Introduction

Voici le septième rapport consécutif de Shell Canada sur le rendement des activités de sables bitumineux.

Nous publions ce bilan annuel pour communiquer nos efforts et nos avancées dans l'exploitation économiquement, socialement et écologiquement responsable des sables bitumineux en Alberta. Ce rapport est destiné à ceux qui s'intéressent à nos performances et souhaitent mieux comprendre l'exploitation des sables bitumineux et son importance stratégique pour Shell et le Canada.

Pour plus d'informations sur nos activités dans le domaine des sables bitumineux, rendez-vous sur www.shell.ca/oilsands.

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À propos des données

Les données présentées ici traitent des domaines de la sécurité, de l'environnement, de la réhabilitation et de la communauté, et fournissent des informations sur le rendement d'exploitationde Shell en 2015 sur les sites suivants :

  • Mines de la rivière Muskeg et de Jackpine
  • Usine de valorisation de Scotford
  • Usine Quest de captage et de stockage de carbone
  • Exploitation in situ de Peace River et de Cliffdale

Sauf indication contraire, toutes les données présentées sur la mine de la rivière Muskeg, la mine de Jackpine, l'usine de valorisation de Scotford et l'usine Quest se rapportent au rendement total du projet Athabasca Oil Sands Project (AOSP), avant sa division entre les différentes parties prenantes de la coentreprise. Le projet AOSP est une coentreprise pilotée par Shell et détenue par Shell Canada Energy (60 %), Chevron Canada Limited (20 %) et Marathon Oil Canada Corporation (20 %). Les données sur l'exploitation in situ correspondent uniquement à la part détenue par Shell. Tous les montants monétaires mentionnés sont en dollars canadiens, sauf indication contraire.

Sécurité

La sécurité est une valeur fondamentale que nous nous efforçons d'inculquer à nos collaborateurs, qu'ils soient salariés ou fournisseurs. De nombreuses entreprises affirment faire de la sécurité une priorité absolue, mais nous allons encore plus loin. Nous avons à cœur le bien-être de chacun de nos employés et fournisseurs, et la sécurité est une valeur profondément ancrée dans notre entreprise.

Notre « Objectif Zéro » illustre notre volonté d'éradiquer les blessures corporelles et les fuites. Telle est notre première préoccupation pour la santé et la sécurité de nos collaborateurs et de l'environnement dans toutes nos activités.

Nous pensons qu'il est possible d'opérer en toute sécurité et sans incident, malgré les conditions souvent difficiles dans lesquelles nous travaillons. Nous nous efforçons en permanence de renforcer notre culture de sécurité par des initiatives à l'échelle de l'entreprise et des programmes par site dédiés à la formation, à l'accompagnement, au leadership et à la mise en avant des comportements et réalisations exemplaires en matière de sécurité.

Deux employés travaillant sur un site de fabrication

Leadership visible en matière de sécurité

Le programme de leadership visible en matière de sécurité (Visible Safety Leadership) est devenu l'un des principaux programmes de sécurité mis en œuvre sur nos sites. Ce programme est axé sur l'amélioration continue de la sécurité par le développement de comportements appropriés et de compétences orientées sécurité chez nos responsables.  

Les responsables de tous niveaux choisissent de passer plus de temps sur le terrain et dans les usines pour non seulement observer, mais aussi se rapprocher des employés en première ligne afin d'identifier les zones de risque et les opportunités, tout en étant à l'écoute de leurs préoccupations et de leurs idées d'amélioration. Le fait de renforcer la confiance et les compétences de nos responsables a des conséquences positives sur le reste de l'entreprise et reste une composante fondamentale de notre stratégie de sécurité.

Performance de sécurité en 2015

La fréquence des accidents déclarés (TRCF) et la fréquence des accidents avec arrêt de travail (LTIF) sont deux indicateurs clés de performance en matière de sécurité.  La valeur TRCF correspond au taux d'accidents déclarés nécessitant une intervention médicale par million d'heures travaillées par les employés et fournisseurs. En 2015, nos activités de sables bitumineux ont enregistré 37 accidents de travail pour un taux TRCF de 2,21. Ce chiffre représente une baisse de performance en matière de sécurité comparé à 2014 et ne correspond toujours pas à l'Objectif Zéro que nous nous efforçons d'atteindre. Bien que la sécurité ait toujours été notre première priorité, nous y attacherons encore plus d'attention et d'efforts en 2016.

En 2015, nous avons continué à améliorer la sécurité de nos procédés, dans la logique de la hausse de performance que nous enregistrons dans ce domaine depuis maintenant quatre ans.  Dans l'ensemble, le projet AOSP a enregistré une baisse des événements potentiellement graves d'environ 20 %, ainsi qu'une réduction de 30 % des événements de perte de confinement primaire.

Données de sécurité
Sécurité 2011 2012 2013 2014 2015
Exposition (millions d'heures) 23,5 20,1 19,5 19,2 16,7
Accidents déclarés (total) 42 60 49 36 37
Fréquence des accidents déclarés (total) 1,80 3,00 2,51 1,87 2,21
Accidents avec arrêt de travail 4 4 5 3 5
Fréquence des accidents avec arrêt de travail 0,2 0,2 0,3 0,16 0,3

Compétitivité économique

Nos abondantes ressources en sables bitumineux sont situées dans un pays qui bénéficie d'un gouvernement stable, de solides infrastructures et de normes environnementales élevées. Nous créons des emplois directs et indirects dans l'ensemble du Canada et contribuons au financement de nombreux services publics critiques. Notre réussite en tant qu'entreprise garantira la réalisation de la valeur de nos ressources naturelles, tout en offrant des avantages aux futures générations de Canadiens.

Le développement à long terme des sables bitumineux pour répondre aux besoins énergétiques mondiaux implique que nous mettions tout en œuvre pour rester compétitifs sur les plans économique et environnemental. Aussi devons-nous constamment nous améliorer dans ces deux domaines.

L'année 2015 n'a pas été facile, la chute du prix du pétrole induisant une pression sur les coûts dans nos activités et le secteur en général. Shell attache toujours une grande importance à la compétitivité. Nous avons profité du ralentissement économique pour renforcer nos activités de pétrole brut lourd en améliorant nos plans de capital, nos modèles opérationnels, notre productivité et notre performance environnementale, et en trouvant des solutions pour réduire nos coûts.

