(!) Info minute – Revue de Presse

Article traduit par nos soins publié le 23.11.2014 dans sa version originale sur le site  desmogblog

Alors que l’industrie pétrolière et gazière aime à répéter que la fracturation hydraulique n’est pas un procédé particulièrement gourmand en eau, un nouveau rapport[1] indique qu’il existe aux États-Unis plus de 250 sites de fracking chacun ayant nécessité de 38 à 95 millions de litres d’eau.

fracturationDe son côté l’Institut du Pétrole Américain suggère[2] que le puits typique de fracturation utilise « l’équivalent du volume de trois à six piscines de taille olympique », ce qui correspond à 7 à 15 millions de litres d’eau.

Pourtant, à partir des informations officiellement déclarées par l’industrie elle-même et disponibles sur le site FracFocus.org, l’Environmental Working Group (EWG) a déterminé qu’il existe au moins 261 puits de fracturation dans huit États qui ont utilisé une moyenne de 48 millions de litres d’eau chacun, correspondant à un total de 12,5 milliards de litres (douze milliards cinq cents millions), entre 2010 et 2013. Dans cette même période, quatorze puits ont utilisé plus de 75 millions de litres d’eau chacun (voir tableau ci-dessous).

Selon EWG, environ deux tiers de ces puits à très haute consommation d’eau sont situés dans les zones frappées par la sécheresse. Alors que de nombreuses parties du Texas souffrent de sécheresses graves et durables, c’est précisément dans cet État que l’on trouve ce que EWG qualifie de « puits monstres ». On en dénombre 149 et 137 d’entre eux se situent dans des zones frappées par des sécheresses exceptionnelles .

Le Texas détient également le triste record d’avoir la plupart de ses puits fracturés à l’eau potable. Pour la seule année 2011, c’est plus de 80 milliards de litres d’eau douce qui ont été utilisés pour fracturer les puits texans. Par ailleurs, l’augmentation du pompage dans les nappes[3] par les entreprises qui cherchent à extraire le pétrole et le gaz dans le gisement de schiste d’Eagle Ford a quant à elle été citée comme une cause majeure de la baisse rapide des niveaux d’eau souterraine.

Les autres États opérant ce type de « puits monstre » sont la Pennsylvanie (avec 39 puits ayant requis un total de plus d’1,5 milliards de litres d’eau), le Colorado (avec 30 puits ayant utilisés 1,8 milliards de litres), l’Oklahoma (avec 24 puits ayant utilisés plus d’1,2 milliards de litres), et le Dakota du Nord (avec 11 puits ayant utilisés près d’un demi milliard de litres d’eau). La Louisiane et le Mississippi ont chacun trois « puits monstres », et le Michigan a deux.

Voici les plus grands « puits monstres » dans le pays:

Environmental Working Group - les puits monstres de fracturation hydraulique

Cliquer sur l’image pour l’agrandir

Et pourtant, il n’y a pas moyen de connaître précisément les quantités d’eau utilisées pour la fracturation hydraulique, puisque cette technique controversée de stimulation des puits est connue pour être mise en œuvre dans 36 États alors que seulement 15 d’entre eux exigent des compagnies de faire leur déclaration à FracFocus. Et aucun des chiffres déclarés n’est examiné par quelque organisme de réglementation ou autorité indépendante que ce soit.

Même les données faisant l’objet de rapport sont incomplètes. EWG indique que pour 38 des 261 « puits monstres », FracFocus n’est même pas en mesure de fournir les informations aussi simples que la nature des hydrocarbures visés (pétrole ou le gaz), ou la source de l’eau utilisée pour les opérations de fracturation.

La fracturation hydraulique a également été fortement critiquée comme contribuant à exacerber la sécheresse extrême en Californie, même si la fracturation dans cet État ne nécessite pas autant d’eau que dans des États comme le Texas et la Pennsylvanie. Un organisme de réglementation de l’État a récemment confirmé que neuf puits d’injection avaient contaminé les aquifères protégés par la loi de l’État et fédérale en y déversant des fluides de fracturation.

Une fois que l’eau est contaminée par les produits chimiques utilisés dans la fracturation hydraulique, elle doit être définitivement retirée du cycle de l’eau.

[1] « Malgré la sécheresse des centaines de sites de fracking exigent plus de 38 millions de litres d’eau chacun »   http://www.ewg.org/research/monster-wells
[2] Hydraulic Fracturing, Unlocking America’s Natural Gas Resources, July 2014 http://www.api.org/oil-and-natural-gas-overview/exploration-and-production/hydraulic-fracturing/~/media/Files/Oil-and-Natural-Gas/Hydraulic-Fracturing-primer/Hydraulic-Fracturing-Primer-2014-highres.pdf
[3] Forte baisse du niveau des eaux souterraines au Texas selon une étude http://www.texastribune.org/2013/05/07/texas-groundwater-dropped-sharply-amid-droughtstud/

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 COMMUNIQUE DE PRESSE DES COLLECTIFS FRANÇAIS OPPOSES A LA RECHERCHE ET L’EXPLOITATION DES PÉTROLE ET GAZ DE SCHISTE ET DE HOUILLE

 LYON, LE 23 NOVEMBRE 2014

Les collectifs français opposés à la recherche et l’exploitation des pétrole et gaz de schiste et de houille se sont réunis en coordination nationale à Lyon les 22 et 23 novembre 2014.

