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L’EES au Québec | NO FRACKING FRANCE

L’EES au Québec

L'Evaluation environnementale stratégique

 

 

Et à partir de maintenant - Que faire à l'ÉES ?

Par Marc durand,

 doct-ing en géologie appliquée

1 - Revoir de toute urgence la composition et l’orientation du mandat:

Tant que l'industrie aura parmi les 11 membres du comité la représentante de Talisman Energy Inc, l'ÉES n'aura aucune crédibilité et son rôle d'expertise indépendante et crédible aux yeux du public est totalement compromis. Le public a eu quelques occasions de voir et d'entendre cette personne de Talisman, notamment lors de réponses à des questions dans deux reportages de l'émission Découverte de Radio-Canada, ainsi que lors de la consultation publique à Bécancour le 15 décembre 2011. À chaque occasion ses déclarations ne sont pas celles qu'on doit entendre de quelqu'un qualifié pour un comité d'experts indépendants. Premièrement on ne peut être à la fois lobbyiste payé par Talisman Energy Inc et prétendre en même temps être perçue comme expert indépendant; c'est une évidence qu'a compris, dès le début, monsieur J-Y Lavoie de Junex; il a démissionné. Cette évidence devrait être comprise de la même façon par lobbyiste de Talisman Energy Inc.

Quant à l'expertise technique de cette personne à l'emploi de Talisman depuis l'année 2000, on a pu en avoir un premier aperçu lors du reportage de Découverte le 14 novembre 2010. Vers le milieu de l'émission, le reportage s'interroge sur la concentration des éléments chimiques présents dans les couches de shale qui seraient éventuellement remontés en surface. Découverte cite des données où la salinité mesurée dépasse de beaucoup celle de l'eau de mer.  La géologue de Talisman, interrogée à ce sujet dit que les eaux de reflux passent les normes et sont quatre fois moins concentrées que l'eau de mer. Elle savait pertinemment en répondant ainsi que leurs analyses montraient une salinité moindre que l'eau de mer parce qu'elles portent sur des eaux de reflux. Dévier la réponse permettait de masquer une vérité: la concentration de la minéralisation présente dans le shale est diluée dans les eaux de reflux par les centaines de camions d'eau douce que l'opération d'injection utilise. Sans cette dilution, ou avec une dilution moindre, comme dans le cas des eaux qui remontent lors du forage du trou, les concentrations sont nettement plus élevées, cinq à dix fois celle de l'eau de mer. C'est un fait universellement connu chez les spécialistes et cela se présente ainsi pour toutes les eaux anciennes dans les bassins sédimentaires profonds. Omettre ces précisions, et se défiler de la question de Découverte avec un tel louvoiement (que le téléspectateur moyen ne saisit peut-être pas) en la ramenant aux mesures dans les eaux de reflux uniquement, ne constitue certes pas une opinion d'expert  objective et crédible.

Lors du deuxième reportage de Découverte, diffusé le 18 septembre 2011 et portant spécifiquement sur les fuites, elle confond des termes techniques tout à fait de base comme "coffrage" (une paroi qu'on démonte) et "tubage" (un élément essentiel et permanent dans la structure même des puits). Elle tente de suggérer que ça ne peut s'altérer en disant que c'est fait en acier inoxydable, rien de moins! L'industrie pétrolière ne dépenserait jamais un tel coût pour prolonger la vie des puits, lesquels sont avant toute chose des ouvrages temporaires. Sur la question de la pression et la quantité de gaz présent quand on fermera les puits, elle se contente d'indiquer que c'est négligeable et qu'il n'y en a pratiquement plus, alors qu'en vérité il en reste 80% et que tous les experts dans le domaine savent que les puits vont se remettre en pression après abandon. À propos des fuites mesurées de 18m3/jour,elle commente que c'est trop petit pour être mesuré (18 000 litres/ jour) , etc.  Bref si c'est avec ce genre d'information que les dix autres membres du comité vont être informés et vont orienter leur travail, cela mine réellement la crédibilité de l'ÉES.