Employé grimpant sur un énorme camion

Coûts variables et optimisation du flotte de véhicules miniers

La production de sables bitumineux requiert du gaz naturel, du gazole et d'autres carburants comme l'essence. Ces combustibles représentent des coûts variables : lorsque le prix du pétrole est bas, certains de ces coûts baissent. Par exemple, en 2015, le prix du gazole a chuté de près de 40 %.

Nous avons optimisé notre flotte de véhicules miniers et retiré 31 engins non indispensables, avec à la clé, une baisse de la consommation de gazole et des coûts associés. Cette meilleure gestion de notre flotte nous permet également de réduire nos émissions globales, tout en maintenant nos niveaux de production.

Carmon Creek

En 2015, nous avons pris la décision difficile de mettre un terme à notre projet de Carmon Creek. Cette décision a été motivée par deux facteurs principaux : le classement de Carmon Creek dans le portefeuille global en pleine évolution de Shell, et l'incertitude générée par le manque d'infrastructures pour intégrer le pétrole brut canadien aux marchés mondiaux de commodités.

Pour en savoir plus sur cette décision, cliquez ici.

Air (gaz à effet de serre)

Opérateur de pipeline actionnant le robinet sur une vanne d'arrêt du pipeline de CO2 du Projet Quest

Nous mettons tout en œuvre pour développer les ressources en sables bitumineux capables de répondre à une demande énergétique mondiale en hausse, tout en réduisant l'empreinte GES de nos activités. Selon une étude de Cambridge Energy Research Associates (CERA), sur une base « du puits à la roue », les émissions de GES générées par le brut des sables bitumineux sont de 4 à 23 % supérieures à la moyenne des émissions générées par le pétrole brut raffiné aux États-Unis.

Par l'excellence opérationnelle, nous avons gagné entre 1 et 2 % chaque année depuis cinq ans, pour une réduction totale de 10 % de l'intensité de nos émissions de GES. L'exploitation réussie de Quest, le premier projet de captage et de stockage de carbone pour les sables bitumineux initié en 2015, devrait améliorer encore davantage la performance de Shell (voir le paragraphe Quest ci-dessous).

Nous nous efforçons constamment de réduire l'intensité des émissions de GES générées par notre production de sables bitumineux et ce, sur le long terme, via des recherches, des collaborations, des innovations et des développements technologiques. Ces efforts ont permis au secteur d'enregistrer des améliorations en matière d'efficacité énergétique, tandis que l'exploitation des sables bitumineux a progressé.

Entre 1990 et 2012, les émissions de GES par baril ont diminué de 30 % dans le secteur (source : http://www.canadasoilsands.ca/fr/explore-topics/ghg-emissions ).

Les compétences techniques mondiales de Shell et notre participation dans des associations du secteur comme la Canada's Oil Sands Innovation Alliance (COSIA) nous permettent d'identifier et de saisir des opportunités prometteuses, tout en menant des recherches de manière rentable et efficace. Shell est un membre fondateur de l'association COSIA, la première collaboration de ce genre établie entre des producteurs de sables bitumineux, qui ont accepté de partager des technologies environnementales afin d'accélérer l'amélioration des performances écologiques de cette ressource.

En 2015, le gouvernement de l'Alberta a présenté son plan de leadership sur le climat (« Climate Leadership Plan »). Ce plan prévoit un régime de tarification du carbone, un seuil d'émissions pour les sables bitumineux et des normes de performance en matière d'émissions. Shell s'est associée à trois des plus grands producteurs de sables bitumineux pour apporter publiquement son soutien au plan dès sa présentation. Nous pensons que cette politique fournit une base solide pour aider les producteurs à développer l'exploitation des sables bitumineux de manière responsable, tout en répondant aux inquiétudes mondiales sur le changement climatique. Outre de solides normes réglementaires, ce plan favorisera la décarbonisation par un régime de tarification du carbone transparent et global.

Nos objectifs

Priorités

  • Amélioration de l'efficacité énergétique des actifs existants par l'excellence opérationnelle et des investissements en capital stratégiques
  • Projets futurs affichant une meilleure performance grâce à l'innovation et l'optimisation d'un bout à l'autre de la chaîne de valeur
  • Mise à profit de la recherche, du développement et de la démonstration pour améliorer l'efficacité énergétique et réduire les coûts de captage et de stockage de carbone
  • En cas de mesures de compensation imposées par les réglementations locales, effort concerté via nos achats pour soutenir les énergies renouvelables

Objectif visé

Justifier d'une intensité d'émissions de GES sur les cycles de vie ne dépassant pas la moyenne du pétrole brut raffiné aux États-Unis

Quest

Nous avons lancé le projet Quest de captage et de stockage de carbone dans l'Alberta en novembre 2015, avec pour objectif de capter plus d'un million de tonnes de CO2 par an à partir des émissions de l'usine de valorisation de Scotford, puis de les stocker en profondeur sous terre. Ce projet inclut un programme de surveillance rigoureux visant à assurer que le CO2 capté reste stocké en toute sécurité. Le programme prévoit notamment la surveillance permanente des pipelines et des systèmes de détection précoce, l'échantillonnage des eaux souterraines et l'exploration sismique 3D.

Le projet Quest est une référence en matière de développement et de déploiement d'usine de captage et de stockage de carbone (CSC), transposable à d'autres milieux industriels. L'expérience Quest sera déterminante dans la réduction du temps et des coûts associés au développement de nouveaux projets CSC dans le monde.

Le projet Quest devrait nous permettre de diminuer l'intensité des émissions de GES et ainsi de ramener nos produits de sables bitumineux au niveau des émissions générées en moyenne par le pétrole brut en Amérique du Nord.

En savoir plus sur le projet Quest

Carbon XPRIZE

Le concours Carbon XPRIZE a été lancé en septembre 2015 par XPRIZE, avec le financement de membres de l'association Canada's Oil Sands Innovation Alliance (COSIA) et de l'entreprise d'électricité NRG. Doté de 20 millions de dollars, ce concours international invite des entreprises du monde entier à imaginer des solutions pour les émissions de CO2 via la stimulation et l'accélération du développement de technologies capables de transformer le CO2 en produits commercialisables.