Malgré les récentes annonces rassurantes de la ministre de l’écologie, de l’énergie et du développement durable, les collectifs constatent que l’opacité sur la délivrance des permis de recherche hydrocarbure et autorisations de travaux persiste. Ils constatent aussi que les nombreuses interpellations des collectifs, de la société civile et des élus sont restées jusqu’à ce jour sans réponse.

Il existe actuellement en France 119 demandes de permis en cours d’instruction et 54 permis de recherche d’hydrocarbures liquides ou gazeux dont plus de la moitié font l’objet de demande de renouvellement, prolongation « exceptionnelle » et / ou demande de mutation.

Dans le Nord/Pas-de-Calais, deux autorisations de travaux pour des forages d’exploration sur les gaz de couche ont été délivrés à Avion et Divion. Les travaux de forage pourraient commencer d’un moment à l’autre si l’on en juge par la campagne de promotion qui est faite dans les journaux locaux. L’entreprise EGL qui conduira les travaux a déjà réalisé quatre forages en Lorraine qui sont des fiascos, alors que la géologie y est supposée être plus favorable que dans le Nord. Alors  que 6 millions d’euros ont déjà été dépensés il n’y a toujours pas de résultats probants. Pourquoi donc autant de précipitation à forer dans le Nord ? Rassurer les actionnaires ? Mettre au point une méthode de « fracturation light » pour contourner la loi et déposer un brevet sur cette technique ? L’inquiétude et la mobilisation des populations grandissent face à l’opacité qui règne là aussi autour de ces projets déclenchés sans enquête publique préalable. Nous ne comprenons pas le soutien actif de certains élus locaux à ce projet, ni la logique qui a conduit l’état à accorder ces autorisations de forage.

Comme pour le tabac et les OGM, des moyens colossaux vont être dépensés par les industriels pour tenter de retourner l’opinion publique toujours largement opposée à la recherche et l’exploitation des hydrocarbures non conventionnels.

Les collectifs réaffirment leur vigilance, aussi bien contre les tentatives d’extraction locales  comme dans le Nord/Pas-de-Calais, la Région Parisienne ou le Haut-Bugey, que contre les projets nationaux (Projet de révision du Code Minier) ou européens (recommandations communautaires sur les études d’impact).

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     Bien que certains considèrent qu’il n’y a pas de raisons scientifiques pour interdire la fracturation hydraulique, le gaz de schiste n’est pas une solution face aux problème de « sécurité de l’approvisionnement en énergie » de l’Union Européenne. C’est la conclusion d’un nouveau rapport publié par le Conseil consultatif des académies des sciences européennes (EASAC).

A l’image de l’académie des sciences en France, l’EASAC n’est pourtant pas réputé être opposé à l’extraction des hydrocarbures de roche mère par la fracturation hydraulique puisque qu’il affirme que les meilleures pratiques ont « considérablement réduit l’empreinte environnementale de la fracturation du gaz de schiste », et que « les risques peuvent être gérés de façon appropriée ». Ce que nous pouvons nous permettre de remettre en cause au regard des constats faits au États-Unis sur les impacts  sanitaires et environnementaux.

L’EASAC justifie sa position par le fait que « les systèmes réglementaires [seraient] déjà en place dans la plupart des pays pour minimiser l’impact sur la santé, la sécurité et l’environnement ». Ce qui, selon le représentant de l’ONG les Amis de la Terre à Bruxelles, est faux puisque « l’analyse juridique de la Commission européenne conclut invariablement que le cadre juridique actuel ne répond pas adéquatement aux impacts spécifiques, cumulatifs et destructifs de l’industrie de la fracturation hydraulique ». Ont sait également que nos États n’ont pas la capacité de surveiller ce genre d’opérations à grande échelle.

Pourtant, EASAC étant constitué de la réunion des académies nationales des sciences des 28 États membres de l’UE, ce rapport pourrait avoir une certaine autorité auprès des décideurs.

Du gaz de schiste exploitable en Europe, un mirage qui s’éloigne

Le potentiel de l’extraction de gaz de schiste dans l’UE est «incertain» en raison de ici ce n'est pas l'amerique gaz de schistedonnées géologiques limitées sur l’accessibilité au gaz, ajoute le rapport, freinant « l’espoir » que le gaz de schiste puissent un jour être exploité à grande échelle sur le continent.

Au sujet des réserves, rien de nouveau que les affirmations de l’Agence Américaine de l’Énergie (dont on peut fortement douter comme ceci a été démontré tout récemment par le Post Carbon Insitute). Les plus grandes réserves « seraient situées en Pologne et en France, avec 4,19 et 3,88 trillions de mètres cubes respectivement », selon la US Energy Information Administration (EIA). Ceci « en comparaison des soit disant 16tcm des États-Unis ».