 

La proposition de plan de travail proposée à la consultation à l'automne 2011 par l'ÉES est truffé de ce genre d'informations hautement contestables qui relèvent essentiellement d'un "crédo" de l'industrie, comme celle-ci page 29 "les techniques de mise en place des tubages et de cimentation constituent la meilleure protection pour l’environnement": rien n'est plus faux, les fuites détectées sont là pour démontrer le contraire. Le travail du comité de l'ÉES ne peut absolument pas se poursuivre avec ce type de lien "incestueux" qui a coloré la façon dont le mandat a été entrepris. Une sérieuse révision de la composition du comité s'impose en enlevant la confusion actuelle: il est certes normal que le comité s'informer auprès de l'industrie, mais il est anormal que l'industrie participe comme membre permanent au comité. N’oublions pas que deux spécialistes en matière de géologie et d’hydrogéologie sont membres du Comité. Il s’agit de Michel Malo et John Molson. Ils pourraient gérer et analyser d’une façon plus objective l’information provenant de l’industrie (qui pourrait être invité à rencontrer le comité au besoin).

 

2 - Les choses les plus évidentes à étudier:

Plutôt que de travailler à schématiser un puits-type virtuel, dans un but pas vraiment bien expliqué (but pédagogique pour éduquer le peuple?), l'ÉES doit en priorité étudier les 18 puits réels qui sont déjà là dans la plaine et qui sont connectés à un énorme volume de shale nouvellement fracturé et cela de façon irréversible. Quel que soit le scénario que retiendra l'ÉES dans son rapport final, même dans le cas de l'option zéro développement, cette tâche est primordiale, car le zéro n'existe déjà plus: nous avons de façon irréversible 18 puits de gaz de schiste au Québec. On y rapporte des fuites, des analyses de la signature de géochimie isotopique relient du gaz présent dans les nappes au gaz du gisement Utica (réf.1). Il y a encore beaucoup d'imprécisions à clarifier. En priorité, pour chacun des 18 puits où l'étape de la fracturation hydraulique a été franchie, il faut établir un réseau de piézomètres, en faire le suivi pendant la durée de l’ÉES. Il faut aussi établir un programme de suivi à long terme au MDDEP. En chacun de ces points d'échantillonnage il faudra:

- Analyser l'eau de la nappe et suivre dans le temps la présence ou l'apparition du gaz. La zone doit être suffisamment étendue pour couvrir les zones à l'intérieur  et celles en amont d'un panache de contamination pour fins de comparaison.

- Ceci s'appuiera sur une carte isopièze établie avec le réseau de piézomètres afin d'établir les gradients, direction et vitesse d'écoulement souterrain. Les fluctuations saisonnières des courbes de niveau de la nappe phréatique devront être suivies.

- En cas de présence de gaz dans la nappe, des prélèvements et analyses périodiques seront faits, incluant les analyses isotopiques 13C sur les trois gaz généralement présents (méthane, éthane et propane).

- Délimiter dans la nappe les zones où des puits artésiens sont sujet dans l'avenir à être affectés par la présence d'un panache relié à la fois à la présence d'un puits et à la présence d'une étendue de shale ayant subi la fracturation hydraulique. À titre d'exemple, le puits Champlain 1H et sa zone de fracturation sont montrés ci-dessous:

Il manque évidemment beaucoup de données pour ce seul puits; on ne trouve pas de trace du rapport de monitoring micro-sismique, lequel permettrait d'avoir une approximation de l'étendue réelle de la fracturation induite. Ces mesures donnent une vue minimale cependant et pas une vue absolue, car la fracturation réelle peut s'étendre plus loin que ce que détecte ce monitoring. On n'a pas non plus la carte isopièze de la nappe dans ce secteur; c'est la tâche prioritaire à effectuer pour établir les directions d'écoulement et pour orienter un plan d'échantillonnage de l'eau. Ce plan d'échantillonnage doit inclure une zone témoin, en amont du possible panache de contamination. La source d'un panache peut être la zone du puits (fuites dans le puits et les espaces tubage-roc); elle peut être dans des discontinuités naturelles élargies par la fracturation dans toute la zone de la fracturation;  elle peut être aussi une combinaison des deux précédents.

Cette analyse est cruciale dans cet exemple, car la vue en coupe (figure suivante - tirée de la réf. 2) montre qu'il y a à peine 400m entre le bas de la nappe et le haut de la zone de fracturation hydraulique, en supposant celle-ci limitée à 90m. Des publications de l'industrie (réf. 3) montrent, tant pour le shale Marcellus que pour le shale de Barnett que la fracturation hydraulique mesurée s'étend parfois bien plus loin, jusqu'à 550m. Il est tout à fait pertinent d'analyser les possibles migrations de méthane avec le plus grand soin dans cet exemple.

