Article original de Justin Mikulka, publié le 8 Août 2019 sur le site DeSmog
Traduit par le blog http://versouvaton.blogspot.fr
Il y a plus d’une décennie, la fracturation hydraulique a pris son essor dans les schistes de Bakken, dans le Dakota du Nord et le Montana, mais la ruée vers le pétrole qui a suivi a entraîné des dommages environnementaux majeurs, un transport pétrolier risqué sans réglementation, des problèmes d’autorisation d’oléoducs et l’absence de profits.
Aujourd’hui, après tout cela, le champ pétrolifère de Bakken
semble s’acheminer vers un déclin terminal, avec un public obligé de
payer la facture pour nettoyer le gâchis causé par ce malheureux boom selon l’EIA.
En 2008, le service géologique américain (USGS) a estimé que la région de Bakken détenait entre 3 et 4,3 milliards de barils de « pétrole non découvert et techniquement récupérable« , ce qui a déclenché une ruée vers le pétrole des temps modernes.
Ce pétrole était techniquement récupérable grâce au succès récent du forage horizontal et de la fracturation hydraulique (fracturation) des schistes riches en pétrole et en gaz, qui ont permis de pomper les hydrocarbures piégés dans la roche pour les extraire des réservoirs [dans la roche mère, NdT] jusqu’alors inaccessibles par la technologie du forage pétrolier conventionnelle.
L’industrie a célébré la découverte de pétrole au centre de l’Amérique du Nord mais a réalisé qu’elle posait également un problème. Un grand boom pétrolier nécessite des infrastructures – comme des logements pour les travailleurs, des installations pour traiter le pétrole et le gaz naturel, et des pipelines pour acheminer les produits vers les marchés – et la région de Bakken ne disposait tout simplement pas de telles infrastructures. Le Dakota du Nord est très éloigné de la plupart des raffineries et des ports en eau profonde des États-Unis. Ses schistes contiennent certainement du pétrole et du gaz, mais la région n’était pas prête à traiter ces hydrocarbures une fois extraits du sol.
La plupart des infrastructures de soutien n’ont jamais été construites – ou l’ont été au hasard – ce qui a entraîné des risques pour le public, notamment des déversements industriels, une pollution de l’air et de l’eau, et des trains dangereux transportant du pétrole volatil hors de la zone et à travers leurs communautés. Les initiés de l’industrie ont récemment déclaré que la région de Bakken ayant probablement dépassé le pic de production de pétrole, cette infrastructure ne sera probablement jamais construite.
Pendant ce temps, le gouvernement du Dakota du Nord, favorable au pétrole, n’a pas réussi à réglementer l’industrie alors que l’argent était abondant pendant le boom, laissant l’État dans un désordre financier et environnemental et sans moyen de financer son nettoyage pendant la crise.
La hâte provoque le gaspillage : le boom va plus vite que la réglementation
Après l’annonce par l’USGS de la découverte de pétrole dans le Bakken, l’industrie du pétrole et du gaz a agi rapidement, l’industrie et les régulateurs des États, et fédéraux, ne sachant pas si ce qui constituait essentiellement de nouvelles méthodes d’extraction et de transport de grandes quantités de pétrole nécessitait de nouvelles règles et protections.
La forte augmentation de la production pétrolière de Bakken a rapidement dépassé la capacité des oléoducs existants, ce qui a conduit les producteurs à se tourner vers les camions pour transporter leur pétrole hors des champs. Mais comme l’a rapporté Globe and Mail en 2013, cette solution provisoire ne fonctionnait pas bien : « La frénésie du camionnage rongeait les routes, faisant grimper le taux d’accidents de la route à des niveaux records en exaspérant les habitants locaux ».
L’industrie aurait pu limiter la production jusqu’à la construction de nouveaux pipelines et équipements de traitement, mais elle a préféré se tourner vers le rail comme option alternative de transport. Les prix élevés du pétrole ont motivé les foreurs à extraire le pétrole du sol et à l’acheminer aux clients le plus rapidement possible. Le transport du pétrole par rail était essentiellement non réglementé et ne nécessitait pas les permis, les gros investissements ou les délais requis pour les pipelines, ce qui a conduit au boom du pétrole par rail dans le Bakken.