Mais toujours selon le rapport, la géologie européenne est « plus compliquée » que celle des États-Unis, avec des formations rocheuses plus anciennes et « plus fracturées » ce qui a « des implications pour la viabilité technique et économique de l’extraction de gaz ». Cela signifie « qu’une fraction » des réserves sont considérées économiquement récupérables en Pologne, tandis que la présence supposée de gaz dans le bassin parisien n’est tout simplement pas confirmée par les dernières études géologiques. Nous ajouterons toutefois ici que la présence de pétrole de schiste a été démontrée aiguisant l’appétit des chercheurs d’or noir.

Le recours au gaz de schiste n’est pas une solution face au réchauffement climatique

En outre, le rapport EASAC remet en cause la théorie soutenue par les promoteurs de l’utilisation du méthane selon laquelle le gaz de schiste peut aider à atténuer le réchauffement climatique. Le rapport questionne la qualité du processus d’extraction et notamment « l’intégrité des puits« .

Acceptation sociale

L’EASAC suggère ensuite que le gaz de schiste « pourrait offrir une alternative intéressante aux schiste usa fracking impactimportations de gaz russe dans le contexte géopolitique tendu actuel » ce qui est invraisemblable lorsque l’on sait, du dire même des industriels, que l’exploitation, si elle était techniquement et économiquement viable, ne pourrait pas intervenir avant plusieurs années. Laissant par là même le temps aux relations internationales d’évoluer. Le rapport note ensuite l’existence de nouvelles techniques de forage horizontal qui pourraient avoir un impact plus limité concernant l’empreinte au sol des forages avec des puits horizontaux ayant une portée de 12 km sont possibles. Toutefois ces techniques seraient à l’heure actuelle non rentables. Le rapport affirme qu’avec des grappes de seulement 3 km de rayon, il deviendrait viable de produire du gaz non conventionnel dans les zones fortement peuplées! Pour finir l’EASAC indique que l’acceptation des populations est essentielle en évoquant la nécessite la transparence sur les « additifs utilisés » dans le processus de fracturation. Et d’ajouter que « les résultats de la surveillance afin de détecter toute contamination de l’eau ou des fuites de gaz avant, pendant et après l’exploitation du gaz de schiste», doit être transmis aux organismes de réglementation et rendues accessibles à la communauté.

En d’autres termes, la technique est sûre mais elle n’est pas sûre !

L’acceptation sociale, c’est bien à ça que les industriels travaillent.

(!) Info minute – Revue de Presse

Un code minier qui devait faire l’objet d’une révision à l’automne 2013 après les travaux menés par la commission Tuot .  Des demandes d’information à répétition auprès de la Ministre de l’Écologie, lesquelles restent sans réponse aucune. L’attentisme de l’État donne l’impression d’une équipe gouvernementale sidérée comme un lapin pris dans les phares d’une automobile. Ou d’unstop tafta gouvernement conservateur finalement très ouvert à la poursuite de la course effrénée vers le précipice du réchauffement climatique et de ses conséquences sur la population humaine. Le Chef de l’Etat, à la veille d’accueillir la 21ième conférence mondiale sur le climat à Paris, s’est offert la première visite depuis 27 ans d’un Président français au Canada, pour aller vanter les bienfaits de l’exploitation des sables bitumineux, les hydrocarbures les plus polluants que l’on puisse trouver. Face au désastre avéré de la très couteuse exploitation des sables bitumineux, n’a-t-il pas affirmé « Je souhaite que la France puisse continuer à mettre en valeur les immenses richesses du Nord-Ouest canadien, que ce soit dans les techniques d’exploitation, de transformation, d’acheminement des hydrocarbures, ou que ce soit dans la construction d’infrastructures« . Ce Canada dont le gouvernement a bouclé les négociations d’un accord commercial avec l’Union Européenne qui fera la part belle aux entreprises transnationales, et qui a pu assister avec satisfaction à la reculade de l’Union Européenne laquelle à finalement renoncé à étiqueter le pétrole des sables bitumineux comme étant « sale ».

Chez nous, le silence gardé par l’État sur les demandes de prolongation de permis de recherche d’hydrocarbures liquides ou gazeux profite aux spéculateurs et compagnies qui tablent sur la durée pour désinformer et travailler à l’acceptation sociale de ces projets très largement rejetés en 2011.

A l’automne 2014, voici la situation des permis et demandes de permis de recherche d’hydrocarbure pour la Région Rhône-Alpes, l’une des deux Régions de France les plus visées par les compagnies pétrolières ou de simples petites entreprises cherchant à faire un coup financier. Certains de ces permis et demandes touchent également les régions voisines (Franche-Comté, Languedoc Roussillon ainsi que Provence-Alpes-Côte-d’Azur)

Permis des Moussières

Titulaire:               Celtique Energie
Date de l’attribution :     14.03.2008
Superficie:                          3269 km2
Durée de la validité:      5 ans (renouvelables deux fois)
Observation:    Demande de renouvellement en cours – décision ministérielle en attente

lesmouss_2010La compagnie Celtique Energy Petroleum s’est vue accorder ce permis par arrêté du 14 mars 2008. Le permis est valable pour 5 ans (renouvelables deux fois).- Le périmètre de ce permis inclut les départements de l’Ain, des deux Savoie et du Jura.- Sur la base des découvertes d’Esso Rep en 1989, Celtique envisage d’effectuer un forage exploratoire et a démarché des communes du plateau de Hauteville dans l’Ain.

