Gaz de schiste - l'étude du Munk (1)

Photo: conservationnext.com

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 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'idée de rédiger ce rapport est venue d'Adèle Hurley, la directrice du Program on Water Issues à la Munk School of Global Affairs. On sait qu'Adèle a le flair pour identifer les dossiers émergeants d'importance environnementale, surtout ceux qui regardent la ressource en eau, et son habileté de présenter ces dossiers au grand public, aux médias, aux gouvernements et aux élus. Adèle s'est rendu compte très tôt que le développement en croissance rapide du gaz de schiste non conventionnel aux États-Unis se ferait également au Canada et que de tels développements résulteraient en prélèvements massifs d'eaux de surface et souterraines et que des risques possibles que ces eaux pourraient devenir contaminées. Ayant prévu une inquiétude grandissante du public qui constate ces développements gaziers de l'ouest canadien jusqu'aux Maritimes, Adèle et le Munk School m'ont demandé de préparer ce rapport, un privilège pour lequel j'en suis très reconnaissant.

La ruée du gaz de schiste

Depuis une décennie, l'industrie du gaz naturel a connu une véritable révolution qui transforme le milieu énergétique et politique de l'Amérique du Nord. Juste au moment où l'on pensait que les sources de gaz conventionnel étaient sur le point de se tarir, l'industrie pétrolière a marié une technologie vieille de 60 ans appelée fracturation hydraulique avec la technologie du forage horizontal afin d'exploiter une ressource qui semblait jusqu'alors hors de notre portée: le gaz naturel emprisonné dans le roc, du shale, ou schiste, profond et dense.

La fracturation hydraulique, l'injection de tonnes de sable, d'eau et de chimiques à haute pression, a permis à l'industrie de fracturer ce roc de la même façon qu'une pierre fait éclater un pare-brise. Les fractures qui en résultent créent de minuscules passages qui permettent aux petites pochettes de gaz naturel de s'échapper du shale. Une fois que l'industrie a prouvé que la fracturation pouvait faire relâcher des volumes énormes de gas de ces anciens fonds de mers, une ruée de forages non conventionnels a surgi à travers le continent. Dans plusieurs états et provinces, les compagnies anticipaient une ruée frénétique afin de s'approprier des claims miniers de la taille de petits pays européens. Talisman Energy, par exemple, a payé pour un million d'acres ou environ 2,400 milles carrés dans la vallée du Saint-Laurent afin d'exploiter l'Utica et EnCana Corporation a payé pour plus de 2 millions d'acres en Colombie-Britannique.

Des milliers de puits sont maintenant forés au Texas, en Pennsylvanie, en Ohio, en Alabama, au Wyoming et au Colorado. Avec 22 importants "shale plays" - formations géologiques - étendus sur 20 états, le gaz de schiste est passé d'une source d'énergie négligeable en 2000 à une qui représente un impressionnant 20% de tout le gaz naturel produit aux États-Unis en 2010. Le Canada aussi a été témoin d'une ruée pour le gaz de schiste lorsque que le boom gazier s'est répandu à partir de son épicentre dans le nord de la Colombie-Britannique au formations de shale en Alberta, dans la Saskatchewan, en Ontario, au Québec et au Nouveau-Brunswick.

Vu que le gaz de schiste pourrait fournir une source d'énergie relativement "propre" à bas prix en Amérique du Nord pour une centaine d'années, l'industrie et les gouvernements en ont fait une promotion comme étant un "game changer", un joueur qui changerait la donne. Cambridge Energy Research Associates, par exemple, prédit que le gaz de schiste pourrait remplacer le charbon, grand émetteur de GES, comme la source d'énergie de choix pour les centrales électriques et deviendrait " la plus importante innovation énergétique du siècle".