Le financement du concours via l'association COSIA a été établi autour d'un projet commun du secteur impliquant huit entreprises membres de COSIA, dont Shell.

En savoir plus sur le concours Carbon XPRIZE

Données sur les émissions de GES

CO2 Exploitation de sables bitumineux : mine de la rivière Muskeg (MRM), mine de Jackpine (JPM), usine de valorisation de Scotford et exploitation in situ
2011 2012 2013 2014 2015***
Émissions directes totales (Mt CO2e) 4,9 5,3 5,3 5,4 4,8
Émissions énergétiques indirectes totales de GES* (Mt CO2e) 1,9 1,7 1,9 1,6 1,6
Émissions totales (Mt CO2e) 6,7 7,0 7,2 7,1 6,4
Intensité totale de CO2 (kg CO2e/bbl) 86,2 82,2 80,9 78,4 73,6
Émissions directes totales (Mt CO2e), in situ 0,58 0,56 0,57 0,50 0,40
Émissions énergétiques indirectes totales de GES (Mt CO2e), in situ 0,15 0,15 0,13 0,10 0,08
Émissions directes totales (Mt CO2e), usine de valorisation de Scotford 2,85 2,98 3,25 3,42 2,91
Émissions énergétiques indirectes totales de GES* (Mt CO2e), usine de valorisation de Scotford 0,41 0,38 0,39 0,20** 0,33**
Émissions directes totales (Mt CO2e), JPM et MRM 1,44 1,73 1,48 1,52 1,48
Émissions énergétiques indirectes totales de GES (Mt CO2e), JPM et MRM 1,32 1,21 1,34 1,31 1,17
CO2 total stocké (Mt CO2), Quest N/A N/A N/A N/A 0,37
Réduction nette de CO2 (Mt CO2), Quest N/A N/A N/A N/A 0,32

 Le total peut ne pas correspondre à la somme des chiffres en raison de l'arrondi.

*Les émissions énergétiques indirectes totales de GES incluent l'importation d'électricité et la vapeur/chaleur.

**Depuis 2014, les émissions énergétiques indirectes totales de GES n'incluent plus les émissions indirectes générées par l'importation d'hydrogène; les valeurs des années précédentes n'ont pas été recalculées.

***Émissions et intensité de CO2 des sables bitumineux, projet Quest inclus.

Eau

L'exploitation de sables bitumineux, ainsi que les activités in situ et de valorisation utilisent de l'eau pour séparer le bitume du sable, produire de l'hydrogène et de la vapeur, et refroidir les courants d'hydrocarbures. Nos activités d'exploitation minière sont situées près de la rivière Athabasca, l'usine de valorisation de Scotford près de la rivière Saskatchewan Nord et nos opérations in situ près de la Peace River.

Nous cherchons en permanence à optimiser l'usage de l'eau dans la poursuite des objectifs que nous visons à long terme : réduire notre empreinte sur l'eau et nos coûts de gestion de l'eau en prenant en compte l'impact net sur l'environnement et notre responsabilité à long terme. Cette amélioration permanente concerne également les efforts de surveillance indépendants et coopératifs entrepris par le gouvernement, le secteur et des groupes de parties prenantes.

En 2015, Shell a utilisé 0,90 baril d'eau de la rivière Athabasca pour chaque baril de bitume extrait de nos sites, et 1,67 baril d'eau douce au total (comprenant l'eau de rivière, les eaux souterraines, l'eau de pluie et les eaux de ruissellement collectées et retenues). Nous utilisons de l'eau recyclée pour fournir le reste de l'eau nécessaire à l'extraction. En 2015, notre taux de recyclage de l'eau était de 85 %, soit une hausse par rapport aux années précédentes.

En 2015, le projet AOSP a puisé 12,1 Mm3 d'eau de la rivière Athabasca, soit une réduction de 21 % par rapport à 2014 et de 23 % par rapport à 2013. Cette nette amélioration est le résultat de nombreux efforts, comprenant notamment une surveillance renforcée des résidus, une importation d'eau stratégique tout au long de l'année, une capacité de réhabilitation accrue pour transférer les eaux traitées de la mine de Jackpine jusqu'à la mine de la rivière Muskeg, et d'autres améliorations de procédés.

Sur le site de l'usine de valorisation de Scotford, nous puisons de l'eau afin de refroidir les flux d'hydrocarbures et de produire de l'hydrogène. L'usine de Scotford utilise environ 0,4 baril d'eau de la rivière Saskatchewan Nord par baril de bitume produit, et environ 0,5 baril d'eau douce au total (comprenant l'eau de rivière, l'eau de pluie et les eaux de ruissellement). Environ 90 % des eaux usées issues du processus de valorisation sont réutilisées dans nos opérations, et nous nous débarrassons de l'effluent final par injection en puits profond. L'effluent émanant du traitement de l'eau brut de rivière est renvoyé dans la rivière, une fois l'eau testée selon les normes environnementales en vigueur.

Nos objectifs

Objectifs à long terme pour l'eau

  • Optimiser l'utilisation d'eau sur site dans les mines de la rivière Muskeg et de Jackpine, afin de réduire la consommation de l'eau de la rivière Athabasca
  • Optimiser/intégrer l'utilisation d'eau et le traitement des eaux usées sur le site du complexe de Scotford
  • Augmenter l'utilisation d'eau saumâtre en remplacement de l'eau de rivière pour les besoins en eau d'appoint in situ.
  • Développer des technologies permettant de limiter les besoins en eau de rivière

Objectif visé

Réduire notre empreinte eau et nos coûts de gestion de l'eau en prenant en compte l'impact net sur l'environnement et notre responsabilité à long terme

Données sur l'eau

Eau 2011 2012 2013 2014 2015

USINE DE SCOTFORD

Consommation totale d'eau (millions m3) 7,4 7,3 7,6 7,9 7,2
Consommation nette d'eau douce (millions m3) 4,8 5,6 5,4 6,0 5,2
Effluent total traité et renvoyé à la rivière (millions m3) 2,6 1,7 2,2 1,9 2,0
Pourcentage net de consommation d'eau douce 65 % 76 % 71 % 76 % 72 %
Intensité d'eau douce (barils d'eau consommée/baril de bitume MRM et JPM) 0,42 0,45 0,42 0,45 0,40

