Ma traduction libre d'un reportage d'Andrew Nikiforuk publié dans le quotidien indépendant The Tyee.
Un nouveau rapport technique indépendant sur la cause d'une importante fuite coûteuse de bitume en 2013 dans le nord de l'Alberta met en cause une forme de fracturation hydraulique qui injecte de la vapeur dans le sol.
Le panel, dont la tâche avait été assignée par Canadian Natural Resources Lté pour examiner les données préliminaires sur la cause de la fuite à son installation de Primrose, a aussi documenté le fait que les travaux de fracturations de l'industrie, contrairement aux affirmations de l'industrie, peuvent casser la roche-couverture (caprock), se prolonger hors de la zone visée, rejoindre des fractures naturelles et se rendre à l'eau souterraine.
Des fractures faites par le CNRL, l'un des plus importants exploiteurs de bitume du pays, n'ont pas seulement rejoint des fractures naturelles dans la région, mais ont aussi fissuré plusieurs formations géologiques non visées.
Ces fractures provoquées par l'industrie ont ensuite pénétré "des schistes généralement imperméables" et rejoint des eaux souterraines avant de se retrouver à la surface à plus de 500 mètres de la zone ciblée originalement dans la région des sables pétroliers de Cold Lake, en Alberta.
En tout, plus de 12,000 barils de bitume ont fait surface grâce à 5 fractures différentes (l'une d'elle s'est ouverte en 2009) à presque une douzaine de kilomètres de distance entre elles. Le bitume s'est écoulé dans un lac, dans des tourbières et dans des forêts pendant plus d'un an, tuant la flore et la faune et polluant le paysage.
Les travaux de nettoyage en cours de la 4e plus importante fuite de pétrole de la province coûte jusqu'à date presque $50 millions.
La production sur place du bitume avec de la vapeur, une méthode utilisée pour la moitié de la production des sables bitumineux, utilise une forme de fracturation hydraulique connue sous le nom de "cyclic steam injection", injection cyclique de vapeur.
Avec des puits espacés serrés dans la forêt, le procédé de sables bitumineux grand consommateur de carbone pompe d'importants volumes de vapeur à haute pression dans les gisements de bitume froids et ensuite pompe la masse fondue de brut plusieurs semaines plus tard.
Au site des travaux de Primrose, la compagnie CNRL a injecté un "volume excessif de fluides" dans la formation qui a soulevé le sol de presque un pied, fracturé la roche-couverture protectrice, et a créé "des fractures verticales faites hydrauliquement" au travers de plusieurs formations différentes bien au-dessus de la zone qui contient le bitume.
Comme une pierre qui percute un pare-brise
Selon l'évaluation, qui a seulement passé des commentaires sur le premier rapport de causes du CNRL (il y en aura d'autres), les fractures faites par l'industrie à haute pression ont forcé les fractures naturelles à s'ouvrir plus grand, ce qui a permis au bitume de se déplacer du réservoir Clearwater vers le haut dans la formation Grand Rapids.
Des coulées de bitume ont ensuite voyagé verticalement. Quand le fluide rencontrait de la résistance, il provoquait tout simplement une nouvelle fracture horizontale dans le roc. Alternant entre des fractures verticales et horizontales, le bitume a finalement suinté à la surface.
"Des conditions facilitatrices incontrôlables" de l'incident, dont la tendance des fractures hydrauliques de se déplacer verticalement dans une formation pour ensuite se connecter à des fractures naturelles et des failles dans la suivante. Le rapport suggère que ni l'industrie ni le régulateur de la province ne comprennent suffisamment tous les risques opérationnels et les dangers géologiques de la région qui produit du bitume.
Le panel technique, que le CNRL a nommé au mois de mars passé, a aussi trouvé qu'une fois l'industrie a commencé ces fractures non contrôlées, un peu comme une petite pierre qui percute un pare-brise d'auto, certaines de ces fractures ont connecté avec au moins 2 trous de puits mals scellés, ce qui a transporté les fluides encore plus haut.
Selon les lobbyistes de l'industrie, tous les trous de puits "sont construits avec soin", mais Maurice Dusseault, un chercheur de l'université de Waterloo, a déclaré dernièrement que des milliers de puits qui fuient sont des passages potentiels pour des contaminations de l'eau souterraine et de pollution de l'air au méthane, et sont devenus un passif de plusieurs milliards de dollars pour l'industrie.
Difficile à prévoir
De plus, l'évaluation a remarqué que le CNRL a fait un mauvais travail à identifier clairement les dangers géologiques potentiels dans la région, comme les fractures naturelles déjà existantes.
