Le rôle des jonctions de tubage dans l'origine des fuites

J'ai écris précédemment trois textes pour analyser les causes des fuites dans les puits et les forages réalisés pour explorer ou pour exploiter des hydrocarbures:

- Fuites des puits d’hydrocarbures après leur fermeture, mon billet de septembre 2014

- Fuites des puits d’hydrocarbures après leur fermeture (suite), mon billet d'octobre 2014

- Les fuites des puits de gaz de schiste VS celles des puits conventionnels, mon billet de novembre 2014

Le texte de ce mois-ci ajoute un complément d'analyse sur un élément que j'ai mentionné assez sommairement déjà, mais sur lequel je reviens plus en détails en raison de son importance. Il s'agit des joints d'assemblage des sections de tubage, désignés par l'expression bague d'assemblage (montrée à gauche dans la figure 1 ci-dessous):

Figure 1 Bague d'assemblage (à gauche) de sections de tubage.

Les tubages (en anglais on désignera en allant des moins profonds vers ceux qui vont plus en profondeur: conductor casing, surface casing, intermediate casing, production casing). On utilise aussi pour le conduit le plus petit, celui qui est le conduit pour la production de gaz ou de pétrole, le terme liner.

Ces tubes viennent en longueur d'une dizaine de mètres (Range 2: 28’ à 32’   et   Range 3: 38’ à 42’), ce qui signifie que dans une longueur de 1000m de tubage, il y a environ une centaine de joints. Les sections de tubages sont filetées mâles aux deux extrémités; l'assemblage des sections est faite par des bagues de jonction vissées sur les embouts filetés des tubages. La seule exception, dans certaines opérations, se rapporte au conduit du plus petit diamètre qui est parfois livré enroulé sur une bobine de très grande dimension (coiled tubing).

Les opérations de vissage sont là pour fournir un tube qui se tient mécaniquement sur toute la longueur requise, mais qui ne sera pas nécessairement étanche, même lors de sa mise en place: "Threads are used as mechanical means to hold the neighboring joints together during axial tension or compression. For all casing sizes, the threads are not intended to be leak resistant when made up" (SPE 2015).  En termes simples, la citation indique que les embouts filetés des sections de tubages ont pour but de permettre leur assemblage; ils sont conçus pour résister aux forces mécaniques axiales de traction ou de compression (montré à gauche sur la figure 2 ci-dessous). À noter cependant qu'il y a d'autres types de forces (contraintes) que les sections de tubages et leurs bagues de jonction subissent: des contraintes en flexion et en torsion notamment. Elles seront particulièrement importantes dans les parties courbées des forages, comme illustré à droite sur la figure ci-dessous:

Figure 2  Bague d'assemblage de sections de tubage; à gauche vue agrandie des joints filetés; forage vertical au centre et forage se recourbant jusqu'à l'horizontal à droite. L 'absence d'étanchéité inhérente à ce type de dispositif est illustrée par la teinte bleutée.

La citation précise aussi que pour les tubages de toutes tailles, une fois vissés, l'étanchéité (leak resistant) n'est pas un objectif de ce type d'assemblage. Le gaz, méthane par exemple, pourra fuir par les pas de vis entre les tubes (T) et la bague (B - montré à gauche sur la figure 2 - aussi l'espace en bleu fig. 3). Dans la conception des foreurs,  c'est plutôt le coulis mis en place par la suite entre le roc et le train de tubage, qui fera office de scellement. Or l'espace est minime et les renflements des bagues compliquent la mise en place du coulis. Les parties les moins bien remplies par le coulis seront justement celles qui sont voisines des très nombreux points d'assemblage.

Figure 3  Vue en coupe d'une bague d'assemblage tubage dans son trou de forage dans la situation d'une section courbée (comme celle des points C montrés sur la figure 3 à droite).

Les tubages ne sont pas soudés en continu comme dans un pipeline; ils sont assemblés par des joints vissés. Ces joints sont non seulement des voies de circulation éventuelle, mais aussi et surtout des points d'amorce de la corrosion. Les joints sont nombreux; il y a des centaines dans un forage.

Les tubages ne sont pas unis et continus, mais plutôt irréguliers en raison de la présence des centaines d'anneaux de jonction aussi nommés bagues d'assemblage. Ces jonctions n'étant pas conçues pour être étanches au départ; elles sont déformées et encore moins étanches dans les cas où la courbure du forage les soumet à des torsions et à des flexions (points C fig. 2).

Il est à peu près impossible de mettre en place une cimentation étanche; l'espace libre entre le roc et les renflements des bagues d'assemblage varie de zéro (fig. 3, zone en rouge) à quelques centimètres seulement. Dans ces conditions, la mise en place du coulis par refoulement à partir du bas du forage, jusqu'en haut, revient dans les faits à tenter de le mouler dans un volume extrêmement étroit sur une distance de 1000 mètres et plus. On est contraint d'utiliser des coulis très fluides, mais ce sont les moins résistants et les plus susceptibles de voir apparaître des fissures. Il y a souvent une très mauvaise adhésion au roc et au tubage, car le volume du coulis se contracte lors du durcissement. Cette question a été traitée dans mon document d'octobre 2014.

