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Le Canada manque d’informations sur les impacts du pétrole lourd


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Le Canada manque d’informations sur les impacts du pétrole lourd

3 février 2015 | Alexandre Shields - Avec La Presse canadienne | Actualités sur l'environnement

Le pipeline de TransCanada doit traverser de nombreuses rivières majeures du sud du Québec, mais aussi le fleuve Saint-Laurent.

Photo: Jacques Nadeau Le Devoir

 

Le pipeline de TransCanada doit traverser de nombreuses rivières majeures du sud du Québec, mais aussi le fleuve Saint-Laurent.

Bien qu’il se fasse le promoteur d’importants projets de pipelines d’exportation, le gouvernement fédéral manque résolument d’information pour évaluer les impacts d’un déversement de pétrole des sables bitumineux en milieu aquatique.

 

II existe un « manque évident de données concernant les effets écotoxicologiques » du pétrole extrait des sables bitumineux, conclut ainsi un rapport préliminaire commandé par Ottawa en 2013 et qui n’avait jamais été publié jusqu’à présent. Greenpeace en a finalement obtenu copie, à la suite d’une demande d’accès à l’information.

 

Ce document de 260 pages souligne notamment des lacunes importantes dans l’évaluation des caractéristiques physiques et chimiques du pétrole lorsqu’il se déverse dans un milieu aquatique, qu’il s’agisse d’un lac, d’une rivière, d’un fleuve ou d’un océan.

 

Les impacts toxiques d’un déversement sur les espèces aquatiques comportent eux aussi d’importantes zones grises. « Il existe un manque de données sur les effets du bitume pour les écosystèmes aquatiques, spécialement pour les poissons et d’autres espèces sentinelles », concluent les auteurs du rapport commandé dans la foulée des inquiétudes soulevées par le projet de pipeline Northern Gateway.

 

Le rapport préliminaire met en évidence des lacunes en ce qui a trait aux effets, notamment, des HAP. Or, ces composés chimiques présentent une forte toxicité. On montre du doigt un manque de rigueur dans les programmes de suivi dans les régions où sont exploités les sables bitumineux.

 

Selon le texte du rapport, il serait donc « impératif » d’étudier davantage les effets du pétrole sur les écosystèmes aquatiques. Jusqu’à présent, le gouvernement fédéral n’a rien annoncé en ce sens.

 

Réagissant à la publication de ce rapport préliminaire, Pêches et Océans Canada a fait valoir qu’un rapport final et complet est en préparation et qu’il devrait être publié au cours des prochains mois.

 

Mais pour le NPD, l’absence de publication d’un quelconque rapport depuis 2013 démontre que les conservateurs tentent d’éviter toute critique de l’industrie de l’énergie fossile, qu’ils défendent sur toutes les tribunes. « Ça me laisse croire qu’ils tentent de cacher quelque chose », a faitvaloir lundi la porte-parole du parti en matière d’Environnement, Megan Leslie.

 

Peut-être Cacouna

 

Le président du projet Énergie Est de TransCanada, François Poirier, a pour sa part soutenu que plusieurs études ont déjà conclu que le pétrole qui sera transporté dans ce pipeline se comportera comme n’importe quel autre type de pétrole.

 

Au cours d’une allocution devant le Cercle canadien d’Ottawa, François Poirier a par ailleurs réaffirmé que le projet de port pétrolier de Cacouna fait toujours partie des plans de la pétrolière albertaine.

 

Ce port, s’il est construit, se situera en plein coeur de la pouponnière des bélugas du Saint-Laurent, une espèce en voie de disparition. Les spécialistes de l’espèce ont d’ailleurs déjà souligné que la construction d’un tel port pourrait accélérer le déclinde ces mammifères marins.

 

En marge de son allocution, M. Poirier a dit que la multinationale continuait d’étudier divers scénarios. Selon ce qu’il a affirmé, le projet à Cacouna irait de l’avant seulement si l’entreprise a l’assurance qu’il n’y aura pas d’impacts négatifs sur les bélugas. Ce dernier a également affirmé que le projet Énergie Est demeurait rentable sans terminal maritime à Cacouna.

 

Québec n’a toujours pas commencé l’étude environnementale de la portion québécoise du pipeline de TransCanada. Tout au long de son tracé, le pipeline doit aussi traverser de nombreuses rivières majeures du sud du Québec, dont plusieurs sont utilisées comme source d’eau potable par les municipalités. Il doit aussi traverser le fleuve Saint-Laurent.