MRM et JPM*

Prise d'eau totale (millions m3) = eau douce de la rivière Athabasca avec SAD** + eau douce d'autres sources + eau de bassin recyclée 130,9 143,1 140,6 150,4 141,7
Consommation totale d'eau (millions m3) = eau douce de la rivière Athabasca + eau douce d'autres sources + eau de bassin recyclée – SAD 130,4 142,6 140,2 150,0 141,3
Utilisation des eaux recyclées de la mine (millions m3) 101,9 117,5 105,7 117,5 119,9

Eau puisée dans la rivière Athabasca (millions m3), avec SAD

Système d'augmentation du débit : l'augmentation du débit de Jackpine Creek est une exigence réglementaire durant les mois d'hiver, car nous exploitons les affluents qui alimentent le ruisseau.

23,5 15,1 16,0 15,5 12,1
Consommation d'eau de la rivière Athabasca (millions m3), hors SAD 23,0 14,6 15,6 14,7 11,7
Consommation d'eau souterraine (millions m3) 2,5 4,4 5,2 4,1 5,8
Consommation d'eau de surface (millions m3) 2,9 6,1 13,7 13,3 4,0
Pourcentage d'eau de source consommée = (eau de rivière + eaux souterraines + eaux de ruissellement – SAD)/consommation totale d'eau 22 % 18 % 25 % 22 % 15 %
Pourcentage d'eau de bassin recyclée = utilisation d'eau recyclée de la mine/consommation totale d'eau 78 % 82 % 75 % 78 % 85 %
Pourcentage d'eau de la rivière Athabasca consommée = consommation d'eau de la rivière Athabasca/consommation totale d'eau 18 % 10 % 11 % 10 % 8 %
Pourcentage d'eau souterraine = consommation d'eau souterraine/consommation totale d'eau 2 % 3 % 4 % 3 % 4 %
Pourcentage d'eau de surface = consommation d'eau de ruissellement/consommation totale d'eau 2 % 4 % 10 % 9 % 3 %
Intensité de l'eau de la rivière Athabasca (barils d'eau de rivière/baril de bitume) = eau de la rivière Athabasca consommée/baril de bitume) 2,01 1,19 1,21 1,14 0,90

IN SITU

Consommation totale d'eau douce (millions m3) 2,2 1,7 1,6 1,7 1,7
Intensité d'eau douce (barils d'eau consommée/baril de bitume in situ) 2,22 1,38 1,40 1,61 2,16

*Les données sur l'eau des mines de la rivière Muskeg et de Jackpine sont représentées différemment afin de refléter la distinction entre l'eau que nous puisons (qui inclut notre système SAD**) et l'eau que nous consommons dans nos opérations.

**SAD : système d'augmentation du débit

Sol

Fleurs sauvages jaunes poussant dans un champ

Les sables bitumineux du Canada reposent sous une surface d'environ 142 200 km2. Seuls 3 % environ de cette zone (soit environ 0,01 % de la forêt boréale canadienne seulement) peuvent potentiellement être affectés par les opérations minières, car la grande majorité des gisements de sables bitumineux se trouvant à une profondeur très importante, leur extraction requiert des méthodes in situ, qui entraînent une perturbation moins directe des sols.

La loi de l'Alberta impose aux exploitants de sables bitumineux de réhabiliter tous les sols perturbés par leurs activités d'exploitation. Avant même le premier coup de pelle, les exploitants doivent avoir développé des plans de réhabilitation et de neutralisation couvrant le cycle de vie complet du projet.

Les activités d'exploitation de sables bitumineux ont des cycles de vie longs et s'étendent généralement sur plus de 40 ans. Durant cette période, un accès au sol est requis pour exploiter les gisements et accueillir l'infrastructure nécessaire aux opérations de transport, d'extraction et de traitement du minerai.

Avant le lancement de l'exploitation, la matière qui recouvre les gisements de sables bitumineux est retirée et stockée afin d'être préservée en vue de la réhabilitation du terrain. Cela représente un impact temporaire sur la fonction écologique du sol pendant une période donnée et souligne l'importance de la réhabilitation pour le retour du sol à un usage productif.

La réhabilitation implique le remblayage des zones exploitées avec les résidus et le rétablissement de courbes de niveau intégrées au paysage naturel. La matière précédemment récupérée, notamment la terre végétale, est alors remise en place, et une végétation adaptée y est plantée. Sans retrouver exactement le paysage d'origine, le sol perturbé par nos opérations d'exploitation de sables bitumineux sera réhabilité à un état compatible avec une forêt boréale autonome commune dans cette région, tel que l'exige la loi.

Nous nous engageons à lancer une réhabilitation à grande échelle de nos zones d'exploitation dans les 20 ans suivant la première perturbation du sol. Bien que la réhabilitation complète soit un processus progressif qui nécessite plusieurs dizaines d'années, nous menons des travaux de réhabilitation en permanence sur nos sites, avant même d'en avoir l'obligation.

En 2015, nous avons réhabilité 19,7 hectares (ha) de terre et planté plus de 91 000 arbres et arbustes indigènes sur notre site d'exploitation. Shell a également planté 5 300 plants de jonc odorant (acorus calamus), une plante des milieux humides à laquelle les groupes autochtones locaux prêtent des vertus médicinales. Les graines des plantes sont récoltées localement dans le cadre de la coopérative Oil Sands Vegetation Cooperative (OSCV), sous l'égide de Shell. Ces graines sont stockées dans une serre jusqu'à leur utilisation lors de la réhabilitation du sol.

À ce jour, nous avons récupéré et stocké environ 46 Mm3 de terre en vue d'une réhabilitation future, et nous avons réhabilité de manière permanente 185 ha de terrain au total sur notre site d'exploitation. Depuis mars 2016, nous avons préservé 697 ha de terrain à travers notre partenariat avec l'Alberta Conservation Association. Avec la Forêt du nord vrai de Shell, située au nord de Grande Prairie, en Alberta, et le ranch de conservation Buffalo Hills, au sud-est de Calgary, en Alberta, le bilan de conservation de Shell Canada vient de dépasser la barre des 4 000 ha dans cette province.