En tant qu'éléments les plus fragiles et en même temps les plus soumis à des forces mécaniques, les joints de tubages sont les premiers à céder. Ces ruptures deviennent des points d'amorce de corrosion, ce qui mène à une accentuation des fuites. La figure 4 ci-dessous montre un type de rupture qui affecte les bagues d'assemblage. Les auteurs de l'étude précisent que ces ruptures sont survenues en relation avec les surpressions durant les étapes de la fracturation hydraulique.

Figure 4  Rupture de bagues d'assemblage; quatre exemples tirés d'un même forage (réf. 2).

Cette réalité est très différente de l'image que l'industrie (et bien des documents du gouvernement !) donnent de la question de l'étanchéité des forages. Ils présentent couramment l'énoncé suivant: trois tubages concentriques isolent le forage de l'aquifère. Il est impossible que le gaz dans le tube le plus interne puisse traverser six barrières "étanches", i.e. trois anneaux de ciment faussement décrit dans la figure du mémoire APGQ comme étant en "béton" + trois parois d'acier,  nommés membrane dans la figure 5 ci-dessous: 

Figure 5  La vision présentée par les promoteurs de l'industrie (deux figures tirées de la réf. 3, p. 40 et 41) qui selon leurs prétention "protège" l'aquifère*.

Les tubages ne sont pas étanches même lors de leur mise en place; les jonctions vissées n'ont pas cette capacité de rendre l'assemblage étanche. Les tubages et surtout les joints fuient, se corrodent et/ou cèdent. Le coulis d'étanchéité ne peut suppléer à ces faiblesses structurelles. Il est lui-même affecté de très nombreuses causes de perte d'étanchéité (voir les documents précédents; septembre 2014,  octobre 2014  et novembre 2014).  La thèse de l'industrie des six barrières étanches pour protéger les nappes des fuites donne une représentation idyllique digne du pays des licornes. Dans la réalité, les puits ont des fuites même neufs et ils se corrodent dans le temps. 

Références citées

1- SPE 2015 (Society of Petroleum Engineers) -  Petrowiki   Casing and tubing

2- M.G. Burns, 2011, Analysis of High-Collapse Grade P110 Coupling Failures

3- APGQ, Mémoire déposé au BAPE,  cote DM148, (voir pages 40 et 41)

* La petite ligne bleue que l'AGGQ indique sur la figure 5 comme étant l"aquifère d'eau douce" est une façon bien commode pour l'industrie de présenter les nappes. Dans la réalité, les nappes aquifères et ce qui les relie n'est pas limitée à une petite mince couche comme illustré. Le risque de contamination de l'eau souterraine est bien plus complexe et plus étendu que ce que suggère cette petite couche bleue très réduite dans la vision des promoteurs.

Les limites et le piège de l'acceptabilité sociale

Il y a beaucoup de gens dans les activités sociales; le débat sur les impacts de la fracturation hydraulique prend naturellement une tangente sociale. Tout ce qui grenouille autour du champ politique s’y retrouve très à l’aise. On nage ainsi en plein domaine des firmes de relations publiques et des faiseurs d’image. Les acteurs politiques sont entourés de firmes dont le travail quotidien est de trouver les voies menant vers l’acceptabilité sociale. C’est pas trop différent de vendre l’image d’un politicien, d’une marque de voiture, ou d’un projet comme l'exploitation des hydrocarbures. Il faut juste trouver l’angle. Ensuite, utilisée plus de mille fois, la méthode est éprouvée:  créer l’image, puis  la publiciser à outrance afin qu'elle se substitue à la réalité dans la perception populaire.

Tous les politiciens et promoteurs ont immédiatement sauté sur ce concept acceptabilité sociale ; ils sont en terrain familier, en plein dans leurs préoccupations de toujours. Ils portent alors très peu d’attention au fond de la question; seule l’image compte et seule la perception de l’image par le public leur importe. C’est aussi intellectuellement beaucoup plus simple de se centrer sur une image qu'on contrôle et qu'on façonne, que de tenter de comprendre les implications plus techniques et plus scientifiques de la réalité qu'on ne contrôle absolument pas. Personnellement, je trouve cette situation navrante, car elle mène à des décisions très souvent désastreuses.

J’ai noté dans tous les documents traitant de l’acceptabilité sociale qu’on cherche les moyens, les voies pour arriver à l’acceptabilité sociale. Son corollaire le rejet social ne fait même pas partie du discours. Je n’ai jamais vu encore quelqu’un écrire qu'on va prendre l’opinion des gens telle qu’elle est. Partout et toujours ces textes analysent et discutent des moyens à mettre en oeuvre pour faciliter l'acceptation, atténuer les irritants, etc. On présume toujours que l'opinion est a priori malléable et que le travail à faire est de mandater une firme de relations publiques pour changer les perceptions et les amener là où on veut qu'elles soient.

Dans le combat entre promoteurs et opposants, ces derniers sont souvent amenés à tomber dans le piège de l'acceptabilité sociale. Plusieurs groupes citoyens la réclame à grand cris, ce qui est sans doute normal; mais trop souvent ils misent tout sur elle. Les ministres vont immédiatement prendre cette perche tendue et promettre de ne rien démarrer avant d'avoir l'acceptabilité sociale. La main sur le coeur il jurent que c'est incontournable.