- La compagnie Celtique a déposé auprès du ministre chargé des mines une demande de renouvellement le 3 novembre 2012 qui a été jugée recevable le 3 décembre 2012. La décision du ministre sur le renouvellement du permis devra intervenir 15 mois au plus tard après l’expiration de la première période prévue le 14 mars 2013. Pendant le délai d’instruction du dossier, la compagnie est autorisée à poursuivre ses travaux d’exploration en vertu de l’article L142-6 du code minier.

Plus d’info sur ce permis ici

Permis de Gex

permis gexTitulaire:               ECorp (1)
Date de l’attribution :     28.05.2009
Superficie:                          932 km2
Durée de la validité:      5 ans (renouvelables deux fois
Observation:    Souhait du titulaire de faire ses premiers forages en 2012 /2013 (à ce jour pas de déclaration de travaux) – Demande de prolongation « exceptionnelle », instruction en cours

 (1) La compagnie E-Corp est à la tête d’un consortium de trois sociétés qui s’est vu accorder ce permis par arrêté du 28 mai 2009. Le consortium est constitué de Edgon Resources (New ventures) Ltd (britanique) racheté par E-Corp, Eagle Energy Ltd Canadien) et Nautical Petroleum Plc: Société britannique.n- Le périmètre de ce permis inclut les départements de l’Ain (Pays de Gex), des deux Savoie et du Jura.

Plus d’info sur ce permis ici

Permis de Lons le Saunier

Carte PERH Lons le SaunierTitulaire:               European Gas limited
Date de l’attribution :     02.07.2007 (publié le 28 Juillet 2007)
Superficie:                          3795 km2
Durée de la validité:      5 ans (renouvelables deux fois)
Observation:    Demande de prolongation exceptionnelle introduite mi 2012

La compagnie britanique EuropeanGas Limited s’est vue accorder ce permis par arrêté du 02 juillet 2007. Le permis est valable pour 5 ans (renouvelables deux fois).- Le périmètre de ce permis inclut les départements de l’Ain, du Doubs du Jura et de la Saône et Loire.

Plus d’info sur ce permis ici

Permis du Bassin d’Alès

PERH Bassin d'AlèsTitulaire:               Mouvoil S.A.
Date de l’attribution :     01.03.2010
Superficie:                          215 km2
Durée de la validité:      5 ans (renouvelables deux fois)
Observation:    Déclaration d’ouverture de travaux de sismique (Août 2012). Commande d’une expertise indépendante par le Ministère de l’Ecologie suite à la contestation des collectifs citoyens et d’élus

La compagnie Mouvoil S.A. s’est vue accorder ce permis par arrêté du 1er mars 2010. Le permis est valable pour 5 ans (renouvelables deux fois).- Le périmètre de ce permis inclut les départements de l’Ardèche et du Gard.

Plus d’info sur ce permis ici

Permis de la Plaine d’Alès

Carte PERH Plaine d'AlesTitulaire:               Diamoco Energy.
Date de l’attribution :     01.03.2010
Superficie:                          503 km2
Durée de la validité:      4 ans (renouvelables deux fois)
Observation: La compagnie Bridgeoil S.A. s’est vue accorder ce permis par arrêté du 1er mars 2010. Le permis est valable pour 5 ans (renouvelables deux fois). Le périmètre de ce permis inclut les départements de l’Ardèche, du Gard et de la Lozère. Mutation accordée à Diamoco Energy. Demande de renouvellement en cours d’instruction.

Plus d’info sur ce permis ici

Permis de Navacelles

PERH NavacellesTitulaire:               ECorp France Ltd, Eagle Energy Ltd et Petrichor France BV
Date de l’attribution :     01.03.2010
Superficie:                          216 km2
Durée de la validité:      5 ans (renouvelables deux fois)
Observation: Le consortium formé par les sociétés Egdon Resources, Eagle Energy Ltd et YCI Resources Ltd s’était vu accorder ce permis par arrêté du 1er mars 2010. Le permis est valable pour 5 ans (renouvelables deux fois). Le périmètre de ce permis inclut les départements du Gard et de l’Ardèche. Le permis a fait l’objet d’une mutation le 18/06/2014 au profit du consortium formé par les sociétés ECorp France Ltd, Eagle Energy Ltd et Petrichor France BV .

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Permis de Blyes

permis de blyesN° et nom de la demande: 1612 Blyes    cette demande jugée recevable n’est toujours pas rejetée – décision ministérielle en attente

Pétitionnaire: Realm

Date de la pétition :     20.04.2010
Date de fin de concurrence : 23.04.2010
Superficie sollicité:           3 293 km2
Durée de la validité:      5 ans
Observation:                En concurrence avec la demande de Lyon-Annecy et Gex-Sud

Plus d’info sur ce permis ici

Permis de Gex-Sud

permis gex sudN° et nom de la demande: 1612 Gex-Sud    cette demande jugée recevable n’est toujours pas rejetée – décision ministérielle en attente

Pétitionnaire:               ECorp (1)
Date de la pétition :     20.04.2010
Date de fin de concurrence : 21.04.2010
Superficie sollicité:           1991km2
Durée de la validité:      5 ans
Observation:                En concurrence avec la demande de Lyon-Annecy

(1) La compagnie E-Corp est à la tête d’un consortium de trois sociétés qui s’est vu accorder le permis de Gex par arrêté du 28 mai 2009. Le consortium est constitué de Edgon Resources (New ventures) Ltd (britanique) racheté par E-Corp, Eagle Energy Ltd Canadien) et Nautical Petroleum Plc: Société britannique.