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Voici un rapport du U.S. Department of Commerce/National Oceanic and Atmospheric Administration/ National Ocean Service

concernant le déversement de pétrole des sables bitumineux dans la rivière Kalamazoo au Michigan en 2010. On parle ici du même pétrole et avec le même diluant qu'Énergie Est veut imposer au Québec, en le faisant passer dans son projet de plus de 700 kilomètres de pipeline qui traverserait la province de part en part.

 

Une folie qu'il faut absolument arrêter avant qu'il ne soit trop tard.

 

http://response.restoration.noaa.gov/about/media/oil-sands-production-rises-what-should-we-expect-diluted-bitumen-dilbit-spills.html

 

 

As Oil Sands Production Rises, What Should We Expect at Diluted Bitumen (Dilbit) Spills?

Pipeline dug up for an oil spill cleanup next to a creek.

 

This area is where the Enbridge pipeline leaked nearly a million gallons of diluted bitumen (dilbit), a tar sands oil product, into wetlands, Talmadge Creek, and roughly 40 miles of Michigan's Kalamazoo River in 2010. (U.S. Environmental Protection Agency)

 

Once the oil was released from the sediments and returned to the surface, responders could collect and remove the oil. (U.S. Environmental Protection Agency)

JUNE 20, 2014 -- NOAA environmental scientist Jessica Winter has seen a lot of firsts in the past four years.

 

During that time, she has been investigating the environmental impacts, through the Natural Resource Damage Assessment process, of the Enbridge pipeline spill in Michigan.

 

In late summer of 2010, a break in an underground pipeline spilled approximately 1 million gallons of diluted bitumen into a wetland, a creek, and the Kalamazoo River.

 

Diluted bitumen ("dilbit") is thick, heavy crude oil from the Alberta tar sands (also known as oil sands), which is mixed with a thinner type of oil (the diluent) to allow it to flow through a pipeline.

 

A Whole New Experience

 

This was her first and NOAA's first major experience with damage assessment for a dilbit spill, and was also a first for nearly everyone working on the cleanup and damage assessment. Dilbit production and shipping is increasing. As a result, NOAA and our colleagues in the field of spill response and damage assessment are interested in learning more about dilbit:

 

How does it behave when spilled into rivers or the ocean?

What kinds of effects does it have on animals, plants, and habitats?

Is it similar to other types of oil we're more familiar with, or does it have unique properties?

While it's just one case study, the Enbridge oil spill can help us answer some of those questions. My NOAA colleague Robert Haddad and I recently presented a scientific paper on this case study at Environment Canada's Arctic and Marine Oil Spill Program conference.

 

In addition, the Canadian government and oil pipeline industry researchers Witt O'Brien's, Polaris, and Western Canada Marine Response Corporation [PDF] and SL Ross [PDF] have been studying dilbit behavior as background research related to several proposed dilbit pipeline projects in the United States and Canada. Those experiments, along with the Enbridge spill case study, currently make up the state of the science on dilbit behavior and ecological impacts.

 

How Is Diluted Bitumen Different from Other Heavy Oils?

 

Dilbit is in the range of other dense, heavy oils, with a density of 920 to 940 kg/m3, which is close to the density of freshwater (1,000 kg/m3). (In general when something is denser than water, it will sink. If it is less dense, it will float.)

 

Many experts have analyzed the behavior of heavy oils in the environment and observed that if oil sinks below the surface of the water, it becomes much harder to detect and recover. One example of how difficult this can be comes from a barge spill in the Gulf of Mexico, which left thick oil coating the bottom of the ocean.

 

What makes dilbit different from many other heavy oils, though, is that it includes diluent. Dilbit is composed of about 70 percent bitumen, consisting of very large, heavy molecules, and 30 percent diluent, consisting of very small, light molecules, which can evaporate much more easily than heavy ones. Other heavy oils typically have almost no light components at all. Therefore, we would expect evaporation to occur differently for dilbit compared to other heavy oils.

 

Environment Canada confirmed this to be the case. About four to five times as much of the dilbits evaporated compared to intermediate fuel oil (a heavy oil with no diluent), and the evaporation occurred much faster for dilbit than for intermediate fuel oil in their study. Evaporation transports toxic components of the dilbit into the air, creating a short-term exposure hazard for spill responders and assessment scientists at the site of the spill, which was the case at the 2010 Enbridge spill.

 

Graph of evaporation rates over time of two diluted bitumen oils and another heavy oil.

