Et pour le ministre de l'Environnement d'Alberta, Guy Boutilier, la province va commencer à taxer l'utilisation de l'eau, si nécessaire, afin d'en refréner la consommation dans une province qui en manque. Des groupes écologistes ont depuis longtemps averti du péril, en cas d'utilisation de l'eau pour séparer le bitume des sables pétrolifères d'Alberta du Nord, mais les chiffres publiés hier par l'Institut pour le Développement Durable de Pembina, indiquent que la menace est plus imminente que l'on ne l'avait prévue.

Des extractions in situ, qui utilisent la vapeur pour fondre le bitume avant qu'il ne soit pompé à la surface, utilisent presque trois fois plus d'eau que ce qui avait été projeté en 2004. Cette partie de l'industrie a utilisé 27 millions de mètres cubes en 2004, soit l'équivalent du contenu de 72 000 piscines olympiques.

Les projections de 2001 avaient pourtant assuré que le niveau d'utilisation d'eau en 2020 par l'industrie dépasserait de peu celui de 2015. Maintenant que l'on a revu à la hausse les besoins en eau de l'exploitation des sables pétrolifères- particulièrement gourmande quand elle est réalisée sur place - la totalité de besoins en eau vont probablement considérablement augmenter au cours de la prochaine décennie, intensifiant les problèmes d'étiage de la Rivière Athabasca et compromettant son débit.

"Je crains que nous ne manquions d'abord d'eau avant de manquer de bitume en Alberta du Nord," ironise Marie Griffiths, analyste senior à l'Institut politique de Pembina.

Le groupe environnemental a renouvelé son appel d'un moratoire d'études de nouveaux projets de sables bitumeux et pense que l'industrie devrait commencer à payer pour l'eau qu'elle utilise.

La province s'est donné pour objectif préliminaire la réduction de 30 % de sa quantité d'eau utilisée pendant les neuf prochaines années par la province en 2005. Une partie de cette stratégie, envisage une série "d'instruments économiques" - incluant des tarifs fixes pour les utilisateurs.

M. Boutilier espère décider vers la fin de mars le type de tarification, s'il y en a une. Et il a souligné que personne ne devait s'attendre à une stratégie timide, étant donné l'intérêt porté à l'eau depuis toujours par la province.

"On boit du Whisky, mais on se bat pour l'eau," a-t-il dit, empruntant une raillerie de l'auteur Mark Twain souvent utilisé au siècle dernier lors des débats sur l'eau en Alberta. L'industrie pétrolière, reconnaissant que les problèmes de l'utilisation de l'eau augmentent, n'apprécient pas que sa consommation soit pointée du doigt. D'autres industries, y compris l'agriculture, utilisent des volumes significatifs, aussi bien que les villes en croissance d'Alberta.
" Oui, nous sommes des utilisateurs d'eau, mais la province récupère d'énormes bénéfices de cette utilisation, " d'après Pierre Alvarez, le président de l'Association Canadienne des Producteurs de Pétrole. Il annonce que son industrie ne soutient pas l'idée du moratoire, pas plus l'idée du tarif en fonction du volume d'eau utilisée. Mais il a ajouté que la réduction de l'utilisation de l'eau fait partie "des futures évolutions" du secteur des sables pétrolifères qui investit dans des technologies nouvelles, plus efficaces.

Beaucoup de recherches sont stimulées par l'augmentation du coût du gaz naturel brûlé pour produire la vapeur qui libère le bitume. Surtout que certaines des technologies émergentes qui pourraient remplacer le gaz naturel auraient un effet secondaire respectueux de l'environnement puisqu'il réduirait le volume d'eau utilisé.

Mme Griffiths de l'Institut de Pembina se dit intéressée non seulement par le volume, mais aussi le type d'eau utilisée par ces projets "in situ". "Alberta Environment" a même pris en compte, dans ses projections, une alimentation divisée en eau douce (l'Athabasca) et en eau saline naturelle, qui est trop chargée en minéraux pour la boire, pour irriguer ou pour d'autres fonctions non-industrielles.

En 2004, quoi qu'il en soit, (l'année la plus récente pour les statistiques), plus de 60 % de la consommation était de l'eau douce.

