ÉES Anticosti: Exploration pour le pétrole d'un hypothétique gisement

!même comité et même groupe d’experts pour ÉÉS Hydrocarbures

et ÉES Anticosti!

1 juin 2011: rapport Sproule pour Pétrolia Inc. et Corridor Resources qui fait le bilan des travaux de recherche d'hydrocarbures dans l'Île. Ce rapport traite des ressources possiblement en place dans le shale, mais nulle part il ne traite de leur exploitabilité potentielle par la fracturation de la roche mère.

16 mai 2012: Investissement Québec annonce une injection de 10M$ dans Pétrolia.- Été 2012: Pétrolia complète trois forages d'exploration en rouge ci-dessous, à Anticosti (avec tout le budget prévu pour quatre: Princeton Lake - Highcliff - Oil River

Chronologie d’Anticosti

29 mai 2013: Le MDDEFP dépose le projet de Règlement sur le prélèvement des eaux et leur protection (RPEP) avec une période de consultation réduite de 60 -> 30 jours pour motif d’urgence.

5 septembre 2113: Dévoilement de l’entente que Pétrolia et Hydro-Québec avaient signé le 22 janvier 2008; Hydro-Québec cédait alors ses 35 permis de recherche d’hydrocarbures sur l’île d’Anticosti.

13 février 2014: Annonce par Pauline Marois de la création du consortium Hydrocarbures Anticosti S.E.C. avec Pétrolia et trois autres partenaires, un apport de fonds publics pour la réalisation de 15 à 18 forages en 2014 plus trois forages avec fracturation en 2015 + lettre d'entente avec Junex pour 9 forages, conditionnelle à ce que Junex trouve un partenaire privé au plus tard le 31 octobre 2014.

13 mars 2014: Le CQDE dépose une requête en jugement déclaratoire impliquant Junex, Pétrolia, le ministère MDDEFP, pour travaux de forages d'exploration d'hydrocarbures faits ou prévus sans permis.

9 juin 2014: arrêté ministériel pour forages à Anticosti 15 jours avant la date prévue pour l'audition de la requête du CQDE. Nouvelle appellation "sondage stratigraphique", ce qui contre la requête du CQDE qui traitait de permis de forage.

fin juillet 2014: publication du Règlement sur le Prélèvement des Eaux et leur Protection qui définit (art 33 à 36) le "sondage stratigraphique" (RPEP, une analyse). Dans ce règlement qui, rappelons-le, porte avant tout sur les captages d'eau souterraine, on introduit les normes pour autoriser la fracturation hydraulique des forages d'hydrocarbures.

août 2014: publication des "lignes directrices provisoires sur l’exploration gazière et pétrolière". On y annonce des normes très laxistes permettant entre autre chose le torchage du gaz dans les puits d'extraction du pétrole.

4 novembre 2014: Pétrolia annonce la fin de la campagne de forages 2014 à Anticosti et Junex annonce ne pas avoir trouvé de partenaire pour Anticosti et se concentre plutôt sur un gisement plus près de fournir une production commerciale à Galt en Gaspésie. Du côté Hydrocarbures Anticosti S.E.C. (Pétrolia et partenaires), six forages ont été complétés sur les dix-huit initialement prévus. La suite est reportée à l'été 2015.

2014 (date précise indéfinie): Mise sur pied d'une ÉES propre à Anticosti. Le calendrier des travaux indiqué sur ce site du gouvernement pour cette ÉES est en fait l'équivalent du descriptif des travaux prévus par Pétrolia pour 2014 et 2015. Une deuxième ÉES portant sur la filière Hydrocarbures globale est aussi mise en oeuvre.

mars 2015: date prévue par le comité ÉES pour rendre en un rapport d'étape et décider de la poursuite des travaux prévus à la phase 2 (trois puits avec la fracturation hydraulique).

15 juin 2015: table ronde réunissant dix experts deux mois après que le comité ÉES aura rédigé ses conclusions pour autoriser la fracturation hydraulique et aller de l'avant à Anticosti entre autres choses.

fin automne 2015: dépôt du rapport final ÉES Anticosti.

