CALGARY, ALBERTA--(Marketwire - 5 déc. 2012) - Le rapport d'étape de l'industrie canadienne du pétrole et du gaz pour 2012, intitulé Énergie canadienne responsable (ÉCR), a été publié aujourd'hui par l'Association canadienne des producteurs pétroliers (ACPP).
« Chaque jour, l'industrie canadienne du pétrole et du gaz naturel achemine de l'énergie vers les Canadiens et le reste du monde de façon responsable, a déclaré Dave Collyer, président de l'ACPP. Ce rapport nous donne l'occasion de démontrer les progrès réalisés dans des domaines clés liés à notre performance, de parler avec honnêteté des défis que nous devons relever et de promouvoir une approche de l'amélioration du rendement axée sur la collaboration. »
Le rapport contient des renseignements sur la performance de l'industrie en 2011 et des analyses étayées par des données provenant des membres de l'ACPP, qui portent sur les gens, l'air, l'eau et les sols dans l'Ouest canadien, la région des sables bitumineux et la région extracôtière du Canada atlantique.
Voici les principaux indicateurs de performance pour 2011 :
- La performance de l'industrie au chapitre de la sécurité s'est améliorée, comme en témoignent le nombre de décès et la fréquence des blessures chez les employés.
- Les émissions absolues de GES sont demeurées relativement stables en 2011, tandis que la production augmentait légèrement.
- La réduction des émissions absolues d'oxydes d'azote (NOx) et de dioxyde de soufre (SO2), amorcée il y a plusieurs années, s'est poursuivie en 2011.
- L'utilisation d'eau douce par baril de production continue à diminuer à l'échelle de l'industrie.
- La surface de l'empreinte totale des activités de l'industrie augmente en même temps que l'industrie prend de l'expansion, même si des technologies comme le forage horizontal permettent d'atténuer les impacts.
Le Groupe consultatif d'ÉCR mis sur pied par l'ACPP, composé d'experts indépendants de la sécurité, de l'environnement, des questions sociales et de l'industrie, a examiné le rapport. Il a observé des améliorations au chapitre de la performance et de la production de rapports, mais également invité l'ACPP à poursuivre ses efforts en vue de recueillir des données plus fiables et des éléments de comparaison de la performance plus efficaces.
Faits saillants en matière de performance :
Les gens
Les entreprises membres de l'ACPP ont signalé cinq décès en 2011, contre sept en 2010. Le taux de blessures a baissé, puisque la fréquence totale des blessures consignées (FTBC) est passée de 1,15 en 2007 à 0,89 en 2011. Toutefois, les données cumulatives indiquent que la réduction du nombre de blessures est virtuellement inchangée, et plafonne depuis 2009, tandis que le nombre total d'heures d'exposition a augmenté d'environ 10 %. Cela signifie que, même si le nombre de blessures au sein d'un effectif plus nombreux a été maintenu à un bas niveau par rapport à d'autres années, le nombre absolu de blessures est en augmentation. Nous devons nous concentrer sur la réduction constante du nombre absolu de blessures et du taux de blessures.
L'air
Les émissions directes de GES ont diminué de 0,5 %, passant de 88,1 millions de tonnes en 2010 à 87,6 millions de tonnes en 2011, et les émissions indirectes ont légèrement augmenté, passant de 14,3 millions à 14,8 millions de tonnes. Globalement, les émissions totales de GES sont demeurées stables (102,4 millions de tonnes), même si la production pétrolière et gazière a augmenté de 1 % en 2011.
L'intensité globale des émissions de GES est demeurée stable en 2011, à 0,32 tonne de GES émise par mètre cube d'équivalent de production de pétrole. On sait que le passage à des méthodes de production utilisant davantage d'énergie (comme l'exploitation des sables bitumineux et la fracturation hydraulique pour produire du gaz naturel, mais aussi l'exploitation in situ des sables bitumineux) va rendre plus difficile à court terme la réduction de l'intensité des émissions de GES.
L'industrie poursuit une tendance amorcée il y a plusieurs années en matière de réduction des émissions de SO2 et de NOX, même si le nombre d'installations actives augmente, de même que la production de pétrole dont la teneur en soufre est plus élevée. Les émissions nationales de SO2 imputables à l'exploitation du pétrole et du gaz ont baissé de 9 % en 2011 et les émissions de NOX, de 6 %.
