Photo: Lock Haven University
Ben Parfitt est un chercheur de Victoria, en Colombie-Britannique, et est l'auteur du rapport "Fracture Lines: Will Canada's Water be Protected in the Rush to Develop Shale Gas?" - Lignes de fractures, est-ce que l'eau du Canada sera protégée dans la ruée pour exploiter le gaz de schiste? - , rédigé pour le programme "Program on Water Issues" pour Munk School of Global Affairs à l'université de Toronto. Le document porte la date du 15 septembre 2010.
Voici la 4e partie d'une traduction libre de son rapport que l'on trouve en format pdf de 62 pages au lien suivant: http://www.ledevoir.com/documents/pdf/etudegazdeschiste.pdf
Les chimiques de la fracturation hydraulique.
Dans les régions où la fracturation hydraulique se fait depuis un bout de temps, l'une des préoccupations controversées a été l'usage d'une variété d'additifs chimiques dans les fluides de fracturation. Aux États-Unis, par exemple, les compagnies sont habituellement exemptées de devoir révéler au public les composés chimiques utilisés dans leurs fluides, même si certains de ces chimiques comme le benzène et le diéthylène glycol sont des cancérigènes connus pour l'être humain.
Bien que l'eau est l'ingrédient majeur dans le jet liquide pompé à des pressions extrêmes dans les forages pendant les fracturations, ce n'est certainement pas le seul ingrédient. À différents stages de la fracturation, d'importantes quantités de sable et des fluides de fracturation non-identifiés ou des chimiques sont également pompées. Des réducteurs de friction sont utilisés pour diminuer la résistance pour faciliter la circulation des fluides entre les coffrages. Des biocides sont utilisés pour prévenir la reproduction bactériologique qui pourrait nuire à la circulation du gaz. Des produits détartrant sont ajoutés pour prévenir la fixation de tartre dans les zones de fracture et le trou de forage. Finalement, des "proppants", une matière solide d'une taille adaptée aux fractures pour les garder ouvertes, habituellement du sable fin ou de minuscules perles de céramique, sont injectés dans le roc fracturé pour permettre au gaz de s'échapper plus facilement.
Aux États-Unis, le Groundwater Protection Council a rapporté en 2009 qu'un petit nombre d'additifs à la fracturation comme le benzène, l'éthylène, le glycol et le naphtalène ont été associés à des problèmes de santé à certaines concentrations. En septembe 2009, le même mois que le département de l'environnement de la ville de New York a exprimé ses préoccupations sur les impacts que pourraient avoir les projets d'exploitation de gaz de schiste sur ses sources d'eau douce, un important rapport du New York State Department of Environmental Conservation's Division of Mineral Resources a été rendu public. Il donnait une liste de 257 additifs qui pourraient être mélangés avec l'eau injectée dans les formations de shale, et a fournit une description détaillée des chimiques connus dans ces aditifs, une liste de 10 pages de long.
Pour obtenir cette information, le département a demandé à 6 compagnies d'entretien et 12 fournisseurs de produits chimiques de fournir de l'information sur la composition des fluides de fracturation. Le département ajoute que les fluides de fracturation sont typiquement composés à 98% d'eau douce et de sable "avec des additifs chimiques comptant pour 2% ou moins des fluides."
L'organisme The Groundwater Protection Council nous rappelle que d'après un rapport de l'EPA (Environmental Protection Agency) des États-Unis, la proportion des chimiques dans les fluides de fracturation sont de moins de 2%, avec de 98% à 99,5% des fluides de fracturation étant de l'eau par volume. Par contre, le Council remarque qu'une évaluation toxicologique des additifs des fluides de fracturation ne faisait pas partie de l'étude de l'EPA.
L'illustration numéro 8 (Figure 8) nous montre visuellement la composition des fluides de fracturation. Une partie nous montre que l'eau et le sable compose de 98% à 99,5% et la proportion des "autres" ingrédients (additifs chimiques) varie de 0,5% à 2%.