TransAmerica: 1 permis

Junex: 5 permis!945 Km2

20 études à l’interne (gouvernement)

49 543$ à WSP (Genivar)

210 000$ à WSP (Genivar)

9 études à l’externe64 études lancées pour l’ÉES Hydrocarbures et l’ÉES Anticosti

scénarios

Un exemple de ce que l’ÉES n’étudiera pas: l’impact de la fracturation

La coûteuse illusion du pétrole d’Anticosti

Wyoming!!Colorado

Texas

Dakota Nord

Bakken

profondeur (pi)!

épaisseur (pi)!

pétrole en place!

pétrole récupérable!

% récupération

Niobrara Eagle Ford

9000 à 11000

75 à 130

420!

5!

1,2%

7000 à 14000

200 à 400

500!

7!

1,4%

7000 à 15000

50 à 350

300!

3!

1,0%

milliards de barils (données de gisements en production)

Gisements avec quelques milliers de puits en production

autres estimés 1,8% 1,7% -

valeur basse: 1,0%

valeur haute: 1,8%

en supposant un baril à $100

Nb puits

12 000

6 500

3 900

Km2

6000

2600

1560

puits/Km2

2

2,5

2,5

Coût des puits

10 M$

10,5M$

11 M$

120 G$

68 G$

43 G$

/puits TOTAL %

Superficie totale des permis: 7350 Km2

82%

Pétrole en place

46 Gbbl (milliards de barils)

35%

21%

37,5 Gbbl

16,3 Gbbl

9,8 Gbbl

Valeur brute si

1,8% réc.

Redevances

20%

67,5 G$

29,3 G$

17,6 G$

13,5 G$

5,9 G$

3,5 G$

Valeur brute - coûts - redevances

( Déficit )

- 66 G$

- 44,8 G$

- 28,9 G$

en supposant un baril à $60Redevances

20%

4,5G$

2,0 G$

1,2 G$

Valeur brute - coûts - redevances

( Déficit )

- 102,0 G$

- 60,4 G$

- 38,2 G$

Valeur brute si on prend 1 % récupération

22,5 G$

9,8 G$

5,9 G$

Coût des puits

120 G$

68 G$

43 G$

TOTAL

scénarios: noir: M.Durand 2014 vert: MERN 2015 - PLUS

jaune: MERN 2015 - MOINS

en supposant un baril à $150

Nb puits

12 000

6 500

3 900

Km2

6000

2600

1560

puits/Km2

2

2,5

2,5

Coût des puits

11 M$

11,5M$

12 M$

132 G$

74,8 G$

46,8 G$

/puits TOTAL %

Superficie totale des permis: 7350 Km2

82%

Pétrole en place

46 Gbbl (milliards de barils)

35%

21%

37,5 Gbbl

16,3 Gbbl

9,8 Gbbl

Valeur brute si

1,8% réc.

Redevances

20%

101,3 G$

43,9 G$

26,3 G$

20,3 G$

8,8 G$

5,3 G$

Valeur brute - coûts - redevances

( Déficit )

- 51 G$

- 39,6 G$

- 25,7 G$

Redevances

20%

13,5G$

5,9 G$

3,5 G$

Valeur brute - coûts - redevances

( Déficit )

- 78,0 G$

- 51,3 G$

- 32,8 G$

Valeur brute si on prend 1,2 % récupération

67,5 G$

29,3 G$

17,6 G$

scénarios: noir: M.Durand 2014 vert: MERN 2015 - PLUS

jaune: MERN 2015 - MOINS

Coût des puits

11 M$

11,5M$

12 M$

132 G$

74,8 G$

46,8 G$

/puits TOTAL

en supposant un baril à $200

Nb puits

12 000

6 500

3 900

Km2

6000

2600

1560

puits/Km2

2

2,5

2,5

Coût des puits

12 M$

12,5M$

13M$

144 G$

81,2 G$

50,7 G$

/puits TOTAL %

Superficie totale des permis: 7350 Km2

82%

Pétrole en place

46 Gbbl (milliards de barils)

35%

21%

37,5 Gbbl

16,3 Gbbl

9,8 Gbbl

Valeur brute si

1,8% réc.

