Ces puits qui fuient, et notre santé

Cinq façons qu'un puits gazier peut fuir. - Five ways gas wellbores can leak. Source: "Towards a Road Map for Mitigating the Rates and Occurrences of Long-Term Wellbore Leakage."

Voici ma traduction libre d'un excellent reportage d'Andrew Nikiforuk publié dans le quotidien The Tyee.

La première image, reproduite ci-dessous, illustre un puits pétrolier ou gazier typique: c'est l'intégrité de la cimentation qui est la clé pour éviter qu'il se produise des émissions fuyantes.

Des experts rapportent qu'on fait très peu de monitorage des émissions qui fuient des puits pétroliers et gaziers mal scellés.

Un tout récent rapport de l'université de Waterloo nous prévient que le gaz naturel qui s'échappe des quelques 500.000 puits représentent "une menace à l'environnement et à la santé publique" à cause de la contamination de l'eau souterraine, des émissions de gaz à effet de serre et des risques d'explosion quand le méthane s'accumule dans des endroits fermés peu aérés.

Le rapport de 69 pages sur les fuites de puits écrit par trois experts de l'université de Waterloo se penche sur un problème d'ingénierie qui date depuis longtemps et qui passe inaperçu de l'industrie pétrolière et gazière du Canada.

Le rapport demande aussi une réforme importante dans le monitorage et la règlementation dont un meilleur encadrement d'ingénierie de la cimentation des puits et "le faire correctement dès la première fois."

L'échelle du problème? Dix pourcent de tous les puits en production et suspendus en Colombie-Britannique fuient du méthane en ce moment.

De plus, certains puits de gaz de schiste qui ont été fracturés hydrauliquement de la province sont maintenant d'importants émetteurs de méthane qui laissent fuir jusqu'à 2,000 kilogrammes de méthane par année.

Cette quantité de méthane laisserait entendre un sifflement à la tête de puits ou aurait formé une grosse bulle dans un marais, selon le rapport dont l'auteur principal est Maurice Dusseault, l'un des ingénieurs pétroliers les plus reconnus de la nation.

Un trou de puits moyen peut laisser fuir environ 100 kilogrammes de méthane par année, autant qu'une vache, mais très peu de données n'ont été colligées ou vérifiées.

En Saskatchewan, environ 20% de tous les puits énergétiques fuient. En Alberta, les régulateurs ont rapporté des fuites chroniques dans 27,000 puits.

Il y a 20 ans, les régions pétrolières exploitées de Lloydminster rapportaient un taux de fuite aussi élevé que 46%. Une étude de l'industrie de 2010 rapportait que le taux de défectuosité des puits d'injection à la vapeur pour la production de bitume approchait le 30%.

Les fuites et les changements climatiques

Les fuites de méthane des trous de puits, des pipelines, des pompes et des systèmes de distribution de gaz en milieu urbain sont devenues un chaud sujet de discussion parce qu'elles nuisent ou même annulent l'avantage des GES que le gaz naturel dégage moins que le charbon ou le pétrole.

Une région exploitée pour son gaz naturel qui laisse échapper de 3% à 4% de sa production peut être un déstabilisateur du climat plus agressif que le charbon, et donc devient une source d'énergie plus "sale", affirment un nombre toujours plus important de scientifiques.

C'est parce que le méthane est un gaz à effet de serre beaucoup plus puissant que le dioxyde de carbone sur une période de temps de 20 ans.

À cause des impacts importants sur le climat, les fuites de méthane venant des milliers de trous de puits deviendront ultimement "un problème fédéral", prévient Dusseault, qui a fait des présentations récemment auprès du Alberta Energy Regulator (un peu comme la Régie de l'Énergie du Québec) pour démontrer l'échelle du problème.

"Les Américains vont nous forcer d'agir," ajoute Dusseault, en mentionnant la décision récente du Président Obama pour réduire les émissions des centrales qui impactent le climat de 30%.

En faisant fi du problème ou en blâmant ceux qui dénoncent le problème ne fera qu'éroder l'acceptabilité sociale de l'industrie et sa capacité d'opérer, prévient Dusseault. "Je pense que l'industrie doit être plus pro-active et devrait aller au devant des coups."