L'ÉES devra colliger les rapports des autres puits de gaz de schiste et s'assurer de la mise en place d'un dispositif semblable pour chacun des 18 puits déjà forés et fracturés. Chaque contexte géologique est différent; rien d'autre ne peut être envisagé tant que nous n'aurons pas spécifiquement pour l'Utica du Québec des données réelles et détaillées quant aux migrations de gaz vers les nappes phréatiques. Ces nappes constituent une ressource vitale pour tout l'habitat rural où l'industrie envisage de s'implanter.

Cette tâche prioritaire, l'ÉES a les moyens de la réaliser. Le comité doit demander au gouvernement de lever la règle actuelle de confidentialité des données pour trois ans; cette règle n'a plus sa place dans le contexte d'une Évaluation Environnementale Stratégique où la transparence doit être réellement mise en application. Nous ne disposons actuellement que d'un accès très limité à une toute partie des données, comme celles données ci dessus (tirées de la réf.2) et d'autres obtenues de façon ponctuelle et fortuite, comme les analyses du prof. Muehlenbachs (réf.1).

 

3 - La question qui demande une réponse avant de passer à l'étude d'éléments, qui ne seraient pertinent que dans le cas où l'ÉES répondrait OUI à l'industrie:

C'est évidemment la question d'interdire ou de permettre ce type de développement. Avec les données actuelles, l'ÉES peut avoir en main assez d'éléments et le comité peut commander des études sectorielles pour amplifier et compléter celles qui seraient requises. Le comité a déjà reçu des citoyens, lors des quatre séances de consultation sur son plan d'action, une opinion assez claire de la part même des groupes qui ont subi et qui subiraient les impacts de ce développement: c'est une opposition très nette qui s'est exprimée. L'ÉES pourra documenter au besoin les impacts négatifs subis par ces citoyens, mais également colliger les oppositions nouvelles qui s'accumulent au niveau des administrations municipales, directement concernés par ces impacts. Dans l’optique d’une étude qui en fin de parcours en arriverait à la recommandation de dire NON à cette industrie, l’ÉES doit demander dès maintenant un moratoire et l’arrêt de toute fracturation, y compris pour des permis déjà accordé.

 

4 - La révision des lois et règlements qui touchent cette industrie:

Même dans le cas d'un décision retenant ce que l'ÉES nomme le scénario zéro, i.e. arrêt complet et interdiction d'exploiter par fracturation ou autre "stimulation" les gisements d'hydrocarbures non conventionnels au Québec, il faudra regarder la question de la réglementation qui s'applique à ces puits. Les règles actuelles, notamment celles qui se rapportent à l'abandon des puits, sont tout à fait inadéquates dans le cas des puits avec fracturation hydraulique. Les règles d'abandon ne s'attachent qu'à des aspects cosmétiques du paysage de surface et sont d'un flou total quant aux risques à long terme reliés à la dégradation inévitable des puits. Tout particulièrement, le transfert automatique de la propriété des puits au domaine public, quelques mois après leur abandon, doit absolument être éliminé des règles en vigueur. N'oublions pas qu'il y a 18 puits connectés à 50 000 000 m3 de shale fracturé à chacun de ces sites. Cela constitue autant de problèmes pour lesquels un programme de gestion du risque à long terme doit être prévu. Des nouvelles règles spécifiques doivent être élaborées et mises en application. L'ÉES est l'occasion toute désignée pour faire l'étude et faire les recommandations appropriées au gouvernement.

Face à ces préoccupations, force nous est de constater qu’un moratoire est nécessaire et ce, tant et aussi longtemps que l’ÉES n’obtiendra pas un portrait clair, exhaustif et objectif de la situation. C’est la prochaine génération qui aura à vivre avec ces incertitudes et ces dommages potentiels.

Références:

1- Karlis Muehlenbachs, 2011,  Présentation au Colloque "Managing the Risks of Shale Gas: Identifying a Pathway toward Responsible Development", Washington, November 14, 2011 Professor, Department of Earth and Atmospheric Sciences, University of Alberta

2 - Well Report - A265, 2008.  Canadian Forest Oil, Champlain HZ No 1,  104 p.

3- Kevin Fisher*, 2010.  The American Oil and Gas Reporter The American Oil and Gas Reporter , July 2010.

* general manager of Pinnacle, a Halliburton Service

 

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