Un puits qui fuit du méthane avec un débit de 50000kg par heure.

Divers médias rapportent les détails de la gigantesque fuite dans le puits SS-25 dans les monts Santa Susana qui jouxtent la zone habitée nommée Porter Ranch (fig. 1) d’environ 35000 citadins; c'est une banlieue cotée au nord-ouest de Los Angeles.  Il y a eu en mai 2015 dans la même région une fuite grosse de pétrole qui elle originait d'un pipeline. Pour les pipelines, le temps de réaction est parfois bien long, plusieurs heures avant qu'on ferme la valve et 400 000 litres se sont déversés dans l'environnement. Pour une fuite de gaz ou de pétrole qui origine d'un puits qui cède, les travaux de colmatage peuvent souvent cafouiller pendant des mois, car ce n'est pas en surface mais bien souvent à plus de 1000 m de profondeur qu'il faut trouver un moyen d'obturer de conduit.

Figure 1.  Localisation du champ de puits de stockage de gaz Aliso Canyon, juste au nord de la localité de Porter Ranch.

Détection de la fuite : 23 octobre 2015

Début de la fuite: probablement la veille le 22 octobre

Dernière inspection du puits avant la fuite (un an avant) : 21 octobre 2014

Débit de la fuite au maximum (le 28 novembre 2015): 60000 kg/heure de gaz

Débit moyen: 50000 kg/heure de gaz =>1200 tonnes par jour (1,8 Mm³/j)

Dans le visible, la fuite est peu apparente, mais en imagerie infra-rouge elle est tès nette. Le panache de la fuite est si important qu'il a été détecté depuis l'espace par la NASA. C'est le seul cas d'un puits individuel mesurable à partit de télédétection spatiale.
Déclaration de l'état d'urgence: 7 janvier 2016; plus de 4500 maisons évacuées.

Poursuite déposée le 2 décembre 2015 par certains des 25000 résidents de Porter Ranch.

La cie SoCal tient à jour un compte-rendu des travaux en cours. Il est probable que cette fuite ne soit pas colmatée avant plusieurs semaines encore. On ne commencera le forage du 2e puits d'intervention que le 8 février, cent huit jours après le début de la fuite.

Contexte géologique et géographique de la région des monts Santa Susana: on a là un gisement de pétrole exploité entre 1930 et 1971. Une fois vidé de son pétrole exploitable, cette structure géologique de grès poreux et perméable a été convertie en réservoir de stockage de gaz par la cie Southern California Gas Co (SoCalGas). Le gaz injecté est acheté de diverses sources, certaines d’aussi loin que du Canada. L’injection de stockage se fait par 115 puits distribués sur tout le territoire de l’ancien gisement, environ 13 km². Le gaz stocké sert ensuite à alimenter les 21,4 millions de clients dans la grande région de Los Angeles dont 14 centrales électriques au gaz. La capacité de stockage à cette installation connue sous le nom "Aliso Canyon underground storage" est de 85Bcf (= 2,44 milliards de m³ de gaz). C'est le plus grand stockage de gaz dans l'ouest des États-Unis.

Figure 2. La fuite au puits SS-25 au milieu du site de stockage Aliso Canyon; la ville de Porter Ranch juste au bas de la colline

Le puits Standard Sesnon-25: Il a été complété et mis en opération pour l'extraction de pétrole en février 1954; c'est un puits vieux de 61 ans. Après l'épuisement du gisement on l'a converti en 1973 assez sommairement pour le stockage de gaz. Seule amélioration en 1976, une valve anti-éruption a été installée au fond du puits; il appert que cette valve n'a pas été inspectée depuis 40 ans et manifestement elle n'a pas fonctionné comme elle l'aurait dû. Les inspections annuelles ne concernent que d'éventuelles évidences de fuites par une mesure de la température. La dernière datant du 21 octobre 2014 n'a rien décelé d'inhabituel. Ce mot « inhabituel » est important car le phénomène des fuites dans ce type d'installations est très courant. La fuite trouvée le 23 octobre 2015 n'a été prise au sérieux que très tardivement: en fait c'est le 7 janvier 2016 que le gouverneur de l'État de la Californie a considéré que le rapport complet qu'on venait de lui livrer requérait rien de moins que l'état d'urgence. Parmi les 115 vieux puits sur ce site de stockage, il y a 48 qui sont plus vieux encore que le SS-25. Ce phénomène dû à la corrosion sur le SS-25 risque fort de se reproduire sur bien d'autres puits arrivés à un état de dégradation avancé.

