Mémoire à l'Agence d'évaluation d'impact du Canada

Mémoire présenté à l’Agence d’Évaluation d’Impact du Canada

Projet Gazoduq - Les risques technologiques liés à la production du gaz par la fracturation du shale (gisements de roche mère)

Marc Durand,

doct-ing en géologie appliquée et géotechnique

Mars 2020

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 100000 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.

Tableau 1 : Comparaison des risques technologiques des deux types d’exploitation

Risques technologiques	Gisements conventionnels	Gisements où la fracturation est requise (roche mère ou shale)
1a) Liés aux opérations de forage b) liés à l’exploitation	Accidents de chantier, incendies de gaz	Accidents de chantier, incendies de gaz, accidents liés aux cycles d’injection à haute pression
2) Liés à la fracturation	(pas de fracturation requise) -	-Absence de contrôle réel de l’extension des fractures – qui peuvent rejoindre des failles et fractures qui elles-mêmes rejoignent les nappes – Augmentation de la perméabilité de toute la strate de shale; mise en circulation des fluides (hydrocarbures, eaux salines, etc.) N.B. La séismicité a été invoquée ici, mais demeure un phénomène exceptionnel.
3) L’abandon post fermeture	Vieillissement des aciers et coulis de scellement. Fuites possibles si il y a encore présence de méthane dans les strates	Vieillissement des aciers et coulis de scellement, aggravé par les cycles de grande pression et par la présence (40 à 60%) résiduelle des fluides de fracturation. Le gaz du shale se remet progressivement en pression en raison de l’écrémage très incomplet des hydrocarbures initialement présents. Fuites massives quasi-certaines après la fin de vie technologique de l’abandon.

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.

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.

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).

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.

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

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 (gradients Vert-Rouge) 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. Oilfield Review Autumn 2003 - From Mud to Cement Oilfield Review Autumn 2003 - From Mud to Cement ...pdfs.semanticscholar.org › ...
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. Rapport Complet
 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

Mémoire soumis à l’Agence d’évaluation d’impact du Canada le 23 février 2020

Numéro de référence : 650

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

Gaz de schiste au Québec

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

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

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

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

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

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

4. Quels sont les enjeux environnementaux ?

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

5. Quels sont les enjeux économiques ?

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

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

Saucissonnage – une stratégie pour tenter de faire passer des mégaprojets

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 sa raison d’être que pour permettre l’expansion de l’exploitation de gaz par des techniques non conventionnelles. Si le gaz naturel 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 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. 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.

Regardons le gaz en termes d’effet de serre et en considérant principalement le méthane (CH4) qui est le constituant principal ((~95%) du gaz naturel. 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 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) 36  fois le CO2 sur un horizon de 100 ans et de 87 fois le CO2 sur l’horizon de 20 ans. 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 produit qui s’échappe sous forme de CH4 non brulé en CO2 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 lors de l’extraction par fracturation, lors du transport, lors des combustions imparfaites.

Les mesures les plus probantes dans les régions de production de gaz  non conventionnel donnent des taux de fuite entre 4% et 9% de la production. Les évaluations les plus basses concernent des lectures faites uniquement aux têtes de puits, alors que des évaluations par survol aérien à basse altitude 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 publiée 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 demeurent encore en 2020 très limitées. Ce flou sert l’industrie qui n’a aucun intérêt à voir des évaluations complètes contredire les prétentions officielles que le gaz est une solution de transition. Or c’est un très gros mensonge. Comme il suffit de moins de 2,3% de fuite pour pouvoir affirmer que le CH4 n’est pas meilleur que le mazout ou le charbon (tableau ci-dessous) et qu’il y a en réalité un minimum de 4% de tout le gaz extrait qui s’échappe dans l’atmosphère, 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 extrait par la fracturation hydraulique de roches naturellement étanches.

Ce qui n’est jamais pris en compte dans la production du gaz, 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%, etc.).  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 des activités 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; il y a aussi une durée de vie limitée dans l’efficacité de l’obturation des puits. Ces « 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.

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.

Cette approche devient risible face à l’analyse que font en ce moment même d’autres intervenants. C’est le cas des bailleurs de fonds 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. Le BAPE avec sa petite tranche du saucisson a l’air bien peu crédible en ce moment avec le mandat que lui a donné le ministre.

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 annonce 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 se passe à Saguenay et ce n’est pas du tout bon pour l’image à long terme du BAPE.

Il est urgent que le ministre corrige le tir et réoriente la commission vers une évaluation complète de la pertinence de contribuer ici à l’expansion de la production 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.

