Résumé des questions techniques gaz et pétrole de roche-mère

by Marc Durand, doct-ing en géologie appliquée (Notes)

"J'écrit beaucoup de textes pour expliquer mes questionnements et mon argumentation en opposition au développement des hydrocarbures de roche-mère. J'ai aussi exposé ces questions dans mes vidéos, tant sur l'Utica que sur Anticosti. Je crois utile de les résumer en trois paragraphes.

1- Je dirais que ma préoccupation se résume au constat suivant, très terre-à-terre: l'industrie des hydrocarbures de roche-mère (gaz et pétrole de "schiste" dans le langage courant) n'existe par le seul fait d'une opportunité découlant de l'absence complète de règles adaptées à l'émergence d'une nouvelle technologie. Les règles existantes ont été conçues pour des gisements conventionnels; elles sont déjà jugées très laxistes quant à la gratuité d'accès à l'eau, l'atmosphère et aussi la mer pour les rejets polluants non comptabilisés dans les plans d'affaires. Ce qui s'ajoute dans le cas des gisements non conventionnels est la notion d'écrémage: 10 à 20% dans le cas du gaz de schiste, 1 à 3 % dans le cas du pétrole dans les shales. Et les nouvelles (et encore inconnues) conséquences environnementales de cet écrémage.

2- La fracturation met en branle un processus dont la durée est d'ordre géologique: un débit élevé au début qui diminue initialement très rapidement après les premières années. La coupure qui marque la fin de la rentabilité dans ces courbes de production se situe à un niveau qui laisse encore en place dans le réseau des nouvelles fractures, plus de 80% du gaz et plus de 97% du pétrole. Les puits sont bouchés et l'industrie lègue le tout à l'État en fin d'opération.

3- Les États ont tous des règles similaires pour gérer cette transition, des règles hyper-laxistes établies à une autre époque: le plan d'affaire des exploitants s'arrête là où arrive la fin du permis d'exploitation. Cette "rentabilité" pour les exploitants amène bien sûr des redevances aux gouvernements; tous semblent donc y trouver leur compte. C'est ainsi que cela fonctionne et ce serait de l'angélisme que de croire qu'avec nos deux seuls petits gisements d'ici (Utica pour le gaz et Anticosti pour le pétrole) qu'on va inverser ce mode traditionnel de fonctionnement. Il n'y a qu'à voir le plan de travail de l'ÉES* qui suit fidèlement le modèle en vigueur et a même refusé d'analyser les questionnements que j'ai soulevés quant à la durée de vie des puits. Oui, les puits bouchés et abandonnés en fin de permis selon le plan d'affaire à Anticosti comme ailleurs, qu'arrivera-t-il ? En tant qu'ingénieur, je ne pose que cette seule question très terre-à-terre: d'un côté un shale totalement modifié par la fracturation nouvelle, écrémé des hydrocarbures qui se sont écoulés en quelques années, mais où 97% des hydrocarbures vont néanmoins continuer leur migration vers ces fractures. Pour les gisements conventionnels ce même processus a mis 10 000 ans ou 10 millions d'années. Les bouchons en béton tiennent combien de temps? La moitié de la durée de vie d'un viaduc selon les données qu'on a pour 15000 puits conventionnels. Il y a ce "bug" énorme dans l'industrie des gisements non-conventionnels.

'small>Je n'aime pas trop, tant qu'on y aura pas répondu, "noyer" cette question dans toutes les autres considérations de politique énergétique, d'acceptabilité, sociale, d'écologie, questions pertinences certes, mais où des tonnes d'encre peuvent s'écouler avant qu'on arrive à une conclusion bien définitive. La discussion sur la cohérence, souhaitable certes dans les politiques énergétiques, ne peut servir à masquer ce gros "bug" de l'industrie des gisements non-conventionnels."

Marc Durand, lien: http://www.facebook.com/notes/marc-durand-doct-ing-en-g%C3%A9ologie-appliqu%C3%A9e/r%C3%A9sum%C3%A9-des-questions-techniques-gaz-et-p%C3%A9trole-de-roche-m%C3%A8re/565755236789395

Photo: Marc Durand

Here's my translation:

Summary of technical questions on oil and gas bedrock
by Marc Durand, D. Eng. in applied geology (notes)

"I write a lot of papers to explain my questionings and argumentations in opposition to the development of hydrocarbons in bedrock. I also detailed these questions in my videos, for Utica as well as Anticosti. I think it would be useful to resume in 3 paragraphs.

1- I would say that my preoccupation can be resumed like this, very simply: the industry of hydrocarbons of bedrock (shale oil and gas) only exists because of the opportunity that came about thanks to the complete absence of regulations adapted to the emergence of a new technology. The existing regulations were drafted for conventional resources; they are already considered too lax as far as the free access to water, to air and to the ocean for polluting emissions that are not included in business plans. And what's more in the case of non conventional deposits is the notion of the creaming off of the resource: from 10% to 20% for shale gas, and from 1% to 3% for shale oil. And the new (and still unknown) environmental consequences of this creaming off.

2- Fracturing also launches a process of which the time-line is geological: a high output in the beginning that diminishes initially very rapidly after the first years. The cut-off point of the end of profitability within these production curbs is situated at a level that still leaves in the network of new fractures more than 80% of the gas and 97% of the oil. The wells are capped and the industry leaves it all up to the State at the end of the operation.

3- The States all have similar regulations to regulate this transition, regulations much to lax created in another era: the business plan of the exploiters stops where the end of the exploitation permit expires. This "profitability" for the exploiters includes loyalties for the government, of course; everybody gets something out of it. That's how things work and it would be wishful thinking to believe that with only our 2 small deposits (Utica for gas and Anticosti for oil), we would be able to reverse this traditional way of doing business. One has only to look at the work plan of the ÉES (Strategic Environmental Assessment) that faithfully follows the current model and even refused to analyze the questions I brought up about the life span of the wells. Yes, the capped and abandoned wells at the end of the permits as per the business plan in Anticosti, like elsewhere, what will happen then? As an engineer, I just ask this one and only very down-to-earth question: on the one side, a completely modified shale by the new fracturing, the hydrocarbons creamed off during the first few years, but where 97% of the hydrocarbons are nevertheless going to migrate towards these fractures. The cement capping will hold for how long? The half-life of an overpass as per the data available on 150,000 conventional wells. There is this enormous "bug" for the industry of non conventional deposits.

I don't like this too much, until I get an answer, this "drowning" of this question with all the other considerations of energy policies, of social acceptability, of ecology, all pertinent questions, of course, but where tons of ink can flow before we get to a definitive conclusion. The discussion about the coherence, of course desirable in energy policies, can only serve to mask this big "bug" of the non conventional deposits industry.