Gaz de schiste - l'étude du Munk (5)

Photo: Will Koop

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

L'Ontario

Bien que le NEB (National Energy Board) ne prétend pas que l'Ontario se prêterait à une exploitation importante du gaz de schiste, un rush est déjà en marche dans la province la plus habitée du Canada pour claimer ses richesses potentielles en gaz de schiste. La compagnie de Calgary Mooncor Oil & Gas Corp. a déjà signé des ententes avec des propriétaires terriens d'un total de 9,200 hectares dans les comtés du Lambton et du Kent dans la partie sud-ouest de la province.

Bien que l'Ontario n'a pas connu beaucoup d'exploration à la recherche du gaz de schiste, le ministère des ressources naturelles de la province et la Commission géologique du Canada (CGC) ont ensemble déclaré dans un communiqué en 2008 qu'il y avait un potentiel considérable de gaz dans les shales de Kettle Point, Marcellus et Collingwood, tous dans le sud-ouest de l'Ontario.

Les aquisitions de terrains dans l'état voisin du Michigan laissent entrevoir ce potentiel. Pas plus tard que durant l'été de 2010, Encana Corporation avait conclu des droits pour couvrir 100,000 hectares de terrain dans l'état au-dessus du shale de Collingwood.

Puisque presque toute la surface du sol au-dessus des formations de schiste en Ontario sont des propriétés privées, les compagnies qui désirent explorer à la recherche du gaz naturel doivent signer des locations, des baux avec les propriétaires terriens. Le législateur en chef des activités pétrolières et gazières de la province, le MNR (ministère des ressources naturelles) n'approuve pas ces baux. Tous les baux qui regardent les terres de la couronne, par contre, requièrent la permission du MNR. Le ministère gère aussi les applications pour le forage. Il décide si oui ou non le forage pourrait nuire aux aquifères source d'eau douce, et si oui, voir à ce que les applications pour les immatriculations soient approuvées avec conditions ou rejetées.

Terry Webster, le géologiste en chef avec le Petroleum Resources Centre du MNR, laisse entendre que de telles évaluations s'avèrent souvent difficiles. Les formations de shale en Ontario sont peu profondes et sont aussi sous moins de pression que les formations plus profondes et sont probablement moins riches en gaz. "Y a-t-il assez de gaz pour que ce soit payant de l'extraire?" demande Webster. "Peut-il être exploité sans nuire avec les usages humains de l'eau souterraine?"

Voilà des questions de base. N'importe quelle eau nécessaire pour un puits de gaz qui a été fracturé exigerait probablement un permis du ministère de l'environnement. Sous la loi de l'Ontario Water Resources Act and regulations, n'importe quelle personne qui prélève plus de 50 mètres cubes d'eau par jour doit obtenir un permis du MOE (ministère de l'environnement). Vu les quantités énormes d'eau requises pour les opérations de fracturation, de tels permis appelés Permit to Take Water devraient être nécessaires. À date, aucune application pour utiliser l'eau à des fins de fracturation n'a été faite en Ontario.


Au Québec, les compagnies énergétiques ont obtenu plus de 400 permis d'exploration et des baux pour le gaz de schiste dans la formation de l'Utica qui se trouve sous la majorité des terres basses au sud du fleuve Saint-Laurent entre Montréal et la ville deQuébec.

Dernièrement, au Nouveau-Brunswick, le gouvernement provincial a accordé sa plus grosse soumission jamais donnée pour de l'exploration pétrolière et gazière, plus de 1 million d'hectares de terrain, à Southwestern Energy, une compagnie du Texas. La compagnie a laissé comprendre qu'elle dépensera $47 millions pendant les 3 prochaines années sur l'exploration à la recherche de gaz naturel dans 2 régions, l'une très grande qui s'étend du Northumberland Strait près de Richibucto jusqu'à passé Fredericton, et l'autre au sud-est près de Cocagne. Pendant ce temps, Apache Canada évalue les formations du shale près d'Elgin.