Pour nous informer et rendre l'industrie plus redevable, la US House Committee on Energy and Commerce a annoncé en février 2008 qu'elle avait demandé aux 8 compagnies qui déservaient les gazières dont Sanjet Corporation de Calgary et Calfrac Well Services de révéler les chimiques employées dans leurs fluides de fracturation. Une copie de la lettre se trouve dans l'annexe A du rapport. En envoyant ces lettres, le Committee avait remarqué la levée de boucliers croissante venant du public sur le potentiel de dégradation de la qualité des sources d'eau potable causée par la fracturation. De plus, il remarquait les lacunes majeures dans les lois des É.-U. En 2003, l'EPA s'était entendu avec les 3 plus grosses compagnies de fracturation hydraulique, soit Halliburton, BJ Services et Schlumberger, pour éliminer le diesel dans la recette des fluides de fracturation hydraulique qui seraient injectés dans certains puits situés près de sources souterraines d'eau potable. À part de cette entente, il n'y a pratiquement pas de lois fédérales encadrant la fracturation hydraulique.
En 2005, le Congress avait exempté la pratique de la fracturation hydraulique de la loi Safe Drinking Water Act (SDWA), exepté quand les fluides injectés contiennent du diesel. Les compagnies pétrolières et gazières peuvent employer des additifs et des chimiques à part le diesel dans leurs fluides de fracturation hydraulique, mais les législateurs fédéraux n'ont pas de droits de regard pour limiter les types et les volumes de ces substances. En effet, les compagnies pétrolières et gazières ne sont pas tenues de soumettre aux législateurs fédéraux ce que contiennent les fluides de fracturation ou l'endroit où ils sont utilisés.
La fracturation et la contamination de l'eau souterraine
Bien que fracturer les formations de shale est relativement nouveau au Canada, cela se fait depuis un bout de temps dans la province la plus riche énergétiquement: l'Alberta. On le fait pour augmenter la production de gaz naturel des formations de charbon. Puisque que l'on planifie de fracturer presque tous les nouveaux puits dans une province qui compte déjà un nombre important de vieux puits dont certains sont reconnus pour être mals scellés, l'on craint que les effets cumulatifs pourraient mener vers une contamination accrue des puits d'eau potable.
Cette crainte est bien justifiée. Dès 2007, la production de gaz naturel venant des formations de charbons non conventionnel était chose courante en Alberta avec près de 11,000 tels puits forés. La croissance de l'exploitation des formations de charbon de la province pendant la dernière décennie concordait avec le déclin des réserves de gaz conventionnel de l'Alberta et une demande croissante venant de l'industrie des sables bitumineux qui exigent des quantités considérables de gaz naturel pour séparer le bitumen de la glaise, du sable et de l'eau, les composants des sables bitumineux.
Le méthane venant de la houille, ou du charbon, le gaz extrait des formations de charbon, est classé comme non conventionnel à cause des étapes ajoutées nécessaires pour en extraire le gaz. Les formations doivent souvent être dépressurisées avant que le gaz puisse s'échapper, et parce que les formations sont souvent massives, mais craquelées naturellement mais encore comprimées, elles sont souvent fracturées. Les gisements de charbon étant souvent très peu profondes, cela a souvent mené à des conflits pour l'eau entre les gazières et les propriétaires terriens. En janvier 2006, le comité de l'Alberta Energy and Utilities Board a émis des directives en réaction à des pratiques récentes de fracturer des gisements de houille contenant du gaz naturel de moins de 200 mètres de profondeur. Les directives interdisaient de fracturer à moins de 200 mètres d'un puits d'eau potable qui était à une profondeur de moins de 25 mètres de la profondeur projetée de la fracturation.
Autrement dit, l'industrie devait prévoir une distance horizontale de 2 terrains de football et laisser au moins 25 mètres entre la profondeur du puits d'eau potable le moins profond et la profondeur moindre d'une zone fracturée. Deux ans plus tard, une révision indépendante des directives de l'EUP concluait que ces directives n'étaient pas assez sévères. Elle recommandait que l'EUP double la séparation verticale requise et imposer une séparationde 45 à 50 mètres. Cela a été recommandé à cause du risque géologique que les fractures dans le charbon pourraient s'étendre à 20 mètres, une distance dangereusement proche du 25 mètres de la zone d'exclusion. "L'augmentation proposée réflète donc une marge de sécurité plus grande" concluait la révision.