Les groupes de pression y voient une concession, une reconnaissance de la légitimité de leur action. Or les gouvernements, souvent associés aux puissantes ressources des lobbys, disposent sur ce terrain de moyens démesurés face aux groupes de pression. Une fois la promesse annoncée, c'est eux qui peuvent choisir à quel sous-groupe de citoyen circonscrire la mesure de cette acceptabilité. Par exemple un sondage réservé aux seuls 200 citoyens concernés localement à Anticosti?  Le gouvernement ne se prive pas non plus de déclencher des comités d'étude bien contrôlés qui évitent soigneusement les éléments les plus problématiques pouvant amener des conclusions très négatives dans le rapport final. Il peut aussi créer des tables d'experts qui seront choisis en écartant tout opposant, des textes de règlements qui limitent l'accès à l'information, etc. Le gouvernement consacre des millions pour ces opérations. En parallèle, les lobbys disposent de sommes encore plus importantes pour gagner, voire acheter l'appui de personnalités clefs, même l'image prestigieuse d'ex-politiciens.

Heureusement les faiseurs d'image ne réussissent pas à tout coup. Parfois une fuite, une stratégie de communication étalée dans les médias remet l'horloge de la méfiance populaire au temps zéro. Il y a aussi la réalité, les faits tout simplement qui restent là, qu'aucun faiseur d'image ne peut changer. On peut les rappeler et les ramener en avant patiemment autant de fois que nécessaire; c'est ce que je rappelais dans mon billet de janvier 2015: "La réalité et les faits sont têtus - c'est pour cela qu'ils finissent par s'imposer".

Pourquoi ne prend-on pas l'acceptabilité telle qu'elle est; pourquoi ne pas penser par exemple que les gens rejettent le gaz et le pétrole de schiste - point à la ligne. Pourquoi ne pas envisager que le rejet social existe et puisse tenir au fait que les gens ont eu, et ont adhéré, à une information suffisante pour se faire une idée claire et définitive. Je travaille essentiellement dans ma spécialité à vulgariser de l’information scientifique en ayant la ferme conviction que l’intelligence des gens est capable d’accepter d’en apprendre sur un sujet aussi technique que la fracturation hydraulique et sur ses failles technologiques.

Je crains qu’en accordant autant d’attention à ce paramètre acceptabilité sociale qu'on réduise d’autant le temps qui sert tout simplement à aider les gens à s’informer. Le débat de fond, l'analyse des paramètres avantages/coûts pour la collectivité, la présentation en toute transparence des données factuelles, les projections faites par des personnes ou des organismes compétents et neutres, c'est-à-dire indépendants des promoteurs ou de tout groupe d'opposition radicale, tout cela mérite d'occuper autant, sinon plus, de place dans la couverture médiatique que la simple question de l'acceptabilité sociale. L'acceptabilité sociale ne doit pas occuper tout l'espace et occulter ainsi les autres composantes du débat qui devraient la sous-tendre.

Cependant nous n'avons pas fini d'entendre parler d'acceptabilité sociale. Son usage est beaucoup trop commode. C'est une expression tarte à la crème un peu comme "développement durable"; on aura beau analyser dans les cercles universitaires le concept en détails et proposer une définition rigoureuse, rien n'y fait; l'expression continue d'être utilisée à tort et à travers dans une foule de sens très distincts du concept d'origine.

L'usage courant qu'on fait d'une expression est plus fort que la définition rigoureuse que tentent de proposer les linguistes. On a utilisé, presqu'à contresens, l'expression "développement durable" et pas dans de banales conversations, mais par les hauts fonctionnaires du gouvernement du Québec. Le gaz de schiste est dans son essence même le contraire d'une ressource renouvelable: aussitôt sorti du puits il se retrouve en moins de 48 heures de trajet dans un gazoduc et consommé dans un bruleur. Comme toutes les autres ressources minières, on épuise la ressource en une seule extraction. Pourtant on a donné comme titre officiel à la première commission du BAPE en 2010 le titre "Développement durable de l'industrie des gaz de schiste au Québec". Cela aurait plutôt du être désigné comme "Exploitation de la ressource non-renouvellable ...". L'image aurait été moins bonne politiquement. On a donc choisi une formule tarte à la crème.

Puisque l'acceptabilité sociale présente comme un concept fort commode, galvaudé à gauche et à droite, il n'y aura pas de définitions précises qui vont réussir à en encadrer l'usage, pas plus que cela ne s'est produit dans toutes les autres expressions qui ont eu une heure de gloire d'être un temps à la mode. Les universitaires proposeront de savantes définitions qui resteront lettres mortes. Les expressions "développement durable" et "acceptabilité sociale" sont tellement plus rentables dans leur forme actuelle floue, qu'il est illusoire de penser que ceux qui les utilisent vont accepter de les confiner dans une définition rigoureuse beaucoup moins "vendeuse". Sous cette forme inévitable, la qualité du débat public risque d'en pâtir plutôt que d'en profiter.