Dans les 2 provinces, les ministères de l'environnement émettent les permis d'eau. Cela inclut les permis pour les prélèvements d'eau de surface et souterraine. Au Québec, il y a des restrictions aux permis pour prélever de l'eau souterraine. N'importe quel projet qui prévoit prélever plus de 75 mètres cubes d'eau par jour doit obtenir un permis du MDDEP (Ministère du Développement Durable, de l'Environnement et des Parcs). Ce ministère est aussi responsable de l'émission de permis pour autoriser les déchargements d'eaux usées et des torchères. L'industrie est très intéressée à exploiter les réserves de gaz naturel dans la province: l'industrie estime qu'il se trouve jusqu'à 25 trillions de pieds cubes de gaz naturel exploitable dans la région du shale de l'Utica au Québec.

Vers la fin d'août 2010, la Ministre des Ressources naturelles du Québec Nathalie Normandeau, et le ministre de l'Environnement de la province Pierre Arcand, ont annoncé que le gouvernement provincial tiendrait une série de consultations publiques pour entendre les commentaires du public au sujet de l'industrie des gaz de schiste, l'une des démarches que le quotidien Globe and Mail a appelé dans un reportage "un horaire agressif d'évaluation environnementale et de restructuration législative qui préparerait la route pour une nouvelle industrie du gaz naturel" dans la province. Nous avons la responsabilité d'exploiter une telle richesse ootentielle, selon la Ministre qui s'adressait aux médias dans une conférence de presse auxquels des douzaines de protestataires tentaient de couvrir par des cris. On y a ajouté entre parenthèse qu'on mettrait avant tout l'emphase sur l'environnement et l'assurance de l'acceptation de tout développement.

Auparavant, la ministre Normandeau avait balayé de la main les inquiétudes soulevées par les communautés à proximité des développements du shale projetés. Après que le conseil de la municipalité de Saint-Marc-sur-Richelieu près de Montréal ait voté un avis de motion en mai 2010 indiquant son opposition à toute exploration gazière dans son territoire tant que la province de Québec n'aurait pas démontré que les développements du gaz de schiste ne posaient pas de risques environnementaux, la Ministre Normandeau répliqua que les gens se demandent si le forage nuit à la nappe phréatique. Elle assura que la réponse est non. Elle ajouta que les substances employées pour le forage ne polluaient pas non plus.

Le 27 septembre 2010, après une étude environnementale, la province de Québec annonça un moratoire sur l'exploration et l'exploitation pétrolière et gazière dans l'estuaire du fleuve Saint-Laurent, de l'Île d’Orléans jusqu'à Anticosti, indiquant la nature complexe et fragile de l'environnement et la dépendance des communautés sur le tourisme et la pêche commerciale. Les partis politiques de l'opposition continuent de demander pour un moratoire sur tout développement pétrolier et gazier dans la province jusqu'à ce que les études environnementales soient complétées.

Au Nouveau-Brunswick, comme au Québec, la responsabilité d'octroyer des permis de prélèvements d'eau est celle du Ministère de l'Environnement. N'importe quel projet qui se propose de prélever plus de 50 mètres cubes par jour, que ce soit de l'eau de surface ou souterraine, enclanche un processus d'étude d'impacts environnementaux selon Loi sur l'assainissement de l'environnement. Durant une étude d'impact, une compagnie qui projète de faire des prélèvements importants d'eau doit se soumettre à une consultation publique. Habituellement, de tels projets se sont concentrés autour de l'eau souterraine, pas les sources d'eau de surface. Le Ministère de l'Environnement peut exiger que la consultation se fasse aussi par des réunions ou des audiences. Que les audiences se déroulent ou pas, les proposants d'un projet doivent résumer tous les commentaires du public et expliquer leurs propositions en réponse aux inquiétudes avancées. Dans le cas qu'un permis de prélèvement d'eau soit accordé, le Ministère de l'Environnement fixe habituellement une limite maximum de pompage soutenable par jour, un tarif qui pourrait être davantage restreint par des heures par jour de pompage, et pourrait aussi inclure des maximums sur les baisses de niveau de la source d'eau. Toutes les entitées, que ce soit les services publics ou les compagnies privées, doivent respecter la limite du 50 mètres cubes et cette loi est applicable sur toutes les régions de la province, que ce soit des terres publiques ou privées.

