Sable bitumineux

Ces formations à faible profondeur (parfois quasiment à l'affleurement) contiennent de 80 à 85 % de matières minérales (silice et argile), de 7 à 12 % de bitume naturel et 3 à 5 % d'eau. Ce bitume n'est pas à proprement parler du pétrole, car il est au moins cent fois plus visqueux et nettement plus dense[1].

Le pétrole conventionnel est constitué de composés légers, tels que le gaz, l’essence, et le kérosène ; il contient également des composés lourds, tels que les huiles de graissage, les fiouls lourds et le bitume. Ces composés possèdent de 3 à 300 atomes de carbone et des points d’ébullition allant de -40 à 525 ℃. Le bitume quant à lui est constitué de la fraction lourde du pétrole et ressemble quelque peu au fioul résiduel issu de la distillation du brut conventionnel : il ne contient quasiment pas d'alcanes courts mais beaucoup d'hydrocarbures complexes, polycycliques par exemple. Il est généralement riche en soufre, en résines, en asphaltènes et en métaux lourds. On considère les pétroles dont la densité API est inférieure à 15° API comme étant des bitumes.

L'origine du bitume est incertaine. Il est beaucoup trop visqueux pour avoir migré dans son état actuel. On pense donc qu'il s'agissait, à l'origine, de pétrole conventionnel qui, après avoir migré dans des réservoirs trop peu profonds pour l'isoler du monde extérieur, a été dégradé, perdant ainsi ses composés les plus légers par biodégradation microbienne, par évaporation, et par « lavage » à l'eau. Cette explication ne fait cependant pas l'unanimité.

Sables bitumineux de l'Alberta

Les réserves sont fortement concentrées dans deux provinces géologiques.

C’est au nord de l’Alberta que les principaux gisements de sables bitumineux se trouvent. À l’ouest, dans la région partiellement francophone de Rivière-la-Paix (Peace River), au sud, Cold Lake et au nord, près de la rivière Athabasca, plus précisément à Fort McMurray. Près de 20 entreprises sont situées en Alberta, dont les deux plus importantes : Syncrude et Suncor. De plus, pour comparer à égalité ce bitume avec des réserves de pétrole conventionnel, il faut déduire l'énergie nécessaire à son extraction et sa transformation.

Les réserves de pétrole de l’Athabasca représentent plus de 1 700 milliards de barils[2]. Les réserves prouvées, c'est-à-dire qui peuvent être exploitées par la technologie et les conditions économiques actuelles, représentent 174 milliards de barils, mais 315 milliards seraient à terme récupérables[2]^,[3]. Le sable contient en moyenne 11,5 % de bitume. Il faut donc exploiter une quantité gigantesque de sables bitumineux, afin d’obtenir une quantité élevée de bitume. En effet, la récupération de deux tonnes de sables bitumineux permet d’obtenir un seul baril de bitume.

En 2012, la production de bitume brut à partir des sables bitumineux a été de 1,9 million de barils par jour[4], soit 305 000 m³/j, pour un total annuel de 704 millions de barils, soit 112 millions de m³ pour l'année[4].

Au Venezuela, la « ceinture » de l'Orénoque, probablement la plus grande accumulation contiguë d'hydrocarbures au monde, contient à peu près le même volume. Aussi dense mais plus liquide que le bitume des gisements canadiens, il est souvent classé comme brut extra-lourd et non comme sables bitumineux.

Les réserves existant ailleurs dans le monde sont beaucoup plus petites. Il existe un vaste gisement en Sibérie orientale, dans la région de l'Olenek, mais pratiquement aucune information n'est disponible à son sujet. Il se situe sur la côte arctique, le climat extrême et l'isolement expliquent que son exploitation ne soit pas envisagée pour le moment. La Russie possède d'autres dépôts de sables bitumineux dans la région Volga-Oural (Tatarstan et régions voisines), moins vastes que ceux de l'Olenek mais moins difficile d'accès.

Des réserves de petite taille existent dans au moins une cinquantaine de pays.

