La fracturation hydraulique est à blâmer pour l'important déversement de bitume confirme le régulateur

Photo: CNRL

L'incident démontre la fragilité de la coûteuse extraction énergétique


Ma traduction libre d'un reportage d'Andrew Nikiforuk publié dans TheTyee.ca

Trois ans après l'éruption de 10,000 barils de bitume fondu qui ont contaminé la forêt boréale et l'eau souterraine près de Cold Lake, en Alberta, le régulateur énergétique provincial a maintenant jeté le blâme sur la fracturation hydraulique, ou l'injection à haute pression de la vapeur sous terre afin de fracturer la roche mère.

Le blowout de bitume s'est produit entre mai et juin 2013 dans le projet de Canadian Natural Resources Lté à Cold Lake, une opération qui utilise l'injection de la vapeur pour faire fondre le bitume et l'amener à la surface.

Dans ce cas-ci, la pression de la vapeur a fracturé la roche entre différentes formations, permettant au bitume fondu de trouver des fractures naturelles et rejoindre la surface à cinq endroits différents, dont l'un sous un lac.

À certains endroits, le bitume s'est faufilé dans des fissures du sol profonds jusqu'à 159 mètres.

L'évènement, pas le premier du genre comme une enquête du Tyee a révélé, a tué la faune et la flore sauvage et déversé presque 20 barils de bitume par jour dans une fondrière de mousse pendant cinq mois.

Dans un volumineux rapport, l'agence Alberta Energy Regulator est arrivé à la même conclusion que des experts disaient depuis longtemps, que les cinq évènements d'écoulement de bitume "ont été causés par des volumes excessifs de vapeur, grâce à un passage ouvert (trou de puits ou fissure ou fracture naturelle) ou des fracture verticales provoquées hydrauliquement."

Selon le régulateur un groupe d'experts indépendants qui ont aussi examiné le désastre de bitume sont arrivés à la conclusion que la compagnie, un important producteur de bitume, n'a pas bien tenu compte des fissures géologiques et des fractures de la région qu'elle vaporisait.

Ce groupe avance que "l'approche du CNRL ne tenait pas suffisamment compte des impacts de la variabilité géologique" et comment les fractures naturelles pourraient réagir aux augmentations de pression de la vapeur.

Particulièrement, la compagnie n'a pas examiné adéquatement un nouveau risque géologique des sables bitumineux: l'érosion des formations de sel sous les gisements de bitume causée par le déplacement de l'eau souterraine.

Le régulateur financé par l'industrie est arrivé à la conclusion que le "CNRL n'a pas enfreint à aucun règlement en utilisant leur stratégie spécifique en utilisant la vapeur," mais a depuis implanté des exigences réglementaires "désignées pour prévenir ces incidents dans le futur et réduire de façon permanente les volumes de vapeur."

Des opérations fragiles, inefficaces

L'incident, qui a coûté à la compagnie Canadian Natural Resources Lté presque $50 millions pour le nettoyage, met en lumière la fragilité des opérations qui fracturent les formations de bitume avec de la vapeur à haute pression.

Ces projets à haute consommation d'énergie qui souvent consomment plus de trois barils de vapeur pour produire un baril de bitume, maintenant produisent la majorité du bitume canadien destiné à l'exportation. Aux taux actuels du pétrole, de telles opérations ne sont pas rentables.

Environ 80% des gisements de bitume de l'Alberta se trouvent à plus de 75 mètres de profondeur et ne peuvent pas être extraits. La majorité de l'extraction du bitume vient maintenant des opérations à la vapeur qui se servent de la gravité ou des vagues de vapeur pour faire fondre la ressource qui est aussi dure qu'une rondelle de hockey (puck).

Par conséquence, les gisements profonds, recouverts d'une couche de roc, sont réchauffés à une température qui peut aller jusqu'à 300 degrés Celsius avec de la vapeur.

Pendant le processus de vapeur, la couche supérieure de roc agit comme un bouclier primaire mais pas toujours imperméable qui empêche le bitume amolli de se faufiler dans les nappes aquifères, les autres trous de puits de l'industrie et les autres formations géologiques, en même temps que le sous-bois des forêts et les lacs.

Pendant des années, des géo scientifiques ainsi que des rapports annuels de l'industrie ont systématiquement démontré que les technologies utilisées pour vaporiser les gisements profonds ont créé les mêmes genres de problèmes causés par la fracturation hydraulique sur des ressources pétrolières et gazières non conventionnelles partout en Amérique du Nord.

Les deux technologies injectent des fluides à très haute pression (du gaz, de l'eau, de la vapeur ou des hydrocarbures) dans des formations, où la pression qui s'ensuit peut fissurer ou fracturer le roc et les coffrages de puits de façons qu'on ne peut pas prédire. Ces fractures peuvent faire ressurgir des fluides ou des gaz à la surface, contaminer l'eau souterraine ou faire des connections avec d'autres puits qui sont déjà en place.