Figure 3.  Vue en coupe du puits SS-25 montrant la fuite de façon schématique.

La fuite: La fuite actuelle se fait au puits SS-25 (prof. : 2666 m). La fuite origine du tubage de production (diam. : 7 po) fissuré et/ou corrodé. Il y a en plus un tubage de surface de diamètre 11 ¾ po qui va de la surface jusqu’à la profondeur 302 m. Le gaz sort vers l’espace entre les deux tubes d’acier et il s’échappe par le bas du tube de 11 3/4 po pour remonter ensuite jusqu’en surface entre le roc et la surface externe du tubage (fig. 3 ci-dessus).  Ce fort jet de gaz a formé deux énormes trous de 8 m de profondeur entre le roc et le tubage externe. Sept tentatives de colmatage de la fuite en surface ont échoué; ces tentatives en surface ont même contribué à aggraver le problème car on estime maintenant que le risque d'explosion a fortement augmenté. Les coûts directs de cette fuite sont estimés pour l’instant à 50M$/mois en travaux, plus 7500$/mois pour chacune des 4500 familles évacuées ; cela ne tient pas compte des poursuites en dommage, etc. 

En termes de gaz à effet de serre le CH₄ fossile a un pouvoir 87 fois celui du CO₂ sur un horizon de 20 ans et 36 fois sur un horizon de 100 ans (valeurs révisées, GIEC 2013 ci-contre). La fuite d'un seul puits à Aliso Canyon a actuellement un effet comparable à 4,5 millions de voitures.

Pression du gaz: La pression de stockage était couramment 2600 psi (18027 kpa ou encore 180 atm). Selon un document d’une poursuite,  cette pression a été augmentée de façon significative entre mars (2130 psi) et octobre 2015 (2700 psi). En augmentant la pression, on peut stocker plus de gaz sur le même site. Cette fois-ci, on a dépassé la capacité des vieux tubages à résister à cette trop forte pression; le tubage s'est rompu quand la pression a atteint le maximum le 22 octobre 2015.

Les tentatives précédentes de contenir la fuite par l'injection de boues denses, un mélange de bentonite, de chlorure de potassium et d'eau, ont toutes échouées en raison de cette pression dans le réservoir. SoCalGas tente maintenant d'abaisser la pression à la moitié de la valeur en le réalimentant plus le gisement, en livrant un maximum de gaz à ses clients, en injectant une partie du gaz dans d'autres réservoirs. C'est un processus qui demande du temps et on pense peut-être arriver à avoir réduit la pression suffisamment vers mars 2016. Même avec le grand débit de la fuite (1,8 Mm³/jour) du puits SS-25, en supposant qu'il demeurerait fixe, il faudrait plus de trois ans et demi pour vider le volume actuel de gaz; la fuite a le potentiel de durer des années si la tentative actuelle de la colmater d'ici mars échoue.

Figure 4.  Les travaux de contrôle de la fuite, Porter Ranch juste au bas de la colline et Los Angeles dans le lointain.