An Environment Canada study found that two types of diluted bitumen (dilbits), Access Western Blend (AWB) and Cold Lake Blend (CLB), evaporated more quickly and to a greater extent than intermediate fuel oil (IFO). The two dilbits are shown on the left and the conventional heavy oil, IFO, on the right. (Environment Canada)

Since the light molecules evaporate after dilbit spills, the leftover residue is even denser than what was spilled initially. Environment Canada, Witt O'Brien's/Polaris/WCMRC, and SL Ross measured the increase in dilbit density over time as it weathered, finding dilbit density increased over time and eventually reached approximately the same density as freshwater.

 

These studies also found most of the increase in density takes place in the first day or two. What this tells us is that the early hours and days of a dilbit spill are extremely important, and there is only a short window of time before the oil becomes heavier and may become harder to clean up as it sinks below the water surface.

 

Unfortunately, there can be substantial confusion in the early hours and days of a spill. Was the spilled material dilbit or conventional heavy crude oil? Universal definitions do not exist for these oil product categories. Different entities sometimes categorize the same products differently. Because of these discrepancies, spill responders and scientists evaluating environmental impacts may get conflicting or hard-to-interpret information in the first few days following a spill.

 

Lessons from the Enbridge Oil Spill

 

Initially at the Enbridge oil spill, responders used traditional methods to clean up oil floating on the river’s surface, such as booms, skimmers, and vacuum equipment (see statistics on recovered oil in EPA's Situation Reports [PDF]).

 

Left, tracked vehicle driving across lake sediments and at right, heavy chains and other equipment sit in a parking lot.

Left, in August of 2011, cleanup workers drove a special tracked vehicle back and forth across the bottom sediments in Morrow Lake (a reservoir along the Kalamazoo River) to release oil trapped in the mud. Right, shown in August of 2011, these heavy chains and other equipment were involved in agitating submerged oil from the sediments of the Kalamazoo River following the Enbridge oil spill. (NOAA)

After responders discovered the dilbit had sunk to the sediment at the river's bottom, they developed a variety of tactics to collect the oil: spraying the sediments with water, dragging chains through the sediments, agitating sediments by hand with a rake, and driving back and forth with a tracked vehicle to stir up the sediments and release oil trapped in the mud.

 

These tactics resulted in submerged oil working its way back up to the water surface, where it could then be collected using sorbent materials to mop up the oily sheen.

 

While these tactics removed some oil from the environment, they might also cause collateral damage, so the Natural Resource Damage Assessment trustees assessed impacts from the cleanup tactics as well as from the oil itself. This case is still ongoing, and trustees' assessment of those impacts will be described in a Damage Assessment and Restoration Plan after the assessment is complete.

 

Left, cleanup workers spray water into river sediments from a boat and at right, a hand holding a crushed mussel.

Left, to bring submerged oil back to the water surface, cleanup workers employed tactics such as spraying the sediments with water and agitating sediments by hand with a rake. (U.S. Environmental Protection Agency) Right, a freshwater mussel found crushed in an area of the Kalamazoo River with heavy cleanup traffic following the 2010 Enbridge oil spill. (Enbridge Natural Resource Damage Assessment Trustee Council)

For now, we can learn from the Enbridge spill and help predict some potential environmental impacts of future dilbit spills. We can predict that dilbit will weather (undergo physical and chemical changes) rapidly, becoming very dense and possibly sinking in a matter of days. If the dilbit reaches the sediment bed, it can be very difficult to get it out, and bringing in responders and heavy equipment to recover the oil from the sediments can injure the plants and animals living there.

 

To plan the cleanup and response and predict the impacts of future dilbit spills, we need more information on dilbit toxicity and on how quickly plants and animals can recover from disturbance. Knowing this information will help us balance the potential impacts of cleanup with the short- and long-term effects of leaving the sunken dilbit in place.

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http://quebec.huffingtonpost.ca/stephane-brousseau/produire-du-petrole-au-quebec-reve-et-utopie_b_6589392.html

 

Produire du pétrole au Québec: rêve et utopie

Publication: 02/02/2015 21:59 EST Mis à jour: 02/02/2015 21:59 EST

 

On ne me fouettera jamais pour avoir écrit ce texte. Raif Badawi, lui, a été condamné à 1000 coups de fouet et 10 ans prison pour avoir blogué.

