Lorsque j’ai contacté Bob Cameron pour la première fois à propos du projet de Royal Dutch Shell de construire une usine « écologique » d’exploitation des sables bitumineux à Carmon Creek, non loin de chez lui dans le nord-ouest de l’Alberta, il dut mettre fin prématurément à notre conversation, devant s’occuper de la maison, des animaux domestiques et des chevaux d’un voisin. Cameron a 65 ans. Il est né en Alberta et a vécu la majeure partie de sa vie dans la région de la rivière de la Paix de cette province canadienne. Sa barbe blanche, sa casquette de baseball et les jeans qu’il porte le plus souvent le font ressembler à l’ingénieur de pêche et de foresterie qu’il était avant de créer la scierie mobile qu’il gère tout seul depuis 25 ans.

Comme la plupart de ses voisins, dont certains travaillent pour l’industrie pétrolière et gazière, Cameron est activement impliqué dans sa communauté. Sur son temps libre, il est le président de la Mighty Peace Watershed Alliance (« Alliance du bassin de la puissante rivière de la Paix »), une organisation multi-sectorielle à but non lucratif dédiée à la planification d’un avenir durable pour le système hydrographique de la rivière de la Paix, tout en assurant une stabilité sociale et économique. L’Alliance n’a rien de radical. Rien à voir avec des militants comme ceux de Greenpeace. Le gouvernement de l’Alberta l’a officiellement désignée comme conseil consultatif de planification pour le bassin de la rivière de la Paix et des Esclaves dans le cadre de sa stratégie provinciale intitulée « Water for Life ».

« Mentalité de Far West »

Et pourtant, dire que Cameron et ses voisins sont inquiets pour l’avenir du bassin de la rivière de la Paix – qui alimente le delta Paix-Athabasca, le Grand lac des Esclaves, le fleuve Mackenzie et son delta dans l’Arctique canadien - serait largement en deçà de la vérité. Ces dernières années, ils n’ont cessé d’interpeller les autorités locales et provinciales, l’industrie pétrolière et gazière et l’agence provinciale en charge de réguler le secteur de l’énergie pour exprimer leurs craintes quant à mentalité de « Far West » qui continue à prévaloir au sein des entreprises actives dans la région, que ce soit dans le secteur des sables bitumineux ou dans celui de la fracturation hydraulique, ou « fracking ». Cameron et ses amis sont convaincus que les rivières, lacs et nappes phréatiques du territoire vont s’assécher ou succomber à la pollution si l’on permet à cette surexploitation des ressources en eau de se perpétuer.

Personne au sein du gouvernement ou des agences de régulation canadienne ne semble malheureusement disposé à vérifier concrètement sur le terrain la véracité des déclarations des entreprises pétrolières quant à la quantité d’eau qu’elles extraient et qu’elles contaminent. Et personne, semble-t-il, ne cherche à évaluer les impacts cumulés que tous ces activités extractives auront sur les rivières et les lacs de cette partie du monde.

« Les gens par ici sont inquiets », m’a expliqué Cameron lorsque nous nous sommes reparlé quelques jours plus tard. « Et ce n’est pas comme s’ils s’exprimaient depuis un lieu situé loin de l’action, comme les gens de l’agence de régulation du secteur de l’énergie de l’Alberta, dans leur immeuble de neuf étages au centre de Calgary. Ils ont des voisins et des connaissances qui leur disent comment les choses se passent vraiment sur le terrain. Et elles ne se passent pas de la manière dont de jolis mots sur le papier disent qu’elles sont censées se passer. »

La soif d’eau des industries extractives

L’exploitation des sables bitumineux et l’extraction par fracturation hydraulique de gaz et pétrole de schiste et de gaz de couche sont les industries qui connaissent actuellement la plus forte croissance dans l’Ouest du Canada. Les sables bitumineux de l’Alberta recèlent des réserves prouvées de 168 milliards de barils, ce qui en fait le troisième gisement au monde de pétrole brut par ordre d’importance, après ceux de l’Arabie saoudite et du Venezuela. Selon l’Alberta Geological Survey (AGS), l’administration en charge de l’étude et de la supervision du sous-sol de la province, celui-ci abrite 15 formations potentielles de gaz de schiste, dont 5 pourraient contenir jusqu’à 1,291 billion de mètres cube de gaz. Plus de gaz qu’il n’en faudrait pour chauffer tous les foyers canadiens pendant une décennie.

Exploiter ces gisements considérables de gaz et de pétrole non conventionnels est une activité extrêmement profitable pour les multinationales comme Total, Shell, Suncor ou Syncrude, mais aussi pour les géants de la gestion de l’eau et des déchets comme Veolia. Mais elle n’est pas sans faire peser un lourd tribut sur l’environnement.