Traduction SDT

Les marchés énergétiques : Pétrole brut et produits pétroliers

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Sables pétrolifères
Les sables pétrolifères (ou « sables bitumineux ») sont un mélange composé principalement de bitume, de sable, d'eau et d'argile. Chaque grain de sable est entouré d'une mince pellicule d'eau qui contient également des particules excessivement petites d'argile et des traces d'autres substances. Le bitume, une forme de pétrole brut très lourd et rappelant l'asphalte, entoure le sable et l'eau. Il est difficile pour la plupart des raffineries de traiter le bitume. Il faut donc le transformer en un équivalent de pétrole brut léger ou le traiter dans des installations aptes à effectuer des conversions difficiles, conçues expressément pour le bitume ou le pétrole lourd classique.

On estime que seulement une couche représentant environ 20 p. 100 de tout le sable pétrolifère se trouve à une profondeur de 80 m ou moins, rendant l'extraction en surface rentable. Le reste de la réserve se trouve à des profondeurs allant jusqu'à 760 m. L'extraction est réalisée soit par des méthodes de production sur place, qui utilisent la vapeur pour séparer le bitume des gisements souterrains de sables pétrolifères, soit par des puits de production forés à partir de puits de mine souterrains.

Les sables pétrolifères du Canada s'étendent sur une superficie de 77 000 km2 de territoires nordiques albertains relativement éloignés, dans le bassin sédimentaire de l'Ouest canadien. Ils occupent quatre emplacements - Peace River au nord-ouest, Athabasca et Wabasca au nord-est et Cold Lake à l'est. On croit que les sables pétrolifères canadiens contiennent de 270 milliards à 397 milliards de m3 (1,7 à 2,5 billions de b) de bitume, dont environ 48 milliards de m3 (300 milliards de b) pourraient être récupérés au moyen des technologies et des procédés actuels. Ceci fait des sables canadiens l'un des gisements d'hydrocarbures les plus importants du monde, surpassant même les réserves connues de pétrole de l'Arabie saoudite. Si tout le bitume des sables pétrolifères du Canada pouvait être extrait, la demande mondiale de pétrole serait comblée pour les cent prochaines années. Aujourd'hui, les sables pétrolifères sont à la source de 26 p. 100 de la production canadienne totale de pétrole brut. Grâce aux programmes d'expansion touchant l'industrie dans son ensemble, annoncés ou en voie d'exécution, ce chiffre pourrait facilement atteindre les 50 p. 100, sinon plus, après 2005.

Dans la région de l'Athabasca, dans le Nord de l'Alberta, le bitume est extrait des sables récupérés, puis traité à proximité pour en faire un pétrole brut léger, peu sulfureux, synthétique et de haute qualité. Le bitume produit par des procédés d'extraction sur place n'est pas actuellement traité à l'endroit où il est produit. Il est plutôt transporté par oléoduc vers les usines de traitement régionales, à Lloydminster et à Regina en Saskatchewan, ou vers les raffineries du Nord et du Mid-West des États-Unis. Comme le bitume est trop visqueux pour couler dans les oléoducs sans être dilué, le rythme de la mise en valeur dépend soit des installations de traitement à proximité des gisements de sables pétrolifères ou de la disponibilité d'une quantité adéquate de liquides de gaz naturel pour diluer le bitume et le rendre apte au transport par oléoduc.

Les coûts élevés ont jusqu'à présent empêché l'élaboration de nouveaux projets d'extraction de sables pétrolifères, en dehors des exploitations de Syncrude et de Suncor. Les percées technologiques continues et les stimulants fiscaux ont toutefois sensiblement réduit les coûts, ce qui a permis à de nouvelles entreprises d'annoncer leurs intentions de mettre sur pied leurs propres projets de sables pétrolifères. Les dépenses prévues de l'industrie pour l'élaboration de nouvelles exploitations minières des sables pétrolifères d'ici 2007 s'élèvent à 24 milliards de dollars. Cet investissement permettrait de tripler la production, l'amenant à 270 000 m3/j (1,7 million de b/j).

La mise en valeur dans le secteur est toutefois très sensible aux fluctuations des prix mondiaux du pétrole. Si les prix chutent considérablement, elle ne pourra être menée comme prévu.

Extraction minière
Une partie du gisement d'Athabasca, représentant quelques 20 % des réserves de bitumes, est suffisamment peu profonde (moins de 75 mètres) pour être extraite par des techniques minières. Des camions de carrière de 300 tonnes (qui comptent parmi le plus gros véhicules à roues de la planète) extraient le sable, qui est traité dans une usine qui en extrait le bitume. Il faut traiter deux tonnes de sable environ pour récupérer un baril de bitume.