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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'EPA; la valeur la plus élevée 87 est celle qui s'applique au méthane fossile (comme celui des gisements de gaz de schiste).

N.B. Cette analyse sera présentée sous forme de mémoire au BAPE GNL Québec.

Les mégaprojets pétroliers et gaziers au Canada

Les  mégaprojets pétroliers et gaziers au Canada doivent faire face à des conditions économiques d'un contexte fort différent de celui d'il y a vingt ou trente ans. Les facteurs qui restreignent l'expansion des nouveaux gisements marginaux ne sont pas uniquement des contraintes environnementales et des restrictions reliées à la lutte aux changements climatiques. Il y a surtout l'explosion des coûts de ces mégaprojets dans un contexte économique qui ne permet plus la montée en flèche du prix des hydrocarbures. Avec la transition de la consommation vers des énergies vertes, il y aura une diminution de la consommation des combustibles fossiles.

L'offre de pétrole conventionnel demeure importante; bien des régions dans le monde peuvent toujours le produire en abondance pour un coût bien inférieur à $50/baril. Les gisements marginaux n'étaient envisageables qu'en supposant un prix au baril en progression constante au-delà de $80/baril. Cette progression est devenue très hypothétique est fort peu réaliste dans les conditions actuelles et prévisibles où la demande en hydrocarbures est abondamment comblée par l'offre des producteurs exploitant des gisements conventionnels. Nul besoin d'aller vers des gisements marginaux, les plus polluants et les plus coûteux à mettre en production.

L'annonce de Teck Ressources qui abandonne son mégaprojet Teck Frontier dans les sables bitumineux résulte donc de considérations avant tout économiques.

L'article d'Hélène Baril liste à la fin quatre autres mégaprojets controversés au Canada; un de ceux-là est situé au Québec et il implique la production de gaz à partir de gisements non conventionnels. Énergie Saguenay comporte en réalité trois volets qui ne peuvent exister indépendants l'un de l'autre:

- 1) le projet Gazoduq, 

- 2) l'usine de liquéfaction GNL

- 3) des nouvelles capacités de production de gaz par fracturation hydraulique dans les provinces de l'Ouest.

J'ai déposé un mémoire à l'Agence Canadienne d'Évaluation d'Impact du projet Gazoduq. Il est affiché sous le No 650 sur le site WEB de l'Agence:   https://iaac-aeic.gc.ca/050/evaluations/proj/80264/contributions

Occasion ratée de façon continue depuis 1979

Le journal Le Devoir dans un très bon article de A. Shields explique comment le lobby pétrolier a réussi à bloquer depuis 1979 les changements dans les politiques américaines qui auraient pu contrer, du moins limiter, les changements climatiques.

Le puissant lobby des énergies fossiles est toujours actif depuis cette période. On constate même qu'il s'étend dans des sphères où il n'existait pas auparavant, auprès du gouvernement du Québec notamment. 

Cela a commencé quand certains hauts fonctionnaires à Québec ont vu une occasion d'affaire dans la privatisation d'actifs de la société d'état Hydro-Québec, qui s'est départi de permis de recherche d'hydrocarbures en 2007. Des sociétés privées formées en partie d'anciens cadres du réseau public, ont alors commencé à imaginer un Québec Inc. du pétrole et du gaz. Cela nous a donné depuis 2010 la très navrante saga du gaz de schiste dans la vallée du St-Laurent, la fabulation de milliards de revenus pétroliers à Anticosti, les forages intempestifs en Gaspésie et plus récemment au Bas-St-Laurent.

Ce lobby pétrolier a importé ici, tels quels, les mythes véhiculés avec un grand succès aux USA: la transition par le gaz, la nouvelle abondance par la production locale d'hydrocarbures de fracturation hydraulique, etc.

Bernés par ces lubies, nos gouvernements ont dépensé des millions en commissions d'études en  2011, 2012, 2014, 2016; un des buts avoués de ces commissions était littéralement de rassurer la population; "Développement durable de l’industrie des gaz de schiste au Québec* "; les deux autres étaient de préciser les besoins de l'industrie et d'identifier les mesures de mitigation et d'atténuation des impacts. On se retrouve une décennie plus tard avec des dizaines de puits inutiles qui laissent fuir du méthane de façon permanente.

Les prochaines générations porteront avec raison un jugement très sévère sur les décideurs qui ont succombé aux chants des sirènes et sur ceux qui aujourd'hui encore sont tenté d'écouter des profiteurs qui n'ont aucune conscience sociale.

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* Nom officiel de la commission d'étude du BAPE 2011