L'explosion de la sensibilisation

Le problème existe depuis des décennies, mais l'industrie et les régulateurs ont surtout fait fi de leur responsabilité jusqu'à ce que la science sur les changements climatiques ait changé son image en même temps qu'un boom de forages non conventionnels qui ont ajouté des dizaines de milliers de puits dans le paysage nord-américain.

Il y a 14 ans, quand Dusseault avait écrit sur le sujet dans un papier scientifique intitulé "Pourquoi les puits pétroliers fuient," il n'a pas reçu de courrier. "Mais maintenant la sensibilisation auprès du public a explosée."

Avec l'ingénieur Richard E. Jackson, un co-auteur du dernier rapport, Dusseault fait des conférences sans arrêt.

Chacun et tous les trous de puits qui percent le sol devient potentiellement une autoroute faite par la main de l'homme pour que le méthane et d'autres gaz comme le radon qui normalement prendraient des millions d'années pour le faire puissent enfin migrer vers la surface.

Si la cimentation et les sceaux ne sont pas faits correctement, le gaz fuyant se déplacera des zones profondes et intermédiaires et migrera le long du coffrage vers l'atmosphère, les eaux de surface ou dans les nappes aquifères.

L'ébranlement de la fracturation hydraulique dans les formations de roc, qui souvent provoquent des fractures qui sortent des zones pétrolières et gazières visées, peuvent aussi fournir d'autres passages pour le méthane qui fuit.

Partout en Amérique du Nord, les fuites de méthane des trous de puits ont tué la végétation, contaminé l'eau souterraine et se sont infiltrées dans des bâtiments, ce qui a provoqué des explosions dangereuses et mortelles dans des environnements urbains et ruraux.

Le méthane errant

Le fait que le gaz pourrait ne pas faire des bulles ou siffler autour d'un trou de puits ne veut pas dire que le puits ne fuit pas, disent les scientifiques.

Le méthane peut se déplacer sur des kilomètres loin de la source ( à cause de fractures naturelles ou faites par l'homme dans le sol) et plus loin de dissoudre dans des nappes aquifères qui sont sources d'eau potable. Le méthane peut ensuite s'échapper dans des robinets de cuisine ruraux qui laissent sortir un mélange laiteux, inflammable et plein de bulles. Ou il peut se ramasser dans des sous-sols ou des abris de pompes et les faire exploser.

Les fuites de trous de puits dans l'eau souterraine deviennent un important danger de contamination, ajoute le rapport de Waterloo.

Des cas documentés de contamination d'eau souterraine se sont produits venant de puits forés dans des formations de houille fracturées du Nouveau-Mexique et les régions très exploitées pour le pétrole à Lloydminster. Mais les toxicologues n'ont presque pas étudié la question.

"Nous pouvons prévoir que la contamination des nappes aquifères d'eau douce par le gaz naturel résultera par le remplacement du méthane oxydé par le H2S et l'effet final des réactions de réduction d’oxydation sera que l'eau souterraine comptera un niveau plus élevé de solides dissous totaux, provoquant ainsi une détérioration importante de la qualité de l'eau souterraine," explique le rapport.

Plusieurs familles du centre de l'Alberta où il se fait beaucoup d'exploitation de puits pétroliers et gaziers fracturés ont hérité de niveaux élevés de méthane et de H2S dans leur eau souterraine. Mais les régulateurs rejettent ces cas du revers de la main de façon routinière.

Très peu de monitorage du danger

John Cherry, un expert reconnu de l'eau souterraine de l'université de Waterloo, dit qu'aucune juridiction de l'Amérique du Nord n'a mis sur pied un bon programme de monitorage de l'eau souterraine pour étudier l'étendue du danger.

L'Alberta, par exemple, n'a pas colligé de données de base (de référence) de l'état de sa ressource en eau souterraine avant et après les activités pétrolières et gazières intenses pendant des décennies, malgré les avertissements répétés des scientifiques qui demandaient qu'on le fasse. Récemment, l'augmentation de l'usage de la fracturation hydraulique a eu l'effet de tracer un cercle rouge autour des risques cachés des fuites de puits.