L'Institut Fraser du Canada décrit le gaz de schiste comme "une solution alternative aux rêves verts dispendieux" comme l'éolien et le solaire. Si le gaz naturel comprimé venant du schiste est employé pour faire marcher des véhicules légers, la ressource pourrait même ralentir la demande en pétrole lourd comme le bitumen. Jim Mulva de ConocoPhillips pense que le gaz de schiste est le "cadeau de la nature aux hommes de la terre". L'abondance de la ressource a même poussé le lancement d'un nouveau lobby: America's Natural Gas Alliance. L'Alliance prétend que le gaz naturel fournit 3,5% des emplois au Canada et compte pour presque 6,7% du PIB canadien.

Mais chaque tempête vient avec ses signes avant-coureurs. Même les promoteurs de cette ressource non conventionnelle admettent maintenant que "l'eau s'est avéré la question environnementale la plus visible" associée avec l'exploitation du gaz de schiste. En réalité, partout où l'industrie gazière de schiste a envahi les communautés rurales, les controverses sur l'usage de l'eau, la contamination des eaux souterraines et l'encadrement de l'industrie ont immanquablement suivi.

Les plus grands défis sont dans la gestion de l'eau, surtout la disposition efficace des fluides de fracturation, selon un rapport de la MIT de 2010 sur le gaz naturel. Aux États-Unis, les divisions sont bien ancrées. Une série de reportages de ProPublica qui ont mérités des prix d'excellence avaient posés des questions sérieuses sur le contenu des fluides de fracturation hydraulique et la contamination de presque 1,000 puits d'eau potable par l'industrie gazière. Par conséquence, l'EPA des États-Unis a enclanché une enquête pour savoir exactement quels sont les impacts de la fracturation hydraulique sur les sources d'eau potable. Les projets d'exploitation du shale du Marcellus qui est situé en-dessous de bassins versants essentiels pour fournir l'eau potable à des grandes villes comme New York ont aussi provoqué des déclarations de moratoires sur les travaux. Jusqu'à date, des milliers de citoyens ont participé à des audiences sur la fracturation hydraulique.

Les formations de shale entre Montréal et la ville de Québec tout le long du fleuve Saint-Laurent (une région d'environ 5,000 kilomètres carrés de surface) ont été la source de protestations de colère et des demandes de moratoires. Au Nouveau-Brunswick, une compagnie a abandonné ses projets de forer à l'intérieur du territoire de la ville de Sackville après que des conseillers municipaux ont soulevés des questions sur la contamination de l'eau. Le forage effrêné au nord de la Colombie-Britannique a nécessité des prélèvements d'eau sans précédents et même une campagne de salissage contre EnCana Corporation a été organisée pour protester contre la trop grande vitesse des évènements.

Vu l'importance économique de la ressource et les inquiétudes croissantes sur les impacts sur l'eau que pourraient avoir l'usage qu'en fait l'industrie, ce rapport examine les implications de la production de gaz de schiste sur les sources d'eau douce du Canada. En plus de revoir les techniques de la révolution du gaz de schiste, le rapport regardera aussi la qualité de la cartographie de nos eaux souterraines dans les régions riches en shale. Finalement, le rapport revoit l'encadrement pour la protection de la ressource en eau, les propriétaires terriens et les communautés rurales.

Contrairement aux États-Unis où le US Congress et les législateurs sont impliqués activement dans des débats sur les politiques publiques, ni l'Office National de l'Énergie ni Environnement Canada n'ont encore soulevé de questions valables sur le boom gazier ou son impact sur la ressource en eau. La rapidité de la révolution du gaz de schiste demande une surveillance plus sévère avant que plus de lignes de fractures ne traversent le pays tout entier.

La plus grande fracturation hydraulique au monde

Au tout début de l'année 2010, des travailleurs dans un coin perdu du nord de la Colombie-Britannique ont commencé une fracturation hydraulique qui deviendra 111 jours plus tard la plus grosse exploitation de gaz naturel de son genre sur la planète. L'opération a commencé près de la rive d'un petit lac gelé, à environ 4 heures et demi de voiture au nord-est de Fort Nelson, la communauté la plus nordique de n'importe quelle importance dans la province la plus occidentale du Canada. Pendant qu'une petite armée de travailleurs s'affairaient parmis une flotte de camions et de compresseurs rugissants au diesel, l'eau était injectée dans le sol à de très grandes pressions dans l'un des 16 puits qui avaient été forés à l'avance pour la fracturation hydraulique sans précédents.