Le texte ci-dessus ne doit pas être pris comme une prise de position contre l'acceptabilité sociale; je serais tout disposé à m'en faire aussi le promoteur, si ce n'était de la réalité de son utilisation actuelle et de son utilisation prévisible.

L'acceptabilité sociale dans le débat dans le dossier gaz de schiste n'est qu'un paramètre parmi d'autres. Les paramètres géologiques, techniques et les  conditions économiques font que cette industrie ne présentent absolument pas au Québec une possibilité réelle d'extraction rentable (pour la société, comme pour les développeurs potentiels); mais cela on en a très peu parlé.

La table d'experts pour l'ÉES Anticosti et ÉES Hydrocarbures

Le MERN a publié la liste des experts invités (note) pour la journée du 15 juin 2015. Rappelons que cette journée du 15 juin est la seule activité externe (pour les sujets gisements de pétrole au Québec dont évidemment Anticosti) prévue en complémentarité des deux Évaluations Environnementales Stratégiques sur les questions des hydrocarbures fossiles et sur l'Évaluation Environnementale d'Anticosti. L'ÉES doit rendre son rapport d'ici la fin 2015 en se basant sur un nombre très restreint de consultations.

La composition de la table d'experts laisse pantois : aucune de ces personnes n'a étudié spécifiquement un ou des gisements potentiels dans l'emprise du Golfe St-Laurent (Old Harry, Anticosti) ou sa périphérie (Gaspésie, etc.), ou n'a publié quoi que ce soit comme analyse du contexte de ces gisements. Je mentionne ces gisements car toute la future politique énergétique du Québec et les documents produits jusqu'à maintenant par le gouvernement spéculent constamment sur ces gisements du Québec comme source locale d'approvisionnement en hydrocarbures; Anticosti est certainement le plus souvent mentionné et c'est le pseudo-gisement où le gouvernement a déjà investi massivement. La liste des onze invités montre un panel uniforme de personnes de l'industrie pétrolière, ou de son lobby, ou fortement lié à l'industrie.

1- Philip Andrews-Speed, National University of Singapore "Career as a mineral and oil exploration geologist before moving into the field of energy and resource governance. From 2010 to 2012 he led a major European Union, Framework 7 Programme project “Competition and Collaboration in Access to Oil, Gas and Mineral Resources”  (réf.)

2- Jim Ellis, Alberta Energy Regulator (AER), Calgary. "The AER operates at arm’s length from the Government of Alberta, under an appointed board of directors headed by Chair Gerry Protti, a former president of the oil industry lobby Canadian Association of Petroleum Producers" (AER & CAPP: deux organismes très actifs pour défendre l'industrie par tous les moyens).

3- Matthew Foss, Ministère de l’Énergie de l’Alberta, Directeur de l’économie, de l’information et de l’analyse de l’énergie.

4- Brenda Kenny, présidente l'Association canadienne de pipelines d’énergie (CEPA) The Canadian Energy Pipeline Association. "CEPA represents Canada’s transmission pipeline companies".

5- David Knapp, Energy Intelligence Group, New-York, "Responsible for company-wide oversight of oil-related content for editorial and research product. Maintain extensive oil supply database and forecasting. Provided energy background analysis for Research, Banking, Corporate Finance, Currency Advisory and General Economics. Lead Energy Equity Research Group covering Oil, Gas, Electric Utilities and Special Situations and directly covered direct gas pipeline stocks". (réf.)

6- Yves MATHIEU, Institut français du Pétrole  "Ancien Ingénieur Principal à la direction Géologie Géochimie de l'Institut Français du Pétrole, organisme où il a débuté sa carrière en 1974. Il y a notamment étudié l'exploration et la production du pétrole et du gaz dans la plupart des pays du monde, en étant chef de projet "Réserves mondiales" et l'Expert et le Porte Parole de l'IFP sur ce sujet."

7- Dan McConnell, Fugro GeoConsulting, Texas USA. "Dan has written numerous articles about deepwater site conditions, marine geochemistry surveys, and gas hydrates. His main contribution has been the identification and quantification of gas hydrate deposits from seismic data that culminated with the landmark Chevron - US Department of Energy drilling expedition in the Gulf of Mexico in 2009. Dan holds two degrees, History and Geology, from the University of Texas at Austin." (réf.) 

8- Dave Neslin, Davis Graham & Stubbs LLP, Denver USA. avocat spécialisé dans la représentation pour contrer la réglementation locale qui entrave le développement de l'industrie pétrolière: "There are potentially very problematic initiatives that could either restrict oil and gas development, or give local governments new authority. That's something I think we'll need to focus on as we move forward."

9- Erik Ranheim, Association indépendante des propriétaires de pétroliers et cargos, Norvège  - sans commentaires...

10- Jean-Louis Schilansky, (réf.) président du principal groupe du lobby pétrolier de France et pdg du Centre Hydrocarbures Non Conventionnels, créé par les industriels en 2015 comme organisme de pression pour l'abolition de la loi qui interdit en France la fracturation hydraulique.