La fracturation n'a pas seulement ajouté plus de trous de puits (et des passages pour le méthane) au paysage durant la frénésie de développer les hydrocarbures difficilement emprisonnés dans le roc de schiste et de houille, mais a ajouté plus de pression et de stress aux trous de puits, ce qui provoque encore plus de fuites.

Le rapport de Waterloo, rendu public sans tambour ni trompette le mois passé, souligne que l'injection de vapeur, d'eau, de sable ou de produits chimiques pour forcer les hydrocarbures de sortir "élève la contrainte mécanique et thermique des trous de puits, et augmentent beaucoup la possibilité de problèmes de fuites qui se produiraient pendant la vie opérationnelle du puits, avant l'abandon final."

Anthony Ingraffea, l'expert de fracking de Cornell, a documenté les taux chroniques de fuites dans les puits nouvellement fracturés de gaz de schiste en Pennsylvanie et avance un chiffre qui va jusqu'à 7%.

Une étude en Alberta faite par Stefan Bachu et Theresa Watson rapporte que plus de 60% de tous les puits déviés ou horizontaux dans une région testée avaient des fuites.

Personne ne collige les données clés

Tellement de fuites ont été trouvées dans les puits du Montney et la région de Horn River au nord-est de la C.-B., dit le rapport Waterloo, que "des normes plus sévères" pourraient devoir être utilisées.

Fracturer d'autres formations de schiste pourrait empirer le problème. L'industrie devra percer le nord-est des É.-U. avec 500,000 puits additionnels afin d'extraire la formation du Marcellus. Pour fournir les usines de liquéfaction de gaz naturel de la C.-B., la province pourrait devoir forer et fracturer 50,000 puits de plus dans un paysage de la taille de l'Irlande d'ici 2035. La formation Montney dans la C.-B. est si épaisse que chaque site de puits pourrait compter une forêt de 50 trous de puits (wellbores).

Jusqu'à date, l'industrie et les régulateurs on fait un très mauvais travail à quantifier l'étendue et l'importance des fuites de méthane des puits, dit Dusseault.

"La gravité du problème n'est pas connue parce ni l'industrie, ni les régulateurs ne colligent les données," dit l'ingénieur amplement publié qui conseille à la fois l'industrie et le gouvernement sur des sujets aussi variés que la fracturation hydraulique et l'intégrité du roc couverture.

"Nous ne savons même pas le nombre total de puits qui ont vraiment des fuites. Les chiffres ne sont pas colligées et les estimés vont de quelques pourcents jusqu'à 15%."

La situation est encore plus compliquée que çà. Environ 151,000 puits abandonnés en Alberta, ce qui représente environ 35% de tous les puits, ne sont pas sujets de monitorage pour les fuites: "il n'y a pas de règles de monitorage au Canada qui exige que les opérateurs testent leurs trous de puits pour les fuites après l'abandon final du puits," dit le rapport.

Pourtant, comme le remarque Dusseault dans un autre papier, "des puits abandonnés ou actifs" qui croisent des puits qui se font fracturer hydrauliquement "constituent le passage de fuite avec le plus grand danger pour les fluides de fracturations hydrauliques" qui pourraient pénétrer les nappes aquifères peu profondes.

Et le gouvernement ne connaît pas non plus quel volume exact de méthane fuit des puits ou comment il contribue à la charge totale des fuites de méthane venant de l'industrie du gaz naturel.

"Nous ne connaissons pas le pourcentage qui se retrouve dans l'atmosphère ou dans le sol," dit Dusseault. "Il n'y a pas d'incitation pour que l'on collige les chiffres parce que l'industrie considère que cela n'apportera que des problèmes."

Dispendieux à réparer

Faire la réparation de puits qui fuient peut devenir un cauchemar pour l'industrie. Colmater un puits défectueux peut coûter $150,000, mais dans certaines régions problématiques, les frais de remédiation, le prix peut aller jusqu'à $600,000. Un puits reculé dans le nord de la C.-B. a coûté $8 million à réparer. Et il n'y a pas de garantie que cela marchera.