L'eau
L'utilisation d'eau douce sur les sites d'extraction des sables bitumineux a diminué de 12 %, passant à 2,7 barils par baril de production, de 10 % pour l'exploitation in situ (0,36 baril) et de 17 % dans l'Ouest canadien (0,72 baril). Ces baisses sont imputables aux efforts fructueux qu'a déployés l'industrie pour augmenter son taux de recyclage, ainsi que l'utilisation de sources d'eau non potable dans la mesure du possible.
La terre
Le nombre total de puits (actifs et inactifs) dans l'Ouest canadien a augmenté de 14 %, passant à 36 843. La moitié des 32 684 puits conventionnels abandonnés sont en cours de remise en état, 23 % font l'objet d'une évaluation et, pour les 27 % restants, on a temporairement reporté toute intervention. L'empreinte totale des activités d'extraction de sables bitumineux a augmenté de 7 % en 2011, passant à 76 070 hectares, dont 10 % sont en cours de remise en état.
« L'industrie pétrolière et gazière a besoin de faire accepter socialement ses activités; cette acceptation va au-delà de la présentation, en toute transparence, de mesures et de rapports sur la performance de l'industrie, a précisé M. Collyer. Elle doit être étayée par la conviction sincère que l'industrie pétrolière et gazière en amont - tant au niveau des entreprises que des particuliers - adoptera des comportements responsables, soucieuse de servir l'intérêt public. »
Le rapport ÉCR peut être consulté ici.
L'Association canadienne des producteurs pétroliers (ACPP) représente des entreprises de toutes tailles qui font de l'exploration, puis exploitent et produisent du gaz naturel et du pétrole brut à l'échelle du Canada. Les membres de l'ACPP produisent plus de 90 % du gaz naturel et du pétrole brut canadien. Ses membres associés offrent une vaste gamme de services à l'appui du secteur du pétrole brut et du gaz naturel en amont. Ensemble, les membres et les membres associés de l'ACPP constituent un élément important d'une industrie nationale dont les revenus avoisinent les 100 milliards de dollars annuels. L'ACPP a pour mission d'améliorer la viabilité économique du secteur canadien du pétrole en amont, en toute sécurité, dans le respect de l'environnement et de façon socialement responsable, grâce à des engagements constructifs et à la communication avec les gouvernements, le public et les intervenants, au sein des collectivités où nous sommes implantés.
HIGHLIGHTS
Gens | |||||
2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | |
National | |||||
Décès de travailleurs (nombre/an) | 9 | 12 | 25 | 7 | 5 |
Fréquence totale des blessures consignées (FTBC) | 1.15 | 1.08 | 0.85 | 0.88 | 0.89 |
Ouest canadien | |||||
Décès de travailleurs (nombre/an) | 6 | 7 | 6 | 5 | 4 |
Fréquence totale des blessures consignées (FTBC) | 1.25 | 1.13 | 0.93 | 1.00 | 0.97 |
Sables bitumineux | |||||
Décès de travailleurs (nombre/an) | 3 | 5 | 2 | 2 | 1 |
Fréquence totale des blessures consignées (FTBC) | 1.01 | 0.93 | 0.71 | 0.74 | 0.79 |
Canada atlantique - Exploitation extracôtière | |||||
Décès de travailleurs (nombre/an) | 0 | 0 | 17 | 0 | 0 |
Fréquence totale des blessures consignées (FTBC) | 1.26 | 1.92 | 1.33 | 0.56 | 0.69 |
Air (GHGs, NOx, SO2) | |||||
2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | |
National | |||||
Émissions de SO2 (tonnes/an) | 240,388 | 214,047 | 228,448 | 197,334 | 178,618 |
Concentration de SO2 (tonnes par 103m3 d'équivalent de production) | 0.71 | 0.68 | 0.72 | 0.63 | 0.56 |