11- Stéphanie Trudeau, V.P. Gaz Métro, Québec

Dans cette liste, on retrouve une panoplie complète d'industriels: Gaz Métro (11), les propriétaires de pétroliers et cargos de Norvège (9), l'association canadienne des pipelines (4), des aviseurs légaux pour l'industrie au Colorado (8), des consultants grands projets industriels (7), des analystes financiers (5). Il y a aussi un universitaire lié au développement de l'industrie pétrolière (1), des représentants d'organismes semi-étatiques (2 et 3, 6). Il y a finalement le plus important lobby de l'industrie en France (10).

On peut constater que cette table rassemblera des personnes qui pensent la même chose, que le pétrole est l'avenir de l'humanité, et que l'industrie ne peut qu'apporter des bienfaits. Ce dîner ne sera pas troublé par personne car aucun des 11 participants n'est susceptible de soulever une note discordante dans ce beau concert annoncé.

Comment peut-on aussi effrontément présenter une table si homogène, une table d'experts qui évacue complètement la possibilité d'entendre une critique nuance dans la démarche gouvernementale actuelle. C'est bien évidemment une rencontre d'industriels où on a invité un seul universitaire, qui vient de Singapour; il sera difficile pour lui d'émettre un commentaire précis sur Anticosti ou les autres paramètres locaux. On s'en tiendra donc à des généralités peu compromettantes. Personne parmi ces onze n'est en position de remettre en question, la pertinence, la non-rentabilité, la norme de la profondeur minimale, les risques technologiques, etc. des gisements du Québec.

Quelqu'un peut-il me dire la pertinence de ces personnes pour analyser la question d'Anticosti et les autres questions des gisements potentiels d'hydrocarbures du Québec, dans le cadre d'une évaluation environnementale?

Je n'ose même pas ici ajouter un bien petit mot: où se situe ...

 - environnement, 

                      -  la question des eaux du Golfe,

                 -    la préservation d'Anticosti ...

                     -       l'impact sur les nappes   etc.

N.B. Sur la page d'accueil HYDROCARBURES du site gouvernemental pour la nouvelle politique énergétique, on présente la journée du 15 juin comme "consultation du 15 juin" et on invite les participants à s'inscrire.

Par contre si vous souhaitez vraiment avoir une présentation d'expertise sur le sujet d'Anticosti, je vous invite à visionner la conférence du 3 juin 2015, qui a été présenté à la Salle des Boiseries, Pavillon Judith-Jasmin, UQAM  :                                        Évaluation Environnementale Stratégique - Anticosti 

La "consultation" en soirée regroupait une vingtaine d'assistants, ceux qui avaient choisi courageusement de ne pas boycotter cette journée préformattée pour expliquer au peuple comment l'industrie fonctionne. Une poignée d'interventions donc entre 18h30 et 20h, où seule la sous-ministre à l'énergie était là avec un présentateur sur la table pour recevoir les interventions. Une question adressée à Mme Luce Asselin, qui est une des sept sous-ministres qui constituent le comité des deux ÉES, portait sur la composition de la table d'experts qui s'était déroulée précédemment le matin et l'après-midi; cette question me concernait directement et j'ai donc ci-dessous commenté les propos tenus par Mme Asselin:

   Je me dois de préciser qu'en février 2015, on m'a indiqué que le comité chargé de suggérer une liste de noms d'experts a mis mon nom sur cette liste. Ce comité m'a contacté pour me demander mon accord de principe. Des personnes au ministère ont choisi ensuite de ne pas suivre la liste suggérée. Ils ont plutôt constitué une table ronde de personnes venant de l'industrie uniquement.

Scénarios du MERN pour le pétrole d'Anticosti

Remarque préliminaire: J'ai mis en ligne deux vidéos qui expliquent en détails deux aspects de ce document:
   1: vidéo sur la question de la fracturation dans une zone hors norme.
   2: vidéo sur la question de la non rentabilité.  C'est également exposé dans ma conférence du 3 juin 2015.  En octobre 2015, le gouvernement a sorti un 3e scénario, que j'ai analysé dans deux billets novembre  et décembre. Le texte ci-dessous demeure malgré tout entièrement pertinent.

Le gouvernement a mis en ligne une présentation des scénarios de développement pétrolier du shale Macasty à Anticosti. Bien que ce document soit présenté comme un diaporama pour informer les résidents d'Anticosti (ce qui a été effectivement le cas le 7 mai 2015 à Port-Menier devant une trentaine de personnes), les scénarios répondent en fait à un engagement contractuel du gouvernement envers la firme WSP Canada Inc pour une analyse des besoins en pipelines et infrastructures de transport à Anticosti. Le gouvernement s'est engagé à fournir ces scénarios de développement sans lesquels, WSP ne pourrait faire aucun travail utile; en effet comment fournir d'ici la fin juin (ce qui est prévu à l'appel d'offres) une étude de $210 800 pour des plans de pipelines et les voies d'accès aux puits, si on ne sait même pas où seraient ces puits. Les résidents d'Anticosti seront peut-être déçus de voir que ce n'est pas pour les consulter qu'on a produit ces scénarios; leur opinion n'aura aucun impact sur les travaux de la firme WSP Canada Inc.