Non seulement les sables bitumineux émettent des gaz à effet de serre qui contribuent au dérèglement climatique, mais ils requièrent des quantités énormes d’eau pour séparer le bitume du sable. Pour chaque baril de pétrole extrait des gisements bitumineux, au moins 2,6 barils d’eau auront été extraits de rivières, de lacs ou d’aquifères locaux. Les opérations dites « in situ », qui utilisent de la vapeur pour séparer le pétrole du sable dans la terre et pomper ensuite le bitume à la surface, ont une consommation d’eau moindre, mais qui reste importante.

La fracturation hydraulique est elle aussi gourmande en eau. En fonction de la géologie et de la profondeur requise, une seule fracturation peut nécessiter de mélanger jusqu’à 60 000 mètres cube d’eau avec du sable et des produits chimiques toxiques avant de les injecter à haute pression dans les formations schisteuses durant la phase initiale, qui peut durer plusieurs jours. L’objectif est d’ébranler la roche pour libérer les poches de gaz naturel, de pétrole ou de condensats comme le benzène, le toluène, les xylènes et l’éthylbenzène. Une grande partie de ces gisements schisteux recèle aussi des quantités significatives de gaz carbonique, de sulfure d’hydrogène et, dans certains cas, de matériaux radioactifs, qui peuvent migrer à la surface durant le forage.

Une exploitation modèle ?

À Carmon Creek, Shell projette d’extraire le bitume au moyen d’une technologie appelé Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD), ou « drainage gravitaire assisté par la vapeur ». Même si cette technologie requiert moins d’eau que les formes classiques d’extraction et que certaines technologies in situ, elle nécessite tout de même encore environ un demi baril d’eau pour chaque baril de pétrole. Shell annonce une production de 80 000 barils par jours à Carmon Creek.

La stratégie de préservation des ressources en eau de Shell à Carmon Creek, a fière allure sur le papier. Lorsque Shell signa un contrat avec la multinationale française de l’eau Veolia en 2014, Antoine Frérot, PDG de cette dernière, annonça que l’eau récupérée du sous-sol en même temps que le pétrole serait traitée et réutilisée pour générer la vapeur destinée à être injectée dans le sol. Cette approche, affirma-t-il, permettra de maximiser le taux de recyclage de l’eau utilisée dans les procédés d’extractions, qui atteindra environ 99%.

Shell et Veolia ne sont pas les seules entreprises du secteur à afficher des prétentions vertes de ce type. Selon l’Association canadienne des producteurs de pétrole, un lobby qui défend les intérêts de l’industrie pétrolière et gazière au Canada, le secteur des sables bitumineux recyclerait déjà de 80 à 95% de l’eau qu’elle utilise…

« Les choses ne se passent pas sur le terrain comme sur le papier »

Le scientifique canadien Karlis Muelenbachs, un géochimiste qui est un spécialiste reconnu de l’identification des empreintes carbones uniques ou isotopes des gaz de schiste et des autres gaz non conventionnels, estime que le public devrait être extrêmement prudent quant à la signification de telles déclarations.

« On récupère très rarement plus de la moitié de l’eau utilisée pour l’injection de vapeur qui va dans ce qu’on appelle les ‘thief zones’ – des formations souterraines fracturées, caverneuses et extrêmement perméables », explique-t-il.

« Est-ce qu’elles (Shell et Veolia) prétendent, par exemple, qu’elle peuvent récupérer 99% de toute l’eau injectée dans le sol ? Ou bien s’agit-il de 99% de l’eau qui revient à la surface avec le bitume (sans tenir compte de l’eau perdue dans les ‘thief zones’, des pertes, etc.) ? Ou bien est-ce 99% de toute l’eau utilisée sur le site (de surface et souterraine) ? … Je ne connais pas les détails du projet, mais un taux de récupération et de recyclage de l’eau de 99% pour une exploitation d’injection de vapeur paraît impossible. »

Bill Donahue est avocat, chercheur, et directeur des études scientifiques et des affaires réglementaires au sein de Water Matters, une organisation non gouvernementale indépendante dotée de l’expertise et des ressources nécessaires pour s’attaquer aux questions de gestion des ressources hydrographiques en Alberta.

Avec sa collègue Julia Ko, il est l’auteur d’un rapport récent qui met en cause les déclarations officielles des entreprises de sables bitumineux sur leur consommation réelle d’eau et leur taux de recyclage.

« Dans de nombreux cas, elles prétendent recycler jusqu’à 95% de l’eau qu’elles utilisent, explique Donahue. Mais le calcul de ces taux de recyclage est basé sur la quantité d’eau non saline utilisée (autrement dit de l’eau douce de qualité similaire à celle que l’on trouve dans les lacs et les rivières), et ne tient pas compte de la quantité d’eau saline utilisée en mélange avec de l’eau douce. »

« Une entreprise peut simplement décider de changer d’avis »

Un autre problème, ajoute-t-il, est que le pompage d’eau souterraine saline par des entreprises comme Shell pour produire de la vapeur reste largement non régulé, et que l’utilisation de ces eaux pour l’exploitation des sables bitumineux n’est pas mesurée.