L'usage de l'eau est aussi règlementée au Nouveau-Brunswick par les permis de construction. Dans les opérations où l'eau souterraine est pompée exige une telle autorisation du ministère de l'environnement. De tels permis exigeraient probablement que l'on révèle la provenance de l'eau et quels chimiques seraient ajoutés avant les fracturations. Les propositions de traitement des eaux usées de n'importe quelle opération future de fracturation déclencheraient également une étude en impact au Nouveau-Brunswick.

Malgré ces réglementations, les compagnies intéressées à exploiter le gaz de schiste de la province peuvent passer à côté de la surveillance du ministère de l'environnement en achetant de l'eau d'une entité déjà existante qui détient son propre permis d'eau, comme par exemple, une municipalité. Ceci s'est produit déjà en Colombie-Britannique avec des compagnies qui achètent de l'eau de municipalités et de propriétaires terriens, des volumes d'eau qui ne sont pas comptabilisés par l'OGC sur les usages de l'eau par l'industrie. En faisant des recherches pour faire ce rapport, nous avons eu la confirmation qu'Apache Canada a approché au moins une municipalité du Nouveau-Brunswick, la ville de Sussex, pour connaître le prix que cela coûterait d'acheter de l'eau de celle-ci.

La décision du Québec et du Nouveau-Brunswick de surveiller davantage les projets de prélèvements d'eau d'un certain volume est acceptable par Environnement Canada également, mais qui se traduit rarement par des faits concrets. Selon la Loi canadienne sur l’évaluation environnementale, une évaluation extensive environnementale est requise pour n'importe quel projet qui projète de prélever plus de 200,000 mètres cubes d'eau souterraine par année.

Par contre, de telles évaluations ne s'appliquent seulement sur les terres sous juridiction fédérale, comme les réserves des Premières Nations.

Saskatchewan

Au Saskatchewan, le gouvernement provincial a révélé dernièrement un certain nombre de mesures financières pour encourager le développement du gaz de schiste. Ici, comme au Québec et au Nouveau-Brunswick, il y a une entité hors des législateurs provinciaux des activités pétrolières et gazières qui s'appelle Saskatchewan Energy and Resources qui a la responsabilité de donner des permis de prélèvements d'eau. Le Saskatchewan Watershed Authority donne les droits en eau de provenance de la surface et souterraine. La seule exception à cette loi est de l'eau qui est générée comme sous-produit des activités d'extractions pétrolières et gazières. Si une compagnie fore pour extraire du pétrole ou du gaz et de l'eau jaillit du puits comme sous-produit de l'activité, alors cette eau n'est pas sous la juridiction des permis provinciaux.

En plus d'émettre des permis d'usage de l'eau, le Watershed Authority émet aussi des permis pour la construction et l'opération d'installations qui prélèvent et utilisent de l'eau, des pouvoirs similaires à ceux que possède le Ministère de l'Environnement du Nouveau-Brunswick.

Alberta

En Alberta, la fracturation hydraulique est chose courante pour l'industrie, surtout dans les formations appelées non conventionnelles comme les strates de charbon. L'organisme provincial Alberta Geological Survey (AGS) affirme qu'il y aura une croissance de la production de gaz des formations de houille, et le gouvernement provincial dit que les sources non conventionnelles de gaz naturel, surtout du shale, seront exploitées davantage.

Alberta Energy rapporte que l'exploitation du gaz de schiste est dans ses tous premiers balbutiements et que la production commerciale ne se fera pas pour un bout de temps. Par contre, la compagnie ajoute que la ressource dans le shale de la province a le potentiel d'être importante. Sur un site Web dédié au gaz de shale, Alberta Energy dit que les puits de gaz de schiste sont fracturés, mais ne parle pas de l'eau nécessaire pour le faire. La seule fois qu'on parle d'eau est quand on parle des eaux usées "produced water" des puits en production. Le terme "produced water" est donné à l'eau qui revient à la surface avec le gaz, et non pas aux grandes quantités d'eaux contaminées du "flow-back" qui jaillissent des puits après la fracturation.