Faits saillants de la présentation des scénarios : 

1- Plateformes de 10 puits espacés de 250 m sur 1,25 x 3,2 Km2 (4 Km2), ce qui donne une densité de puits de 2,5 puits/Km2. Cette valeur confirme l'évaluation que j'ai moi-même présentée il y a un an: 12000 à 15000 puits pour 6000 Km2. Elle s'accorde avec ma valeur la plus élevée 15 000 puits qui coûteraient 150 milliards de dollars (10M$/puits), dans le cas très hypothétique où on penserait aller chercher tout le volume possible à extraire du 43 milliard de barils estimés en place.

2- On annonce une production mixte de pétrole et de gaz naturel; une première ici car les promoteurs n'ont insisté auparavant que sur l'exploitation du pétrole, seul jugé intéressant commercialement à Anticosti. Par contre, il n'y a pas aucune indication sur comment ce gaz sera stocké, liquéfié?, transporté hors de l'île.

3- On annonce que les permis de Junex et TransAmerica sont impliqués respectivement à 50 et 100% dans les scénarios, mais c'est le cas pour à peine 30% des permis d'Hydrocarbures Anticosti S.E.C. Junex n'a pas trouvé de partenaire industriel et n'a donc pas d'activité de forage dans le cadre de l'ÉES, contrairement à ce que le gouvernement avait annoncé en février 2014. TransAmerica est une petite société de Vancouver encore moins présente que Junex. Pour prévoir ainsi deux scénarios qui les impliquent, y a-t-il des ententes non dévoilées dans ces scénarios?

4- On indique une activité de construction très étalée dans le temps: 122 puits/an en moyenne dans un scénario "Moins"  ou construction des puits étalés sur 50 ans en moyenne donc 130 puits/an dans l'autre scénario. À ce rythme, on aura des coûts par puits bien supérieurs à ceux en vigueur aux USA où dans chacun des principaux gisements, c'est plutôt 130 à 150 puits par mois qui ont permi des coûts un peu sous les 10M$/puits. Avec un dixième de l'activité comparable dans les autres gisements, c'est à des coûts majorés qu'on devra s'attendre à Anticosti, sans compter l'effet de l'isolement de l'Île.

5- Deux scénarios un Plus et un Moins sont décrits; tous les deux indiquent que "La zone débute à 40 km de la pointe Ouest de l’île." Or il est facile de constater que c'est plutôt à 26 Km à peine depuis la pointe Est et donc à moins de 14 Km des résidences de Port-Menier que débuterait la fracturation.

Figure 1  Port-Menier et le début des zones couvertes des puits proposés.

Commentaires : 

1- J'ai mis en ligne en 2014 une présentation où les plateformes couvraient 3,2 Km2; j'indiquais qu'il faudrait entre 12000 et 15000 puits pour couvrir 6000 Km2 de gisement à Anticosti et que le coût de 12 000 se chiffrerait au minimum à 120 G$, trois fois plus que la valeur du pétrole exploitable. Avec une densité de 2,5 puits/Km2, c'est donc la valeur supérieure (150 G$ - milliards de dollars) qui se serait compatible avec ce que le MERN confirme comme densité de puits.

2- La présence de gaz associé constitue un problème plutôt qu'un avantage à Anticosti, en raison de l'isolement géographique de l'Île. Le transport du méthane est autrement plus complexe et plus coûteux que le pétrole. Les promoteurs n'ont jusqu'à maintenant mis de l'avant que la présence de pétrole. Que fera-t-on du gaz? Brulé à la torchère comme au Dakota faute de rentabilité? Un port méthanier à plusieurs milliards? Un gazoduc sous-marin? Deux solutions irréalistes en raison de leur coût et de la faible valeur compétitive du gaz produit à Anticosti.

3- On postule une production des puits durant 25 ans! Or on sait que les  puits dans le cas d'exploitation de shale fracturé donnent entre 60 et 75% de leur production commerciale durant la première année, 15 à 20%, la seconde. La production est marginale après cinq ans, car elle décline de façon exponentielle. Le nombre de 25 ans de production s'applique dans les puits conventionnels. C'est une grossière surestimation de penser qu'on va garder ces puits productifs commercialement sur un quart de siècle. Par contre l'idée de garder ainsi les puits ouverts pendant 25 ans me plait pour une tout autre raison: cela mettra en évidence le vieillissement des aciers et coulis de scellement. On sera à même de constater le beau gâchis des puits fuyants, bien avant leur obturation définitive. Ces coûts seraient bien réels et s'ajouteraient aux coûts initiaux des puits.

4- La très grande partie des permis pour lesquels le Québec a payé le gros prix (ceux que détenaient Pétrolia-Corridor) sont impropres à y envisager une exploitation. Les deux scénarios publiés par le MERN, qui sont décrits décrits ci-dessous, le confirment.

