RAPPORT

Droit à l’eau et industries extractives : la responsabilité des multinationales
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’extraction, 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’il 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’elles
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
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