L’acheminement de grandes quantités de ce pétrole volatil léger sur des trains n’avait jamais été effectué auparavant – mais il n’y avait pas de nouvelle surveillance réglementaire du processus. Sans surveillance adéquate, l’industrie a chargé le pétrole volatil de Bakken dans des wagons-citernes conçus à l’origine pour transporter des produits comme l’huile de maïs. Et ce, malgré l’avertissement du National Transportation Safety Board (NTSB) selon lequel ces wagons-citernes n’étaient pas sûrs pour transporter des liquides inflammables comme le pétrole brut de Bakken.
L’industrie a ignoré ces avertissements. Le 6 juillet 2013 a marqué le premier déraillement majeur d’un train de pétrole venant de Bakken, entraînant une explosion massive, 47 morts et la destruction d’une grande partie du centre-ville de Lac-Mégantic, au Québec. Les « trains explosifs » de Bakken – comme les appelaient les exploitants de trains – ont continué à dérailler, créant d’importants déversements de pétrole et prenant souvent feu et brûlant pendant des jours. Les autorités de réglementation n’ont toujours pas pris en compte les risques connus pour les trains de pétrole aux États-Unis et au Canada.
La fracturation du pétrole a également entraîné la sortie d’importants volumes de gaz naturel des mêmes puits que le pétrole, ce qui a contribué à aggraver les difficultés financières des producteurs de schiste. Cependant, en l’absence d’infrastructure pour traiter ou évacuer ce gaz, l’industrie a choisi de le laisser mélangé au pétrole chargé dans les trains, ce qui le rend plus volatil et dangereux, de le brûler par torchage, ou de libérer ce puissant gaz à effet de serre dans l’atmosphère.
Plus de dix ans après le début du boom de Bakken, le Dakota du Nord brûlait en torchères 23 % du gaz produit par la fracturation – se moquant ainsi de la réglementation de l’État en matière de rejets par torchage. En juillet, le New York Times a détaillé les dégâts environnementaux causés par le torchage dans les champs pétrolifères d’Irak, où ils brûlent environ la moitié du gaz, contre le quart du gaz que le Dakota du Nord a brûlé de cette manière.
Toujours en juillet, des chercheurs de l’Université de Californie, Los Angeles et de l’Université de Californie du Sud ont publié une étude qui a révélé que les femmes enceintes exposées à des niveaux élevés de torchage sur les sites de production de pétrole et de gaz au Texas ont 50 % de chances de plus de voir leur enfant naître prématurément que les mères non exposées au torchage.
Les déchets radioactifs produits lors de la fracturation constituent un autre point aveugle pour l’industrie et les autorités de réglementation. Lorsque l’industrie a finalement reconnu ce problème dans le Dakota du Nord, sa première action a été d’essayer d’assouplir les réglementations pour faciliter le déversement des déchets radioactifs dans les décharges – une pratique qui contamine les communautés dans tout le pays.
En 2016, une étude de l’université de Duke a révélé que « des milliers de déversements d’eaux usées de l’industrie pétrolière et gazière dans le Dakota du Nord ont provoqué une contamination « généralisée » par des matières radioactives… ».
Le boom de la fracturation dans le Dakota du Nord a entraîné des dégâts environnementaux considérables et aggrave la crise climatique, compte tenu de ses niveaux élevés de torchage, des émissions de méthane et, bien sûr, de la production de pétrole et de gaz. Alors que les principaux producteurs de Bakken font faillite et continuent à perdre de l’argent pendant que le champ pétrolifère décline, qui paiera pour nettoyer le gâchis ?
Comme la plupart des États producteurs de pétrole, le Dakota du Nord a eu l’occasion d’exiger des producteurs de pétrole et de gaz qu’ils versent de l’argent sous forme de cautionnement qui serait destiné à nettoyer correctement et fermer les puits de pétrole et de gaz une fois la production terminée. Malheureusement, l’État n’a pas mis en place cette précaution, et maintenant les entreprises en faillite commencent à se retirer de leurs puits.
« Cela commence à devenir incontrôlable, et nous voulons contenir cela », a déclaré l’année dernière Bruce Hicks, directeur adjoint de la division du pétrole et du gaz du Dakota du Nord, à propos des sociétés qui abandonnent leurs puits de pétrole et de gaz.
L’État a récemment décidé d’utiliser 66 millions de dollars de fonds fédéraux destinés à la lutte contre le coronavirus pour commencer à nettoyer les puits que l’industrie pétrolière a abandonnés – des coûts que l’industrie devrait couvrir, selon la loi, mais qui sont maintenant transférés au public.
