Les opérateurs pétroliers et gaziers ont considérablement augmenté leur dépendance à l’eau de haute qualité pour la fracturation, même s’ils ont produit suffisamment d’eaux usées pour alimenter les opérations.
Au milieu de la sécheresse la plus longue depuis plus de mille ans, les sociétés énergétiques du Colorado ont détourné des volumes croissants des ressources en eau douce de l’État pour la fracturation hydraulique, selon une nouvelle analyse.
Les opérateurs du Colorado ont doublé leur utilisation d’eau de haute qualité pour préparer les puits à la fracturation au cours des 10 dernières années, avec des rendements décroissants sur la production de pétrole, a rapporté le groupe à but non lucratif FracTracker Alliance plus tôt ce mois-ci. Les volumes moyens d’eau utilisés par puits ont quadruplé au cours de cette période, selon l’analyse.
Les normes du Colorado régissant les sources d’eau auxquelles les entreprises énergétiques peuvent accéder pour la fracturation hydraulique et la manière dont elles éliminent les eaux usées ne sont pas durables et « incroyablement gaspilleuses », a conclu Kyle Ferrar, coordinateur du programme occidental de FracTracker, dans le rapport.
La fracturation, abréviation de fracturation hydraulique, injecte de l’eau, du sable et des produits chimiques de toxicité variable sous haute pression pour briser la roche et préparer des puits pour extraire le pétrole et le gaz piégés dans les formations rocheuses. L’achèvement des puits peut s’avérer gourmand en eau et en énergie, car les opérateurs étendent la longueur des puits horizontaux pour atteindre les combustibles fossiles séquestrés. Il peut également produire des quantités massives d’eaux usées, appelées eau produite.
Le Colorado fournit un « exemple particulièrement frappant » d’un État où les demandes d’eau douce pour l’extraction de pétrole et de gaz ont considérablement augmenté, a noté Ferrar dans le rapport, alors même que les taux de nouvelles opérations de forage et de fracturation ont ralenti.
Ferrar a constaté que la consommation d’eau douce des opérateurs de fracturation est passée d’environ 5 milliards de gallons en 2013 à plus de 10 milliards de gallons l’année dernière et est passée d’une moyenne de 2,7 millions de gallons par puits individuel à 10,9 millions de gallons au cours de la même période. L’injection de plus en plus d’eau dans les puits n’a guère contribué à stimuler la production de pétrole.
Mais plus important encore, a déclaré Ferrar, les données montrent que les opérateurs du Colorado ont généré suffisamment d’eaux usées pour alimenter les opérations de fracturation sans avoir à puiser dans les précieuses ressources en eau douce de l’État.
Ferrar a analysé la consommation d’eau de l’État après que les démocrates de la Chambre des représentants du Colorado ont présenté en mars un projet de loi visant à limiter la consommation d’eau douce dans les opérations pétrolières et gazières. Le projet de loi, HB 23-1242, obligerait les opérateurs à réduire leur consommation d’eau douce et à utiliser à la place de l’eau recyclée de leurs champs pétrolifères. Cela obligerait également les opérateurs à déclarer les kilomètres parcourus par les camions pour transporter de l’eau pour les opérations pétrolières et gazières.
« Alors que nous continuons à lutter contre les pires conditions de sécheresse de notre vie, il est vital pour nous d’utiliser toutes les méthodes à notre disposition pour préserver notre eau », a déclaré le coparrain du projet de loi, le représentant Andrew Boesenecker (D-Fort Collins), après son adoption. la Chambre en avril.
Les régulateurs pétroliers et gaziers du Colorado estiment que les eaux de surface et les eaux souterraines représentent 84 % de l’utilisation de l’eau par l’industrie pétrolière.
Pour avoir une idée de la consommation globale d’eau, Ferrar a obtenu des données de FracFocus, un registre national de fracturation hydraulique, et de la Colorado Oil and Gas Conservation Commission, ou COGCC, qui réglemente l’industrie. Il a tracé la consommation d’eau des opérateurs par rapport à la quantité d’eaux usées et de pétrole qu’ils ont produites entre 2013 et 2022.
Les volumes d’eau à l’échelle de l’État utilisés pour la fracturation ont triplé en 2018, a-t-il constaté, puis ont chuté deux ans plus tard, probablement en raison de la baisse du marché liée à Covid, avant de remonter. Le pic spectaculaire de 2018 n’a pas entraîné d’augmentation de la production de pétrole, une tendance qui s’est poursuivie l’année dernière. Les volumes d’eau produite ont dépassé les demandes d’exploitation pendant toutes les années sauf une.
« Ces sociétés pétrolières et gazières utilisent des volumes d’eau totalement inutiles pour la fracturation hydraulique », a déclaré Ferrar. Dans le processus, a-t-il ajouté, ils génèrent suffisamment d’eau produite pour satisfaire leurs besoins en eau de fracturation.
