Les producteurs de pétrole et de gaz aux États-Unis sont tenus par la loi de sceller et de boucher leurs puits une fois qu’ils ont fini de produire. Mais une nouvelle enquête sur les puits le long de la côte du golfe du Mexique indique qu’il y a 14 000 puits qui ne produisent pas, qui ne seront probablement pas remis en service et qui ne sont pas plafonnés.
La mauvaise nouvelle est que le coût estimé de leur plafonnement serait de l’ordre de 30 milliards de dollars. La bonne nouvelle est que, dans la plupart des cas, l’une des principales compagnies pétrolières sera responsable de ces coûts.
Mettez un liège dedans
Le risque fondamental des puits non bouchés est que le matériau ne s’arrête pas nécessairement d’en sortir lorsque l’équipement auquel le puits était connecté est éteint et retiré. Un problème potentiel évident est le suintement continu d’hydrocarbures. Les matériaux légers comme le méthane et les hydrocarbures simples finissent généralement par être digérés par la vie microbienne, qui les convertit en dioxyde de carbone qui se retrouvera généralement dans l’atmosphère. Les molécules plus compliquées seront insolubles et resteront en tant que contamination.
Mais d’autres contaminants peuvent également s’échapper des puits, notamment les saumures salées. Si celles-ci s’échappent du puits, elles peuvent contaminer les réserves d’eau potable et agricole en s’infiltrant dans les sédiments.
En règle générale, cela est géré en remplissant la partie supérieure du trou de forage avec des bouchons de ciment. Une fois cela fait, les parties supérieures de la tuyauterie sont coupées et le site est abandonné. Généralement, ce processus est mandaté par la loi. Les terres et les eaux fédérales sont régies par des règles qui font expirer le bail d’un site un an après l’arrêt de la production; l’exploitant dispose alors d’une année supplémentaire pour colmater le puits. Les lois des États diffèrent dans les détails mais adhèrent généralement au même principe : une fois que les puits passent une période sans produire, leurs propriétaires disposent d’un temps limité pour les couvrir.
Le risque de ces systèmes vient de la possibilité qu’une entreprise puisse éviter les coûts de plafonnement en transférant la propriété des puits à une entreprise qui déclare alors faillite. Mais ce n’est pas vraiment une option pour les baux fédéraux où, si le propriétaire d’un puits fait faillite, la responsabilité est répartie entre tous les propriétaires précédents.
En profondeur
Alors, combien de puits restent non bouchés ? Pour le savoir, une équipe de chercheurs s’est concentrée sur les producteurs de pétrole et de gaz le long de la côte du golfe du Mexique (c’est-à-dire les États de l’Alabama, de la Louisiane, du Mississippi et du Texas). En utilisant un mélange de sources d’entreprises privées et de données gouvernementales, ils ont identifié l’historique de production des puits offshore, ainsi que ceux des zones côtières telles que les marais et les plans d’eau peu profonds.
Ils ont identifié plus de 82 000 puits individuels, dont seulement 6 500 sont en production active. La majorité (64 000) est déjà plafonnée et retraitée. Mais il y a encore plus de 14 000 puits qui ne produisent pas actuellement et qui n’ont pas de plafond permanent en place. (Environ 3 500 d’entre eux ont un plafond temporaire.) Bien que certains de ces puits puissent être relancés en raison de changements dans la technologie ou les prix des combustibles fossiles, c’est assez rare. Sur la base de données provenant de puits dans les eaux fédérales, les chercheurs ont découvert que moins de 4 % des puits inactifs depuis cinq ans reviennent à la production.
La complexité du colmatage d’un puits augmente considérablement avec la profondeur de l’eau dans laquelle il se trouve. La bonne nouvelle ici est que la plupart des puits (85 % d’entre eux) se trouvent dans des eaux peu profondes. Pour ces puits, le coût moyen est d’environ 660 000 $ pour chaque pied d’eau dans lequel ils se trouvent, la responsabilité totale étant de 7,6 milliards de dollars.
Bien qu’ils soient minoritaires, cependant, les puits en eau profonde sont là où les coûts s’accumulent. Ici, le coût moyen du déclassement et du bouchage est supérieur à 1 million de dollars par pied d’eau, de sorte que les quelque 1 600 puits en eau profonde prêts à être bouchés nécessiteraient environ 35 milliards de dollars pour être déclassés. Limiter les choses aux seuls puits qui sont actuellement inactifs entraîne un coût total d’environ 30 milliards de dollars.
Bien sûr, s’il s’agit de puits orphelins dont la responsabilité appartient à une entreprise disparue depuis longtemps, il pourrait être difficile de les obturer. Mais, compte tenu des règles fédérales en matière de responsabilité, les choses ne vont pas si mal. Les chercheurs disent que 87 % des puits offshore appartenaient à l’une des principales compagnies pétrolières (comme Exxon et Chevron) ; Exxon aurait pu payer pour le plafonnement de chaque puits inactif l’année dernière et avait tout de même réalisé un bénéfice de plus de 80 milliards de dollars.
Cela, cependant, soulève une question très évidente : si les puits doivent légalement être bouchés et que les entreprises peuvent facilement se permettre de les boucher, pourquoi ne le sont-elles pas ? Une explication est que, même si les supermajors pourraient éventuellement se retrouver sur le crochet en raison de la propriété passée, ils ne sont pas les propriétaires actuels, et ces propriétaires actuels peuvent ne pas être aussi bien placés financièrement pour payer le démantèlement. Une autre possibilité est que contraindre quiconque à suivre ces règles nécessite que le gouvernement fédéral les applique, et sa volonté de le faire change probablement en fonction de l’administration qui gère les choses.
Nature Energy, 2023. DOI : 10.1038/s41560-023-01248-1 (À propos des DOI).