"Des fractures naturelles et des fissures de densité et de propriétés variables existent dans toutes les couches géologiques à Primrose, toutefois, cela peut être difficile de caractériser leurs connectivités et leur conductivités."
En d'autres mots, la pression crée par les injections de fluides de l'industrie dans le bitume ou le schiste peut créer des fractures qui se prolongent en zigzag qui ressemblent aux craquelures dans la glace d'un lac gelé.
Des études récentes avancent que la fracturation hydraulique, qui utilise de l'injection de fluides pour craquer et ouvrir la roche-mère qui contient des hydrocarbures, se déroule souvent comme une expérimentation scientifique hors contrôle. Les ingénieurs ne peuvent pas toujours prédire où leurs fractures faites par l'homme voyageront ou comment elles pourraient se comporter une fois qu'elles communiquent avec des fractures déjà existantes sous terre.
Un reportage dans le Oilfield Review de 2005 mentionnait que "des discontinuités géologiques comme des fractures et des failles peuvent dominer la géométrie des fractures de façon à rendre la prédiction des comportements des fracturations hydrauliques difficile."
Le même papier ajoute: "Tous les modèles de fracturation hydraulique ne réussissent pas à prédire précisément le comportement d'une fracture, et dans plusieurs cas, des modèles échouent complètement, surtout à cause de l'information incorrecte et des suppositions utilisés dans ces modèles."
Un papier de 2012 du American Association of Petroleum Geologists soulignait la nature imprévisible de la fracturation hydraulique et concluait que le processus ne crée pas des fissures nettes et définies dans le roc, mais plutôt produit "un réseau complexe et endommagé de fractures."
Révision contredit les déclarations de la sécurité du fracking
Le groupe Canadian Association of Petroleum Producers, un groupe lobbyiste puissant, a déclaré pendant des années que la technologie du fracking est sécuritaire et a fait ses preuves.
Malgré les études qui démontrent que les accumulations du méthane dans l'eau souterraine tend à augmenter dans les régions intensément forées et fracturées pour leur pétrole et leur gaz, le site Web du groupe pour l'industrie affirme également que "la technologie est utilisée avec soin et s'arrange pour minimiser tout impact environnemental, surtout sur l'eau souterraine."
Par contre, la révision technique, écrite par 4 ingénieurs avec plus de 120 années d'expérience dans l'industrie, argumente que l'activité industrielle peut se connecter aux fractures naturelles, impacter l'eau souterraine, fracture au delà des zones cibles, et provoque des réactions incontrôlées sous terre.
La révision contredit aussi les affirmations de l'industrie qui dit que "les risques associés avec la fracturation hydraulique sont très minimes à cause de la règlementation gouvernementale et les avancées technologiques."
Les découvertes de la révision pourraient avoir des implications importantes sur les mines de bitumes. Les opérateurs d'usines de vapeur devront probablement dépenser plus d'argent pour colliger de meilleures données, et du monitorage géologique plus sophistiqué pour trouver les fractures naturelles partout dans la région des sables bitumineux.
À date, plus de 20 groupes environnementaux différents ont demandé pour une révision scientifique publique sur les pratiques de mines de bitume qui utilisent la fracturation hydraulique sous forme d'injection de vapeur dans les sables bitumineux.
Le régulateur énergétique de l'Alberta appelé Alberta Energy Regulator, un groupe financé à 100% par l'industrie, n'a pas tenu compte de leurs pétitions.
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Steam Injection Fracking Caused Major Alberta Bitumen Leak
Review finds fractures spread like cracks on a frozen lake, resulting in uncontrolled seepage.
By Andrew Nikiforuk, published in TheTyee.ca
A new independent technical review on the cause of a large and costly 2013 bitumen leak in northern Alberta found a form of hydraulic fracturing that injects steam into the ground to be the main culprit.
The panel, appointed by Canadian Natural Resources Ltd. to review its initial findings on the cause of the leak at its Primrose facility, also documented that industry frack jobs, contrary to industry claims, can break caprock, shoot out of zone, link to natural fractures and penetrate into groundwater.
Fractures made by CNRL, one of the country's largest bitumen extractors, not only connected to natural fractures in the area, but also cracked their way through several non-targeted formations.
These industry-induced fractures then penetrated "generally impermeable shales" and passed through groundwater before erupting to surface more than 500 metres from the original targeted zone in the Cold Lake oilsands region of Alberta.