Le problème est rendu si grave que le rapport demande pour une meilleure règlementation, une ingénierie plus redevable et une ligne de conduite nationale pour "améliorer l'intégrité du puits à long terme."

Les puits pétroliers et gaziers fuient pour différentes raisons, mais c'est surtout à cause du ciment défectueux.

Au fil du temps, un sceau de ciment dans un trou de puits peut diminuer de volume, craquer, se dégrader ou se faire dissoudre par des acides. De plus, les coffrages d'acier se corrodent souvent avec l'âge. Des produits additifs ajoutés au ciment par les foreurs peuvent affaiblir le sceau. Les bouchons utilisés pour fermer les puits abandonnés se dégradent beaucoup habituellement. Dans certains cas, des conditions géologiques locales comme des couches de gravier peu profondes ou de la glaise qui gonfle peuvent aussi rendre le scellage par ciment difficile.

Les prix du pétrole on un impact important sur la qualité des sceaux de ciment dans les puits également. Pendant les périodes de prix élevé du pétrole, les compagnies essaient de forer le plus de puits que possible aussi rapidement que possible, ce qui fait que "les pratiques de construction des trous de puits sont affectées négativement."

Encadré:

Colmater une industrie fuyante

Afin de réduire les fuites de méthane des puits et les dangers pour l'eau souterraine, l'atmosphère et les résidences rurales, le récent rapport de l'Université de Waterloo décrit dans cet article demande aux régulateurs de colmater de graves lacunes, dont:

- Les meilleurs pratiques pour le cimentation et le scellage des puits ne sont pas suivies ou des ingénieurs qualifiés ne font pas de monitorage approprié.

- Le contrôle de la qualité des recettes de ciment est "souvent moins que parfait."

- Les produits additifs pour le cimentation ont eu très peu d'évaluation sur leur efficacité par une tierce partie.

- Il n'y a pas de supervision directe des opérations de cimentation par des ingénieurs.

- Le développement lent des fuites n'est pas bien connue ni reconnue par les compagnies de cimentation et les pétrolières.

- Les réparations des puits qui fuient ont souvent été un problème de "sous-rapportage de résultats négatifs."

- Le mesurage des puits qui fuient demande de la vérification, des tests et des avances dans les techniques.

- Les puits abandonnés ne sont pas bien colmatés et scellés.

- L'échelle de la contamination actuelle de l'eau souterraine causée par des puits qui fuient est inconnue, sans monitorage et n'est pas étudiée.

- Il n'y a pas eu de discussion sérieuse sur ce qui est un taux acceptable de fuites de gaz des puits actifs et abandonnés.


Canada's 500,000 Leaky Energy Wells: 'Threat to Public'

A typical energy wellbore: integrity of cement casing key to preventing leaking emissions.

Badly sealed oil and gas wellbores leak emissions barely monitored, experts find.

By Andrew Nikiforuk, Yesterday, TheTyee.ca

A new University of Waterloo report warns that natural gas seeping from 500,000 wellbores represent "a threat to environment and public safety" due to groundwater contamination, greenhouse gas emissions and explosion risks wherever methane collects in unvented buildings and spaces.

The 69-page report on wellbore leakage cowritten by three expert UofW professors outlines a longstanding and largely invisible engineering problem for Canada's oil and gas industry.

It also calls for dramatic reforms in monitoring and regulation including greater engineering oversight of the cementing of wellbores and "doing it right in the first place."

The scale of the problem? Ten per cent of all active and suspended gas wells in British Columbia now leak methane.

In addition, some hydraulically fractured shale gas wells in that province have become super methane emitters that spew as much as 2,000 kilograms of methane a year.

That amount of methane would make an audible hiss at the wellbore or form a big bubble in a swamp, says report lead author Maurice Dusseault, one of nation's top petroleum engineers.

An average wellbore may leak about 100 kilograms of methane a year, or the same as cow, but little data has been collected or accurately verified.

In Saskatchewan, about 20 per cent of all energy wells leak. In Alberta, regulators report chronic seepage from 27,000 wells.

Twenty years ago, the heavy oil fields of Lloydminster reported a leakage rate as high as 46 per cent. A 2010 industry study noted that the failure rate for steam injection wells for bitumen production approached 30 per cent.