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Permis de Lyon-Annecy

Lyon AnnecyN° et nom de la demande: 1592 Lyon-Annecy    cette demande a été rejetée en septembre 2012. Le pétitionnaire (Schuepbach à introduit un recours – Procédure en cours)

Pétitionnaire:               Schuepbach Energy LLC
Date de la pétition :     15.01.2009
Date de fin de concurrence : 23.04.2010
Superficie sollicitée:           3 800 km2
Durée de la validité:      5 ans
Observation:                En concurrence avec les demande de Blyes et de Gex Sud (demandes jugées recevables et toujours pas rejetées)

La compagnie américaine (Texas) Schuepbach s’était vue attribuer puis abroger les Permis de Villeneuve de Berg (Ardèche) et de Nant (Aveyron).  La demande de Lyon-Annecy concerne un périmètre qui inclut les départements de l’Ain, de l’Isère, du Rhône de Savoie et Haute-Savoie.

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Permis de Pré-Alpes

Carte dem PréAlpesN° et nom de la demande: N° non encore connu PréAlpes  Cette demande n’est toujours pas rejetéedécision ministérielle en attente
Pétitionnaire:               Continental Oil and Gas PTY Ltd
Date de la pétition :     11.01.2011
Instruction:     Coordination confiée au préfet de la Drôme le 17 Avril 2012
Date de recevabilité :   inconnue
Date de fin de concurrence : inconnue
Superficie sollicitée:           5 378 km2
Durée de la validité:      demande faite pour 5 ans

Départements concernés: Savoie, Isère, Drôme, Hautes-Alpes

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Permis de Montélimar

Carte PERH MontélimarTitulaire:       TOTAL E&P France et Devon Energie Montélimar SAS
Date de l’attribution :     01.03.2010
Superficie:                          4327 km2
Durée de la validité:      5 ans (renouvelables deux fois)
Observation:    Dans le cadre de l’application de la loi du 13 Juillet 2011, ce permis a été abrogé ce que conteste le titulaire devant le tribunal administratif. Affaire en cours.
Le consortium constitué par les compagnies Total E&P France et Devon Energie Montélimar SAS s’est vue accorder ce permis par arrêté du 1er mars 2010. Le permis est valable pour 5 ans (renouvelables deux fois). Le périmètre de ce permis inclut les départements de l’Ardèche, de la Drôme, du Gard, du Vaucluse et de l’Hérault.

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Permis de Villeneuve-de-Berg

Carte PERH Villeneuve de BergTitulaire:       Schuepbach Energy LLC
Date de l’attribution :     01.03.2010
Superficie:                          931 km2
Durée de la validité:      5 ans (renouvelables deux fois)
Observation:    Dans le cadre de l’application de la loi du 13 Juillet 2011, ce permis a été abrogé ce que conteste le titulaire devant le tribunal administratif. Une question prioritaire de constitutionnalité a été rejetée par le Conseil Constitutionnel. Affaire est toujours en cours. La compagnie Schuepbach Energy LLC s’est vue accorder ce permis par arrêté du 1er mars 2010. Le permis est valable pour 5 ans (renouvelables deux fois). Le périmètre de ce permis concerne le département de l’Ardèche.

Plus d’info sur ce permis ici

Il existe également des demandes rejetées comme le permis de Monfalcon le permis de Montélimar extension et le permis de Valence, ainsi qu’une demande dont l’instruction ne semble pas avoir abouti le permis dAbondance.

Tableau récapitulatif pour Rhône-Alpes au 05 Juillet 2014 : Permis et demandes listés historiquement par l’administration et les compagnies comme permis de recherche d’hydrocarbures de roche mère :

Nom du permis et titulaire ou pétitionnaire

PERH ou Demande

Statut

(et avis DREAL)

Départements concernés

Roche-mère

Type d’exploration[1]

Non conventionnel

Les Moussières (Celtique Energie)

PERH  Arr. 4 mars 2008 PERH 1ière période échue, demande renouvellement instruite, décision ministérielle en attente 01-73-74-39  Technique de stimulation nécessaire; Risque karstique.

Lons-le-Saunier (European Gaz Limited)

PERH Arr 02 Juillet 2007 PERH 1ière période échue, demande « prolongation exceptionnelle » en cours d’instruction 01-25-39-71 OUI  Rapport Havard Chanteguet

Gex

(Ecorp)

PERH Arr 28 Mai 2009 PERH 1ière période échue, demande « prolongation exceptionnelle » en cours d’instruction 01-74-39 Faible porosité / perméabilité réservoir : chalenge (DREAL R.A.)

Bassin d’Alès (Mouvoil S.A.)