Comme pour l'exploitation des autres ressources minérales à ciel ouvert, l'opérateur doit remettre en état les terrains après l'exploitation.

Extraction in situ
Pour toutes les autres réserves de bitume, il est impossible de procéder à une extraction minière. On doit alors séparer bitume et sable dans le réservoir même (in situ). La première solution fut le procédé CSS (Cyclic Steam Simulation). Il consiste à utiliser un même puits alternativement en injection de vapeur et extraction de bitume. La vapeur liquéfie le bitume et rend le pompage possible. Par rapport à l'extraction minière, on ne dérange qu'une toute petite surface au sol, et les nuisances générales (bruit par exemple) sont bien moindres. Cependant la consommation d'énergie pour produire la vapeur est énorme.

La technique SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage), qui n'a pas encore atteint sa phase de maturité, utilise des puits horizontaux associés deux à deux. Le puits du dessus injecte en permanence de la vapeur tandis que celui du dessous recueille eau et bitume. La quantité de vapeur à injecter pour une production de bitume donnée est moindre, ce qui améliore le bilan énergétique, mais cette solution ne peut pas s'appliquer partout : il faut une bonne homogénéité verticale du réservoir pour que l'écoulement s'établisse.

Transformation commerciale
Qu'il provienne d'extraction minière ou in situ, le bitume n'est pas directement commercialisable sur le marché pétrolier, notamment parce qu'il est trop visqueux pour être transporté par canalisation. Deux méthodes sont possibles pour rendre le bitume vendable. La plus simple est de le mélanger avec environ 30% d'hydrocarbures légers (condensats de gaz naturel ou naptha), qui viennent en quelque sorte remplacer les hydrocarbures courts qu'il manque à cette forme de pétrole. Cette pratique bute néanmoins sur le coût du diluant, et le Canada serait rapidement en pénurie de condensats s'il voulait utiliser des millions de barils/jour de bitume de cette façon.

Une solution plus radicale est la conversion du bitume en syncrude. Il s'agit cette fois de transformer chimiquement le bitume, pour obtenir un mélange d'hydrocarbures proche d'un pétrole brut de bonne qualité. Les techniques s'apparentent à celles employées pour améliorer les fiouls résiduels des raffineries : extraction de carbone par procédé thermique (cokéfaction) ou à l'aide de solvant (désasphaltage) et ajout d'hydrogène (hydrocrackage). Le résultat est un syncrude léger et pauvre en soufre, qui, à l'inverse d'un mélange naphta-bitume, peut être utilisé par n'importe quelle raffinerie.

Impact environnemental
L'extraction minière des sables bitumineux a un impact important sur les écosystèmes. En Alberta, cette forme d'extraction détruit complètement, dès l'ouverture de la mine à ciel ouvert, la forêt boréale, les tourbières, les rivières ainsi que le contour naturel du terrain. L'industrie minière considère que la forêt boréale reprendra sa place sur les terrains restaurés après la période d'extraction, mais aucun terrain n'est considéré « restauré » quelque trente ans après l'ouverture de la première mine dans la région du Fort McMurry en Alberta.

De plus, l'extraction d'un seul baril de pétrole des sables bitumineux de l'Alberta génère plus de 80 kg de gaz à effet de serre (GES) et entraîne le rejet de plusieurs fois son volume en eaux usées dans les bassins de décantation. La croissance prévue de la production du pétrole synthétique albertain menace aussi les engagements internationaux du Canada. En ratifiant le Protocole de Kyoto, le Canada s'est engagé à réduire, d'ici 2012, ses émissions de GES de 6 pourcent par rapport à l'année de référence (1990); en 2002, ses émissions étaient supérieures de 24 pourcent à l'année de référence.

http://fr.wikipedia.org/wiki/Sable_bitumineux

Une nouvelle installation de recherche sur les résidus des sables bitumeux, ouverte depuis le 1er octobre 2004, permettra d’étudier comment traiter les sous-produits issus des procédés d’extraction du bitume des sables pétrolifères du nord de l’Alberta. Financé conjointement par l’industrie, l’Alberta Research Council et le gouvernement fédéral à hauteur de 2.2 millions CAD, ce centre est implanté à Devon, à 40 kilomètres au sud-ouest d’Edmonton.