Bien des gisements de charbon fracturés jusqu'à date en Alberta sont dans la région de Horseshoe Canyon où les formations les moins profondes sont à moins de 200 mètres de la surface, ce qui veut dire que les activités de fracturation sont vraiment à l'intérieur des zones d'aquifères d'eau douce. Dans un reportage récent sur ce qui s'est passé après une fracturation à une si faible profondeur, Jessica Ernst, une biologiste et consultante en environnement pour l'industrie pétrolière et gazière, a remarqué des changements drastiques dans son eau et dans l'eau de l'agglomération de Rosebud, à l'est de Calgary.
"J'ai commencé à remarquer que ma peau brûlait dans la douche. Je pensais que c'était un symptôme bizarre d'un début de ménopause. Puis mes chiens ont soudainement refusé de boire l'eau. Ils reculaient pour s'en éloigner." se rappelle Ernst. Des tests d'eau subséquents ont révélé des niveaux de méthane et d'éthane abnormalement élevés, et des niveaux pareillement élevés de kérosène dans l'eau du puits potable municipale de Rosebud.
Une telle contamination confirme le besoin d'une réglementation qui protège les eaux souterraines et les puits d'eau potable privés des impacts de la fracturation. Cela souligne aussi le besoin de s'attarder aux effets cumulatifs. Les réserves de gaz naturel conventionnel se tarissant, il y aura une dépendance croissante des sources de gaz non conventionnel dans les années à venir. D'ici 2015, le département de l'Alberta Geological Survey projette que la production du méthane non conventionnel venant des gisements de houille pourrait atteindre 19,6 milliards de mètres cubes, 7 fois plus que 2005.
La fracturation et les eaux usées contaminées
Aux États-Unis où les opérations sont bien avancées, l'une des problématiques environnementales les plus importantes concerne les milliards de mètres cubes d'eaux usées générées par l'industrie. Après la fracturation des puits, de grandes quatités d'eau, de sable et de produits chimiques qui sont pompées dans le sol reviennent à la surface. En 2006, on estime qu'environ 2,16 millards de mètres cubes de ces eaux contaminées ou eaux de "flow-back" sont revenus à la surface des puits fracturés aux États-Unis.
Comment disposer de cet énorme volume d'eaux très contaminées? C'est devenu un problème criant en Pennsylvanie. En même temps, on a fait la preuve de notre manque de moyens de traiter correctement et disposer des eaux contaminées de flow-back. Cela pourrait trancher dans le débat dans l'état de New York, et peut-être bien influencer les décisions faites ailleurs.
Jusqu'à date, les volumes massifs d'eaux usées contaminées générées par les puits de gaz de schiste aux États-Unis ont été gérées de l'une ou l'autre de ces 2 façons: injecter dans les profondeurs souterraines ou le traitement dans les usines d'épuration municipales. Le nombre de sites d'injections souterraines est limité par les contraites géologiques et les exigeances légales. Injecter des déchêts qui sont typiquement très salés et qui pourraient contenir des chimiques et des métaux lourds dans des puits profonds d'élimination pourrait contaminer l'eau potable. Les usines d'épuration municipales ne sont pas conçues ni équipées pour traiter les eaux usées contaminées venant de la production du gaz de schiste.
L'industrie de fracturation de la Pennsylvanie génère environ 34,000 mètres cubes d'eaux de flow-back par jour. D'ici 2011, cette quantité pourrait atteindre presque 72,000 mètres cubes, une quantité que le ministère Department of Environmental Protection (DEP) de la Pennsylvanie dit qui ne peut pas être absorbée par les cours d'eau sans dommages. Pire, beaucoup des déchêts liquides contaminés de l'industrie sont camionnés vers des usines d'épuration municipales qui ne sont pas équipées pour les traiter adéquatement avant de les déverser dans les ruisseaux, les rivières ou les lacs qui pourraient être aussi des sources d'eau potable.