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Nos objectifs

Objectifs à long terme pour les sols

  • Réduire notre empreinte au niveau des sols
  • Augmenter les zones de réhabilitation
    • Utiliser des zones de conservation pour compenser les perturbations générées
    • Intégrer la planification et l'exécution de l'exploitation, de l'élimination des déchets et de la réhabilitation
    • Continuer à offrir aux parties prenantes, notamment aux populations autochtones, des opportunités de participation dans les travaux de réhabilitation
    • Améliorer les technologies de gestion des résidus pour optimiser la réhabilitation

Objectif visé

Bilan de perturbation des sols neutre

 

Données des sols

Sols

2011 2012 2013 2014 2015

MRM

Empreinte totale des activités – mine + usine (ha) 7 165 8 156 8 281 8 353 8 356
Réhabilitation permanente (ha) (cumul) 12,0 38,7 166,1 166,1* 166,1
Réhabilitation temporaire (ha) (cumul) 202,0 196,0 158,0 154,2 154,2

JPM

Empreinte totale des activités – mine + usine (ha) 4 301 4 925 5 179 5 607 5 337
Réhabilitation permanente (ha) (cumul) 0 0 0 0 19,7
Réhabilitation temporaire (ha) (cumul) 5,6 3,3 57,1 57,4 57,4

 * Ce chiffre a été arrondi à l'unité inférieure dans le rapport de rendement de 2014 sur les sables bitumeux; il est ici rectifié.

Résidus

Employé Shell sur le site d'Albian Sands

Le minerai de sables bitumineux est traité avec de l'eau chaude, qui permet de séparer le sable du bitume. Le terme « résidus » est employé pour désigner le sable, le limon, l'argile, l'eau et les hydrocarbures résiduels qui restent après séparation du bitume.

Les résidus sont une composante importante de toute activité minière. Les bassins de réception des résidus nous permettent de recycler l'eau et de réduire la quantité d'eau de rivière nécessaire au processus de production. Environ 80 % de l'eau que nous utilisons dans nos activités de sables bitumineux est recyclée à partir de ces bassins sur nos exploitations.

Les résidus sont d'abord stockés dans des installations hors-sol, avant d'être déposés dans le puits épuisé. Ce procédé de remblayage du puits commence après environ huit à dix années d'exploitation, lorsque l'exploitation a suffisamment avancé pour permettre la construction d'un parc de confinement dans la zone abandonnée. Nous avons commencé la dépose des résidus en puits à la mine de la rivière Muskeg, où 8,9 km2 environ de la zone de stockage des résidus est en puits.

Les résidus sont consciencieusement gérés pour minimiser l'impact sur l'environnement et sur la faune et la flore locales. Le processus de séparation laisse du bitume résiduel en faible quantité, qui peut se retrouver dans les résidus et flotter à la surface, entraînant alors un risque pour le gibier d'eau. Les résidus sont sous surveillance permanente, et nous utilisons des technologies dissuasives sophistiquées pour empêcher les oiseaux de venir se poser sur l'eau.

Sur les sites des mines de la rivière Muskeg et de Jackpine, les zones de stockage des résidus couvraient 42,9 km2 fin 2015. Ce chiffre est en adéquation avec le développement planifié des mines, la taille des bassins de résidus ayant augmenté à la fois pour soutenir la production actuelle et accélérer la réhabilitation des bassins plus anciens.

Nous comptons lancer le processus de réhabilitation de nos bassins externes sur le site de la mine de la rivière Muskeg entre 2020 et 2025, alors que de plus en plus de résidus sont déposés dans des puits.

Si l'eau des bassins de réception de résidus est constamment recyclée, des particules de sable contenues dans ces mélanges se déposent relativement facilement au fond des bassins, mais les minuscules particules d'argile et de limon, appelées fines ou résidus fins fluides (FFT, Fluid Fine Tailings), restent en suspension dans le liquide pendant de nombreuses années avant de se déposer. Cela augmente le délai de valorisation des résidus et l'espace nécessaire pour les stocker.

Une fois l'eau retirée des résidus, la matière sèche restante peut être mélangée et traitée pour produire une substance utilisable dans le processus de réhabilitation.

Nous avons investi environ 465 millions de dollars ces dix dernières années dans le développement de technologies capables d'accélérer l'assèchement ou la déshydratation des FFT. En 2015, nous avons traité environ 5,1 Mm3 de FFT dans nos mines par des procédés d'assèchement, de floculation et de centrifugation.

Politique et réglementation en matière de résidus

En mars 2015, le gouvernement de l'Alberta a voté le Tailings Management Framework (TMF), une politique sur la gestion de l'accumulation et de la réhabilitation des bassins de résidus existants et nouveaux. Le TMF et la réglementation associée s'appliqueront à la gestion des résidus tout au long du cycle de vie d'un projet et incluront des limites d'accumulation de résidus. Ce cadre garantira également le traitement et la valorisation progressive des résidus, ainsi que la préparation de tous les résidus fluides en vue de leur valorisation (« ready-to-reclaim », ou « prêts à être valorisés », selon les termes du TMF) dans les 10 ans suivant la fin de vie de la mine. Nous poursuivons nos efforts d'amélioration des technologies de traitement des résidus afin de traiter les FFT contenant un pourcentage élevé de particules fines.

Données sur les résidus

Résidus fins fluides par an

2011 2012 2013 2014 2015

MRM

Croissance des résidus fins fluides (millions m3) 6,0 8,7 8,3 N/A* 6,4
Total de résidus fins fluides (millions m3) N/A N/A N/A N/A 94,4***
Captage de fines (millions m3) 1,5 2,45 3,17 7,06** N/A

JPM

Croissance des résidus fins fluides (millions m3) 4,9 4,14 3,59 N/A* 4
Total de résidus fins fluides (millions m3) N/A N/A N/A N/A 23,6***
Captage de fines (millions m3) 0,91 1,63 1,78 1,17 N/A

Les chiffres de captage de fines correspondent aux résidus fins qui ont été activement traités à l'aide d'une technologie de traitement des résidus.

