer que le risque le plus couteux est celui des réservoirs souterrains abandonnés et parfois oubliés. Même invisibles depuis la surface, ces vieux réservoirs corrodés, ceux qui ont été abandonnés sans avoir été correctement vidangés, ou ceux qui ont eu des corrosions et des fuites pendant les années de leur opération, créent des problèmes extrêmement couteux à gérer. Les prêteurs hypothécaires bien au fait des couts de traitement incluent maintenant dans leur pratique courante des vérifications de l’état de la contamination des sols avant d’autoriser des transactions sur ces terrains suspects. Ce n’est qu’une question de temps avant qu’il en soit de même avec les terres où se sont implantés des puits de gaz de schiste.

Contrairement à d’autres ouvrages créés par l’homme, un puits foré ne peut pas être démantelé. Le puits et le grand volume de roc modifié par la fracturation, ne peuvent pas être « démantelés ».

C’est impossible d’enlever la présence du puits et de remettre le massif rocheux à l’état antérieur. La restauration d’un site ne se fait qu’en surface de façon cosmétique; on coupe le premier mètre du tubage, mais ce n’est là qu’une infime portion du puits.

III - L’impact géomécanique et hydrogéologique de la fracturation

La très grande majorité des études s’attachent à la fracturation hydraulique. Ce qui sera décrit dans le présent texte s’applique autant à la fracturation hydraulique qu’à toute autre technique de fracturation. L’industrie a développé et développera sans doute des techniques alternatives, mais un fait demeurera toujours incontournable : la roche mère (shale) a une perméabilité naturelle extrêmement faible et cette perméabilité doit absolument être augmentée de plusieurs ordres des grandeur (5 à 6 ordres de grandeur: i.e. la perméabilité après fracturation est augmentée dans le massif d’un facteur entre 100 000 et 1 000 000) pour permettre d’en extraire des hydrocarbures.

La fracturation ne crée des nouveaux vides communicants que très imparfaitement dans le shale; certains volumes ont une perméabilité extrême là même où les fractures existent. Elles sont maintenues ouvertes par les grains de sable (« proppant » fig. 2). Ailleurs dans la masse, la perméabilité d’origine maintient toujours les molécules d’hydrocarbures emprisonnées dans la fine matrice de la roche.

Fig. 2 Mécanisme de migration du gaz dans le shale au voisinage de nouvelles fractures ; vue métrique du shale à la fin de l’exploitation commerciale. N.B. Une version animée de ce diagramme avec commentairesest à ce lien : http://youtu.be/FeJvh7T3-pY et à la minute 6:19 de celui-ci : http://youtu.be/rgupsa48DbM

Dans la masse du roc, mais tout près des nouvelles fractures, le gaz présent migre dès les premiers instants vers les zones ainsi ouvertes artificiellement. Cette « dégazéification » du shale se fait de proche en proche, mais le processus de libération du méthane met des jours, mois, années, siècles ou millénaires en fonction de la distance (mm, cm, dm ou m) qui sépare la molécule de méthane de la fracture la plus rapprochée (illustré fig. 2). La relation de diminution du débit dans ce type de modélisation donne une décroissance de type hyperbolique; le débit zéro surviendra ... à un temps infini.

Il y a actuellement un nombre limité de courbes de déclin avec suffisamment de durée pour conclure à quel type mathématique de déclin on a affaire (illustré fig. 3b). Ces courbes ne montrent pas d’indication que les fractures se referment, car cela mènerait à moyen terme à un débit mesuré sous les valeurs des courbes théoriques. C’est plutôt l’inverse que montrent les données réelles (fig. 4); on obtient dans la réalité des débits qui sont au-dessus de la simple décroissance hyperbolique (droite bleu foncé de la fig. 3b). En bref, cela signifie que bien que commercialement devenus inintéressants, ces débits faibles sont persistants dans le temps, malgré le vieillissement de la fracturation.