PERH Arr 01 Mars 2010 Demande de travaux en attente (ministère) suite à mission d’expertise 07-30 OUI Déclaration initiale pour recherche d’huile lourde

Plaine d’Alès (Diamoco Energy)

PERH Arr 01 Mars 2010 Demande de renouvellement en cours d’instruction. 07-30 OUI Recherche identique à Bassin d’Alès

Navacelles

(Edgon Ressources, Eagle Energy)

PERH Arr 01 Mars 2010 Mutation du 18 juin 2014 au bénéfice de eCorp France Ltd, Eagle Energy Ltd et Petrichor France BV 07-30-48 OUI Recherche identique à Bassin d’Alès

Villeneuve-de-Berg

(Schuepbach Energy LLC)

PERH Arr 01 Mars 2010 Abrogé octobre 2011 07 OUI

Montélimar (TOTAL E&P France et Devon Energie Montélimar SAS)

PERH Arr 01 Mars 2010 Abrogé octobre 2011 07-30-26-84-34 OUI

Blyes

(Realm Energy (BVI) Corporation)

Demande Demande instruite. Avis DREAL défavorable 28.03.2012 décision ministérielle en attente 01-38-69-73-74 OUI (Mission d’inspection) Gaz et ou Huile de Roche mèreType explo NC

Gex-Sud

(Ecorp)

Demande Demande instruite. Avis DREAL défavorable 28.03.2012 décision ministérielle en attente 73-74 OUI (Mission d’inspection) Gaz et ou Huile de Roche mèreType explo NC + C

Lyon-Annecy (Schuepbach Energy LLC)

Demande  Rejet septembre 2012 73-74-01-38-69 OUI (Mission d’inspection) Gaz et ou Huile de Roche mèreType explo NC

Montfalcon

(BNK France SAS)

Demande  Rejet septembre 2012 73-38-26-07-69 OUI (Mission d’inspection) Gaz de Roche mèreType explo NC

Montélimar extension

(TOTAL E&P France)

Demande  Rejet septembre 2012 07-26-84-30 OUI (Mission d’inspection) Gaz de Roche mèreType explo NC

Valence

(3 Legs Oil & Gas Plc)

Demande  Rejet septembre 2012 69-38-73-26-07 OUI (Mission d’inspection) Gaz de Roche mèreType explo NC

Pré-Alpes (Continental Oil and Gas PTY Ltd)

Demande Demande instruite[2] Rejet non encore formulé décision ministérielle en attente
05-26-38-73 OUI Type explo NC d’après la demande du soumissionnaire.

Abondance (Petrosvibri)

Demande Instruction « écourtée »[3] : Rejet non encore formulé décision ministérielle en attente
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[1] Terminologie et classification définies par les rapporteurs de la mission d’inspection CGEIET CGEDD (Mars 2012)
[2] Préalpes: proposition d’irrecevabilité de la DREAL du 8 octobre 2012: dossier suite à la loi du 13 juillet incohérent avec le dossier initial non conventionnel
[3] Abondance: proposition d’irrecevabilité de la DREAL, transmise par le Préfet le 31 décembre 2012 – dossier incomplet

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La petite ville du Texas où est née la fracturation hydraulique à voté l’interdiction de cette technique. Le résultat de cette consultation populaire est déjà attaqué par l’État du Texas et l’association des producteurs de pétrole et du gaz de Texas. Aux manettes, le clan Bush.

denton frack banComme rapporte l’agence Reuters, « Les électeurs de Denton, localité de 123.000 habitants dans le nord du Texas, se sont prononcés mardi pour l’interdiction de la fracturation hydraulique, le procédé permettant l’extraction des gaz de schiste à l’origine d’une explosion de la production américaine d’hydrocarbures.

Le résultat de ce référendum, qui devrait faire l’objet de recours en justice, a été salué par les organisations écologistes qui y voient une alerte lancée contre les risques associés à ce procédé.

mitchell inventeur fracturation hydraulique

George Mitchell « père de la fracturation hydraulique »

« Denton, Texas, est l’endroit où la fracturation hydraulique a été inventée. Si ici, au cœur de l’industrie pétrolière et gazière, on ne peut pas vivre avec la fracturation, qui le peut ? », a commenté Bruce Baizel, directeur des programmes de recherche sur l’énergie de l’organisation Earthworks. » 

C’est en effet là que George Mitchell – le « père de la fracturation hydraulique » – a foré les premiers puits pour son entreprise Mitchell énergie

Puis les premières exploitations de grande envergure par fracturation hydraulique ont été lancées dans la formation géologique schisteuse de Barnett (Barnett Shale), sur laquelle se trouve effectivement Denton. Le procédé consiste à injecter dans le sous-sol de l’eau, du sable et des composants chimiques sous très haute pression pour fracturer les roches et en extraire des hydrocarbures. Sa sécurité est au cœur d’un vif débat entre les industriels du secteur et les organisations de défense de l’environnement.

   A Denton, où on recense quelques 270 puits de forage, plus de 58% des 25.376 votants se sont prononcés pour son interdiction.