Toutes ces eaux usées peuvent être traitées pour éliminer les contaminants qui interfèrent avec les opérations de fracturation, puis recyclées, a-t-il dit, au lieu de détourner l’eau qui pourrait autrement approvisionner l’agriculture et les municipalités.
Il y a cependant une complication majeure. La région qui consomme le plus d’eau de haute qualité – le Front Range, qui comprend le district de Boesenecker – n’a pas le type d’infrastructure nécessaire pour capter, traiter et transporter les eaux usées, que les opérateurs d’autres parties de l’État ont construites il y a des années.
Se démener pour trouver une solution
La quantité d’eau que les opérateurs pétroliers et gaziers du Colorado utilisent et recyclent varie selon le bassin. Cela reflète généralement la quantité d’eau présente dans un réservoir de pétrole et si les opérateurs ont construit l’infrastructure nécessaire au fil des ans pour réutiliser et recycler les eaux usées.
Le bassin de Piceance, dans le nord-ouest du Colorado, a tendance à contenir de grands volumes d’eau dans les formations géologiques ciblées pour l’extraction de gaz, a déclaré John Messner, commissaire du COGCC. Avec autant d’eau sortant des puits, a expliqué Messner, les entreprises ont dû développer l’infrastructure pour réutiliser cette eau dès le début.
Désormais, il est en fait plus rentable pour les opérateurs de Piceance de recycler leur eau produite que de s’en débarrasser, a déclaré Messner.
Le bassin de Denver-Julesburg, ou DJ Basin, est une autre histoire. Les formations n’ont généralement pas beaucoup d’eau dans les roches, et la majeure partie de l’eau qui retourne à la surface a été injectée dans des puits de fracturation, a déclaré Messner. De plus, les opérateurs de la région n’ont jamais construit d’infrastructures pour recycler leurs eaux usées.
C’est un problème car la majeure partie de la production récente de pétrole brut du Colorado provient de la formation de Niobrara dans le bassin DJ, qui longe le bord est des montagnes Rocheuses le long du Front Range. Ici, la région à la croissance la plus rapide et la plus peuplée du Colorado se heurte au centre de sa production pétrolière, le comté de Weld. Environ 9 barils de pétrole brut du Colorado sur 10 proviennent de Weld, selon la US Energy Information Administration.
Le comté de Weld représente également environ 90 % de l’eau consommée par les opérations de fracturation hydraulique, a découvert Ferrar. Les opérateurs de soudage ont utilisé la même quantité d’eau l’année dernière que le district d’eau de Greeley, le siège du comté, envoyé à ses plus de 100 000 habitants.
Bien que les villes et les fermes utilisent beaucoup plus d’eau que les opérateurs de fracturation hydraulique, la majeure partie de cette eau peut être traitée et renvoyée dans le cycle hydrologique en l’utilisant pour reconstituer les eaux de surface. Une fois l’eau détournée pour la fracturation hydraulique, les eaux usées qui retournent à la surface sont trop contaminées par des produits pétrochimiques, des sels, des additifs et d’autres substances toxiques pour être rejetées dans l’environnement.
Mais la gestion d’énormes volumes d’eaux usées s’est avérée difficile. L’industrie pétrolière et gazière du Colorado a connu une augmentation spectaculaire des déversements d’eau produite l’année dernière, a rapporté le Center for Western Priorities, un groupe environnemental. Et les responsables fédéraux ont conclu il y a quelques années un règlement d’un million de dollars avec Noble Energy, basée à Houston, et sa filiale, Noble Midstream, concernant des violations présumées de la Clean Water Act associées à des rejets et déversements de pétrole et d’eau produite dans leurs installations du comté de Weld.
La plupart des eaux usées de fracturation finissent par être injectées profondément sous terre dans des puits d’évacuation, perdues dans le cycle de l’eau. Les puits d’élimination par injection qui fuient sont une source majeure d’émissions nocives, y compris le méthane super-polluant climatique et les contaminants atmosphériques liés au cancer et à d’autres maladies, ainsi que des précurseurs de l’ozone troposphérique nocif pour les poumons.
La lutte contre le faible taux de recyclage sur le Front Range a été l’une des raisons pour lesquelles Messner s’est associé à la Colorado School of Mines l’année dernière pour lancer le Colorado Produced Water Consortium, similaire à ceux du Texas et du Nouveau-Mexique. Le consortium, un groupe diversifié de parties prenantes de l’industrie, du gouvernement, du milieu universitaire, des groupes environnementaux et au-delà, a travaillé pour identifier les défis liés à la réutilisation de l’eau produite à l’intérieur du champ pétrolifère tout en explorant le potentiel d’utilisations «bénéfiques» en dehors des opérations pétrolières, y compris le contrôle de la poussière et l’irrigation.