Forages d'intervention:  Un premier forage d'intervention a été démarré le 4 décembre dernier, après les échecs des tentatives d'obturation du puits SS-25. Il a atteint en fin de décembre la profondeur de 1280 m. Il est foré oblique et vise à atteindre le SS-25 un peu au-dessus du sommet du réservoir, à environ 2500 m de profondeur. Un deuxième forage d'interception débutera seulement 8 février 2016 pour avoir une chance additionnelle en cas d'échec avec le premier. On pense pouvoir compléter ces forages et injecter un bouchon d'obturation à cette profondeur de 2500 m fin février ou mars prochain. La réalisation de forages dirigés est complexe et longue. Il faut atteindre à 2500m un point précis qui intersecte le puits à colmater. Pour diriger avec précision un forage la technique requiert le même principe d'opération utilisé depuis cinquante ans: on assemble un train de tige pour forer une première longueur de trou dirigé. On remonte le tout qu'on désassemble section par section. Dans le trou foré on descend ensuite de l'instrumentation pour mesurer l'orientation réelle obtenue. On reprend le forage pour une autre longueur, etc. Quand on a pas à se préoccuper de l'orientation exacte d'un puits, comme dans le cas d'un puits d'exploitation, on peut compléter le forage d'un puits en quelques jours. Pour un forage dirigé, cela peut prendre des mois.

Et si cela se produisait au Québec?  Si on se fie à ce que le gouvernement annonce comme contenu de la future loi sur les hydrocarbures (Lignes directrices provisoires MDDELCC), il y aurait pour les entreprises une petite obligation de déclarer les rejets dans l'atmosphère, quand ils dépassent 10 000 tonnes (oui vous avez bien lu, c'est dix mille tonnes!) "le requérant qui émet dans l’atmosphère une quantité de gaz à effet de serre (GES) égale ou supérieure à 10 000 tonnes métriques en équivalent CO₂ doit déclarer ses émissions" Québec juillet 2014, p. 44. Lorsque la quantité atteint ou dépasse 25000 tonnes métriques, l'exploitant doit en plus transmettre au ministre un rapport de vérification de cette déclaration. La fuite en Californie dégageait à son maximum 1200 tonnes par jour ; c'est la plus grosse fuite mesurée à ce jour en Amérique du Nord.

Il n'y a actuellement que deux sites de stockage de gaz au Québec; en comparaison avec le stockage d'Aliso Canyon, ces deux sites sont petits, aucunement comparables avec celui de la Californie.  La pression maximale qu’on peut utiliser dépend de la profondeur de la couche géologique utilisée.

A St-Flavien* la pression de stockage varie de 1500 à 3000 psi (10,5 à 20,8 MPa ou encore ~104 à 208 bar), pour une profondeur moyenne de 1500 m et une capacité de stockage de 120 Mm³.

À Pointe-du-Lac*, elle est limitée à 740 kPa (7,4bar), bien moins que celle du réseau (7000 kPa ~70 bar) pour une profondeur de 60 à 120 m et une capacité de stockage de 22,7 Mm³.

Les émissions de méthane dans l’atmosphère sont encore très mal comptabilisées à l’échelle mondiale. Contrairement aux émissions de CO₂ qui résultent de la consommation des combustibles fossiles (parc automobile, transport, chauffage, etc.) qu’on peut comptabiliser assez précisément, les émissions produites lors de l’extraction font encore l’objet de secret industriel.  Les gros producteurs/pollueurs sont visibles sur la carte mondiale ci-dessous tirée d’une analyse récente publiée dans le National Geographic.

Figure 5.  Carte des émissions mondiale de CH4 & CO2 par les torchères; les sites correspondent aux champs d'hydrocarbures exploités.

Il y a plusieurs cas de très grandes émissions de gaz consécutives à la rupture d’un puits qui peuvent survenir en deux catégories de circonstances distinctes:

1) Lors de la construction du puits ; le cas Deep Water Horizon  en illustre un exemple bien connu de perte de contrôle d’un puits off-shore. D’autres surviennent sur le continent (ex. en 2008). Dans certains cas le débit de la fuite est capable d’arracher le tubage et l’expulser hors du puits.

2) Lors du vieillissement et de la dégradation du puits; le cas d’Aliso Canyon est un cas de ce dernier type. La nature du roc faillé/fracturé ajoute aux risques de fuites dans le cas de cette partie de la Californie (fig. 6).

Figure 6.  Carte tectonique des monts Santa Susana montrant les nombreuses failles actives, dont la faille San-Andreas au coin Nord-Est.

Pour qu'une fuite majeure puisse se produire dans un puits, deux conditions doivent être présentes : une grande quantité de gaz en forte pression et une rupture dans la structure du puits, par exemple un tubage d’acier corrodé et/ou une forte dégradation du coulis de scellement entre le roc et le tubage.