En mai 2008, la compagnie pétrolière italienne Eni a annoncé un projet de développement d'un petit gisement de sables bitumineux en République démocratique du Congo. La production devrait débuter en 2014 et devrait produire au total 40 000 barils/jour (équivalent à 6 400 m³/jour)[5].

Dès 1742, dans la région pétrolifère de Pechelbronn en Alsace, des tarières étaient destinées à localiser les filons de sable bitumineux. L'huile était séparée du sable par lessivage à l'eau bouillante, puis distillée pour obtenir des produits pharmaceutiques, de l'huile pour lampe, de la graisse et de la poix[6]. C’est en 1778 que Peter Pond a localisé les premières sources de bitume dans la région d’Athabasca, mais c’est Robert Fitzsimmons, un entrepreneur, qui est le premier à avoir séparé le bitume du sable et qui l’a utilisé pour recouvrir les routes et les toitures. Si les Autochtones du Canada ont depuis des siècles utilisé ce bitume pour calfater des embarcations, les sables bitumineux n'ont vraiment attiré l'attention de l'industrie pétrolière qu'après les chocs pétroliers.

Trois étapes sont importantes pour obtenir le bitume. La première étape consiste en l’exploitation des sables bitumineux. Cette étape peut se faire soit par extraction minière, soit par extraction in situ. La seconde étape consiste en l’extraction du bitume des sables bitumineux, qui se fait surtout par le procédé à l’eau chaude. Puisque le bitume n’est pas du pétrole conventionnel, il faut donc le transformer. La troisième étape est donc la transformation du bitume, qui se fait de différentes façons.

Un réseau de pipelines récupère le bitume brut et le syncrude des gisements de sables bitumineux du nord de l'Alberta (principalement Athabasca, Cold Lake et Peace River) et le redirige en deux points principaux: Edmonton (Alberta) et Hardisty (Alberta). En 2012, la capacité des lignes d'alimentation en direction sud était de plus de 300 000 m³ / jour (2 millions de barils par jour) et une capacité accrue était ajoutée. La construction de nouveaux pipelines ne nécessite que l'approbation de l'Alberta Energy Regulator, un organisme qui s'occupe entièrement de ces questions en Alberta[9].

Le lundi 21 novembre 2017, l’État du Nebraska a donné son feu vert pour la construction d’un tronçon crucial du pipeline Keystone XL, qui doit permettre d’exporter chaque jour 830 000 barils de pétrole, issus des sables bitumineux, vers le sud des États-Unis[10], et ce malgré le fait que la compagnie TransCanada, l’opérateur de l’oléoduc, se soit retrouvée sous le feu des projecteurs pour une fuite de pétrole massive de près de 800 000 litres dans le Dakota du Sud quatre jours avant[11].

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 avant 2012, ses émissions de GES de 6 % par rapport à l'année de référence (1990). Au lieu de la diminution des GES, une augmentation de 145 mégatonnes des émissions de GES sera observée, dont le quart proviendrait de l’exploitation des sables bitumineux. En 2002, ses émissions étaient supérieures de 24 % à l'année de référence.

En mars 2009, un reportage de 24 pages du National Geographic dénonce la pollution liée à l'exploitation des sables bitumineux en Alberta[15].

En 2011, le 12 décembre le Canada est devenu le premier État à décider de se retirer du protocole de Kyoto[16].

En 2017 la banque néerlandaise ING a annoncé au mois de juin refuser de financer les projets de pipelines de pétrole des sables bitumineux canadiens ; en raison de préoccupations concernant l'impact de ces projets sur le climat et sur les droits des Premières Nations[17]^,[18]. Une autre grande banque privée (BNP Paribas) a décidé de ne plus financer les projets du secteur, ni même ses entreprises[18]. Mais début novembre, juste avant la COP 23 de Bonn, une douzaine d'ONG dénoncent le fait que de 2014 à fin septembre 2017 trente-trois autres banques ont accordé « plus de 115 milliards de dollars de financement » à des entreprises actives dans la production et le transport de sables bitumineux, alors que le secteur bancaire avait exprimé un an plus tôt son soutien à l'accord de Paris (visant à limiter à 2 °C la hausse de la température mondiale)[18]. Quatre banques canadiennes (TD, RBS, CIBC, Bank of Montreal) sont particulièrement visées, mais d’autres banques américaines et britanniques sont en cause également[18]. Parmi ces 33 banques cinq seulement ont diminué une partie de leurs aides, trois ont formellement pris des engagements[18].