Les deux scénarios

Nonobstant le fait que l'ÉES-Anticosti ne fait qu'amorcer ses études et nonobstant le fait qu'on a même pas encore pris la peine de vérifier si la production de pétrole à Anticosti est envisageable au point de vue économique, le gouvernement présente deux scénarios d'implantation de puits. Ces scénarios sont requis comme données de base dans l'étude externe commandée en avril pour l'implantation de pipelines pour relier les puits. Les deux scénarios (figure 2 et 3 ci-dessous) sont tous les deux implantés dans une partie de l'Île qui ne permettra pas de respecter une norme de l'industrie: une distance séparatrice de 1000m entre le haut de la fracturation et le bas des nappes phréatiques. La presque totalité (96,5%) des permis d'hydrocarbures Anticosti S.E.C. sont dans cette zone d'exclusion. Le gouvernement qui a fait adopter l'an passé des dispositions scandaleuses spécifiquement pour les besoins de ces permis, situe ses deux scénarios en plein dans cette zone d'exclusion. Le gouvernement contredit dans ses intentions et dans les faits son annonce de respecter les meilleures pratiques; il vient tout simplement d'inventer "les pires pratiques". Explications dans cette présentation vidéo de six minutes.

Scénario Moins: 3900 puits "La zone exploitable du scénario « Moins », une fois les contraintes prises en compte, représente de 25 % à 30 % du territoire sous permis de l’île."  Avec 6500 puits on drainera 1560Km2, ce qui est 21% de la superficie des permis, donc très probablement 21% du gisement. On occupera peut-être 25 à 35% des permis, en laissant ça et là des zones non touchées, mais pas 25 à 35% du pétrole en place.

Figure 2 Le scénario MOINS qui s'étalerait sur 32 ans de construction et 56 ans d'exploitation.


Scénario Plus: - 6500 puits "La zone exploitable du scénario « Plus », une fois les contraintes prises en compte, représente de 35 % à 40 % du territoire sous permis de l’île."  Avec 6500 puits on drainera 2600Km2, ce qui est 35% de surface des permis, donc sans doute 35% du gisement, pas 40%.

Figure 3  Le scénario PLUS qui s'étirerait sur 50 ans de construction et 75 ans d'exploitation.

Chacun de ces scénarios mène à constater l'absolue impossibilité économique d'exploiter Anticosti. En effet, tous les scénarios donnent des déficits d'exploitation, sur la simple base des coûts de forages versus la valeur brute du pétrole qui serait récupéré. C'est une analyse qui comporte beaucoup de chiffres, mais si vous avez la patience de suivre ces calculs pas trop abstraits, vous avez une vidéo qui explique les données du tableau montré ci-dessous :

Figure 4  Les coûts, revenus et déficits prévisibles des scénarios PLUS et MOINS avec un baril à 100$.

Les valeurs du tableau (Figure 4) sont basées sur un prix à 100U$ le baril. Dans la présentation vidéo, je fais une analyse pour deux prix: 100$ et pour 60$.  Dans l'entrevue à RDI Économie le 21 mai 2015, nous avons également présenté les valeurs avec un prix du baril à 150$. Dans une analyse précédente j'ai utilisé un taux de récupération de 1% qu'on peut estimer prudent et réaliste pour un gisement comme Anticosti, compte tenu de sa géologie comparée aux autres gisements exploités en Amérique du Nord et compte tenu du fait qu'aucun pétrole liquide n'y a encore été observé. Les valeurs réelles mesurées dans des gisements où il y a déjà des milliers de puits en production fournissent des valeurs de l'ordre de 1,0%, 1,2% et 1,8%. Dans les figures qui suivent, je fournis donc la fourchette complète des bilans maximum et minimum, car tous ces tableaux sont calculés avec en haut la valeur élevée 1,8% et au bas la valeur 1,2%. La réalité se situera entre les deux dans cette fourchette de valeurs.

Je dois aussi préciser que les valeurs de coûts et déficits qui ont été présentés à RDI ne tenaient pas compte du facteur EROEI. L'effet de ce facteur qui est très important dans le cas des gisements non conventionnels comme le shale Macasty à Anticosti; j'ai commenté cet impact dans mon billet de mai 2015 (L’EROEI et la rentabilité fuyante d’Anticosti). Ci-dessous, voici les valeurs plus justes en tentant compte de l'impact sur le coût d'extraction que produirait un prix à 150%/baril:

Figure 5  Les coûts, revenus et déficit prévisibles avec les scénarios PLUS et MOINS avec un baril à 150$ en appliquant un effet EROEI sur le coût des puits.

Dans ces gisements conventionnels l'EROEI est un outil qui permet de connaitre la condition d'exploitabilité ou non d'un gisement, pratiquement indépendamment du prix du pétrole. En effet si le gisement est non économique et qu'il a un facteur EROEI près de la limite de la rentabilité, il demeure non exploitable, même quand le prix du pétrole monte, car les coûts de production montent de façon simultanée; l'extraction doit consommer elle-même une énergie plus coûteuse.

Pour donner plus concrètement un exemple de l'impact de l'EROEI avec le cas des deux scénarios PLUS et MOINS du MERN, les deux tableaux suivants donnent les valeurs des coûts dans un contexte hypothétique où le prix du baril de pétrole serait rendu à 200$ et à $300. On a alors des majorations respective de 2M$ et 4M$ des coûts unitaires des puits qui résultent des dépenses d'énergie pour extraire et de l'impact inflationnaire sur d'autres éléments du coût des puits qui sont indexés à ce nouveau prix élevé du pétrole:

Figure 6 Les coûts, revenus et déficit prévisibles avec les scénarios PLUS et MOINS avec un baril à 200$ et en prenant en compte l'effet de l'EROI sur le coût des puits.