Redevances

20%

135,1 G$

58,5 G$

35, G$

27 G$

11,7 G$

7 G$

Valeur brute - coûts - redevances

( Déficit )

- 35 G$

- 34,4 G$

- 22,6 G$

Redevances

20%

15G$

6,5 G$

3,9 G$

Valeur brute - coûts - redevances

( Déficit )

- 72 G$

- 50 G$

- 32 G$

Valeur brute si on prend 1,2 % récupération

90 G$

39 G$

23,4 G$

Coût des puits

TOTAL

scénarios: noir: M.Durand 2014 vert: MERN 2015 - PLUS

jaune: MERN 2015 - MOINS

12 M$

12,5M$

13M$

144 G$

81,2 G$

50,7 G$

/puits

en supposant un baril à $300

Nb puits

12 000

6 500

3 900

Km2

6000

2600

1560

puits/Km2

2

2,5

2,5

Coût des puits

14 M$

14,5M$

15M$

168 G$

94,2 G$

58,5 G$

/puits TOTAL %

Superficie totale des permis: 7350 Km2

82%

Pétrole en place

46 Gbbl (milliards de barils)

35%

21%

37,5 Gbbl

16,3 Gbbl

9,8 Gbbl

Valeur brute si

1,8% réc.

Redevances

20%

202,6 G$

87,8 G$

52,7, G$

40,5 G$

17,6 G$

10,5 G$

Valeur brute - coûts - redevances

( Déficit )

- 5,9 G$

- 24,0 G$

- 16,4 G$

Redevances

20%

27G$

11,7 G$

7 G$

Valeur brute - coûts - redevances

( Déficit )

- 59,9 G$

- 47,4 G$

- 30,4 G$

Valeur brute si on prend 1,2 % récupération

135,1 G$

58,5 G$

35,1 G$

Coût des puits

TOTAL

scénarios: noir: M.Durand 2014 vert: MERN 2015 - PLUS

jaune: MERN 2015 - MOINS

14 M$

14,5M$

15M$

168 G$

/puits

94,2 G$

58,5 G$

Valeurs des estimés de pétrole en place non découvert en milliards de barils

Best (50% chances)

Hydrocarbures Anticosti S.E.C.

Total

Best (50% chances)

33,912,2346,13

30,7

42,9

Hydrocarbures Anticosti S.E.C.

Total

estimés 2011

estimés 2015

12,23

Junex

Low (90% chances) High (50% chances)

Junex

Low (90% chances) High (50% chances)

21,4 53,910,21 14,3931,61 68,29

20.9 45,210,21 14,3931,11 59,6

Pétrolia/Corridor Res.       

baisse de 10%

Superficie de toute l’Île: 7 923 Km 2

"Les prévisions des réserves pétrolières de l'île d'Anticosti s'élèvent aux alentours de 30 à 40 milliards de barils de pétrole, ce qui signifie une valeur brute pouvant atteindre 4000 milliards de dollars" La Presse, 9 sept 2013

"La valeur brute de ces ressources se situe actuellement autour de 4000 milliards de dollars. Elle devrait augmenter au cours des prochaines années, avec la remontée des prix du pétrole" Le Devoir avril 2012

"À 100 $ le baril (probablement un chiffre prudent pour le prix du pétrole à long terme) et en présumant que seulement un dixième de ces réserves est récupérable, on parle donc d’une ressource valant la somme extraordinaire de 400 milliards de dollars"

40 G barils en placeAnticosti, le vol du siècle?

Daniel Breton, a déposé hier après-midi une plainte à la Sûreté du Québec (SQ) contre le gouvernement Charest, qu'il accuse d'avoir perpétré le «vol du siècle».

Le Devoir, 23 novembre 2011

février 2014:!115 millions$ d’investissement public

MDDELCC août 2014, Lignes directrices provisoires sur l’exploration gazière et pétrolière. 

Loi des mines article 204. ... Aucune redevance n'est exigible sur le pétrole, le gaz naturel ... utilisés sur place... ou sur le gaz naturel brûlé à l'air libre.

Pour terminer, la question du gaz associé…

"Le requérant qui émet dans l’atmosphère une quantité de gaz à effet de serre (GES) égale ou supérieure à 10 000 tonnes métriques en équivalent CO2 doit déclarer ses émissions »  

Merci de votre attention