All told, more than 12,000 barrels of bitumen seeped to the surface through five different fractures (one fracture opened in 2009) nearly a dozen kilometres apart. The bitumen seeped into a lake, muskeg and the forest for more than a year, killing wildlife and polluting the landscape.
The ongoing clean-up job of what amounted to the province's fourth largest oil spill has cost nearly $50 million to date.
Steam plant or "in situ" bitumen production, which accounts for half of all oilsands production, employs a form of hydraulic fracturing known as cyclic steam injection.
Using tightly spaced wells in the forest, the carbon-intensive oilsands process pumps highly-pressurized volumes of steam into cold bitumen deposits and then pumps up the melted junk crude several weeks later.
At CNRL's Primrose operation, the company injected an "excessive fluid volume" into the formation that lifted the ground by nearly a foot, fractured the protective shale cap rock, and created "vertical hydraulically induced fractures" through several different formations way above the zone containing bitumen.
Like rock splintering a windshield
According to the review, which only commented on CNRL's first causation report (there will be more), the high pressure in industry-made fractures forced natural fractures to open wider, allowing for the movement of bitumen from the Clearwater reservoir upwards into the Grand Rapids Formation.
Streams of bitumen then travelled vertically. Where the fluid encountered resistance, it simply started a new horizontal fracture in the rock. Shifting from vertical to horizontal fractures, the bitumen then seeped to the surface.
"Uncontrollable enabling conditions" for the incident included the tendency for hydraulic fractures to move vertically in one formation and then to connect to natural fractures and faults in the next. The report suggested that neither industry nor the provincial regulator sufficiently understand all the operational risks and geological hazards in the bitumen-producing region.
The technical panel, which CNRL appointed last March, also found that once industry started these uncontrollable fractures -- much like a small rock shattering a car windshield -- some of the fractures connected to at least two poorly-sealed wellbores, which transported the fluids even higher.
According to industry lobbyists, all wellbores "are carefully constructed," but University of Waterloo researcher Maurice Dusseault recently warned that thousands of leaky wellbores represent potential pathways for groundwater contamination and methane air pollution, and have become a multi-billion-dollar liability for industry.
Difficult to predict
In addition, the review noted that CNRL had done a poor job of clearly identifying potential geological hazards in the region, such as pre-existing natural fractures.
"Natural fractures and faults of varying densities and properties exist in all of the geological strata at Primrose, however, it can be difficult characterizing their relative connectivities and conductivities."
In simple terms, pressures created by the industrial injection of fluids in bitumen or shale rock can create a zig-zag of traveling fractures that resemble the cracking of ice on a frozen lake.
Recent studies suggest that hydraulic fracturing, which uses fluid injection to crack open hydrocarbon-bearing rocks, often works like an uncontrolled science experiment. Engineers can't always predict where their man-made fractures will travel or how they might behave once they connect to existing fractures in the ground.
A 2005 Oilfield Review article noted that "geologic discontinuities such as fractures and faults can dominate fracture geometry in a way that makes predicting hydraulic fracture behaviour difficult."
The same paper added, "All hydraulic fracture models fail to predict fracture behaviour precisely, and in many cases, models fail completely, largely because of incorrect information and assumptions used in the models."
A 2012 paper by the American Association of Petroleum Geologists emphasized the unpredictable nature of hydraulic fracturing by concluding the process doesn't make neat definable cracks in rock, but rather produces "a complex, damaged fracture network."
Review contradicts fracking safety claims
The Canadian Association of Petroleum Producers, a powerful lobby group, has argued for years that fracking technology is safe and proven.
Despite studies showing that methane accumulations in groundwater tend to increase in heavily-drilled and fracked oil and gas fields, the industry group's website also claims that "the technology is carefully used and managed to minimize any environmental impact, particularly on groundwater."
In contrast, the technical review, written by four engineers with more than 120 years of experience in the industry, argues that industry activity can connect to natural fractures, impact groundwater, fracture beyond target zones, and induce uncontrollable reactions underground.
The review also contradicts industry claims that "the risks associated with hydraulic fracturing are very small due to government regulations and advanced technology."
The review's findings may have significant implications for bitumen mining. Steam plant operators will likely have to spend more money to collect better data, as well as perform more sophisticated geological monitoring to pinpoint natural fractures throughout the oilsands.
To date, more than 20 different environmental groups have called for a public scientific review of bitumen mining practices using hydraulic fracturing in the form of steam injection in the oilsands.
The Alberta Energy Regulator, a group 100 per cent funded by industry, has ignored their petitions. [Tyee]
Link: http://thetyee.ca/News/2014/07/24/CNRL-Seepage-Review/
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