Dans les puits abandonnés des gisements classiques épuisés, les puits se dégradent, mais la quantité et la pression du gaz n’est plus là.

Dans les gisements dont on commence l’exploitation, les quantités et pressions du gaz sont là, mais les équipements sont neufs ; seul un cas de perte de contrôle des opérations explique les grands accidents.

Dans le cas de réutilisation de gisement épuisé comme lieu de stockage de gaz sous pression, les deux conditions sont présentes : quantité et pression de gaz + puits vieillissants ne font pas un bon mélange. Cela s’applique au stockage de méthane comme dans le cas d’Aliso Canyon;  cela s’appliquerait aussi au stockage de CO₂ dans des sites du même type. Le stockage géologique de CO₂ est présenté par ses promoteurs comme une solution quasi miracle dans le dossier des gaz à effet de serre. Il faut rappeler deux choses aux promoteurs de cette solution qui n’en est pas une à long terme :

a) le CO₂ est connu pour dégrader agressivement les scellement des puits

b) le CO₂ est plus lourd que l’air ; si la rupture du puits d’un stockage géologique d’Aliso Canyon avait été du CO₂, cela aurait eu conséquences mortelles par asphysie, car le gaz lourd aurait suivi la pente vers les habitations. Un cas d’asphysie massive (1746 morts) est survenu au lac Nyos le 21 août 1986.  Comme c'est plutôt du méthane qui constitue la fuite à Aliso Canyon actuellement, ce gaz plus léger que l’air monte et par chance se disperse dans l’atmosphère.

L’abandon des puits dans le cas des gisements non conventionnels exploités par la fracturation hydraulique pose un problème comparable à celui du stockage géologique. La quantité de méthane qui reste dans le shale lors de la fermeture du puits est considérable (>80% de gaz en place). La remise en pression du puits par ce gaz est une certitude. Les puits bouchés et abandonnés n’ont pas la capacité à moyen et à long termes de contenir ce gaz. Les fuites après exploitation des gisements non conventionnels vont se multiplier. J’ai traité cette question dans de nombreux textes.

Il faut rappeler deux évidences en conclusion de ce billet : 
1) Les puits d’hydrocarbures sont des constructions temporaires dont le design est optimisé et rentabilisé par l’exploitant pour l’extraction de pétrole ou de gaz. Cela a de tout temps été une technologie déficiente pour toute durée autre que du court terme. Ils sont construits avec les coulis de ciment et les aciers courants et ils ne peuvent durer éternellement. Tous les ouvrages de génie civil ont une durée de vie utile qui se compte le plus souvent en décennies. Penser faire du stockage à long terme, ou penser que le gaz résiduel des gisements non conventionnels va être confiné par ces milliers de puits sommairement obturés, constitue un très dangereux aveuglement volontaire.

2) Lorsque survient une fuite majeure, c'est à chaque fois la pression du gaz qui provoque et amplifie la catastrophe. Le 20 avril 2012 c'est la remontée du gaz le long du tubage qui a provoqué la catastrophe Deep Water Horizon lors des travaux de cimentation fait par Halliburton. Ce n'est que six mois plus tard qu'on réussi à obturer le puits. À Aliso Canyon, le même scénario se répète; comme c'est sur terre et non pas en mer qu'il faut obturer ce puits, on pourrait penser que les opérations iraient plus rondement. Il n'en est rien car à chaque fuite majeure on constate toujours le même scénario d'improvisation et des tentatives infructueuses pour stopper ces fuites.

Malgré les propos rassurants des opérateurs quand ils annoncent la construction de ce type de projet, la réalité démontre qu'en cas de fuite majeure, ils ne sont jamais préparés et il faut plusieurs mois pour arrêter ces fuites. De plus au bout du compte on aura multiplié le risque par trois: on a un puits bouché par un nouveau ciment, plus deux puits d'intervention également bouchés par la même technique; on a donc triplé le nombre de puits sur le site de la fuite. La question qui se pose alors: quelle sera la durée de vie de ces trois puits ?