Émissions de NOx (tonnes/an) | 290,856 | 286,555 | 299,852 | 278,234 | 265,948 |
Concentration de NOx (tonnes par 103m3 d'équivalent de production) | 0.98 | 0.97 | 0.93 | 0.90 | 0.84 |
Émissions totales en équivalent CO2 (tonnes/an) | 94,898,732 | 90,607,676 | 98,826,706 | 102,399,539 | 102,442,702 |
Tonnes de GES émises par m3 d'équivalent de production | 0.28 | 0.28 | 0.31 | 0.32 | 0.32 |
Ouest canadien | |||||
Émissions de SO2 (tonnes/an) | 115,412 | 97,639 | 96,792 | 83,066 | 77,506 |
Concentration de SO2 (tonnes par 103m3 d'équivalent de production) | 0.48 | 0.44 | 0.44 | 0.41 | 0.39 |
Émissions de NOx (tonnes/an) | 229,585 | 223,815 | 224,298 | 194,693 | 175,367 |
Concentration de NOx (tonnes par 103m3 d'équivalent de production) | 1.04 | 1.12 | 1.02 | 0.96 | 0.88 |
Émissions totales en équivalent CO2 (tonnes/an) | 58,121,668 | 51,716,863 | 56,401,797 | 54,286,496 | 53,583,594 |
Tonnes de GES émises par m3 d'équivalent de production | 0.24 | 0.23 | 0.24 | 0.27 | 0.27 |
Sables bitumineux | |||||
Émissions de SO2 (tonnes/an) | 124,942 | 116,405 | 131,655 | 114,267 | 101,111 |
Concentration de SO2 (tonnes par 103m3 d'équivalent de production de bitume) | 1.69 | 1.64 | 1.60 | 1.24 | 1.00 |
Émissions de NOx (tonnes/an) | 54,591 | 58,255 | 69,307 ** | 82,342 | 84,037 |
Concentration de NOx (tonnes par 103m3 d'équivalent deproduction de bitume) | 0.74 | 0.83 | 0.84 | 0.89 | 0.83 |
Émissions totales en équivalent CO2 (tonnes/an) | 34,465,421 | 37,332,657 | 40,482,998 | 46,253,129 | 47,077,398 |
Tonnes de GES émises par m3 d'équivalent de production de bitume | 0.47 | 0.52 | 0.49 | 0.50 | 0.47 |
Canada atlantique - Exploitation extracôtière | |||||
Émissions de SO2 (tonnes/an) | 30 | 2 | 2 | 1 | 1 |
Concentration de SO2 (tonnes par 103m3 d'équivalent de production) | 0.001 | 0.0003 | 0.00008 | 0.00005 | 0.00007 |
Émissions de NOx (tonnes/an) | 6,680 | 4,484 | 6,247 | 6,372 | 6,544 |
Concentration de NOx (tonnes par 103m3 d'équivalent de production) | 0.25 | 0.23 | 0.32 | 0.33 | 0.35 |
Émissions totales en équivalent CO2 (tonnes/an) | 2,311,642 | 1,558,158 | 1,941,911 | 1,859,914 | 1,781,710 |
Tonnes de GES émises par m3 d'équivalent de production | 0.09 | 0.08 | 0.09 | 0.10 | 0.09 |
Gestion de l'eau | |||||
2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | |
National | |||||
Extraction d'eau douce pour les opérations dans le bassin sédimentaire de l'Ouest canadien (millions de m3/an) | Disponible pour la 1re fois en 2009 | 23.3 | 23.0 | 20.5 | |
Eau douce en pourcentage du total de l'eau extraite pour les opérations dans le bassin sédimentaire de l'Ouest canadien (%) | Disponible pour la 1re fois en 2009 | 55% | 57% | 54% | |
Eau douce extraite par baril de production pour les opérations dans le bassin sédimentaire de l'Ouest canadien (baril/baril) | Disponible pour la 1re fois en 2009 | 0.87 | 0.86 | 0.72 | |
Pourcentage d'eau réutilisée (gaz de schiste, pétrole diff. acidifiable et gaz de réservoir étanche) | Déclaré pour la 1re fois en 2010 | 5% | 5% | ||
Eau de reflux/extraite générée (m3/an) | Déclaré pour la 1re fois en 2010 | 127,648,644 | 146,839,047 | ||
Eau de reflux/extraite produite (m3/an) | Déclaré pour la 1re fois en 2010 | 116,972,156 | 135,412,609 | ||
Ouest canadien | |||||
Extraction d'eau douce pour les opérations dans le bassin sédimentaire de l'Ouest canadien (millions de m3/an) | Disponible pour la 1re fois en 2009 | 23.3 | 23.0 | 20.5 | |