En Pennsylvanie, les demandes excessives faites aux usines d'épuration municipales ont justifié une nouvelle réglementation passée en juin 2010 qui limite le niveau total de solides dissous (TDS) dans les eaux usées, traitées puis déversées provenant des gazières. À ce moment-là, John Hangar, le secrétaire du DEP avait dit: "Le seul moyen de protéger notre ressource en eau est d'implanter des nouveaux standards de traitement d'eaux usées pour les gazières." Hangar ajoute que les niveaux de TDS dans les eaux usées de fracturation ont endommagé les équipements dans d'autres industries, ont provoqué des avis d'eau potable, et provoqué au moins une mortalité massive de poisson dans un ruisseau. En juin 2010, Hangar est passé à la radio publique National Public Radio et a employé des mots très durs adressés à une industrie dont les activités ont causé des migrations de gaz sous terre qui ont contaminé des puits d'eau potable, des renversements de produits chimiques et des eaux de flow-back mal entreposées qui ont fuit dans des ruisseaux et des rivières, des usines d'épuration municipales dépassées par la quantité des eaux usées toxiques et les rivières qui reçoivent les effluents de ces usines.
Tout cela, selon Hangar, démontre le besoin de mieux encadrer une industrie qui doit faire mieux que ce qu'elle fait maintenant. "Ou, menace Hangar, cela provoquera une révolte publique. Nous sommes au point, selon moi, de perdre la confiance du public à cause de son incapacité d'agir d'une manière exemplaire. Finalement, le gouvernement a un rôle essentiel à jouer. Il peut encourager cette culture d'excellence, ou il peut la décourager. Mais nous ne pouvons pas la forcer en existence. Cela doit venir de la direction en tête des entreprises jusqu'aux personnes s'affairant aux puits, qui sont vraiment les seules personnes qui sont sur le terrain 24 heures par jour, 7 jours par semaine."
Les états du Texas, de l'Oklahoma, de New York, de l'Iowa, de la Virginie, de l'Arkansas et le Tennessee n'ont pas le problème de la Pennsylanie puisqu'ils interdisent tout retour d'eaux usées de forage aux cours d'eau. Dans ces états, l'injection des eaux usées dans des puits souterrains ou les traitements à des hauts niveaux de standards pour ête réutilisées à des fins de fracturation pourraient être parmis les seules options.
Au Canada, au contraire, pendant que les records de fracturation hydrauliques se font battre dans le Horn River Basin en Colombie-Britannique, aucun législateur sénior provincial ou fédéral n'a commencé à même approcher les évaluations critiques des agissements de l'industrie comme l'a fait Hangar, en tout cas, pas publiquement. Il pourraity avoir quelques raisons pour expliquer cela.
La production du gaz de schiste au Canada est dans son enfance. Bien que la population du Canada est surtout concentrée dans la partie sud du pays, tout le long de la frontière avec les États-Unis, l'exploitation du gaz de schiste jusqu'à date s'est faite dans des régions reculées, loin des centres urbains importants et des pouvoirs politiques. Les conflits entre les propriétaires terriens, les municipalités et les opérateurs de fracturation sont donc moindres en quantité et comparativement moins publicisés à comparé avec les nombreux conflits aux É.-U.
Pourtant, l'un de ces conflits dans une région intensément exploitée dans le nord de la C.-B. où des puits horizontaux extensifs sont fracturés régulièrement, a fait les manchettes internationales et l'une des enquêtes policières les plus agressives des annales de l'histoire du Canada après 6 attentats à la bombe sur des infrastructures de gazoducs.
Mais sur un continent où la production d'énergie gourmande en eau génère une abondance relative de gaz naturel, de pétrole et d'électricité hydro-électrique de différentes régions du Canada aux États-Unis, les développements législatifs d'un pays pourraient bien influencer ceux de l'autre côté de la frontière. De plus, le Canada et les États-Unis ont en commun plusieurs lacs, rivières, ruisseaux et aquifères le long d'une frontière commune extensive, et plusieurs compagnies énergétiques qui opèrent dans un pays sont aussi dans l'autre. Si la ressource en eau doit être protégée à cause de la production en croissance du gaz de shale, quels changements aux lois doivent être implantées dès aujourd'hui?
Les lois gazières et les permis pour l'eau au Canada
L'exploitation du gaz de schiste est bien entamée en Colombie-Britannique pour le moment au Canada, et l'Office National de l'Énergie prétend que le pays pourrait produire des volumes substantiels de gaz dans les prochaines années et qu'il y a potentiellement 1,000 trillion de pieds cubes de gaz naturel dans les formations de shale du Canada, desquels 20% pourrait être potetiellement exploité, une quantité qui pourrait permettre au Canada de répondre à ses besoins en gaz naturel jusqu'au 21e siècle.