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* Pour voir la localisation et la description des forages de ces deux sites, allez dans la carte des puits du Québec,  et zoomez sur les localités de Pointe-du-Lac et St-Flavien.

Ci-contre l'exemple de la localisation des puits pour le site de St-Flavien. En rouge, les puits récents, en vert les puits datant en moyenne de quarante ans (1950-1999). En cliquant sur un symbole de puits on accède à sa fiche descriptive; dans l'exemple on voit le puits St-Flavien No2 datant de 1975 comme la majorité des puits forés dans ce secteur par la défunte société SOQUIP.

Cette carte a été élaborée à partir des données des puits par Jean-Hugues Roy, LeDevoir

Pour voir les forages d'Aliso Canyon en Californie, entrez le No API: 003700776 qui vous donnera la localisation exacte du puits qui fuit.

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Addendum: le 18 février  2016 la cie SoCalGas annonce ce jour là l'obturation de la fuite qu'ils auront mis quatre mois à réaliser. On estime que 97000 tonnes de méthane plus 7300 tonnes d'éthane ont été relâchés dans l'atmosphère par cette fuite, la plus grande jamais enregistrée aux USA. Ce n'est pas la fin de l'histoire: les enquêtes et poursuites vont durer des mois, voire des années.

Le coût de cette fuite reliée à un seul puits va sans doute atteindre le milliard de dollars canadien.

Une autre étude économique très peu fiable...

Dans ce premier billet de 2016, je traite d'un autre rapport de l'Évaluation Environnementale Stratégique Anticosti. Il porte sur les "Avantages et désavantages concurrentiels de l’exploitation des hydrocarbures au Québec". Au moment d'écrire ce texte, le rapport GECNo5 n'est disponible qu'en anglais sous le titre "AN ASSESSMENT OF THE ECONOMIC AND COMPETITIVE ATTRIBUTES OF OIL AND NATURAL GAS DEVELOPMENT IN QUEBEC" par Canadian Energy Research Institute, un institut de Calgary financé par Natural Resources Canada, Alberta Energy, the Canadian Association of Petroleum Producers et l'University de Calgary (CERI).

Cette étude porte sur les deux bassins géologiques de shale au Québec: l'Utica des Basses-Terres et le shale Macasty à Anticosti, donc les deux hypothétiques gisements d'hydrocarbures qui ne pourraient être exploités que par les techniques non conventionnelles (fracturation). Le rapport du BAPE en décembre 2014 a pourtant réglé la question de l'Utica; il est étrange de voir cette nouvelle étude reprendre à nouveau le dossier économique de l'Utica. Les auteurs précisent que les données utilisées pour refaire cette analyse du gaz de l'Utica sont celles de la cie Talisman "The Utica shale gas profile was provided by Talisman who are currently exploring development of shale gas in Québec" p.71.

Pour Anticosti, le rapport GECNo5 précise que leurs données sont puisées dans l’étude AECNo1&2 pour l’ÉES, celle du « scénario optimisé ». Comme il a été démontré que cette simulation signée Ministère des finances du Québec comporte une erreur de taille qui double en fait les valeurs de pétrole qui serait produit par 4155 puits, le coût de production que le GECNo5 devrait indiquer devrait être le double: $95,50 x 2 =>  $191/bbl. Étrangement il n'est pas fait mention non plus que la simulation du Ministère des Finances est en fait basée elle-même sur des données provenant de l'Ohio.

On a pas fini de voir l’erreur dans la simulation AECNo1&2 reprise sans discussion dans un tas d’autres rapports. À cette erreur dans l'étude source, les auteurs du nouveau rapport en ajoutent beaucoup d'autres. Le rapport GECNo5 semble avoir été rédigé dans une grande précipitation, sans que ses auteurs n'aient pris la précaution d'en réviser le texte.