 

Fig. 3 Courbes de déclin du débit des puits de gaz de schiste Haynesville, (réf. Aeberman, 2010)

 

Fig. 4 Courbes de déclin de production dans le shale Marcellus (réf. Johnson, 2011)

La baisse rapide de la production des puits est encore assez mal prise en compte dans la frénésie qui fait partie du développement actuel de l’industrie. Les excellents résultats en valeur de débits des nouveaux puits ont favorisé le financement aux USA d’un développement accéléré de la production. Le déclin des puits où la fracturation fournit le gaz (comme le pétrole) se situe entre les 2/3 et 4/5 la première année. C’est très diffèrent des gisements conventionnels où après 10 ans et plus, les puits débitent encore à 80% de leur production initiale. Les hauts débits de la première année ont leurrés bien des investisseurs. Ils pourront être déçus des résultats subséquents.

IV - Comment utiliser les données des puits conventionnels pour le cas présent ?

Il n’y a pas encore vraiment des données sur l’évolution après fermeture et abandon des puits de gaz de schiste, mais il y en a pour des puits forés dans des gisements classiques. Forer sans la fracturation dans des gisements naturellement perméables permet d’extraire un fort pourcentage du gaz présent. Vider le gisement est possible et l’exploiter ne modifie pas fondamentalement le milieu naturel. La figure 5 a et b, compare trois puits : un puits ordinaire (1) qui ne trouve pas de gaz commercialement exploitable et qu’on qualifie de puits « sec » ne pose donc pas trop de risques une fois bouché. Non exploité ne veut pas dire aucune émission de gaz, car le méthane peut exister dans bien des formations géologiques en petites quantités. Mais le volume de massif rocheux affecté (i.e. micro fissuré par les opérations de forage), le volume modifié reste limité, tout comme le risque de générer des fuites après l’abandon du puits.

C’est un peu la même chose dans un puits qui atteint et qui vide un gisement conventionnel de gaz (cas 2, fig. 5): entre avant et après, le milieu est relativement peu changé, du moins le volume affecté reste de l’ordre de 1000 m3 de roc.

Par contre dans le cas (3), avant le shale était quasi-imperméable, alors qu’après il y a 50 Mm3 à 150Mm3 de roc transformé. Dans ce volume l’exploitation terminée laissera plus de 80% du gaz évoluer dans ce shale nouvellement fracturé. Beaucoup de gaz restant, un très grand volume modifié et un processus de migration d’hydrocarbures amorcé par la fracturation artificielle; c’est là que se situe le potentiel de génération de fuites. Il est considérable dans le cas (3) des puits implantés pour exploiter des hydrocarbures de roche mère. Ce n’est pas du tout comparable comme potentiel à celui des puits d’un gisement classique (2). Malgré tout comme les seules données pour le comportement des puits bouchés se rapportent à ceux des gisements classiques, nous devons nous en contenter pour l’instant et tenir compte de ce qui y a été observé dans des cas de puits de type (2).

 

Fig. 5 Comparaison de l’ampleur du potentiel de génération de fuites de méthane entre trois contextes distincts: a) deux cas de puits sans fracturation b) cas de puits avec fracturation pour gaz de schiste.

Les causes des fuites initiales ont été étudiées et analysées pour et par l’industrie, car cela affecte le rendement de leurs installations; plus rarement s’est-on attaché à regarder le vieillissement de ces structures, une fois qu’on s’en est départies. La figure 6 est tirée d’une étude Schlumberger sur 15000 puits dans des gisements conventionnels (Brufatto, 2003). On constate que la dégradation des structures est rapide : 5% des puits d’âge zéro ont des fuites, cela grimpe à 50% des puits qui ont 15 ans d’âge. On obtiendrait des distributions statistiques semblables si on analysait des viaducs par exemple; le vieillissement des structures d’acier et de béton (ou coulis de ciment – cas des puits) est incontournable. La durée de vie technologique moyenne, celle où on a 50% de probabilité de trouver un état de dégradation rendue au point où l’ouvrage ne peut plus soutenir les charges prévues, représente toujours quelques décennies, rarement plus.

Fig. 6 Étude Schlumberger montrant l’effet du vieillissement sur le potentiel de fuites incontrôlées.