*Suite à l'application du Tailings Management Framework et à la suspension subséquente de la directive D074 par l'organisme de réglementation de l'énergie de l'Alberta (Alberta Energy Regulator, AER), de nouveaux paramètres de déclaration sont en cours de développement dans le cadre de la directive D085. Les volumes 2014 ont été ajustés pour établir la référence des résidus fluides antérieurs (1er janv. 2015). Cet ajustement rend les chiffres de la croissance annuelle de 2014 non applicables. À compter de 2015, le volume total est déclaré selon les exigences de la directive D085.

**En 2014, Shell a été félicitée pour ses efforts de captage de fines d'une année antérieure, jusqu'alors non reconnus.

***Ces volumes ont été mesurés dans le bassin de réception de résidus fin juin 2015. (Ces chiffres sont déclarés chaque année en juin.)

Investir dans la communauté

Encourager et maintenir de bonnes relations de travail avec les communautés locales est une valeur fondamentale de Shell. Ce sont nos parties prenantes qui nous accordent notre licence sociale pour opérer. Nos engagements actifs et notre pratique de l'écoute et de l'échange nous permettent d'apprendre des idées, des expériences et des inquiétudes des populations vivant à proximité de nos sites et des personnes qui s'intéressent à nos activités.

Le cycle de vie moyen d'un projet de sables bitumineux étant généralement de 40 ans, nous avons un intérêt à long terme dans les communautés au sein desquels nous opérons. Nous nous engageons à travailler avec les communautés affectées par nos projets et nos opérations, afin de limiter les impacts et de fournir des avantages à ces populations.

Autochtones visitant le site de Sharkbite

Communautés autochtones

Shell travaille en étroite collaboration avec des populations autochtones du Canada depuis de nombreuses années. Nos engagements comprennent la consultation directe des communautés sur nos projets et opérations, une interaction et une collaboration permanentes avec celles-ci par le biais de comités de relations du secteur et via notre engagement officiel auprès des aînés et des chefs Métis et des Premières Nations.

Nous accordons une grande importance aux points de vue et remarques des communautés autochtones dans notre développement et avons réussi à établir un certain nombre d'accords avec plusieurs groupes locaux des Premières Nations et du peuple Métis.

Shell offre des opportunités à des entreprises et des résidents locaux qualifiés, en s'assurant que les entreprises autochtones puissent participer aux processus d'embauche et de sous-traitance. Depuis 2005, dans le cadre du projet Athabasca Oil Sands Project (AOSP), Shell a investi plus d'1,8 milliard de dollars dans plus de 70 entreprises et sous-traitants autochtones proposant un large éventail de produits et de services pour nos opérations.

Relations progressistes avec les autochtones

Shell a reçu une certification Or dans le cadre du programme « Progressive Aboriginal Relations » (PAR). Sponsorisé par le Conseil canadien pour le commerce autochtone (CCCA), ce programme récompense le leadership et la performance d'entreprise dans les relations avec les autochtones.

Cette certification est reconnue comme un indicateur de fiabilité en tant que partenaire commercial, lieu de travail où il fait bon travailler et d'engagement en faveur de la prospérité des communautés autochtones. Les rapports soumis par les entreprises participantes font l'objet d'une vérification tierce indépendante, et le niveau final de certification est déterminé par un jury composé de professionnels autochtones.

En savoir plus sur la certification PAR de Shell

Investissement social

L'investissement social est notre contribution volontaire aux communautés du Canada. Nous cherchons à lancer et à soutenir des programmes pertinents pour nos activités, et concentrons notre investissement social dans les domaines des sciences, de l'éducation, de l'innovation et des compétences professionnelles.

En 2015, Shell a versé environ 2,2 millions de dollars de contribution au projet AOSP et ses opérations in situ. Tous les chiffres d'investissement social correspondent aux contributions en faveur du projet AOSP, sauf indication contraire. Les investissements sociaux du projet AOSP fournis sont indiqués proportionnellement aux parts détenues dans la coentreprise : Shell Canada Energy 60 %, Chevron Canada Limited 20 %, Marathon Oil Canada Corporation 20 %.

Indspire

Indspire est un organisme de bienfaisance agréé dirigé par des autochtones, qui œuvre en faveur de l'éducation des populations autochtones pour le bénéfice de chacun, mais aussi des familles, des communautés et de notre pays.

C'est avec fierté que Shell est devenu parrain et fondateur du module Indspire intitulé « Industry in the Classroom: Careers in Oil and Gas », en 2014. Ce programme a pour objectif de motiver les étudiants autochtones et de leur donner les moyens de continuer leurs études et de faire des projets d'avenir, en se concentrant sur les opportunités existantes dans le secteur gazier et pétrolier.

En savoir plus sur notre soutien à Indspire

En savoir plus sur les Indspire Awards 2016, récompensant les réalisations autochtones

Projet d'amélioration des immobilisations de Radway Fish Pond

Shell a investi 50 000 dollars dans la reforestation de Radway Fish Pond. La nouvelle végétation sera composée d'arbres à feuillage persistant, qui fourniront de l'ombre et amélioreront l'espace ouvert de cette zone. Le financement permettra également d'installer un abri de pique-nique pour accueillir les rassemblements communautaires.

Programmes scolaires « Inspire the Wonder » (traduction littérale: « Inspirer le merveilleux »)

Les programmes scolaires « Inspire the Wonder » ont été créés pour permettre aux élèves de faire des expériences, des démonstrations et des découvertes par le biais d'ateliers pratiques et interactifs, conçus pour faire des sciences une discipline ludique, simple à comprendre et adaptée aux conditions de vie de l'Ouest canadien. Shell a versé 450 000 dollars pour financer ces programmes afin d'éduquer et de divertir jusqu'à 185 000 élèves du primaire et du secondaire chaque année.

Programme « Steps Forward » (traduction littérale: « Des pas en avant »)

Shell a investi 450 000 dollars sur trois ans en soutien au programme « Steps Forward Program » de la Première nation de Fort McKay. Ce programme est ouvert à tous les membres de la communauté de Fort McKay. Ce projet de développement de la main-d'œuvre a pour objectif d'aider les membres de la communauté à mieux cerner leurs intérêts, leurs compétences et leurs aptitudes, tout en leur offrant des opportunités de développement personnel et professionnel.