Pour arriver à leur coût de production, ils retiennent un coût de seulement $5,78 millions/puits + $60000/an en coût d’opération (GECNo5, p.31); ils ne précisent pas d’où est tiré ce coût de construction de puits si bas. C'est d’autant plus étonnant pour Anticosti que deux pages plus loin, ils indiquent un coût par puits de $9,47 millions (p.33) pour l’Utica des Basses-Terres. Un puits foré & fracturé à Anticosti coûterait donc 40% moins cher qu'un puits comparable fait dans les Basses-Terres du St-Laurent?

Autre coût: aux tableaux 3.1 et 3.2 on fixe les redevances provinciales à seulement 10% (the current provincial royalty) . C’est pas mal moins que ce qui est proposé aux tableaux 8.1 et 8.2 de la politique Énergétique 2016-2025 qui va jusqu’à 40%.

Toujours dans le rapport GECNo5, de façon incompréhensible on a écrit «Oil Production Assumptions and Economic Impacts: Assuming that 15 percent of the 43.6 billion barrels in the Macasty is recoverable» (p. 54) ce qui est identique à ce qui est écrit sept pages plus loin comme taux de récupération pour le gaz dans le gisement du shale Utica:  «Also assumed is that 15 percent of the 176.7 Tcf in the Utica is recoverable» p.61.

Comme hypothèse de taux de récupération du gaz dans l’Utica c’est plausible, mais pour le pétrole du shale de Macasty, c’est aberrant ! Prendre 15%, c'est supposer un taux de récupération dix fois plus grand qu'un taux réaliste comparable à ce qui existe dans d'autres gisements de pétrole de shale où la récupération oscille entre 1,2 et 1,8%.

Dernier élément qui se rapporte à l’Utica. Ils utilisent des données de courbe de déclin publiées pour l’Ohio. C'est aussi là une référence qui donne un taux de déclin nettement favorable et pas du tout compatible avec celui obtenu dans d’autres gisements de gaz de schiste où la production de l’an 1 représente 75 à 85% de tout ce que le puits donnera.

J’ai superposé (violet) sur leur figure (page 64 du rapport GECNo5) les seules données pour l’Utica du Québec que j’ai trouvées (celles du puits A275 Talisman-St-Edouard-HZ-No1). Cela donne ceci:

La surface sous la courbe, c’est le volume cumulatif de la production d’un puits; celle sous la courbe rouge (courbe fictive - Ohio) donne un volume plus de cinq fois plus grand que le volume qu'il est possible d'obtenir avec la courbe en violet (cas réel - Québec).  Dans ce dernier cas, j’ai calculé que la production ultime du puits A275 serait de 37Mm³ (~1300Mpc) ce qui rapporterait brut à 3$/1000pc environ la moitié seulement du coût du puits. Talisman a  rayé des livres ses actifs au Québec… parce que cela n’est pas rentable?

Le puits A275 est pourtant présenté par des auteurs (Cheng, Lavoie & Malo, 2014) comme le meilleur des 18 puits fracturés. Une analyse coût/bénéfices du gaz de l'Utica ne devrait pas utiliser en 2015 des données de l'Utica de l'Ohio; il y a eu dix-huit puits fracturés dans l'Utica du Québec entre 2008 et 2010 et ces données sont encore presque toutes confidentielles. Les rares données qui sont publiées laissent entrevoir une situation très différente, sans doute encore bien moins rentable, que celles que les auteurs du rapport GECNo5 s'obstinent à utiliser.

Avec toutes ces prémices plus ou moins douteuses, lesquelles entachent sérieusement la fiabilité du rapport, l'étude GECNo5 donne une conclusion mitigée pour chacun des deux gisements hypothétiques:

Anticosti: "Currently with production costs above $95.50/bbl for oil it is not economic to develop." (p.70)

Utica: "Natural gas production costs at $3.72/mcf means this is a marginal play." (p.71)

Ces deux valeurs sont de plus fausses; une étude rigoureuse de la situation réelle donnerait des coûts bien plus élevés, donc des conclusions plus tranchées et totalement défavorables pour l'exploitation de l'un ou l'autre gisement. Les auteurs du rapport n'ont pas voulu aller aussi loin; au contraire, ils laissent une porte ouverte à l'exploitation éventuelle de ces deux gisements. La conclusion finale donne bien le ton qu'on peut attendre d'auteurs qui proviennent de l'industrie pétrolière:  "In the end, developing the oil and gas production industry in Québec, or anywhere else, is all about price. If producers can make their necessary profit margins under any three of the development scenarios posited in this study, Québec oil development, Québec gas development, or both, will go ahead and the province will see GDP, employment, and taxation impacts as a result". Une question de coût, une question de profit, essentiellement.