Figure 7  Les coûts, revenus et déficit prévisibles avec les scénarios PLUS et MOINS avec un baril à 300$ en appliquant un effet EROEI sur le coût des puits.

On constate facilement que les déficits dans les scénarios sont tout aussi significatifs que dans le tableau établi avec une valeur à 100$. Un gisement marginal non rentable demeurera toujours non rentable.

Je termine par une dernière précision à propos des montants indiqués comme redevances; monsieur Fillion a fait cette remarques le 21 mai à RDI Économie: "... mais il y a des retombées économiques, il y a des retombées sur l'emploi; le gouvernement touche six milliards de redevances ...". L'objectif premier de la mise en tableau de ces données c'est essentiellement pour voir si il y a oui ou non un gisement exploitable à Anticosti et non pas pour faire un bilan complet de ce qui en serait les retombées si on arrivait à y faire une exploitation. Dans ce dernier cas il est vrai qu'il y aurait d'autres paramètres à prendre en considération, comme les emplois créés, les taxes, etc. Mais ce n'est pas du tout pertinent à cette étape-ci. Ces tableaux sont présentés de la façon qu'un investisseur le ferait pour voir si oui ou non il y a une rentabilité possible. Investisseur doit inclure dans mon esprit le gouvernement et les fonds publics qu'il a décidé d'y mettre. Un investisseur "se fout" à cette étape-ci de voir combien d'emplois il va créer et quelles retombées il y aurait. Un investisseur veut simplement savoir si Anticosti est un gisement exploitable économiquement; dans cette étape décisionnelle ce qu'il doit regarder c'est ce qu'il y a pour lui dans la colonne des dépenses et ce qu'il y a comme valeur extraite dans la colonne des revenus. Les redevances sont ajoutées ici comme dépenses ici dans les tableaux, car si des barils sont extraits, il y aura des coûts de redevances automatiquement et l'investisseur doit inclure cela dans cet examen initial.

Comme le Québec n'a toujours pas de loi sur les hydrocarbures, le taux de redevance réel est encore dans un flou artistique. Nous avons pris une valeur de 20% de façon extrêmement conservatrice, car les hypothèses en cours actuellement vont jusqu'à des taux de 40%. Quarante pour-cent creuserait encore plus le côté déficitaire de l'aventure. 

Figure 8  Taux de redevances proposés dans le document gouvernemental (réf. Fascicule 6 – Hydrocarbures fossiles, p.50).

Comme tous les scénarios ne montrent que des valeurs à l'encre rouge, il n'y aura pas d'exploitation, donc pas de redevances. C'est inutile, tant qu'on a pas aucun bilan positif, de fabuler sur les montants des redevances et de les considérer avec les taxes etc. du côté positif pout la société. Il n'y a pas normalement dans cette industrie de décision d'investissement tant que n'apparait pas dans un calcul prévisionnel un minimum de 15% en surplus de revenu par rapport à l'investissement à faire.  À Anticosti, par exemple dans le scénario PLUS de la figure 5, l'investissement à faire c'est 74,8G$ et le déficit oscillerait entre -39,6G$ (réc.=1,8%) et -51,3G$ (réc.=1,2%) alors que le minimum de 15% positif souhaité serait +11,2G$; un écart si considérable qu'il est hors de question d'appeler ça un gisement. Oubliez donc tout montant de redevances, taxes, impact indirect.

Il faut savoir qu'il y a dans le monde, sur tous les continents des roches sédimentaires à grain fin de type shale (ou schiste argileux). Plusieurs, (on en a recensé six cents) peuvent contenir de la matière organique, du kérogène, des hydrocarbures, c'est très courant. Même les roches des strates autour de Montréal contiennent des hydrocarbures disséminés en faible quantité; cela n'en fait pas des gisements. Comme ces unités géologiques s'étendent sur des milliers de Km2 et sur des épaisseurs considérables parfois, le bilan qu'on pourrait y faire des quantités d'hydrocarbures en place amènent immanquablement à des valeurs que les néophytes tendent à prendre pour des dollars enfouis. Or on n'a un gisement et une valeur économique que si c'est exploitable; sinon c'est seulement une unité géologique avec peut-être des milliards de barils en place, mais disséminés en faible concentration; il n'y a dans ce cas aucune valeur économique à leur attribuer.

source PacWest

Figure 9  Sur les cinq continents, on a recensé >600 formations géologiques de type shale contenant des hydrocarbures; ce ne sont pas pour autant des gisements au sens économique du terme. Le shale d'Anticosti ne figure même pas sur cette carte.

N.B. Ce document a été transmis à l'ÉES-Hydrocarbures le 24 mai 2015 avec une demande particulière aux cinq commissaires de le lire avant la poursuite du volet Anticosti dans leurs travaux. Comme j'ai des doutes sur le type de considération que l'ÉES accordera à ce qu'ils nomment des simples "lettres ouvertes", j'ai donc de plus transmis mon document directement aux ministres Arcand (MERN) et Heurtel (MDDELCC).