En juin 2017, l'organisme canadien Environmental Defence et le Natural Resources Defense Council, établi aux États-Unis, dépose une plainte, accusant le Canada de ne pas appliquer la Loi sur les pêches en laissant des contaminants des bassins de décantation fuir dans l'eau sans obliger les entreprises responsables à résoudre le problème. Le gouvernement Canadien présente sa réponse en novembre 2017 : il reconnaît le manque de preuves scientifiques pour déterminer si des bassins de résidus des sables bitumineux ont coulé dans des cours d'eau albertains et causé du tort à des poissons, mais il dit continuer de travailler sur des méthodes pour déterminer si des produits chimiques découverts dans des eaux souterraines sont d'origine naturelle ou industrielle[19].

En novembre 2017, deux tribus autochtones, la Première Nation de Fort McKay et la Première Nation crie de Mikisew, ont finalisé l'achat de 49 % d'un nouveau parc de stockage des sables bitumineux de la société pétrolière Suncor, au nord de Fort McMurray, pour un contrat d'un montant de 500 millions de dollars. Cette entente est qualifiée de plus grand partenariat entre un peuple autochtone et une entreprise au Canada[20].

Le 12 décembre 2017, la compagnie d'assurance Axa annonce la poursuite de sa sortie de projets polluants et prend l'engagement de ne plus assurer aucune entreprise d'extraction de sables bitumineux et de pipelines associés[21].

Le mardi 19 décembre 2017, une semaine après avoir annoncé l’arrêt de ses soutiens directs aux projets de sables bitumineux[22], le Crédit Agricole a renouvelé deux lignes de financement indirect pour un montant de 1,5 milliard d’euros, à TransCanada, l’entreprise qui prévoit la construction du pipeline de sables bitumineux Keystone XL[23].

Les sols sont affectés après le procédé d’extraction des bitumes des sables par les eaux usées qui sont rejetées après avoir été utilisées. Ces eaux sont, pour la plupart, nettoyées mais celles qui ne peuvent pas l’être sont gardées dans des réservoirs pour être réutilisées dans le procédé d’extraction ou elles sont utilisées pour la réhabilitation du territoire. Ce dernier est le principe par lequel on pousse les sables délestés de leurs bitumes pour remplir les trous d’excavation faits par la machinerie. Le but est de recréer le territoire dévasté après les extractions. Cependant cette eau usée est extrêmement toxique, elle contient toute sorte de produits tels des métaux traces et des solvants du méthane, benzène, xylène et d’autres hydrocarbures, c’est une sorte de bouillie de produits dangereux. On peut comprendre que la qualité de ces nouveaux terrains créés laisse à désirer lorsque l’on sait ce qu’ils contiennent.

Avec le temps il y aura accumulation de ces déchets dans ces sols particuliers, on ne connaît pas aujourd'hui leur concentration réelle ni le rythme auquel ils s’entassent, parce qu’il n’y a aucune analyse indépendante qui a été faite. De plus, aucun suivi géologique n’est prévu, même si la toxicité va en augmentant. Le risque est que la pollution fasse un jour partie des sédiments et des écosystèmes pour ensuite s’installer dans la nappe phréatique parce que plusieurs agents nocifs ne se dégradent pas facilement dans la nature.

Pour l’aspect analytique du sol, dans le cas où l’on voudrait connaître le degré de toxicité de celui-ci en hydrocarbures, on procède d’abord avec un échantillonnage. Les résultats voulus seront directement influencés par la qualité de l’échantillon pris. Les caractéristiques du sol changent beaucoup d’un endroit à l’autre même si le terrain à analyser est petit. De même, il ne faut pas négliger la profondeur où l’on va chercher, il faut en plus prendre en considération la porosité et le type de sol. On peut remédier à tous ces facteurs en prenant différents échantillons en des endroits variés et en les mélangeant tous ensemble. Le résultat obtenu sera une sorte de moyenne.