Programme Premières Nations, Métis et Inuits (First Nation, Métis & Inuit, FNMI)

Shell soutient le programme Premières Nations, Métis et Inuits du district des écoles catholiques de Fort McMurray, avec un investissement social pluriannuel de 105 000 dollars, pour une infrastructure en faveur de la réussite éducative et du développement d'une main-d'œuvre aborigène. Ce programme développe et soutient divers services et programmes éducatifs visant à offrir aux étudiants la possibilité de mieux comprendre et apprécier l'histoire, la culture et le mode de vie des populations aborigènes.

Initiative « Linking Our Youth, Community, Land Culture & Education » (traduction littérale: « Mettre en relation nos jeunes, notre communauté, la culture du pays et l'éducation »)

Pour la première fois en 2015, nous nous sommes engagés sur plusieurs années aux côtés de la Northland School Division 61, avec un investissement social total de 255 000 dollars en faveur du développement et de la mise en œuvre d'un programme d'apprentissage axé sur le territoire à l'Athabasca Delta Community School de Fort Chipewyan, dans l'Alberta. Ce programme met en relation des aînés, des jeunes et la communauté, et soutient le programme scolaire par le biais d'activités culturelles et linguistiques pratiquées sur le territoire.

Programme de formation sur Internet sur la gestion de l'eau et des eaux usées de Northern Lakes College

Face à la demande de spécialistes en gestion de l'eau de divers secteurs, Shell a accordé 50 000 dollars de son budget d'investissement social in situ au Northern Lakes College pour le développement d'un cours en ligne dédié à la gestion de l'eau et des eaux usées. Ce programme sur Internet sera ouvert à toutes les communautés de la région de Peace River.

Parrainages

Shell Place

En 2015, Shell Canada et ses partenaires de la coentreprise du projet Athabasca Oil Sands Project (AOSP), Chevron Canada Limited et Marathon Oil Canada Corporation ont fêté l'inauguration de Shell Place à Fort McMurray, dans l'Alberta. En tant que partenaire titre, Shell a contribué au financement du projet d'expansion du complexe MacDonald Island Park. Ce complexe sportif et de loisirs très demandé permet aux résidents de la région d'accéder à des activités et des services contribuant à l'amélioration de leur qualité de vie. Il abrite un stade multisports, un terrain de baseball et le plus grand espace partagé par des organismes à but non lucratif de la région.

Jeux d'été de l'Ouest canadien

En 2015, la municipalité régionale de Wood Buffalo, dans l'Alberta, a accueilli les Jeux d'été de l'Ouest canadien, réunissant 1 800 jeunes athlètes, 400 entraîneurs et des milliers de spectateurs et de visiteurs. En tant que parrain exclusif de l'organisation des Jeux, Shell a financé les uniformes, les repas et les outils de formation de plus de 3 000 bénévoles. Plus de 100 comités ont consacré plus de 250 000 heures à l'organisation et au déroulement des Jeux pour assurer le succès de l'événement.

 

Investissement social et communautaire
         

Montant versé au titre de l'investissement social (millions $)

2011 2012
2013 2014 2015
3,4 3,9 4,2 3,6 2,2

Montant versé au titre de l'emploi des autochtones (millions $)

2011 2012 2013 2014 2015
159 175 206 182 121

Glossaire

Athabasca Oil Sands Project (AOSP)

Coentreprise entre Shell Canada Limited (gestionnaire et propriétaire à 60 %), Chevron Canada Limited (20 %) et Marathon Oil Canada Corporation (20 %), le projet AOSP comprend les mines de la rivière Muskeg et de Jackpine, situées au nord de Fort McMurray, dans l'Alberta, ainsi que l'usine de valorisation de Scotford et le projet Quest de captage et de stockage de carbone, près d'Edmonton, dans l'Alberta également.

Bitume

Hydrocarbure épais, également appelé pétrole lourd.

Centrifugation

Utilisation de la force centrifuge pour extraire l'eau de traitement des résidus fins fluides.

CO2e

Équivalent-dioxyde de carbone, qui mesure le potentiel de réchauffement global sur 100 ans d'un gaz spécifique par rapport au CO2. (Source : Specified Gas Emitters Regulation)

Émissions directes

Émissions de gaz spécifiques émanant de sources contrôlées directement par le site d'exploitation, en tonnes de CO2e.

Effluent

Eaux usées (traitées ou non) s'écoulant d'une usine de traitement, d'un égout ou d'un complexe industriel. (Source : Environment Canada)

Intensité des émissions

Quantité de gaz spécifiques provenant d'une usine par unité de production.

Floculation

Association de particules ou de petits groupes de particules en agrégats de particules, ou « flocs ».

Gaz à effet de serre (GES)

Désignent principalement le dioxyde de carbone (CO2), le méthane (CH4) et le protoxyde d'azote (N2O), qui contribuent tous au réchauffement de l'atmosphère de la planète. (Source : Gouvernement de l'Alberta, Ministère de l'Énergie)

ha

Hectare. Unité de superficie égale à un carré de 100 mètres de côté.

In situ

Désigne différentes méthodes de récupération du bitume à partir de gisements situés à une grande profondeur sous terre, telles que l'injection de vapeur ou de solvants, le chauffage électrique et la production à froid.

JPM

Mine de Jackpine.

km2

Kilomètre carré. Unité de superficie égale à un carré d'un kilomètre de côté.

Fréquence des accidents avec arrêt de travail

Taux d'accidents déclarés nécessitant un arrêt de travail par million d'heures d'exposition travaillées.

MRM

Mine de la rivière Muskeg.

Mm3

Millions de mètres cubes.

m3

Mètre cube. Unité de volume ou capacité égale à 1 000 litres.

Mt (mégatonne)

Mégatonne. Unité de poids égale à un million de tonnes.

Réhabilitation

Désigne la remise en état d'un sol perturbé afin de lui redonner des propriétés équivalentes à celles qu'ils possédaient avant leur perturbation. Les terrains réhabilités sont restitués à la province de l'Alberta à la fin des opérations.