Cela rejoint tout à fait le mémoire du Conseil du Patronat qui recommande au gouvernement de fixer un taux de redevance "favorable" pour permettre le démarrage de l'industrie et d'avoir dans la future loi sur les hydrocarbures, le soucis de bien tenir compte de "la cohérence de la réglementation avec ce qui se fait ailleurs, pour être concurrentiel et réussir à intéresser les joueurs clés de l’industrie et les investisseurs" (p.9).

J'ignore combien le gouvernement a payé le CERI pour ce rapport GECNo5.  J'ignore surtout pourquoi on commande à des organismes de l'industrie pétrolière des rapports de ce type. Les erreurs et les surestimations des retombées positives que colportent tous ces divers acteurs de l'industrie se répercutent d'un rapport à l'autre. Ces mêmes erreurs se retrouveront peut-être, on peut le craindre*, dans les conclusions de deux prochains rapports qui restent encore à être publiés:

- ATVS02: Analyse avantages-coûts (AAC) d’un éventuel développement des hydrocarbures à Anticosti. Gouvernement du Québec

- Rapport final de l'ÉES Anticosti. Comité des huit membres des ÉES, Gouvernement du Québec

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Ce texte a été également envoyé à l'Évaluation Environnementale Stratégique et y est affiché dans la liste des mémoires sous le titre:
          Les études économiques sur l’hypothétique gisement Macasty - - Durand, Marc

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Un ajout en date du 6 février 2016.

Voici ce qui s'apparente à de la fraude scientifique; le mot peut paraître fort, mais il est justifié car le rapport tente au maximum de trouver des données s'approchant d'une rentabilité fictive. À la page 57 du rapport GECNo5 en anglais on trouve cette figure intitulée "Courbes de production et de déclin, shale Macasty":

Dans la version française la figure est à la page 58 et a un titre un peu distinct: "Courbe de baisse de production, shale de Macasty". En français ou en anglais, cette figure constitue une désinformation, une quasi fraude, car il n'existe nulle part une courbe de production dans le Macasty pour la simple et bonne raison qu'il n'y a pas encore de puits équipé pour le pompage du pétrole dans ce shale Macasty. 

C'est donc un diagramme fabriqué de toutes pièces (ça fait pas sérieux pour le CERI); et tant qu'à fabriquer une courbe, les auteurs lui ont donné des caractéristiques fort inusitées: en 12 mois, par rapport au débit initial la production ne chute que de 47% (95 -> 55 ). Dans la courbe rouge (Macasty théorique) de la figure ci-dessus, ce n'est qu'après >25 ans que le débit chute à 10% de la valeur initiale. Dans le cas de gisements réels (figure ci-dessous), c'est en deux ans seulement que le débit se réduit à 10%.

réf.  https://uu.diva-portal.org/smash/get/diva2:762320/FULLTEXT01.pdf

Ce qui reste comme débit (en rouge ci-dessous) après 12 mois, 24 mois et après 60 mois:
Déclin   choisi par l'étude GECNo5        Étude Université Uppsala            Nb de mois
                 47%    (53%)                          75,2  à  82,5%    (25 -17%)                  12
                 62%    (38%)                          86,6  à  91,3%    (14 - 9%)                   24
                 81%    (19%)                           96    à  99%        (4 - 1%)                    60

Les études économiques AECNo1&2 et GECNo5 se basent sur une productivité (théorique) de 25 ans, alors que dans la réalité des gisements non conventionnels dans les shales, la productivité commerciale devient négligeable après la cinquième année. Il y a dans l'étude GECNo5 une énorme surestimation de la production d'un puits-type.
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* En effet le rapport final de l'ÉES reprend telle quelles les données erronées de l'étude du Ministère des Finances.