« Des opérations ’in situ’ peuvent accroître leur production en utilisant des quantités importantes d’eaux salines qui ne sont ni recyclées ni même mesurées, et continuer à afficher un taux de recyclage de l’eau de 95%. Pour cette raison, la consommation totale d’eau et le taux de recyclage des opérations ’in situ’ reste difficile à quantifier, et il y a un potentiel important de surexploitation des eaux souterraines salines. Plutôt que d’utiliser la méthode du taux calculé de recyclage, nous recommandons d’utiliser plutôt la méthode du ‘taux d’appoint’ pour les projets ’in situ’, parce que cette dernière reflète la consommation totale d’eau (saline et non saline) pour la production de vapeur, les pertes dans les formations bitumineuses, les autres utilisations sur site et les eaux usées rejetées. »

Selon Donahue, il n’est pas rare que les entreprises de sables bitumineux reviennent sur leurs engagements antérieurs en matière de consommation d’eau et de recyclage une fois qu’elles passent à la phase opérationnelle et découvrent qu’elles n’ont pas assez d’eau souterraine saline pour produire la vapeur dont elles ont besoin. Lorsque cela arrive, explique-t-il, le problème est qu’elles n’ont qu’à demander une modification administrative de routine de leur licence environnementale. Si cette modification est approuvée, comme c’est généralement le cas, cela leur donne le droit d’extraire de l’eau douce des rivières, des lacs, des ruisseaux et d’autres sources. Par ce moyen, une entreprise peut choisir de briser sa promesse antérieure de ne pas utiliser d’eau douce – sans laquelle son projet n’aurait peut-être pas été approuvé – et décider de changer simplement d’avis, sans avoir à faire face à l’opposition qui n’aurait pas manqué de se manifester si elle avait demandé initialement à pouvoir extraire autant d’eau douce qu’elle le souhaitait.

Impunité

Robin Gervais est conseiller municipal de Fox Creek, une collectivité très dépendante de l’industrie pétrolière et gazière pour ses emplois et ses revenus fiscaux. Quand bien même il apprécie les bienfaits économiques que cette industrie apporte à la région, lui aussi est insatisfait de la situation actuelle, du manque de transparence et de la mentalité de « Far West » qui préside à l’utilisation des ressources en eau et aux pratiques de fracturation hydraulique et autres.

Gervais a pris des photos d’entreprises de fracking en train de pomper de l’eau de cours d’eau normalement poissonneux mais quasi asséchés. Il tient une archive du nombre croissant de tremblements de terre qui surviennent dans la région, et que certains scientifiques mettent en relation avec le recours à la fracturation hydraulique. De plus en plus, ces séismes arrivent par vagues de 15 ou de 20.

Gervais n’est pas le seul à se demander si les choses pourront jamais changer pour le mieux tant que le président de l’agence provinciale en charge de réguler le secteur – censée « assurer un développement sûr, ordonné et écologiquement responsable » des ressources de l’Alberta - est l’un des fondateurs de l’Association canadienne des producteurs de pétrole. Gerry Protti a également travaillé pour des entreprises pétrolières comme Encana Corporation, PanCanadian Energy, PanCanadian Petroleum et Cenovus avant que le gouvernement provincial de l’Alberta ne lui confie cette nouvelle mission.

Impacts cumulés

Bob Cameron admet que Shell, Veolia et peut-être d’autres entreprises encore pourraient effectivement faire mieux, en termes de conservation et de recyclage de l’eau, que d’autres firmes actives dans la région. L’efficacité de la technologie qu’ils envisagent est prouvée, et cette technologie induit des coûts supplémentaires significatifs par rapport à d’autres formes d’exploitation – même si personne ne sait exactement de quel ordre de grandeur sont exactement ces coûts supplémentaires. Le problème fondamental, selon lui, est qu’elles vont extraire de l’eau d’un système hydrographique déjà intensivement exploité par d’autres entreprises actives dans la région, comme Chevron, EnCana et Talisman, à un moment où la province voisine de Colombie-Britannique connaît un boom du gaz de schiste encore plus important que celui de l’Alberta. En amont de la rivière de la Paix en Colombie-Britannique, pour ne prendre qu’un exemple, le gouvernement provincial a autorisé les entreprises pétrolières et gazières à extraire environ 78 millions de mètres cube d’eau chaque année dans le cadre de permis de courte durée. Soit la quantité d’eau nécessaire pour remplir 31 000 piscines olympiques.