Bien que l'office concède qu'il existe quelques inquiétudes environnementales quand il s'agit des opérations de fracturation grandes consommatrices en eau, le ONE en général ne se soucie pas trop de ces problèmes. Cette section du rapport regarde la façon que les permis de prélèvements d'eau sont gérés en C.-B. et dans d'autres parties du pays: l'Ontario, le Québec, au Nouveau-Brunswick, en Saskatchewan et en Alberta, où l'on est aux premières étapes à développer l'industrie du gaz de schiste.
Colombie-Britannique
En C.-B., la commission Oil and Gas Commission (OGC) gère l'industrie des combustibles fossiles. Créée vers la fin des années 1990 pour encourager l'exploration et l'exploitation du pétrole et du gaz dans la province, l'OGC est décrite comme un guichet unique pour l'encadrement législatif et l'octroi des permis pour les projets de l'industrie énergétique. Après la création de l'OGC, le gouvernement provincial a transféré la responsabilité d'émettre les permis de prélèvements d'eau à court terme du Ministère de l'Environnement provincial à l'OGC. Avec ce transfer de responsabilité, le secteur énergétique devint la seule industrie dans la province qui a son propre législateur pour les permis d'eau.
Les permis de prélèvements d'eau à court terme sont pour les eaux de surface seulement en C.-B. Cette province est la seule au Canada qui ne réglemente pas les prélèvements d'eau souterraine. Pour les usages d'eau à plus long terme comme le secteur énergétique, se fait avec des licences d'eau. Le ministère de l'environnement maintient le contrôle de revoir, de rejeter et approuver, mettre des conditions de tous ces permis.
Depuis la mi-2010, le ministère de l'environnement a déclaré avoir reçu un nombre de demandes de licences d'eau venant des compagnies d'énergie qui veulent détourner l'eau de réservoirs, de lacs, de rivières et de ruisseaux pour faire de la fracturation hydraulique. Vu le manque de connaissances de certains de certains plans d'eau qui sont visés dans ces demandes de permis, le ministère dit qu'il mettra probablement des échéances aux nouvelles licences, probablement de 5 ans.
Les compagnies énergétiques qui font de la fracturation hydraulique ont laissé savoir au ministère de l'environnement qu'elles espèrent prélever de grandes quantités d'eau avec de telles licences. Talisman Energy, une compagnie qui s'active également dans les basses terres du Saint-Laurent au Québec, prévoit divertir 2,2 millions de mètres cubes d'eau par année sur une base "permanente", l'eau prélevée du plus vaste plan d'eau artificiel de la C.-B., le Williston Reservoir. Le projet prévoit construire un pipeline qui partirait du réservoir pour fournir la région que la compagnie prévoit exploiter dans le Montney Basin.
L'OGC ne publie pas une liste disponible des permis d'eau distribués dans le passé ou actifs présentement, comme c'est le cas dans d'autres provinces où le gaz de schiste sera exploité bientôt. En août 2010 par contre, la commission a publié un rapport sur l'usage de l'eau dans le secteur pétrolier et gazier. Le document a été écrit avec l'intention précise d'aborder le problème de la demande croissante d'eau pour les activités de fracturation.
Tout en avouant que plus d'eau serait prélevée, le législateur provincial a choisi de diminuer la portée des demandes de l'industrie et les impacts environnementaux à plusieurs endroits dans son document, répétant plusieurs fois dans ses conclusions des argumentaires déjà évoqués par l'organisme Canadian Association of Petrolium Producers. À un certain endroit dans le document par exemple, on y lit que l'usage de l'eau par l'industrie des pâtes et papier en C.-B. est 17 fois plus importante que ce que prend les compagnies gazières. À un autre endroit, l'OGC dit qu'une évaluation préliminaire de la quantité d'eau utilisée par les compagnies énergétiques dans le Horn River Basin avait conclu qu'en 2009, les compagnies utilisaient moins que 5% de ce qu'elles auraient pu prélever selon les différents permis d'eau et licences qu'elles possédaient.