   La fracturation hydraulique était également soumise à référendum dans d’autres villes à travers les États-Unis. Dans l’Ohio, les électeurs de Gates Mills, Kent et Youngstown ont rejeté l’interdiction du procédé, approuvée en revanche à Athens. En Californie, les électeurs du comté de Santa Barbara ont voté majoritairement contre l’interdiction, que les électeurs des comtés de Mendocino et San Benito ont pour leur part validée.

   Des entreprises du secteur et l’État du Texas ont annoncé qu’ils saisiraient les tribunaux. Et en effet cela ne s’est pas fait attendre.

Comme le rapporte le site Desmoblog, la famille Bush jouera un rôle central dans les procès contre Denton.

Pas moins de douze heures après le vote, des procédures ont été enclenchées contre la décision populaire de la petite ville de Denton.

Administration en charge de la gestion du domaine public, le General Land Office gère les recettes notamment issues des droits octroyés aux exploitants de pétrole, pour financer les écoles au Texas. Son patron, le commissaire Jerry Patterson qui a engagé une des plaintes à l’encontre de la décision populaire d’interdire la pratique de la fracturation hydraulique, sera remplacé sous peu par un certain George Prescott Bush — fils de Jeb Bush l’ancien gouverneur de Floride lui-même fils de George père et frère de George W.

james baker

James Baker III

Une autre plainte juridique a été déposée au nom de l’association des producteurs de pétrole et de gaz du Texas par une puissante équipe d’avocats qui travaille au sein du cabinet Baker Botts, cabinet d’avocats international auquel James Baker est associé.

James Baker est l’ancien secrétaire au Trésor de Ronald Reagan entre 1985 et 1988 et ancien secrétaire d’État de George H. W. Bush de 1989 à 1993. Il fut ensuite conseiller proche du président George W. Bush pendant l’occupation américaine de l’Irak.

fracking halliburtonIl n’est par ailleurs pas inutile de rappeler qu’aux États-Unis l’Energy Policy Act de 2005, qui exempte l’industrie du pétrole et du gaz de la Loi sur la protection de l’eau (le Clean Water Act), est un héritage de l’administration de George W. Bush. Le vice président s’appelait Dick Chenney. Dick Chenney ancien dirigeant de la société d’ingénierie civile Halliburton spécialisée dans l’industrie pétrolière et leader mondial de … la fracturation hydraulique.

En souhaitant bonne chance aux habitants de Denton!

(!) Info minute – Revue de Presse

« Drilling deeper« , l’étude que vient de publier J. David Hugues du Post Carbon Institute est à prendre particulièrement au sérieux pour la raison suivante. C’est ce même David Hugues qui en décembre 2013 avait déjà démontré que les projections faites au sujet du gisement californien de Monterrey étaient complètement erronées et très, très en deçà de la réalité. Quelques mois plus tard, l’Agence Américaine de l’Énergie a revu son scénario et abaissé le volume techniquement récupérable de… 95,6 % ! Cette nouvelle étude examine les 12 gisements qui représentent 82% de la production d’huile de schiste et 88% de la production de gaz de schiste des États-Unis selon les prévisions publiées par l’Agence Américaine de l’Énergie pour 2040.

drilling deeperElle tient compte de l’ensemble des informations disponibles sur la production de ces gisements, évalue les données historiques de production, les taux de déclin de la production. Les projections de la production future sont ensuite effectuées sur la base des taux de forage prévus. La production d’huile de schiste et de gaz de schiste est jugée non pérenne à moyen et à long terme en comparaison des projections très optimistes établies par l’Agence Américaine de l’Énergie.

Ce rapport fait le constat que le pic de production d’huile de schiste pour ces grands gisements interviendra avant 2020. A moins de nouvelles découvertes majeures de l’ampleur des gisements de Bakken ou Eagle Ford, la production sera bien en dessous des prévisions de l’AAE pour 2040. La production de pétrole à partir des deux premiers gisements de Bakken et Eagle Ford aura un rendement de 28% inférieur au scénario de référence de l’Agence Américaine de l’Énergie pour la période 2013 à 2040.

Pour ce qui concerne les gaz de schiste, la production réalisée à partir des sept gisements pétrole gaz de schiste boom et pschittles plus rentables arrivera à son apogée également avant 2020. Sauf nouvelles découvertes majeures de l’importance du gisement de Marcellus, la production sera bien en deçà des prévisions de l’Agence Américaine de l’Énergie pour 2040. La production de gaz de schiste à partir des sept premiers gisements de Bakken et Eagle Ford aura un rendement de 39% inférieur au scénario de référence de l’Agence Américaine de l’Énergie pour la période 2014 à 2040. Et à l’horizon 2040, les taux de production devraient êtrre inférieurs d’environ un tiers aux prévisions de l’Agence Américaine de l’Énergie. Pour répondre au scénario de référence de l’AAE, il faudrait que la production de gaz de schiste pour les sept gisements soit quatre fois supérieure aux projections estimées par l’Agence Américaine de l’Énergie.

À court terme, la production américaine d’huile et de gaz de schiste devrait être importante, mais une analyse approfondie des données de production des principaux gisements indique que ce ne sera pas viable à long terme. Les résultats de cette étude devraient avoir des implications majeures sur les questions énergétiques à moyen et long terme ainsi que sur la politique étrangère américaine basée sur l’hypothèse actuelle d’une abondance de pétrole et de gaz américain pendant des dizaines d’années.