Pendant 3 mois et demi, des compresseurs au diesel sur le site fonctionnaient sans arrêt et les pompes aspiraient l'eau du lac Two Island Lake tout près. Pendant l'opération, un total de 274 stimulations consécutives ou fracks ont été complétées pour une moyenne de 17 fracks par puits. À la fin, une quantité équivalant à 5,6 millions de barils d'eau a été pompé dans le sol avec 111 millions de livres de sable et une quantité inconnue de produits chimiques. Tout cela était pour ce qui serait l'exploitation de trillions de pieds cubes de gaz naturel dans la région, du gaz qui serait brûlé éventuellement pour chauffer des maisons et des commerces, mais aussi pour des clients industriels dont les industries des sables bitumineux de l'Alberta.

Tout ceci et plus encore se passait sans que la plupart des gens le sachent dans une région du Canada qui, comme bien des autres, est isolée et éloignée des centres urbains. La région du nord-est de la Colombie-Britannique est de 79,130 milles carrés, plus vaste que tous les 48 états américains sous le 49 parallèle, excepté 15. La région est si vaste et isolée que presque un quart de tous les lacs et les rivières qui désservent aux compagnies énergétiques de la région n'ont pas encore de nom.

En 2010, extraire du gaz naturel des formations géologiques était jusqu'alors routinier pour l'économie dans l'ouest du Canada. Mais les évènements à Two Island Lake ont marqué un tournant majeur de ce qui était jusqu'alors la normalité dans les provinces riches en combustibles fossiles comme la Saskatchewan, l'Alberta et la Colombie-Britannique. Grâçe à des innovations technologiques venant des États-Unis, il était maintenant possible de puiser dans des réserves de gaz naturel dans des sites qui étaient auparavant considérés comme étant trop dispendieux à exploiter. Maintenant, ces sites pouvaient générer des profits pour les actionnaires, même dans un marché à prix très bas pour le gaz naturel. Ce site était l'un d'eux.

La plus importante des innovations perfectionnée au Texas était de forer verticalement, puis horizontalement, parallèlement à la surface terrestre, donnant accès à de vastes étendues de roc emprisonnant le schiste maintenant dans la mire de l'exploitant. Mais forer horizontalement dans les formations de shale riches en gaz naturel n'était que le début. Même après avoir foré horizontalement, le roc était encore trop dense pour laisser échapper les gaz emprisonnés dans les pores. Il fallait craquer le roc en créant des petits tremblements de terre pour ouvrir les fractures microscopiques du rac et forcer des nouveaux passages. Avec assez de tels passages, un forage horizontal devenait une sorte d'autoroute pour diriger les différents gaz qui s'échappaient tout le long du puits.

La fracturation hydraulique (ou fracking) devint la méthode de choix pour craquer le shale. Cela demande le pompage de fluides de fracturation (eau, chimiques et additifs) dans les profondeurs à grande pression. En améliorant leurs méthodes, les foreurs prolongeaient leurs forages de plus en plus loin. Bientôt, des fracks multiples étaient à l'ordre du jour, les forages les plus éloignés dans les forages horizontaux, le fond étant fracturé en premier (le bout portant le nom de "toe" - orteil), et les fracturations successives se produisant en reculant vers le "talon, ou vers la jonction du forage horizontal et vertical.

Vu sous cet angle, la fracturation "la plus grosse du monde" de Two Island Lake est impressionnante mais pas inattendue, étant l'aboutissement d'innovations en fracturation durant des décennies. Ces innovations ont permis à Apache et son partenaire Encana Corporation dans la région de Horn River Basin en Colombie-Britannique de faire ce qui semblait inconcevable il n'y a pas si longtemps. Sur un seul site surgi d'un éclairci déblayé dans la forêt sous-boréale, les compagnies ont foré 16 puits avec des tentacules horizontales ayant une longueur moyenne de 1,6 kilomètres. Les activités à Two Island Lake pourraient être un record dans le dossier de l'exploitation de gaz de schiste, mais ils ne sont pas inhabituels.