C'est difficile de comprendre ce que ceci veut vraiment dire. Le rapport de l'OGC ne fournit aucun chiffre de volumes d'eau assignés dans le Horn River, à comparer avec les volumes réellement prélevés. De plus, il n'indique pas l'intensité des activités des compagnies énergétiques dans la région en 2009, une omission qui pourrait avoir un lien avec le fait qu'en 2009, les activités des compagnies énergétiques n'ont été qu'une fraction que ce que l'on prévoyait.
Pour rédiger se rapport et afin de mieux comprendre la portée des autorisations d'eau dans la province canadienne la plus exploitée pour son gaz de schiste, une partie de la recherche a été de faire des demandes d,information auprès du OGC, afin de rédiger une liste de compilation de toutes les permis actifs pour les prélèvements d'eau temporaires. La liste nous fournit pour la toute première fois une idée de ce qui pourrait se passer dans les régions les plus peuplées du Canada comme le corridor Montréal-Québec. L'information nous montre qu'à partir d'avril 2010, d'après les permis émis par l'OGC, les compagnies qui détenaient les permis pouvaient prélever de l'eau d'au moins 540 endroits: des ruisseaux, des rivières et des lacs dans la partie nord-est de la C.-B.. Ensembles, les permis qui ont une durée maximum de 12 mois ont permis de prélever jusqu'à 274,956 mètres cubes d'eau par jour, ou 60,481,864 gallons impériaux. Pour se donner une idée, la consommation domestique et commerciale dans la grande région de la ville de Victoria où résident 336,000 personnes est en moyenne de 134,282 mètres cubes, ou 55% de la consommation des gazières de la province.
L'information fournie par l'OGC nous montre que certaines compagnies tiennent un seul permis d'usage d'eau les laissant prélever de l'eau de différentes sources. Penn West Petroleum Ltd, par exemple, avait un seul permis qui lui permettait de prélever de l'eau de 57 différents endroits le long de plusieurs ruisseaux et lacs, pour un volume total maximum quotidien de 12,975 mètres cubes, ou l'équivalent de 5 piscines olympiques. Un seul permis donné à Encana lui donnait le droit de prélever de l'eau à 71 endroits différents pour un maximum total quotidien de 16,117 mètres cubes ou plus de 6 piscines olympiques. Est-ce que les compagnies utilisent réellement toute cette eau et pendant combien de temps demeure fondamentalement sans réponse, bien que la plupart des compagnies qui détiennent de tels permis sont obligées de tenir des archives de leurs prélèvements et doivent soumettre leurs données si l'OGC le leur demande.
Dans presque un quart de tous les cas, les droits donnés pour l'eau sont pour des lacs "sans nom" et des ruisseaux dans lesquels les compagnies peuvent prélever l'eau pour la fracturation ou les autres usages industriels énergétiques. Typiquement, les permis portent des conditions. Par exemple, le permis daté du 1er avril 2010 donné à Encana pour les prélèvements à Two Island Lake lui permet de soutirer 9,360 mètres cubes par jour jusqu'à un maximum total en volume de 200,000 mètres cubes. Les prélèvements d'eau doivent cesser si le niveau du lac descend sous 0,10 mètres. La compagnie doit garder des données exactes de tous ses prélèvements d'eau et de soumettre ces données à l'OGC si elle lui demande.
Il est remarquable de constater que les vérifications des volumes d'eau accordés versus les volumes d'eau réellement prélevés à Two Island Lake par Encana et Apache révèlent qu'en 2009 et au début de 2010, tout le volume d'eau permis aux 2 compagnies a été rapporté comme étant utilisé, ce qui veut dire que l'usage de l'industrie en général dans le Horn River Basin est sous le 5% suggéré par l'OGC, alors les autres compagnies qui opèrent dans la région auraient dû ne pas utiliser aucune eau qui leur était assignée selon les permis que le législateur leur avaient accordés.