Eau douce en pourcentage du total de l'eau extraite pour les opérations dans le bassin sédimentaire de l'Ouest canadien (%) | Disponible pour la 1re fois en 2009 | 56% | 57% | 54% | |
Eau douce extraite par baril de production pour les opérations dans le bassin sédimentaire de l'Ouest canadien (baril/baril) | Disponible pour la 1re fois en 2009 | 0.87 | 0.86 | 0.72 | |
Pourcentage d'eau réutilisée (gaz de schiste, pétrole diff. acidifiable et gaz de réservoir étanche) | Déclaré pour la 1re fois en 2010 | 4% | 5% | ||
Eau de reflux/extraite générée (m3/an) | Déclaré pour la 1re fois en 2010 | 121,629,416 | 143,018,036 | ||
Eau de reflux/extraite produite (m3/an) | Déclaré pour la 1re fois en 2010 | 116,971,682 | 135,411,726 | ||
Sables bitumineux | |||||
Extraction d'eau douce pour l'exploitation in situ (millions de m3/an) | 15.8 | 18.5 | 16.6 | 17.5 | 17.8 |
Extraction d'eau douce pour les opérations minières (millions de m3/an) | 125.6 | 184.3 | 162.4 | 152.4 | 140.4 |
Eau douce en pourcentage du total de l'eau extraite pour l'exploitation in situ des sables bitumineux (%) | 51% | 56% | 50% | 49% | 51% |
Eau douce extraite par baril de production pour l'exploitation in situ des sables bitumineux (baril/baril) | 0.51 | 0.54 | 0.43 | 0.40 | 0.36 |
Eau douce extraite par baril de production pour l'exploitation minière des sables bitumineux (baril/baril) | 2.8 | 4.4 | 3.4 | 3.1 | 2.7 |
Gestion des terres | |||||
2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | |
National | |||||
Puits en activité | 198,604 | 207,595 | 204,198 | 213,991 | 215,220 |
Puits inactifs | 78,196 | 82,081 | 90,045 | 94,748 | 102,304 |
Abandons annuels de puits | 2,947 | 1,791 | 1,914 | 3,126 | 2,682 |
Abandons de puits temporairement reportés | Déclaré pour la 1re fois en 2011 | 9,788 | |||
Puits abandonnés en cours de remise en état | 11,967 | 11,771 | 11,370 | 13,407 | 20,285 |
Puits abandonnés en cours de surveillance/d'évaluation ou faisant l'objet de demandes | 9,100 | 5,556 | 6,994 | 11,600 | 9,882 |
Certifications annuelles ou déclarations des rejets reçues | 1,482 | 1,821 | 1,505 | 1,709 | 2,007 |
Ouest canadien | |||||
Puits en activité | 189,610 | 197,984 | 194,716 | 203,630 | 204,896 |
Puits inactifs | 71,668 | 75,051 | 82,164 | 86,686 | 93,225 |
Abandons annuels de puits | 2,834 | 1,742 | 1,779 | 2,702 | 2,470 |
Abandons de puits temporairement reportés | Déclaré pour la 1re fois en 2011 | 8,975 | |||
Puits abandonnés en cours de remise en état | 11,350 | 10,918 | 10,966 | 12,044 | 16,304 |
Puits abandonnés en cours de surveillance/d'évaluation ou faisant l'objet de demandes | 9,018 | 5,497 | 5,866 | 7,581 | 7,405 |
Certifications annuelles ou déclarations des rejets reçues | 1,442 | 1,818 | 1,452 | 1,594 | 1,668 |
Sables bitumineux | |||||
Empreinte active totale (extraction des sables bitumineux), en hectares | Déclarée pour la 1re fois en 2009 | 67,331 | 71,362 | 76,070 | |
Surface totale défrichée ou perturbée (extraction des sables bitumineux), en hectares | Déclarée pour la 1re fois en 2009 | 59,814 | 63,820 | 68,383 | |
Superficie totale en cours de remise en état ou remise en état, mais non certifiée (extraction des sables bitumineux), en hectares | Déclarée pour la 1re fois en 2009 | 7,517 | 7,542 | 7,687 |
Renseignements:
Travis Davies
403-267-1151 or Cell: 403-542-4115
travis.davies@capp.ca