Ces résidus se présentent sous la forme d’un mélange d’eau, de sable, de limon et de bitume. L’eau, contaminée, doit être contenue dans des bassins, elle est ensuite réutilisée par les compagnies pétrolières pendant l’extraction pour limiter leur consommation d’eau douce. En revanche, il apparaît plus difficile de faire revenir la terre à son état naturel. D’après le Dr David SEGO, principal investigateur du projet, le problème du traitement de ces sous-produits se pose depuis 30 ans aux industriels, l’objectif des futures recherches sera alors de permettre de retrouver un paysage sain dès la fin de l’exploitation.

L’extension des installations d’exploitation des sables bitumeux n’a jamais été aussi rapide, elle pourrait permettre dans un avenir proche d’atteindre une production de 2 millions de barils par jour contre 750 000 actuellement. Pour le moment, l’extraction de chaque baril de pétrole produit 3 mètres cubes de résidus. Ainsi, le problème posé par les résidus d’exploitation des sables bitumeux s’aggrave de manière exponentielle à mesure que ces installations s’étendent.

Pour plus d’informations :

Dr. Dave Sego’s U of A webpage :http://www.engineering.ualberta.ca/geotechnical/sego.cfm

The U of A Faculty of Engineering website : http://www.engineering.ualberta.ca/

Natural Resources Canada’s CANMET website :http://www.nrcan.gc.ca/es/etb/cetc/cetc01/htmldocs/home_e.html

Source : University of Alberta news release, October 1st 2004.
SCIENCES DE LA VIE

CALGARY -- The oil sands' thirst for water is far outstripping Alberta's projections, threatening to drain the Athabasca River as the pace of project development accelerates, a prominent environmental group says in a report issued yesterday.

And Alberta Environment Minister Guy Boutilier said the province will start charging for water use, if necessary, to curb consumption in an increasingly parched province.
Environmental groups have long warned of the peril posed by using water to separate bitumen from the oily sands of northern Alberta, but the figures released yesterday by the Pembina Institute for Appropriate Development indicate that the threat is more imminent than previously believed.
In situ projects, which use steam to melt bitumen before it is pumped to the surface, used almost three times as much water in 2004 as originally projected. That part of the industry used 27 million cubic metres in 2004, the equivalent of about 72,000 Olympic-sized swimming pools.

Projections from 2001 had shown the industry reaching that level of water use in 2015, with the level in 2020 not much higher. Now, with massive development projected for the oil sands -- particularly in the relatively water-intensive in situ category -- that total is likely to grow substantially over the next decade, intensifying worries that the flow of the Athabasca River will be compromised.

"I fear we're going to run out of water before we run out of bitumen in northern Alberta," said Mary Griffiths, senior policy analyst at the Pembina Institute.

The environmental group renewed its call for a moratorium on approving any new oil sands projects, and said the industry should start paying for the water it uses.
For the moment, Alberta is leaving the door open for such charges, as it looks at how to curtail its water use sharply in the coming decade. The province has set a preliminary target of a 30-per-cent reduction over the next nine years from the amount of water used province wide in 2005. As part of that strategy, it is contemplating a series of "economic instruments" -- including direct fees for users.

Mr. Boutilier said he hopes to decide by the end of March what, if any, fees will be put in place. And he stressed that no one should expect a do-nothing strategy, given the province's long history of concern over water. "Whisky is for drinking, but water is for fighting over," he said, borrowing a quip from author Mark Twain often used in the century-old water debate in Alberta.

The oil industry, while acknowledging that the concern over water use is growing, says its consumption should not be singled out. Other industries, including agriculture, use significant volumes, as do the growing cities of Alberta. "Yes, we are users of water, but the province is seeing a tremendous economic return from that use," said Pierre Alvarez, president of the Canadian Association of Petroleum Producers. Mr. Alvarez said his industry does not support a moratorium, nor does it back the idea of fees being levied for water use. But reducing water use is part of a "big push" by the oil sands sector as it invests in new, more efficient technologies, he added.

Much of the quest for efficient technology is spurred by the increasing cost of natural gas, which is typically burned to create steam to free bitumen. However, some of the emerging technologies that could displace natural gas would have the environmentally friendly side-effect of reducing water usage.

Ms. Griffiths of the Pembina Institute said she is concerned not only about the volume, but also the type, of water being used by in situ projects. The projections from Alberta Environment contemplated an even split between fresh water (which includes flows drawn from the Athabasca) and naturally occurring saline water, which is too mineral-laden for drinking, irrigation or other non-industrial purposes. In 2004, however, (the most recent year for which statistics are available), more than 60 per cent of consumption was of fresh water.

PATRICK BRETHOUR