Résidus

Produits résiduels restant après l'extraction du bitume à partir du minerai de sables bitumineux; les résidus sont composés d'eau, de sable, d'argile, de métaux lourds et de bitume résiduel.

Émissions totales de GES

Émissions de GES provenant de sources directes et indirectes.

Fréquence des accidents déclarés

Taux d'accidents déclarés nécessitant une intervention médicale par million d'heures d'exposition travaillées.

Annexe

Remarque globale

Les données mentionnées dans le présent rapport ont été confirmées en date du 22 avril 2016. En cas de modifications importantes intervenant après l'établissement de ce rapport, ces données seront mises à jour dans le rapport publié l'an prochain.

CO2

L'intensité totale de CO2e est calculée d'après les émissions générées par les activités d'exploitation.

Investissement social

Les dépenses d'investissement social de Shell n'incluent pas le financement versé par Shell aux communautés autochtones locales dans le cadre des accords de développement durable ou des accords d'embauche locale.

Mise en garde

Les entreprises dans lesquelles Royal Dutch Shell plc possède une participation directe ou indirecte sont des entités distinctes. Dans le présent rapport, toute référence à « Shell » se rapporte spécifiquement aux activités d'exploitation de sables bitumineux de Shell au Canada. De même, les termes « nous », « notre » et « nos » font également référence aux activités d'exploitation de sables bitumineux de Shell au Canada en général ou de ses sous-traitants. Ces expressions sont aussi utilisées lorsqu'il n'y a pas lieu de désigner une ou plusieurs sociétés en particulier. Dans le présent rapport, les termes « filiales », « filiales de Shell » et « sociétés de Shell » désignent les sociétés sur lesquelles Royal Dutch Shell plc exerce son contrôle, directement ou indirectement. Les entités et les entreprises non constituées en société sur lesquelles Shell exerce un contrôle conjoint sont généralement désignées respectivement par les termes « coentreprises » et « activités conjointes ».

Les entités dans lesquelles Shell exerce une influence notable mais sans contrôle, conjoint ou non, sont désignées comme des « associés ». L'expression « intérêt de Shell » est utilisée par commodité pour désigner une participation directe et/ou indirecte de Shell dans une coentreprise, un partenariat ou une société, après exclusion de toutes les participations de tiers.

Le présent rapport contient des énoncés prospectifs sur la situation financière, les résultats d'exploitation et les activités de Royal Dutch Shell plc. Tous les énoncés, sauf les énoncés de faits historiques, sont ou peuvent être considérés comme des énoncés prospectifs. Ces énoncés prospectifs sont des déclarations prévisionnelles fondées sur les attentes et hypothèses actuelles de la direction, et comportent des risques et incertitudes, connus ou non, susceptibles de faire différer sensiblement les résultats, le rendement ou les événements réels de ceux évoqués explicitement ou implicitement dans ces énoncés. Ces énoncés prospectifs comprennent, entre autres, des énoncés sur l'exposition potentielle de Royal Dutch Shell plc aux risques du marché et des énoncés exprimant les attentes, convictions, estimations, prévisions, projections et hypothèses de la direction.

Ces énoncés prospectifs se caractérisent par l'utilisation de verbes ou d'expressions comme « anticiper », « croire », « pouvoir », « estimer », « s'attendre à », « buts », « avoir l'intention de », « peut-être », « objectifs », « perspective », « plan », « probablement », « projeter », « risques », « calendrier », « rechercher », « vouloir », « cible », « viser » ou d'autres termes et expressions similaires. Un certain nombre de facteurs peuvent influencer les activités futures de Royal Dutch Shell plc et faire en sorte que les résultats soient sensiblement différents de ceux exprimés dans les énoncés prospectifs figurant dans le présent rapport, y compris (sans s'y limiter) : (a) les fluctuations de prix du pétrole brut et du gaz naturel; (b) les variations de la demande concernant les produits de Shell; (c) les fluctuations du cours des devises; (d) les résultats de forage et de production; (e) les estimations des réserves; (f) la perte de parts de marché et la concurrence; (g) les risques écologiques et physiques; (h) les risques liés à l'identification d'éventuelles acquisitions appropriées et la réussite des négociations et transactions en découlant;

(i) les risques liés aux activités commerciales dans les pays en développement et les pays faisant l'objet de sanctions internationales; (j) l'évolution des mesures législatives, fiscales et réglementaires, notamment l'adoption de mesures réglementaires relatives au réchauffement climatique; (k) la conjoncture économique et financière dans divers pays et régions du monde; (l) les risques politiques, notamment les risques d'expropriation et de renégociation des dispositions contractuelles avec les gouvernements, les retards ou anticipations d'autorisation des projets et le retard de remboursement des coûts partagés; et (m) les modifications des conditions des échanges commerciaux. Tous les énoncés prospectifs contenus dans le présent rapport sont expressément et intégralement fournis sous réserve de la mise en garde qui précède. Les lecteurs ne doivent pas accorder une confiance excessive à ces données prospectives. D'autres facteurs susceptibles d'affecter les résultats futurs sont présentés dans le formulaire 20-F de Royal Dutch Shell plc pour l'exercice clos au 31 décembre 2015 (disponible sur www.shell.com/investor et www.sec.gov). Ces facteurs de risques s'appliquent expressément à tous les énoncés prospectifs contenus dans le présent rapport et doivent également être pris en compte par le lecteur.

Chaque énoncé prospectif s'entend uniquement en date du présent rapport, à savoir le 22 avril 2016. Royal Dutch Shell plc et ses filiales ne sont aucunement tenues de mettre à jour ou de réviser publiquement les énoncés prospectifs en fonction de nouvelles informations, d'événements futurs ou d'autres données. Au vu de ces risques, les résultats peuvent être sensiblement différents de ceux évoqués explicitement ou implicitement dans les énoncés prospectifs du présent rapport, ou susceptibles d'en être déduits.

Il est possible que nous ayons utilisé, dans le présent rapport, certains termes comme le mot « ressources », que la SEC (Securities and Exchange Commission) nous interdit formellement d'employer dans les documents que nous lui transmettons. Les investisseurs américains sont priés de lire attentivement la déclaration figurant dans notre formulaire 20-F, dossier 1-32575, disponible sur le site Web de la SEC à l'adresse www.sec.gov.

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