Si jamais l'exploitation du gaz de schiste se fait intensivement en Alberta, n'importe quel permis pour utiliser de l'eau de surface ou des eaux potables souterraines nécessiterait un enregistrement pour l'eau venant du ministère de l'environnement de l'Alberta. Si des aquifères salins sont puisés, une permission du Energy Resources Conservation Board de l'Alberta serait nécessaire.

Barry Robinson, un avocat employé par Ecojustice à Calgary dit que tous les détenteurs de licenses doivent habituellement déclarer les volumes d'eau prélevés, bien que tous les prélèvements licensiés ne sont pas nécessairement sur compteurs. Les données sur les prélèvements spécifiques d'eau pourraient être demandées par le ministère de l'environnement de l'Alberta, mais il serait peut-être nécessaire de faire une demande formelle d'accès à l'information selon Robinson. Pour ce qui est de l'information sur les chimiques et les additifs dans les fluides de fracturation, les compagnies ne sont pas obligées de les révéler selon le ministère de l'environnement de l'Alberta ou le Energy Resources Conservation Board, selon Robinson.

Canada

Le très grand nombre de permis d'eau accordé au secteur de l'énergie donné par les législateurs en énergie est l'un, mais certainement pas la seule inquiétude sentie par le grand public selon Jim Bruce qui était sur le Comité d’experts sur les eaux souterraines du Conseil des Académies canadiennes de 2007 à 2009. "Il y a une tendance inquiétante au Canada au niveau fédéral et provincial de transférer les évaluations en eau et en environnement pour les projets énergétiques des agences environnementales aux législateurs en énergie dont le but principal semble être de faire la promotion de l'industrie de l'énergie." dit Bruce, un ancien sous-ministre adjoint d'Environnement Canada et participant dans différentes organisations internationales dans le Intergovernmental Panel on Climate Change.

Aucune province canadienne ne compile rigoureusement les prélèvements réels des prélèvementes des eaux souterraines, ajoute Bruce, mais l'eau souterraine sera de plus en plus la source des fluides de fracturation. Entretemps, l'usage croissant des eaux de surface pour la fracturation laisse entrevoir une baisse rapide des niveaux des lacs, rivières et des ruisseaux dans les territoires des Premières Nations où la protection des écosystèmes aquatiques est souvent une préoccupation capitale. Pour éviter de se transformer en un far-west d'opérations de fracturation, ce serait important que toutes les régions laissent la gestion de l'eau en quantité et en qualité entre les mains d'agences environnementales responsables de protéger l'eau pour l'usage humain et les autres, selon Bruce.

Évaluation et surveillance des opérations de fracturation et des traitements des eaux usées

Afin d'examiner la surveillance actuelle des opérations de fracturation et des traitements des eaux usées au Canada, il faut se pencher sur la situation en Colombie-Britannique car c'est là que l'exploitation du gaz de schiste est la plus avancée. La commission BC Oil and Gas Commission n'approuve pas les opérations de fracturation comme tels, et n'a aucune règlementation qui s'applique directement au fracking. L'OGC exige par contre que les compagnies de forage à la recherche du gaz naturel demandent et reçoivent une autorisation de puits avant de forer et de fracturer. La commission dit qu'elle peut aussi restreindre les opérations de fracturation pour des raisons de sécurité. Jusqu'à la mi 2010, l'OGC n'a pas exigé que les compagnies qui font de la fracturation hydraulique de révéler les chimiques qu'ils utilisent dans leurs fluides de fracturation, une question qui revient souvent comme un point de discorde aux États-Unis. En réaction à cela, l'OGC dit que de telles obligations seront exigées bientôt, mais aucune date n'ait été mentionnée. L'OGC dit que l'on prévoit des changements au Oil and Gas Activities Act (OGAA) demanderaient des comptes-rendu, dont les listes des fluides de fracturation.