La question à se poser est toute simple : pourquoi penser que les puits seraient-ils éternels? Ne doit-on pas s’attendre à ce que 100% des puits finissent un jour par être dégradés? Si ces puits sont dans les cas 1 et 2 de la figure 5 on s’en inquiètera plus ou moins. Mais si ces puits sont dans le cas 3, si on a affaire à des puits bouchés devant contenir pour des siècles le méthane encore présent et mobile dans des gisements de roche mère, ne devrait-on pas se poser la question de leur durée de vie technologique? Le méthane mentionné ici, n’est pas le seul fluide mobilisable; il y a bien d’autres hydrocarbures, des saumures, etc. L’exploitation par fracturation des gisements d’hydrocarbures de roche mère, pose un risque nouveau d’importance cruciale et de durée illimitée.

V- Pourquoi la durée de vie technologique importe : le re-pressurisation des puits

La forte proportion de gaz qui n’aura pas encore complété sa migration vers les fractures artificielles dans le shale va constituer la cause de la remise en pression des puits dans le temps qui suivra leur fermeture. La courbe de production se poursuivrait après la production commerciale en suivant une décroissance indiquée par la ligne en traits tiretés H de la figure 7. Mais comme on fermera le puits en fin de production commerciale, le débit indiqué par la courbe H sera confiné par la présence de l’obturation et du scellement du puits. C’est le couvercle mis sur la marmite. Au moment de la fermeture, le débit et la pression sont au plus bas, car on extrayait tout le gaz possible juste avant. Quand on scelle la marmite la pression est minimale, mais elle remontera inexorablement.

Ce ne sont pas les règlements relatifs à la fermeture des puits qui changent cette situation : ils stipulent à peu près tous ceci : « le puits doit être laissé dans un état qui empêche l'écoulement des liquides ou des gaz hors du puits ». Une règle peu applicable et peu appliquée, car la délivrance du permis de fermeture se fait au moment de la fermeture justement. L’inspection complète (si elle est vraiment complète?) ne s’attache qu’au moment actuel de l’inspection, pas à ce que la structure connaitra comme évolution cinq ans, quinze ans plus tard.

Fig. 7 Remise en pression du gaz dans les puits bouchés et abandonnés

Comme personne n’a étudié vraiment cette question, on a pas de données expérimentales pour chiffrer avec plus de détails la montée de la pression dans les puits scellés. Ce sont les milieux associés à l’industrie qui orientent les recherche; il n’y a aucun incitatif à analyser ce dont les exploitants sont plus légalement responsables. Mais ce n’est pas parce qu’il n’y a pas de réponses qu’il ne faut pas poser les questions.

Il faut ajouter que les fractures et les failles peuvent être aussi des chemins pour des fuites. Elles peuvent se situer dans l’emprise de la portion horizontale des puits, mais loin de la tête du puits en surface. Le rapport du Conseil des académies canadiennes (CAC, 2014) le rappelle à juste titre et recommande que l’inspection des fuites éventuelles ne soit pas limitée aux plateformes des puits, mais couvre toute la zone potentiellement affectée. Ce rapport précise en outre que le suivi d’inspection « will be needed over the anticipated decades-long development periods and over sufficient time scales following well closure ». Cette conclusion est tout à fait en accord avec celle que j’ai formulée dans mon mémoire à la CEÉQ (Durand 2013). Il n’y a rien de cela par contre dans le cadre limité du projet-type qui a servi de canevas à toute la démarche de recherche et d’analyse économique de l’Évaluation Environnementale Stratégique sur le gaz de schiste.

Les composantes du puits, c’est-à-dire les tubages d’acier, le coulis de scellement vont se dégrader dans le temps et perdre progressivement de leurs capacités techniques comme illustré par la ligne rouge de la figure 8. En même temps, la remise en pression du gaz dans les puits va augmenter en fonction du temps (courbe verte, fig.8). Tout ingénieur, même un débutant qui aurait le minimum d’expertise en comportement des ouvrages et en résistance des matériaux, peut prévoir qu’il y aura là fatalement un point de rupture. Il se traduira par la disparition, soit progressive, soit brusque de la capacité des obturations d’empêcher les fluides de fuir par les puits dégradés.

 

Fig. 8 L’effet du vieillissement sur la capacité technique simultané avec la repressurisation des puits.