Le boom dans le Bakken a rapporté beaucoup d’argent à quelques dirigeants du secteur pétrolier et gazier et aux financiers de Wall Street. Mais à mesure que le boom s’estompe, les contribuables et les habitants des environs doivent faire face aux dommages financiers et environnementaux que l’industrie laissera derrière elle.
Les meilleurs jours de Bakken appartiennent au passé
Comme l’a révélé DeSmog, la production de schiste n’a pas été rentable au cours de la dernière décennie, même s’ils ont foré et fracturé la plupart des meilleurs gisements de schiste bitumineux disponibles. Alors que la prolifique région du Permien au Texas et au Nouveau-Mexique possède encore certaines des meilleures superficies de base de « niveau 1 » pour la production de pétrole, ce n’est plus le cas dans le Bakken.
En juin, les analystes de l’industrie pétrolière et gazière de Wood MacKenzie ont souligné cet écart entre la superficie centrale restante du Permien et celle de Bakken. Selon Wood MacKenzie, le quart supérieur du stock de puits de pétrole restant dans le Permien se traduirait par plus de 8 000 nouveaux puits. Pour le Bakken, cependant, les analystes estiment ce chiffre à 333 puits.
Cette différence est la raison pour laquelle John Hess, PDG du grand producteur dans le Bakken, Hess Corporation, a prédit en janvier que la production de Bakken atteindrait bientôt son maximum.
La production de pétrole du Dakota du Nord a chuté en mai d’une quantité record de 350 000 b/j, pour atteindre environ 850 000 b/j.
Plus de 40% des 16 000 puits horizontaux ont été complètement fermés pour le mois (l’utilisation moyenne était de 52%). Les dernières données sont déjà disponibles dans nos services.
North Dakota #oil #production fell in May by the largest amount ever, 350 thousand bo/d, to ~850 thousand bo/d.
Over 40% of the 16,000 horizontal #wells were completely shut-in for the month (the average utilization was 52%). The latest data is already available in our services. pic.twitter.com/e3BnH7Pd5J— ShaleProfile (@ShaleProfile) July 3, 2020
La baisse de la demande de pétrole due à la pandémie a frappé l’ensemble de l’industrie, mais le Bakken était déjà en déclin, les meilleurs puits de production étant une chose du passé bien avant que le nouveau coronavirus n’atteigne les côtes américaines.
En septembre 2019, le Wall Street Journal a publié un article sur les sombres perspectives des puits de pétrole de la société Hess Corporation, notant l’année dernière : « Les puits de cette année ont généré une moyenne d’environ 82 000 barils de pétrole dans leurs cinq premiers mois, soit 12% de moins que les puits qui ont commencé à produire en 2018 et 16% de moins que les puits de 2017. »
Examens juridiques des pipelines susceptibles de causer des arrêts d’exploitation
Même lorsque l’industrie a essayé de construire des infrastructures pétrolières dans le Bakken, la construction et la gestion des pipelines n’a pas toujours bien fonctionné. Les contestations judiciaires concernant deux grands oléoducs de Bakken, l’un ancien, l’autre nouveau, pourraient entraîner leur fermeture prochaine.
L’oléoduc controversé Dakota Access (DAPL) est confronté à une fermeture potentielle après qu’un juge a décidé que le Corps des ingénieurs de l’armée n’avait pas correctement pris en compte les risques de déversement de pétrole et doit maintenant réaliser une étude environnementale complète, ce qui pourrait entraîner une fermeture à long terme de l’oléoduc pendant que le Corps achève l’étude. Energy Transfer, le propriétaire de DAPL, a fait appel de cette décision, et une décision de justice ultérieure a permis au pipeline de rester en service pendant que la bataille juridique sur l’étude d’impact environnemental se poursuit.
Dans le même temps, le pipeline des hautes plaines du Tesoro – en service depuis 1953 – est menacé d’arrêt parce qu’il n’a pas renouvelé un accord avec les propriétaires fonciers des nations Mandan, Hidatsa et Arikara sur la réserve indienne de Fort Berthold, ce qui signifie que le propriétaire du pipeline, Marathon, empiète maintenant sur ces terres.