Partout en Amérique du Nord, la fracturation hydraulique a déclenché des séismes, repoussé des gaz à la surface, s'est connecté à des failles naturelles et des fractures, "communiqué" avec d'autres puits, endommagé des trous de puits avoisinants et contaminé l'eau souterraine.

Le problème incessant pour l'industrie est qu'elle ne peut pas contrôler où iront les fractures et avec quelles failles naturelles elles se lieront.

La production de pétrole lourd du Canada, l'injection de vapeur, a cumulé une longue historique de problèmes, dont la fracturation des sites de forages et d'autres formations, des fuites de vapeur et des blowouts. Fracturer le bitume avec de la vapeur a aussi enclenché la migration de l’arsenic et contaminé l'eau souterraine.

Toujours en attente d'une étude sur la roche de couverture imperméable (caprock)

L'important déversement de bitume de Canadian Natural Resources Lté s'est produit exactement au même endroit où une autre grosse fuite s'est produite en 2009. Le régulateur n'a fait de rapport sur cet évènement qu'un an plus tard.

Le plus récent rapport du régulateur a confirmé que le roc imperméable de couverture (caprock) "est compromis pendant la stimulation de vapeur à haute pression cyclique" du projet de CNRL de Primrose East.

Les pressions des injections et les volumes de vapeur utilisés par le CNRL "soit activent les fractures et les failles existantes" du caprock ou "ont modifié suffisamment l'état de stress pour provoquer des fracturations afin de permettre des relâchements d'émulsions de bitume dans la formation Grand Rapids."

Le bitume a ensuite migré au travers de fractures, fissures naturelles ou des fractures verticales provoquées hydrauliquement vers la surface.

L'injection de vapeur cyclique, qui pompe de la vapeur dans un seul puits pendant des semaines à la fois, ce qui permet à la vapeur de bien tremper et accumuler de la pression sous terre, a connu des problèmes techniques pendant des années.

En 2002, Maurice Dusseault, un géologue pétrolier, a rapporté que l'injection de la vapeur, à cause des hautes pressions, causait "de la fracturation hydraulique hors zone, peut-être en entre-croisant avec des "zones brigands" et l'ouverture de passages de fractures vers l'eau ou la surface."

Pour gérer avec ces risques majeurs géologiques et le caprock menacé, l'agence Energy Resources Conservation Board (maintenant l'Alberta Energy Regulator) avait lancé un projet spécial prénommé Oilsands Caprock Integrity Project il y a sept ans.

À ce moment-là, le site web de l'OCRIP avertissait spécifiquement que "les relâchements non contrôlés de vapeur, de pétrole ou d'eau de formation causés par de la production pétrolière in situ (c'est-à-dire la stimulation cyclique de vapeur et le drainage par gravité grâce à la vapeur) étaient préoccupants pour la ressource et la conservation environnementale."

Mais l'OCRIP n'a pas encore rendu public une analyse promise sur "les dangers géologiques provoqués par l'humain" dans la région, ainsi qu'une banque de données sur les examens d'incidents des opérations à la vapeur qui ont cassé le caprock, la formation rocheuse imperméable qui recouvre les gisements de sables bitumineux. Le site web du projet ne semble plus exister.

Un rapport de 2011 écrit par des employés de Schlumberger, une multinationale qui dessert l'industrie pétrolière et experte du fracking, prévenait que l'injection de vapeur continue peut déformer les formations géologiques de bitume si gravement que cela peut "réduire la force du roc, provoquer des nouvelles fractures ou réactiver des fractures existantes ce qui pourrait mettre à risque l'imperméabilité du caprock."

À son tour, la fracturation du caprock "peut fournir des passages pour le bitume et la vapeur qui peut s'écouler dans des nappes aquifères ou vers la surface causant ainsi des risques importants pour la sécurité et l'environnement," prévient le rapport.

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Hydraulic Fracking to Blame for Big Alberta Bitumen Spill, Regulator Confirms

Incident highlights fragility of high-cost energy extraction.

By Andrew Nikiforuk, published Today, TheTyee.ca

Three years after an eruption of 10,000 barrels of melted bitumen contaminated the boreal forest and groundwater near Cold Lake, Alberta, the provincial energy regulator has now officially blamed hydraulic fracturing, or the pressurized injection of steam into the ground for fracturing nearby rock.

The bitumen blowout occurred sometime between May and June 2013 at Canadian Natural Resources Ltd.'s Cold Lake project, an operation that uses steam injection to melt bitumen and bring it to the surface.

In this case, the pressure from the steam cracked rock between different formations, allowing melted bitumen to find natural fractures and flow to the surface at five different locations, including under a lake.

In some places, the bitumen erupted through fissures in the ground as long as 159 metres deep.

The event, not the first of its kind as an earlier Tyee investigation revealed, killed wildlife and seeped nearly 20 barrels of bitumen a day into muskeg over a five-month period.