Au travers la planète, les dépôts de shale sont devenus la cible de l'attention toujours croissante des compagnies énergétiques et des gouvernements. Les avancées technologiques ont rendu l'extraction du gaz emprisonné dans les formations de shale davantage économiquement viable et on a entendu des déclarations qu'une nouvelle ère d'énergie "propre" était à nos portes. Les innovations rendaient le gaz naturel économiquement disponible. Pour l'Amérique du Nord, cela voulait dire qu'on serait moins dépendant des combustibles fossiles venant des autres pays outre-mer. Et parce que le gaz naturel brûle proprement, avec moins de particules en suspension et moins d'émissions de GES que les autres combustibles fossiles, certains argumentent que ce gaz de schiste est la source d'énergie incontournable pour passer aux sources d'énergie sans ou très peu d'émissions de carbone, virement nécessaire pour éviter les changements climatiques tant dénoncés par les scientifiques du climat du monde entier.

Robert Aguilera, un expert en ingénierie qui se spécialise dans les passages requis pour laisser passer le gaz dans les formations géologiques. Il qualifie le Horn River Basin comme étant égal avec les bassins gaziers aux États-Unis, et il dit que les autres zones de schiste canadiennes comme l'Utica dans les basses terres du fleuve Saint-Laurent ont un potentiel similaire. Mais pendant que les évènements émergent durant le "shale gas play", les préoccupations surgissent vis-à-vis les impacts cumulatifs de la production de gaz de shale sur l'eau et les communautés.

La révolution de gaz de schiste non-conventionnel

Il y a longtemps que l'on sait que les formations de shale contiennent du gaz. Le premier puits de gaz au États-Unis dès 1821 venait d'une formation de shale. Exploité par un fabriquant de fusils à Fredonia, dans l'état de New-York, le gaz était vendu à une auberge sur la route empruntée pour l'exodus vers l'Ohio.

Durant l'exploitation pétrolière et gazière, le gaz emprisonné dans les formations de shale a été mis de côté pour des sources plus faciles et plus riches. Deux innovations en techniques de forage presqu'un siècle plus tard préparera le terrain pour l'explosion de l'exploration et de l'exploitation du gaz de schiste qui est au coeur de ce rapport.

Le gaz conventionnel comparé au gaz non conventionnel

La première innovation a ét le forage horizontal, une nouveauté qui a ses racines au Texas dans les années 1930. Bien que plus dispendieux à forer, les forages horizontaux ou latéraux ont l'avantage d'aller chercher des formations contenant du gaz qui ne l'étaient pas uniquement avec le forage horizontal. Pendant qu'un puits vertical peut s'étendre de 50 à 300 pieds dans une formation géologique, un puits latéral peut aller chercher un autre 2,000 à 6,000 pieds ou plus de shale.

L'autre innovation à émerger est un facteur important dans l'exploitation économique du gaz et du pétrole dans le shale et d'autres sources non-conventionnels est la fracturation hydraulique, un procédé que l'on pense a été employé pour stimuler un puits pétrolier et gazier soit dans le Hugoton du Kansas en 1946 ou près de Duncan, en Oklahoma en 1949.

Aujourd'hui, la fracturation hydraulique est la clef pour récupérer commercialement du gaz du shale. Cela se résume à forcer brutalement des passages dans le roc dense avec de l'eau, des chimiques et du sable pompés à des pressions allant de 5,000 livres par pouces carrés (psi) jusqu'à 15,000 psi dans des puits grâce à des compresseurs fonctionnant au diesel. Avec cette technologie clef, une porte auparavant close s'est ouverte, ou du moins une porte entre-ouverte s'est ouverte toute grande. En combinant le forage horizontal et la fracturation hydraulique, la production du gaz naturel globale a augmenté considérablement.