Pour ce qui est des eaux contaminées des "flow-back" qui reviennent à la surface après la fracturation, l'OGC affirme qu'en moyenne 40% environ des eaux injectées demeurent dans les formations géologiques après les stimulations d'un puits et ne sont pas récupérées. Le reste, 60% environ, des eaux usées contaminées reviennent habituellement durant les premiers 4 mois après la fracturation. La commission dit qu'une partie de l'eau qui a une concentration habituellement très élevée en minéraux et en sels et pourrait être contaminée avec des chimiques et des métaux lourds pourrait être temporairement entreposée dans des bassins de stockage avant d'être traitée.

Il demeure que la question de la grandeur de ces bassins temporaires de stockage n'est pas toujours clairement répondue pendant que les opérations de fracturation prennent de l'ampleur en Colombie-Britannique, particulièrement dans les régions reculées comme le Horn River Basin. En assumant que juste une moitié des fluides mêlés aux chimiques injectés dans l'imposante opération de fracturation de Two Island Lake revint à la surface, cela ferait environ 445,000 mètres cubes d'eaux contaminées de flow-back, assez pour innonder un terrain de soccer de calibre international sous 15,6 mètres d'eaux usées.

Et cela n'est que le commencement de ce qui sera un volume grandissant de déchêts hautement toxiques. "Ce que nous voyons en ce moment n'est qu'une échelle pilote du développement dans la Horn River." dit Ken Campbelle, l'hydrologiste sénior du Schlumberger Water Services à Calgary. "Potentiellement, il y aura des centaines d'opérations là-haut."

En ce moment, la méthode de choix pour "traiter" les eaux de flow-back dans la Horn River est d'injecter les déchêts très creux sous terre, dans l'aquifère salin de Debolt sous les formations de shale du Horn River. Cette aquifère est aussi la source de choix pour les futures fracturations hydrauliques selon les communiqués des compagnies et de l'OGC. Mais il est peu probable que l'aquifère puissent soutenir longtemps de telles pressions selon Campbell qui ajoute que certaines parties de l'aquifère pourraient être des candidats de choix pour des sources d'eaux de fracturation et d'injection d'eaux usées, pendant que d'autres le seront moins et que d'autres encore seront impossibles à utiliser de cette façon là.

Dans une présentation à une conférence de gaz de schiste en janvier, Campbell a mentionné que le traitement des eaux usées sera ultimement nécessaire. Il remarqua que Aqua-Pure, une compagnie de Calgary, a traité plus de 2 millions de mètres cubes d'eaux de flow-back à 50 endroits différents au Texas pour une moyenne de 40,000 mètres cubes d'eaux usées traitées par fracturation. Un tel traitement, par contre, est à petite échelle et devra prendre plus d'expansion si on se fie aux opérations de fracturation récentes. Dave Manz, vice-président de Oasis Filter International Lté à Calgary avance que l'idée que de telles eaux usées peuvent être traitées par des usines de traitement d'eaux usées municipales du Canada est une idée de crétin, vu l'éloignement de certaines exploitations et le fait que ces usines de traitement ne sont pas vraiment équipées pour gérer ces déchêts.

Ce que nous avons besoin, en effet, ce sont des usines de traitement industrielles, placées tout près des opérations de fracturation. "Cette eau est incroyablement mauvaise" selon Manz, "mais peut être traitée à un point tel qu'elle peut être réutilisée."

Le traitement des eaux usées coûtera cher, entre $10 et $15 le mètre cube. Mais le coût en vaut la chandelle. Pour commencer, en traitant ses eaux usées, l'industrie sera capable de recouvrir la moitié de l'eau qu'elle utilise, et cela voudra dire qu'elle économisera sur le coût de prélever de l'eau nouvelle. Deuxièmement, le coût de disposer de l'eau par camion ou l'envoyer par pipeline vers des sites d'entreposage et ensuite la pomper dans le sous-sol est également économisé. Finalement, selon Manz, il y a les économies sur l'environnement: la moitié de la demande en eau, que ce soit de sources à la surface comme les rivières ou les lacs, ou venant des aquifères.

La suite de la traduction libre du rapport Munk sera dans une entrée de blog bientôt et portera sur la règlementation qui se prépare aux États-Unis et les répercussions au Canada.