« Il existe un projet qui constitue un contre-point intéressant à celui de Carmon Creek, à 150 kilomètres au sud, près de Fox Creek, où Shell a demandé un permis environnemental pour extraire jusqu’à 5 millions de mètres cube d’eau douce du lac Iosegun afin de procéder à des fracturations hydrauliques dans la formation schisteuse de Duvernay, note Cameron. Ajoutez-y les 5 millions de mètres cube qu’EnCana extrait, le million et demi de mètres cube que Chevron prélève, les millions de mètres cube prélevés par Talisman et d’autres firmes extractives, et vous commencerez à voir le tableau complet. Dans la plupart des cas, cette eau sera contaminée et réinjectée dans des aquifères très profonds, de sorte qu’elle sera retirée du cycle de l’eau pour des millénaires. »

Le spectre d’un désastre environnemental

Les craintes de nombreux observateurs quant aux risques de pollution des nappes phréatiques et des cours d’eau qui alimentent la rivière de la Paix se sont trouvées renforcées par plusieurs incidents récents dans des exploitations de sables bitumineux ou de gaz non conventionnel en Alberta. En 2009-2010, par exemple, il fallut 18 mois et 50 millions de dollars canadiens pour que l’entreprise Canadian Natural Resources parvienne à contenir une série de fuites d’hydrocarbures provoquées par une forme de fracturation hydraulique – par injection de vapeur en l’occurrence – sur un de ses puits. Plus d’un million de litres de bitume se sont infiltrés dans un lac et la zone humide avoisinante, occasionnant la quatrième plus importante marée noire de l’histoire de l’Alberta. Des centaines d’oiseaux et d’autres animaux en sont morts, et de précieuses zones humides ont été rayées de la carte.

En septembre 2010, un employé de Shell a accidentellement foré dans un aquifère salin à haute pression sur le site d’exploitation de sables bitumineux de Muskeg River. Lorsque l’eau salée commença à remonter en bouillonnant à la surface à un taux de 2000 mètres cube par heure, il fut craint pendant un instant qu’elle finirait par s’écouler dans la rivière Athabasca, empoisonnant les poissons et les autres espèces qui y vivent.

Selon Julia Ko, qu’il s’agisse d’exploitation conventionnelle ou in situ de sables bitumineux, l’incident qu’a connu le site de Shell met une nouvelle fois en lumière le besoin urgent que le gouvernement de l’Alberta dégage les sommes nécessaires pour cartographier et comprendre dans leur totalité les ressources en eau souterraines de la province. « Nous n’avons qu’une compréhension très limitée des détails de l’hydrologie et de la géologie de la région des sables bitumineux, de l’impact des activités extractives sur les ressources en eau souterraines, et nous ne savons pas combien de cette eau peut être extraite sans causer de dommages écologiques. »

Cameron pense que le temps est venu d’introduire davantage de transparence dans un système de régulation qui, à l’heure actuelle, ne permet pas, même des à observateurs informés comme lui, d’évaluer la quantité d’eau extraite des lacs, des rivières et des nappes phréatiques de la région, ni la quantité d’eau contaminée.

« Nous ne pouvons plus nous permettre de gaspiller l’eau en la donnant pour rien aux entreprises comme nous le faisons actuellement, dit-il. L’agence gouvernementale de régulation peut continuer à se cacher la tête dans le sable lorsque nous lui posons des questions, mais si les choses continuent ainsi, une bonne partie de nos lacs et de nos cours d’eau vont s’assécher, et notre eau sera polluée. »

Edward Struzik

- Note complémentaire -

Edward Struzik a transmis une série de questions détaillées à Shell et Veolia à propos du projet de Carmon Creek, du taux exact de recyclage, de la technologie utilisée, des coûts, et de la date de mise en opération, qui semble avoir été repoussée à 2019. Les deux entreprises n’ont pas souhaité y répondre.

De manière générale, elles déclarent que l’eau requise pour la génération de vapeur à Carmon Creek sera séparée du bitume produit et réutilisée. Elles reconnaissent que cela ne pourra pas être le cas avant que la production de bitume soit enclenchée. En conséquence, pour une période transitoire de mise en route de chaque phase d’exploitation, il sera nécessaire de prélever de l’eau de la rivière de la Paix pour générer de la vapeur, jusqu’à ce qu’une vapeur suffisante ait été injectée dans le réservoir pour produire le bitume. De l’eau d’appoint pourrait également être prélevée de temps à autre. La source primaire pour cette eau d’appoint sera de l’eau saumâtre extraite d’un aquifère souterrain. En fonction de la quantité requise d’eau d’appoint durant les premières années d’opération, il pourrait être nécessaire de compléter cette source d’eau saumâtre par de l’eau douce extraite de la rivière de la Paix.