Ces oléoducs transportent ensemble plus d’un tiers du pétrole de Bakken, et s’ils sont fermés, les producteurs de pétrole de Bakken se tourneront probablement à nouveau vers le rail pour transporter leur pétrole. Cependant, le rail est beaucoup plus cher que les oléoducs et n’est pas économiquement viable dans le contexte actuel de faiblesse des prix du pétrole.
Toutefois, aux niveaux de production actuels, les oléoducs existants – autres que les deux en question – et les contrats ferroviaires à long terme actuels peuvent probablement traiter la majeure partie de la production de pétrole de Bakken, d’autant plus que la région devient moins attrayante pour les investisseurs.
C’est magnifique. Les clients de la DAPL ont déclaré à la Cour que ce serait la fin du monde si le pipeline était fermé. Le message aux investisseurs ? Rien de bien grave.
Stunning. DAPL customers told the Court that it would be the end of the world if the pipeline is shut down. The message to investors? No big deal. https://t.co/D5KUsKZep3
— Jan Hasselman (@JanHasselman) August 5, 2020
Le groupe de conseil en énergie ESAI Energy a récemment publié un nouveau rapport sur les oléoducs américains, dont l’analyste Elisabeth Murphy conclut : « Une issue incertaine pour l’accès au Dakota aura des répercussions pour le Bakken, comme le détournement de capitaux vers d’autres bassins qui ont un meilleur accès aux marchés ».
L’analyse de l’ESAI conclut également que la production de Bakken diminuera d’environ 270 000 barils par jour sur une base annuelle en 2020 et de 65 000 barils supplémentaires par jour en 2021.
Avec une production totale en baisse et de nouveaux puits produisant moins que par le passé, les producteurs de Bakken sont confrontés à des dettes croissantes sans avoir les moyens de les rembourser.
La fin du boom non conventionnel de Bakken
Le pétrole produit par fracturation est appelé « pétrole non conventionnel » en raison des nouvelles technologies utilisées pour l’extraire du schiste. Cependant, il est également non conventionnel à d’autres égards. Premièrement, il n’a jamais été rentable. Une autre est un changement dans le cycle d’expansion et de ralentissement, qui a fait partie de l’industrie pétrolière depuis sa création aux États-Unis dans les années 1850.
Traditionnellement, le cycle d’expansion et d’effondrement de la production de pétrole conventionnel était lié au prix du pétrole. Les prix bas provoquaient des faillites. Cela a été le cas pour l’industrie du pétrole de schiste en 2014, lorsque les prix du pétrole se sont effondrés. Cependant, l’industrie est revenue à une production record après cela.
Mais cette fois, c’est différent. Contrairement aux champs de pétrole conventionnels, la production des champs de schiste diminue beaucoup plus rapidement. Alors que les producteurs de schiste pourraient se replier sur la superficie la plus productive lors de l’effondrement de 2014, la majeure partie de cette superficie a maintenant disparu.
L’industrie du schiste doit essayer de se remettre d’un ralentissement historique au cours duquel même les entreprises qui n’ont pas fait faillite sont accablées de dettes paralysantes. En effet, pendant la plus grande partie de la dernière décennie, les entreprises du secteur du schiste ont emprunté plus d’argent qu’elles n’en ont gagné en produisant du pétrole et du gaz naturel fracturés, à hauteur de centaines de milliards de dollars.
Toutes les preuves suggèrent fortement que le Bakken est un champ pétrolifère en déclin. Sa meilleure prtie a été épuisée et la rentabilité de la surface restante n’est pas au rendez-vous ces jours-ci.
En examinant l’économie de Bakken, le site d’investissement Seeking Alpha a récemment conclu que le « Bakken ne sera plus jamais le même ».
Seeking Alpha ne faisait que commenter l’économie de la production de pétrole dans le Bakken. Cependant, on pourrait dire la même chose de l’eau, de l’air et de la terre dans le Bakken. Les compagnies de schiste ont pollué l’environnement et se retirent maintenant – laissant la facture du nettoyage au public. C’est une approche qui a fait ses preuves pour les industries d’extraction des ressources. Privatiser les profits et socialiser les pertes.
Le PDG de Hess Corporation, John Hess, en sait plus sur l’économie de Bakken que la plupart des gens. En février, Reuters a rapporté que « Hess prévoit d’utiliser le cash-flow de Bakken pour investir dans des investissements offshore à plus long terme ». Un grand producteur de Bakken ne considère apparemment plus la région comme un bon investissement à long terme.
A partir de là, les perspectives ne font qu’empirer pour le Bakken.
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