Leaks and climate change

Methane leakage from wellbores, pipelines, pumps and urban gas distribution systems have become a hot button issue because they can undermine or reverse the greenhouse gas advantage that natural gas has over coal or oil.

A natural gas field that seeps three to four per cent of its product can be a more aggressive forcer of climate destabilization than coal and therefore dirtier, say a growing number of scientists.

That's because methane is a much more powerful greenhouse gas than carbon dioxide over a 20-year time frame.

Due to its potent climate effect, methane leakage from thousands of wellbores will ultimately become "a federal issue," warns Dusseault, who recently made presentations to the Alberta Energy Regulator on the scale of the problem.

"The Americans are going to get us moving on this issue," adds Dusseault, citing U.S. President Barack Obama's recent decision to reduce climate change emissions from power plants by 30 per cent.

Ignoring the problem or shooting the messenger will just erode the industry's social license to operate, warns Dusseault. "I think the industry has to be more pro-active and should get in front of this issue."

Awareness 'exploded'

The problem has existed for decades, but industry and regulators have largely ignored the liability until climate science changed its profile along with an unconventional drilling boom that added tens of thousands of wells to the North American landscape.

Fourteen years ago, when Dusseault first wrote about the subject in a scientific paper titled "Why Oilwells Leak," he got no mail. "But now the public awareness has exploded."

Together with engineer Richard E. Jackson, a co-writer of the recent report, Dusseault has been making non-stop presentations.

Each and every wellbore that punctures the earth potentially becomes a man-made superhighway for methane and other gases such as radon that would normally take millions of years to migrate to the surface.

If not cemented and sealed properly, stray gas will travel from deep or intermediate zones and migrate along the casing to the atmosphere, surface waters or into aquifers.

The shattering or hydraulic fracturing of rock formations, which often result in fractures jumping out of targeted oil and gas zones, can also provide additional pathways for methane seepage.

Across North America, leaking methane from wellbores has killed vegetation, contaminated groundwater and infiltrated buildings resulting in dangerous and fatal explosions in both urban and rural environments.

Meandering methane

The fact that gas may not be bubbling or hissing around a wellbore doesn't mean the wellbore is not leaking, say scientists.

Methane can wander kilometres away from the source (due to natural or manmade fractures in the earth) and later dissolve into aquifers that provide drinking water. The methane can then exit rural kitchen taps in a milky, flammable and bubbling brew. Or it can collect in basements or water pump houses and explode.

Wellbore leakage into groundwater poses significant contamination risks, adds the Waterloo report.

Documented cases of groundwater contamination have occurred from wellbores in fractured coal seams of New Mexico and heavy oil fields of Lloydminster. But toxicologists have hardly studied the issue.

"We can expect that natural gas contamination of freshwater aquifers will result in the oxidized methane being replaced by H2S and the net effect of the oxidation-reduction reactions will be a groundwater elevated in terms of Total Dissolved Solids, thus causing a pronounced deterioration in the quality of the groundwater," explains the report.

Many families in the well-fracked oil and gas fields of central Alberta have found high levels of methane and H2S in their groundwater. But regulators routinely dismiss these cases.

Hazard poorly monitored

John Cherry, a recognized University of Waterloo groundwater expert, says no oil and gas jurisdiction in North America has set up a proper groundwater-monitoring program to study the scale of the hazard.

Alberta, for example, has failed to collect baseline data on the state of its groundwater resources prior to and after intense oil and gas activity for decades despite repeated warnings by scientists to do so. In recent years the increasing use of hydraulic fracturing has had the effect of drawing a red circle around the hidden liability of wellbore leakage.

Fracking has not only added more wellbores (and methane pathways) to the landscape in the rush to develop difficult hydrocarbons trapped in shale rock and coal but added more pressure and stress to wellbores causing more leaks.

The Waterloo report, quietly released last month, notes that the fluid injection of steam, water, sand or chemicals to force out more hydrocarbons "elevates the mechanical and thermal loading on wellbores, and significantly increases the probability of leakage problem development during the operational lifetime of the wellbore, before final abandonment."