In a lengthy report, the Alberta Energy Regulator concluded what experts had suggested all along -- that all five bitumen seeping events "were caused by excessive steam volumes, along with an open conduit (wellbore or natural fracture or fault) or hydraulically induced vertical fractures."

According to the regulator, an independent third party expert panel that also reviewed the bitumen disaster found that the company, a major bitumen producer, had failed to properly account for geological faults and fractures in the region it was steaming.

That panel submitted "that CNRL's approach had insufficiently addressed the impact of geological variability" and how natural fractures would respond to increases in steam pressures.

In particular, the company did not properly address a new geohazard in the tarsands: the erosion of salt formations underneath bitumen deposits by the movement of groundwater.

The industry-funded regulator concluded that "CNRL did not contravene any rules in their use of their specific steaming strategy," but has since implemented regulatory requirements "designed to prevent a further incident and permanently reduce steaming volumes."

Fragile, inefficient operations

The incident, which cost Canadian Natural Resources Ltd. nearly $50 million to clean up, highlights the fragility of operations that fracture bitumen formations with high-pressure steam.

These energy-intensive projects, which often use more than three barrels of steam to produce one barrel of bitumen, now produce the majority of Canada's bitumen for export. At current oil prices, such inefficient operations are losing money.

Approximately 80 per cent of Alberta's bitumen deposits lie deeper than 75 metres and cannot be mined. The majority of bitumen extraction now comes from steaming operations that use gravity or waves of steam to melt a resource as hard as a hockey puck.

As a consequence, the deep deposits, all capped by rock, are currently being heated to as high as 300 C with steam.

During the steaming process, the overlaying caprock acts as a primary but not always impermeable seal that keeps steamed bitumen from seeping into aquifers, industry wellbores and other geological formations, as well as the forest floor and lakes.

For years, geoscientists as well as annual industry progress reports to the Alberta Energy Regulator consistently showed that the technologies used to steam deep deposits have created the same sort of problems now plaguing the hydraulic fracturing of unconventional oil and gas resources across North America.

Both technologies inject highly pressurized fluids (gas, water, steam or hydrocarbons) into formations, where the resulting pressure can crack or fracture overlying rock and well casings in unpredictable ways. These fractures can bring fluids or gases to the surface, contaminate groundwater or connect with other existing wells.

Across North America, hydraulic fracturing has triggered earthquakes, pushed gases to the surface, connected to natural faults and fractures, "communicated" with other wells, damaged nearby wellbores and contaminated groundwater.

The ongoing problem for industry is that it can't control where the fractures will go or what natural faults they might connect with.

In Canada's heavy oil production, the injection of steam has amassed a long case history of problems, including fracturing into well sites and other formations, steam leaks and blowouts. Fracking bitumen with steam has also mobilized arsenic and fouled groundwater.

Still waiting on caprock study

The large Canadian Natural Resources Ltd. bitumen spill occurred exactly at the same place where another major leak occurred in 2009. The regulator did not report on that event until years later.

The new regulator report confirmed that caprock "is being compromised during high pressure cyclic steam stimulation" at CNRL's Primrose East project.

Injection pressures and steam volumes used by CNRL "either activated existing fracturing and faulting" of caprock or "altered the stress state enough to induce fracturing to enable releases of bitumen emulsion into the Grand Rapids Formation."

The bitumen then migrated up through natural fractures, faults, or vertical hydraulically induced fractures to the surface.

Cyclic steam injection, which pumps steam into a single well for weeks at a time allowing the steam to soak and build up pressure underground, has been plagued with technical problems for years.

In 2002, petroleum geologist Maurice Dusseault reported that steam injection due to high pressures caused "hydraulic fracturing out of zone, perhaps intersection with 'thief zones' and the opening of fracture pathways to water or the surface."

To deal with these major geohazards and the threat to caprock, the Energy Resources Conservation Board (now the Alberta Energy Regulator) created a special Oilsands Caprock Integrity Project seven years ago.

At the time, OCRIP's website specifically warned that "uncontrolled releases of steam, oil or formation water caused by in situ oil production (e.g. cyclic steam stimulation and steam-assisted gravity drainage) create concerns for resource and environmental conservation."

But OCRIP has yet to publicly release a promised analysis of "human-induced geological hazards" in the region, as well as an incident review database of steam operations that have broken the caprock. The project's website appears to no longer exist.

A 2011 paper written by employees of Schlumberger, an oil servicing multinational and fracking expert, warned that continuous steam injection can deform a bitumen formation so badly that it can "reduce rock strength, induce new fractures or re-activate existing fractures posing contained risk of containment of breach of caprock."

In turn, the fracturing of caprock "can provide pathways for bitumen and steam to flow to aquifers or to the surface causing significant risk to safety and the environment," warned the paper. [Tyee]

Link: http://thetyee.ca/News/2016/03/23/Fracking-Bitumen-Spill-Alberta/