J'ai eu le plaisir d'étudier avec Pierre-André Bourque, un géologue québécois ayant passé 25 ans de sa carrière de chercheur sur le terrain à estimer la présence d'hydrocarbures dans les formations géologiques de la Gaspésie. Elles en contiennent presque toutes en de faibles concentrations.

 

La présence d'hydrocarbures dans la roche est appelée «ressource». La part récupérable de la ressource est appelée «réserve» lorsqu'elle est exploitable techniquement et économiquement. Le taux de récupération est le pourcentage de pétrole récupérable de la quantité totale estimée dans le volume de roches en fonction de la concentration d'hydrocarbures qu'elle contient et des techniques d'exploitation. Ce taux de récupération est de l'ordre de 35% en moyenne mondialement. Mais il n'est que de 1% à 2% pour les hydrocarbures de schiste.

 

Les roches de la Gaspésie, d'Anticosti et de la vallée du Saint-Laurent sont typiques des roches sédimentaires dans lesquelles se forment les hydrocarbures à partir de la décomposition de matière organique enfouie dans les fonds océaniques. Mais il faut des conditions très particulières et des centaines de millions d'années afin que ces résidus se transforment en pétrole et, éventuellement, atteignent des concentrations suffisantes pour constituer des réserves ou des gisements exploitables.

 

Cette semaine, la pétrolière Junex a annoncé avoir produit 161 barils de pétrole par jour pendant six jours à son forage Galt numéro 4 situé à 20 km de Gaspé. Une première au Québec.

 

Selon une évaluation de la firme texane Netherland, Sewell and Associates, sur laquelle s'appuie Junex, les formations géologiques de Forillon et d'Indian Point pourraient contenir 330 millions de barils de pétrole.

 

Pour la jeune pétrolière, le potentiel est intéressant, puisque environ 15% de la ressource pourrait être extraite selon Peter Dorrins, président et chef de la direction de Junex. Ce potentiel représente 31 millions de barils.

 

Le puits horizontal Galt numéro 4 a été prolongé sur 2,4 km à partir d'un forage vertical afin d'intercepter des fractures naturelles d'où «suinte» du pétrole. Monsieur Dorrins a déclaré: «On était limités [sic] par la configuration de nos équipements de pompage. Le débit aurait pu être plus important, mais on ne sait pas de combien. De plus, on n'a stimulé le puits d'aucune façon, ni fracturé ni nettoyé à l'acide».

 

Le record du débit le plus élevé au Québec revenait au puits Haldimand numéro 1 de Pétrolia, à Gaspé, qui avait produit 40 barils par jour pendant trois jours en novembre 2011, après l'injection de pétrole sous pression. Il avait donc fallu le stimuler tellement la pression était faible...

 

Un vrai gisement de pétrole se caractérise par des pressions importantes. Le pétrole ne se contente pas de «suinter», il éclabousse! On se souviendra de la vigueur avec laquelle le pétrole a jailli au fond de la mer lorsque la plateforme Deepwater Horizon a explosé dans le golfe du Mexique en 2010.

 

Afin de combler les besoins du Québec en combustibles fossiles, les pétrolières devraient produire 400 000 barils par jour pour éliminer nos importations de 145 millions de barils par année...

 

Pour atteindre le résultat auquel rêvent les politiciens qui misent sur cette filière, il faudrait jusqu'à 2500 forages en Gaspésie! Celui de Junex a coûté 4 millions de dollars. La pétrolière planifie trois autres sites exploratoires et des levés sismiques pour un total de 30 millions $. Avec une production aussi anémique, il faudra investir 100 milliards de dollars pour combler les besoins du Québec!

 

Au mieux, les pétrolières feront des profits pendant quelques années en balafrant la Gaspésie. Mais jamais le Québec ne s'affranchira de ses importations de pétrole avec des réserves aussi déficientes et des rendements aussi faibles. Junex n'a produit que 0,04025% de ce que nous importons! C'est en deçà du taux de croissance des ventes d'automobiles électriques au Québec qui double chaque année ou du taux d'installation de nouvelles bornes de recharge...

 

Le potentiel pétrolier du Québec est un rêve pour l'industrie, une utopie économique pour les politiciens et un cauchemar pour les citoyens, l'environnement et le climat. La ressource pétrolière du Québec n'offre aucun potentiel réaliste comparable à celui de l'Alberta. Le mythe des 40 milliards de barils à Anticosti ne peut que produire un fiasco économique avec plus de 35 milliards de déficit. Il est plus que temps de s'éveiller pour avancer par en avant et non par en arrière!

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