Cornell fracking expert Anthony Ingraffea has documented chronic leakage rates in newly fracked shale gas wells in Pennsylvania as high as seven per cent.

One Alberta study by Stefan Bachu and Theresa Watson found that more than 60 per cent of all deviated or horizontal wells in one test area leaked.

No one collecting key data

So many leaks have been found in wellbores in the Montney and Horn River basin play in northeastern B.C., says the Waterloo report, that "more stringent standards" may have to be applied.

Fracking more shale formations could make the problem worse. Industry will have to puncture northeastern United States with another 500,000 wellbores in order to drain the Marcellus formation. To fill proposed LNG plants BC would have to plant and frack another 50,000 wellbores over a landscape the size of Ireland by 2035. The Montney shale gas formation in B.C. is so thick that each well pad might eventually accommodate an underground forest of 50 wellbores.

To date, industry and regulators have done a poor job quantifying the scale and significance of methane leaks from wellbores, says Dusseault.

"The severity of the problem is not known because neither industry or oil and gas regulators are collecting the data," says the widely published engineer who advises both industry and government on topics as varied as hydraulic fracturing and cap rock integrity.

"We don't even know the total number of wells that are actually leaking. The numbers are not being collected and estimates range from a few percent to as high as 15 per cent."

The situation is even more complicated. About 151,000 abandoned wellbores in Alberta, 35 per cent of the well population, aren't being monitored for seepage: "there is no monitoring regulation in Canada that requires operators to test wellbores for leakage following final abandonment," says the report.

Yet, as Dusseault notes in a separate paper, "abandoned or active wells" that intersect wells being hydraulically fracked "constitute the seepage pathway of greatest risk for hydraulic fracking fluids" to penetrate shallow aquifers.

Nor does government know what volume of methane is exactly leaking from wellbores or how it contributes to the overall burden of methane seepage from the natural gas industry.

"We don't know what percentage is going into the atmosphere or into the ground," says Dusseault. "There is no incentive to collect the numbers because industry views it as a bad news problem."

Expensive to fix

Fixing leaking wellbores can be a financial nightmare for the industry. Plugging a faulty wellbore can cost $150,000, but in some problematic fields remediation costs can go as high as $600,000. One remote well in northern British Columbia cost $8 million to fix. And there is no guarantee of success.

The problem has become so extreme that report calls for better regulations, more accountable engineering and a national roadmap to "improve long-term wellbore integrity." (See sidebar.)

Oil and gas wells leak for a variety of reasons, but it's mostly a tale of about corrupted cement.

Over time, a cement seal in a wellbore can shrink, crack, degrade or be dissolved by acids. In addition steel casing often corrode as they age. Additives added to the cement by drillers can weaken the seal. Plugs used to cap abandoned wells typically experience significant degradation. In some cases local geological conditions such as shallow gravel beds or swelling clays also make cement seals difficult.

Oil prices dramatically impact the quality of cement seals on wellbores, too. During periods of high oil prices companies try to drill as many wells as fast they can with the result that "wellbore construction practices were negatively impacted." [Tyee]

SIDEBAR;


PLUGGING A LEAKY INDUSTRY

In order to reduce methane leakage from wellbores and the hazards it poses to groundwater, atmosphere and rural households, the recently released University of Waterloo report described in the accompanying story calls upon regulators to plug some very big holes, including:

Best practices for cementing and sealing wellbores are not being followed or appropriately monitored by qualified engineers.

Quality control for cement formulations is "often less than perfect."

Additives for cement jobs have received little third party scrutiny for effectiveness.

There is no direct supervision of cementing operations by engineers.

Slow development of leaks is not well recognized or acknowledged by cementing companies and oil companies.

Fixing leaky wells has been a case of "persistent under-reporting of negative results."

Measuring gas leaks from a wellbore require review, testing and advancement.

Abandoned wells aren't being properly plugged and sealed.

The scale of existing groundwater contamination caused by leaky wellbores is unknown, unmonitored and unstudied.

There has been no serious discussion about what is an acceptable rate of gas leakage from both active and abandoned wellbores.

— A.N.

Link: http://thetyee.ca/News/2014/06/05/Canada-Leaky-Energy-Wells/