Bien sûr il y a des techniques pour réparer les fuites. Les travaux correctifs requis, par exemple la réouverture de puits pour refaire un colmatage pose le problème de la durée de vie technologique de ces réparations elles-mêmes. En effet, si le bouchon initial de béton des puits se retrouve inopérant après 20 ans d’abandon par exemple, l’installation d’un nouveau bouchon est possible, mais ce nouveau coulis se dégradera à son tour sur une durée de temps du même ordre. « This raises the possibility of needing to monitor wells in perpetuity because, even after leaky older wells are repaired, deterioration of the cement repair itself may occur » (CAC 2014, p.193). Ainsi de suite de 20 ans en 20 ans il y aura à refaire des travaux; c’est ce qui est schématisé par les réparations de réparations () sur la figure 1. Viendra assez rapidement, après quelques cycles, un état de détérioration où toute réparation de réparation-de-réparation-etc. sera devenue impossible.

Ce sera à chaque occasion une opération complexe et a priori très couteuse. L’intervention sur un puits bouché et abandonné depuis des années constitue une opération très délicate, car l’état des tubages, coulis et bouchons de béton à demi détériorés, compliqué par la présence significative de gaz inflammable, rendra complexe toutes les opérations de réouverture de puits. Dans le cas de la fuite de pétrole et gaz au puits Deep Water Horizon en avril 2010, la multinationale BP a tâtonné et tenté trois solutions inefficaces avant de se résoudre à colmater la fuite en forant à très grand frais deux forages obliques pour aller boucher par injection la zone profonde à l’origine de la fuite. On a dû faire également deux forages obliques pour finalement colmater en 2003 un puits qui fuyait depuis 1916 du gaz et de la saumure (Histoire d'un puits abandonné). Et en fin d’opération, on se retrouve avec trois puits à surveiller, au lieu d’un seul, pour les prochains cycles de vieillissement des structures!

Les travaux de colmatage de fuite dans ce type de cas ont impliqué jusqu’à maintenant des montants bien supérieurs au coût de construction initial du puits. La ligne rouge sur la figure 1 qui porte des symboles —?—?— donne une idée de l’évolution des couts de gestion de l’ensemble des puits d’un gisement d’hydrocarbures de roche-mère après l’abandon. Ces couts doivent être pris en compte car à l’abandon, il reste encore quatre fois plus de gaz dans la roche-mère que tout le volume commercialement exploité. L’ÉES n’a pas abordé cette analyse car elle ne se situe pas dans les étapes définies dans le projet-type, laquelle ne liste que celles où l’industrie est présente.

Il est assez inquiétant de penser que l’analyse de la pertinence du projet Gazoduq ne prendra en compte que très peu de ce qui se situe en amont du gazoduc et surtout s’en tiendra aux étapes qui intéressent l’industrie et pas celle qui surviendra après et qui sera aux frais de la collectivité; celle où les exploitants ne sont plus là, celle où les puits et les massifs rocheux fracturés qui auront été créés pour alimenter ce gazoduc sont toujours présents. Celle où on aura des frais de gestion de ces risques, durant une période de temps que le rapport CAC 2014 nomme « in perpetuity ».

La perpétuité c’est bien long; j’ai toujours indiqué dans mes analyses que la migration du méthane hors de la masse du shale (montré sur la figure 2) se déroule sur des siècles et millénaires, mais en fait la migration du gaz d’une roche mère vers un gisement conventionnel s’est produit dans la nature sur une échelle de temps qui se mesure en millions et en dizaines de millions d’années. C’est le même gaz dans le même shale qui doit ici se rendre à la fracture la plus proche; la diminution du débit est hyperbolique (fig. 7). Les fuites de méthane thermogénique par des fractures naturelles, donc très anciennes, sont rares, mais il y en a. Les débits de fuite dans ces occurrences géologiques naturelles sont toujours très faibles, car ils se situent sur une partie de l’hyperbole (fig. 7) loin dans le temps après la création de cette fracture ancienne.