Cette étude est également une nouvelle fois la démonstration que l’investissement dans les énergies fossiles en général et les hydrocarbures non conventionnels en particuliers n’est que pure spéculation et vision à court terme.

L’Étude complète est disponible ici.                                                        Récap. pour les media en Anglais disponible ici

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(!) Info minute – Revue de Presse

Communiqué des collectifs citoyens opposés à l’exploration et à l’exploitation des hydrocarbures « non conventionnels »,
à la fracturation du sous-sol, aux forages extrêmes et appelant à une véritable transition énergétique pérenne.

Dans un article de La Voix du Nord de samedi 18 Octobre, Monsieur Péricaud, conseiller régional du Nord/Pas-de-Calais, fait une nouvelle fois la promotion de l’exploitation du gaz de couche dans la région. Tous les arguments sont “bons” : estimations biaisées, mission des dégâts environnementaux, mirages des emplois, négation des objectifs de la loi sur la transition énergétique.

Dans un document distribué par EGL lors de la mission d’enquête en janvier dernier, l’estimation des ressources était de 1,4 année de consommation française pour notre région. Quelques mois plus tard, l’estimation est d’une douzaine d’années de consommation française, sans qu’aucun élément nouveau de recherche ne soit intervenu. Pourtant EGL a fait à l’époque une réponse écrite à notre demande de précision sur cette estimation : “nos résultats ont été confirmés par le BEICIP” (filiale de l’Institut Français du Pétrole). Comment donner crédit à des estimations aussi fluctuantes ?

Monsieur Péricaud affirme que le gaz aurait une utilisation locale et ne servirait pas à de la spéculation sur les marchés. Mais, dans l’enquête publique relative au prolongement de la concession historique de Gazonor, on pouvait lire dans « les objectifs de l’entreprise » que celle-ci envisageait 150 puits de forages pour produire de l’électricité dans de petites unités de production, réparties sur le territoire de la concession étendue aux permis. L’électricité produite sera injectée dans le réseau. Comment, dans ces conditions, prétendre que le gaz de couche extrait serait utilisé localement ?

On peut lire aussi : “on estime que 500 emplois pourraient être créés” Nous avons demandé aux porteurs de projet comment ils avaient fait cette estimation mais aucune réponse n’a été donnée. Aux États-Unis la moyenne est de 1,2 emploi par puits.

Le président de EGL, Monsieur Moulin, a beau répéter qu’il n’utilisera pas la fracturation hydraulique pour faire de l’exploration, partout ailleurs dans le monde (États-Unis, Chine…) le gaz de couche est exploité (à quelques puits près) par fracturation hydraulique, seule technique qui permette d’extraire le gaz de la roche mère.

gaz de coucheD’ailleurs le forage est prévu avec des drains horizontaux ; ainsi lorsque le débit diminuera (parfois de 50 % au bout d’un an), tout sera prêt pour une fracturation, (dès qu’elle sera autorisée). Dans le rapport Bataille/Lenoir, sur « les techniques alternatives à la fracturation hydraulique », on apprend que « 7 fracturations hydrauliques ont été réalisées entre 88 et 95, en Lorraine et dans les Cévennes pour la recherche de gaz de houille » (p.96). Les pollutions des nappes phréatiques, de l’air, de l’eau de surface, liées à cette pratique sont maintenant reconnues par les scientifiques, de même que les fuites de méthane sur tous les puits (4 à 8 %), ce qui aggrave l’effet de serre. Sans oublier également “l‘émanation possible de gaz potentiellement toxiques associés au méthane dans certains bassins houillers (H2S notamment)”. [voir ici]

Monsieur Péricaud parle en terme élogieux de la conduite du projet en Lorraine. Pourtant l’entreprise EGL ne semble pas maîtriser la technique comme elle le prétend : sur 4 puits forés en Lorraine, deux ont été ennoyés en raison de failles non décelées, et à Tritteling-Redlach, c’est la tête de forage qui a été perdue dans le puits. Résultat : 6 millions d’euros perdus et encore aucun résultat probant. Alors, pourquoi autant de précipitation à forer dans le Nord/Pas-de-Calais où la géologie est moins favorable (couches plus fines, terrains plus plissés, risque de séismes…) ?

Et surtout, l’exploitation des gaz de couche viendrait en contradiction avec le « master plan » dans lequel s’est engagé la région, plan ambitieux au regard de la diminution des rejets de gaz à effet de serre. Au moment où les scientifiques s’accordent à dire que les changements climatiques seront dramatiques pour l’humanité toute entière si nous ne sortons pas de cette ébriété énergétique, il est impératif de diminuer nos consommations d’énergies fossiles, il serait irresponsable de s’engager dans l’exploitation de nouvelles énergies fossiles.

Une réelle transition énergétique permettrait sans aucun doute de créer des emplois pérennes : le développement des énergies renouvelables, d’une filière bois et autres filières innovantes, avec la relocalisation de nos productions agricoles, le développement de transports en commun ou de transports doux, la réhabilitation des bâtiments anciens…