Dans la prise d’échantillons, on peut utiliser un détecteur de vapeurs organiques (DVO) qui servirait à mieux localiser sur le terrain les zones contaminées. Parce que ces détecteurs ne peuvent donner des mesures quantitatives, les analyses en laboratoire restent quand même nécessaires. Il y a aussi une procédure à suivre en ce qui concerne les matériaux et techniques utilisés pour la prise de sol. Il est conseillé de porter des gants propres et de les changer après chaque prise ; pour le matériel, il devrait être en acier inoxydable ou en téflon.

Pour s’assurer que les résultats obtenus sont valables et représentatifs, un programme de contrôle ainsi que d’assurance de qualité doit être mis en forme. La définition d’Environnement Canada dit : « le contrôle de la qualité est l'ensemble des procédures utilisées pour mesurer et, si besoin est, de corriger la qualité des données. L'assurance de la qualité est l'ensemble de procédures utilisées pour fournir une assurance documentaire de l'application correcte du contrôle et de la qualité des données qui en découlent. » Pour pouvoir obtenir ce contrôle, des étapes doivent être suivies. Parmi celles-ci la plus importante est d’élaborer un protocole, une description détaillée de tout ce qui doit être fait. Le protocole doit contenir, entre autres, les méthodes de collecte, les lieux, le nombre d’échantillonnages à recueillir, les instructions de conservation, le plan de transport, etc.

Un échantillon doit être aussi pris pour connaître le degré normal de produit chimique dans un sol propre afin de permettre une comparaison. Il faudra alors effectuer la prise d’un site de contrôle. Ce dernier doit avoir les mêmes aspects pédologiques que le site contaminé. Il doit aussi être à proximité et au même niveau en hauteur que l’endroit corrompu.

Pour la quantification des polluants tels que le benzène et l’éthylbenzène m-xylène, on utilisera la chromatographie gazeuse suivie du détecteur par photoionisation.

Cette technique est parmi les plus simples en analytique, qui a montré son efficacité à travers les années dans le domaine.

Avant d’être mis en analyse dans le chromatographe, l’échantillon devra subir la purge et trappe. « Purge and trap » est une méthode qui sert à récupérer 100 % des analytes pris dans un échantillon (ex. le sol) pour ensuite les introduire sous forme volatile dans l’appareil à CG.

En 2017, l'Alberta a commencé à surveiller les émissions des sables bitumineux depuis le ciel, via l'agence d’évaluation environnementale de la province, qui utilise de l’équipement de détection aérienne pour mesurer les gaz à effets de serre comme le méthane, le dioxyde de carbone et l’éthane, ainsi que d’autres produits chimiques des gisements de sables bitumineux au nord de Fort McMurray. À terme, le programme sera élargi pour couvrir le pétrole lourd et les activités de sables bitumineux dans les régions de Cold Lake et de la rivière de la Paix. Les avions permettront aux scientifiques de distinguer ce qui vient des mines en exploitation, des bassins de résidus et des niveaux de pollution naturels, pour ainsi de permettre de savoir où les efforts doivent être effectués[24].

Les sables bitumineux de l'Athabasca ont commencé à être exploités de façon industrielle en 1967, avec l'usine des Great Canadian Oil Sands (maintenant Suncor) installée dans une zone où les sables bitumineux sont très près de la surface.

L'exploitation s'est accélérée à partir de 2002. En 2012, la production de bitume brut à partir des sables bitumineux a été de 1,9 million de barils par jour[4], soit 305 000 m³, pour un total annuel de 704 millions de barils, soit 112 millions de m³ pour l'année[4]. On prévoit que la production doublera en 2022, pour atteindre 3 800 000 bbl/j, soit 221 millions de mètres cubes par an.