Bien que la C.-B. manque de législation gérant les eaux souterraines, l'OGC demande aux compagnies qui prélèvent de l'eau souterraine pour la fracturation et les autres usages de garder des registres de leurs prélèvements. Un tel puits dans la région de Two Island Lake qui doit entrer en production en août 2010 exigera jusqu'à 16,000 mètres cubes d'eau par jour venan du Debolt Formation, un aquifère à environ 900 mètres sous terre. L'eau très salée décrite par un représentant d'Apache Canada a décrit comme si salée qu'elle faisait passer l'eau de mer comme de l'eau douce sera donc traitée dans une usine d'épuration qui enlèvera le gaz et le très toxique et potentiellement mortel sulfure d'hydrogène avant que l'eau soit utilisée pour la fracturation tout près de là. Encana prévoit que l'usine fournira assez d'eau pour alimenter 4 fracturations par jour, faisant de l'usine la source principale, mais pas la seule, d'eau utilisée pour les stimulations de puits dans la région.
Comment cet usage massif d'eau impactera les aquifères profonds est très peu compris. L'approche principale de l'OGC pour gérer l'usage de l'eau est de limiter les prélèvements quotidiens et cumulatifs. Il demande aussi aux compagnies de garder des compte-rendus de tous les prélèvements d'eau fait durant la période du permis et de présenter ces données sur demande de la commission. La présentant comme une autre manière de gérer la chose, la commission annonçait en juin 2010 qu'elle travaillait vers une soumission de l'industrie de toute sa consommation réelle en eau.
En théorie, cela permettrait de comparer les volumes d'eau utilisés dans les fracturations hydrauliques avec des détails selon les sites de prélèvement. Un prélèvement d'eau fait dernièrement à Two Island Lake laisse comprendre que le monitorage que fait l'OGC sur les permis semble un peu laxiste.
Encadré: La plus importante fracturation au monde - quelle quantité d'eau du lac a été utilisée, au juste?
L'eau de Two Island Lake, un petit lac qui se trouve à plus de 4 heures de route au nord-est de Fort Nelson en Colombie-Britannique était la source principale pour ce qui a été baptisé la plus grosse opération de fracturation au monde. Les permis autorisants les prélèvements d'eau du petit lac ont été octroyé par la commission provinciale Oil and Gas Commission aux 2 compagnies partenaires qui opèrent dans la région: Encana Corporation et Apache Canada.
Le 22 mars 2010, la fracturation bien en marche, Apache a reçu un permis d'eau modifié pour prélever un maximum de 200,000 mètres cubes d'eau du lac. Dix jours plus tard, Apache a reçu un permis d'eau modifié permettant une augmentation de 50% de prélèvements pour un total de 300,000 mètres cubes.
Le 15 avril, l'OGC affirme qu'Apache a cessé ses prélèvements après que le niveau de l'eau du Two Island Lake ait tombé à presque 15 centimètres, le maximum alloué. En réaction à une demande pour obtenir les quantités exactes de volume d'eau prélevé du lac Two Island Lake, l'OGC a répondu en juin 2010 qu'il attendait un rapport mis à jour d'Apache. Ce n'est pas clair pourquoi il était nécessaire d'avoir une mise à jour du rapport puisqu'une compagnie engagée par Apache pour colliger les données des prélèvements d'eau avait déjà préparé un rapport daté du 20 mai. Dans ce rapport, cette compagnie notait qu'Apache avait prélevé exactement 200,000 mètres cubes et qu'Apache respectait tous les termes de son permis d'eau.
Cela reste à voir pourquoi un rapport apparamment déjà écrit un mois complet avant que tous les prélèvements d'eau soient complètement arrêtés aurait besoin d'être mis à jour pour inclure des nouvelles données, à moins que certains problèmes observés à la station de pompage opérée par Encana et Apache à Two Island Lake ont un rôle à jouer dans cette affaire. Durant une visite sur le terrain à la station de pompage au début de juin 2010, une délégation de représentants de trois agences provinciales, la OGC, le ministère de l'environnement et le ministère des énergies, mines et ressources pétrolières, ainsi que des membres des Premières Nations de Fort Nelson (car Two Island Lake se situe dans leurs territoires traditionnels), et des représentants d'Encana, on y a remarqué que l'eau du lac pouvait être prélevé sans passer par les compteurs.
La suite de la traduction libre du rapport Munk sera dans une entrée de blog bientôt et portera sur les permis octroyés pour les prélèvements d'eau en Ontario, au Québec et au Nouveau-Brunswick.
Photo: Will Koop
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