Il y a de nombreuses questions associées à la réutilisation de l’eau produite en dehors du champ pétrolifère, a déclaré Messner, comme comprendre « quels sont réellement les constituants de cette eau avant de la pulvériser sur les tomates ».
Les régulateurs californiens, en revanche, ont assuré aux consommateurs que les cultures cultivées avec de l’eau produite ne présentaient aucun risque élevé pour la sécurité, une affirmation présentée par Pacte Climat n’était pas étayée par des preuves.
Lorsque Messner a appris que les législateurs voulaient gérer ce flux de déchets croissant, son agence a fini par aider à fabriquer le HB 23-1241. « Nous pensons en fait qu’encourager la réutilisation et le recyclage de l’eau produite, et réduire la quantité d’eau douce dans les activités pétrolières et gazières, est une chose importante », a-t-il déclaré.
Pourtant, les obstacles sont élevés. Les opérateurs de Front Range ont investi dans des pipelines pour transporter l’eau douce à travers la région, et non pour recycler leurs eaux usées. Par exemple, Noble Energy a augmenté son investissement dans les pipelines et les installations de transmission « intermédiaires » pour fournir de l’eau douce dans le bassin de DJ en 2017. L’utilisation d’eau pour la fracturation a atteint 15 milliards de gallons l’année suivante, selon Ferrar, avec Weld représentant 80% de cela. volume de l’année.
« Avec le développement de cette activité intermédiaire, vous voyez que la consommation d’eau de tout le monde augmente, car ils ont un accès plus direct à l’eau », a déclaré Ferrar.
Plusieurs opérateurs individuels, dont Noble Energy, ont utilisé plus de 27 millions de gallons d’eau douce pour fracturer des puits uniques en 2021, lorsque les réservoirs du bassin du fleuve Colorado et de la Californie ont atteint des niveaux record.
Chevron a acquis Noble en 2020, dans le cadre d’un accord de plusieurs milliards de dollars. La porte-parole de Chevron, Deena McMullen, a déclaré que la société avait mené une première étude pilote sur le recyclage de l’eau produite dans le Colorado à la fin de 2021 et avait fini par construire une installation de recyclage. Les analystes de Chevron s’attendent à ce que le recyclage entraîne une réduction d’environ 12 % du volume d’utilisation d’eau douce au cours de la durée de vie de l’installation.
C’est un début. Mais les critiques disent qu’il est urgent de conserver des ressources en eau de haute qualité dans une région qui fait encore face aux deux décennies les plus sèches en 1 200 ans.
La sécheresse punitive, intensifiée par le changement climatique, a mis à rude épreuve le fleuve Colorado, qui fournit de l’eau potable à 40 millions de personnes dans sept États, et a alimenté les plus grands incendies de forêt de l’histoire du Colorado.
Le manque d’infrastructures pour déplacer l’eau produite reste l’un des plus grands obstacles à la réduction de la dépendance à l’eau de haute qualité, en particulier dans le bassin de DJ, a déclaré Messner. Sans cette infrastructure, il faudrait compter sur les camions, a-t-il dit. « Les émissions associées à cela seraient astronomiques. »
Une attention particulière au stockage approprié est également essentielle, a déclaré Messner, car les eaux usées elles-mêmes libèrent des émissions dangereuses.
Ferrar a récemment visité des installations d’élimination des injections sur le Front Range armés d’un équipement d’imagerie spécialisé pour documenter les émissions s’échappant des sites. Lui et ses collègues ont détecté des émissions incontrôlées sur la moitié de la douzaine de sites qu’ils ont visités.
L’année dernière, Front Range a obtenu une violation «grave» de la qualité de l’air de la part de l’Environmental Protection Agency pour ne pas avoir respecté les normes fédérales en matière d’ozone. Les opérations pétrolières et gazières sont une source majeure d’ozone, selon des recherches.
Pour Messner, l’ampleur de la tâche ne diminue en rien son urgence. « C’est pourquoi nous avons lancé le processus il y a 12 mois pour trouver des moyens d’augmenter la quantité de réutilisation et de recyclage dans les activités pétrolières et gazières et de réduire la quantité d’eau douce utilisée dans certains bassins. »
Le défi consistera à déterminer comment poursuivre des objectifs de recyclage agressifs dans des bassins dépourvus d’infrastructures sans causer encore plus de dommages à l’environnement. Et cela signifie mettre en place l’infrastructure appropriée. « Si nous disions arbitrairement demain, ‘Opérateurs, vous devez réutiliser et recycler 90% de votre eau produite pour toutes les nouvelles activités pétrolières et gazières' », a déclaré Messner, « les impacts environnementaux négatifs associés à cela dépasseraient de loin les avantages de recyclage. »