En principe, la fracturation hydraulique est simple, mais sa mise en pratique est une prouesse d'ingénierie. Pour comprendre ce qui se passe correctement durant le "fracking", quand on extrait le gaz emprisonné, et comprendre ce qui peut potentiellement aller mal, cela est très instructif de comprendre comment l'industrie elle-même décrit le procédé. Les compagnies Oil and Natural Gas Producers de l'Oklahoma, Royalty Owners et Encana Corporation ont affiché des vidéos sur leurs sites Web. Ils décrivent les défis technologiques d'une fracturation hydraulique réussie, et l'on se fiera ici sur eux pour décrire les pratiques de l'industrie.

Pour atteindre des profondeurs où la section horizontale commencera, un foret fixé au bout d'un tuyeau fore verticalement à partir de la surface. L'industrie nous assure que l'on fore à ce stage-ci bien plus creux que les niveaux qui contiennent les eaux souterraines. Des coffrages ou tuyeaux sont ensuite insérés dans le trou pour "isoler" les zones d'eau douce d'une potentielle contamination pendant le procédé de forage et plus tard pendant l'exploitation du puits. Au Canada, les profondeurs où se trouve les aquifères d'eaus souterraines qui servent de sources d'eau potable se trouvent habituellement en dessous de 100 mètres de la surface. En comparaison, les formations de shale convoitées pour le "fracking" sont au moins à 110 mètres jusqu'à 4,000 mètres de profond.

Après que l'on enlève le foret et le tuyeau, du ciment est pompé le long du coffrage. Quand le ciment atteint le fond du coffrage, il revient à la surface en dehors du tuyeau, poussé par la pression. Le coffrage d'acier et le ciment "protègent l'eau douce" de toute contamination subséquente. Une fois que cela est fait, le forage continue à descendre jusqu'à un point environ 500 pieds au-dessus du niveau projeté pour le forage horizontal. À ce point de jonction, un nouveau moteur de forage guide le forage sur une distance de 300 à 450 mètres dans un arc courgé qui oriente le forage vers l'horizontal. Le forage continue alors pour quelques centaines de mètres parallèle à la surface. Une fois cela est fait, une autre opération de coulage de ciment rempli l'annulus ou l'espace vides entre le tuyeau et le mur du trou de forage.

L'opération "fracking" qui s'ensuit se fait en plusieurs étapes, en commençant par l'extrémité du forage horizontal (l'orteil) et recule progressivement vers le talon, ou la section recourbée. Premièrement, un canon est descendu dans la section à fracturer pour percer des trous. Une charge électrique fait détonner le canon qui perce plusieurs perforations dans le tuyeau, le ciment qui l'entoure et dans le shale.

La section perforée est ensuite fracturée avec le mélange d'eau, de sable et des additifs qui sont pompés à grande pression sous le sol. La mixture sous pression fracture le shale comme un marteau qui frappe un pare-brise d'auto, causant des fractures dans toutes les directions à partir du point de fracturation. Le gaz peut alors s'échapper par ces fractures et fuir dans le puits.

Ne mentionnant que très peu la question délicate des additifs chimiques utilisés dans ses fluides de fracturation, Encana fait la remarque dans son vidéo de présentation que la compagnie s'engage à collaborer avec les autorités pour développer et avancer les meilleures pratiques de fracturation hydrauliques et ne permet pas l'usage du diesel ou du 2-BE (un cancérigène probable) dans ses fluides hydrauliques. Le conseil américain Us Congressional Committee on Energy and Commerce qui avait passé en revue les pratiques des gazières avait découvert que le diesel avait été utilisé par quelques grandes compagnies dans leurs opérations de fracking.

Dans les vidéos préparés par les gazières, les mots comme protéger, barrière, sceller, sécuriser d'une façon permanente et contrôlé donnent l'impression que le fracking respecte un protocole rigide qui laisse peu de chance aux dommages environnementaux. On donne l'impression que le shale est un bloc solide, sans failles qui est perforé à des intervalles précis avec des fissures regroupées qui nous rappellent des systèmes radiculaires régulièrement espacés d'une rangée de maïs à une profondeur d'un mille sous terre.

La suite de la traduction de l'étude du Munk sera dans une entrée de blog prochainement.Photo: bctwa.org