La dégradation à moyen et long termes des puits entraine toute une série de questionnements sans réponses mais qu’il faut néanmoins formuler. Il est certain que le sujet est très récent et qu’il y aura certainement des nouvelles études qui en traiteront. Je tiens à citer le très récent document du Conseil des académies canadiennes (CAC, 2014) qui a tenu, de façon sommaire certes, à mentionner l’importance du comportement des puits à long terme parmi les grandes inconnues qui l’incite à recommander la plus grande prudence.

Conclusion

Le débat scientifique autour de la question du gaz de schiste est le parent pauvre parmi tous les autres aspects de ce dossier. On a étudié entre autres l’impact sur les communautés, le partage de la rente, l’impact visuel, la redevance sur l’utilisation de l’eau, etc. Ce qui se passe dans le shale, quand la fracturation amorce le processus de migration des hydrocarbures, ce qui se passe en termes d’effets mécaniques et chimiques (corrosion) sur les parties des puits, bouchons de scellement surtout, en fin de vie commerciale, n’a pratiquement pas été étudié. La rentabilité réelle sur une durée qui dépasse celle de l’activité même de l’industrie sur le terrain, n’a pas non plus été étudiée.

L’implantation de milliers de puits pour rejoindre et fracturer l’ensemble du volume d’un gisement d’hydrocarbure de roche mère, c’est implanter des milliers d’ouvrages qu’il est impossible de démanteler (sauf la tête de puits). La fracturation du shale est une modification irréversible, permanente du substratum. La durée de vie technologique des puits bouchés en fin de production laisse en plan leur gestion par la collectivité, leur réparation, puis réparation de réparation, « in perpetuity » selon les termes de l’étude CAC 2014.

L’analyse comparative des données disponibles celles des gisements conventionnels versus celles des gisements de roche mère mène à une évidence : les risques technologiques dans les nouvelles formes d’exploitation du gaz vont être beaucoup plus intenses et beaucoup plus étendus dans le temps comme dans l’espace. L’étude la moindrement sommaire des couts et des impacts des fuites prévisibles, pendant et longtemps après l’exploitation des hydrocarbures de roche mère, pourrait démontrer à coup sûr la non rentabilité ainsi que l’absurdité de cette forme d’expansion de l’industrie des hydrocarbures produits par fracturation hydraulique.

Le sujet est très nouveau, les données scientifiques et les publications sur les puits abandonnées sont rares même pour les puits conventionnels et sont encore à venir pour les batteries de puits dans les shale fracturés. Ma conclusion personnelle à toute cette recherche est qu’il y a de grandes zones d’ombre dans l’analyse des risques technologiques, mais que jusqu’à maintenant on s’est limité à examiner seulement les secteurs éclairés, ceux où l’industrie pointe la lampe ...

Références

Aeberman, 2010. Shale Gas-Abundance or Mirage? Why The Marcellus Shale Will Disappoint Expectations The Oil Drum http://www.theoildrum.com/node/7075

Brufatto et al 2003. From Mud to Cement—Building GasWells, Oilfield Review Sept 2003, pp 62-76. (https://bit.ly/3jRJoIm)

Canada 2014. Règlement sur le forage et l’exploitation des puits de pétrole et de gaz au Canada

http://lois-laws.justice.gc.ca/fra/reglements/C.R.C.,_ch._1517/TexteComplet.html

Conseil des académies canadiennes (CAC) 2014. Incidences environnementales liées à l’extraction du gaz de schiste au Canada, 266p. https://rapports-cac.ca/wp- content/uploads/2018/10/shalegas_fullreportfr.pdf

Durand, 2012. Les dangers potentiels de l’Exploitation des Gaz et Huiles de schiste - Analyse des aspects géologiques et géotechniques. Rapport final du Colloque du Conseil régional Île-de- France, 7 février 2012, Paris, pp.173-185.

Durand, 2013. Les hypothétiques gisements d’hydrocarbures non conventionnels au Québec, mémoire déposé à la Commission sur les enjeux énergétiques http://www.mern.gouv.qc.ca/energie/politique/memoires/20130822-Marc_Durand_Mtl.pdf

Johnson D W. 2011. Marcellus Shale Gas, présentation Enerplus Corp. http://www.enerplus.com/files/pdf/presentations/MarcellusShaleGasFINAL.pdf

DOI: 10.13140/RG.2.2.33172.12160