Sciences dessus dessous

Archive, juin 2013

La nuit de 8 heures, dormie d’un seul trait, est un idéal occidental auquel bien des gens, malheureusement, ne parviennent pas à se conformer. Ou bien ils se tournent et se retournent sans fin dans leur lit en attendant un sommeil qui refuse d’arriver (c’est souvent le cas des anxieux), ou alors ils sont incapables de rester endormis assez longtemps pour se reposer autant qu’ils en ont besoin. Or plus la science creuse la question, plus elle trouve que le problème n’est pas toujours dans leur tête, mais souvent dans cet idéal moderne d’un «bloc solide» de 8 heures de sommeil, lit-on dans la dernière livraison de la revue Nature en éditorial.

Ces dernières années, des recherches historiques qui n’ont peut-être pas eu l’écho qu’elles méritaient ont en effet montré qu’avant que l’éclairage nocturne ne devienne la norme, les gens se couchaient en moyenne plus tôt et dormaient en deux ou trois fois, entrecoupées par des périodes d’éveil où ils parlaient entre eux, ou travaillaient un peu, ou avaient des relations sexuelles, ou même rendaient visite aux voisins, me disait récemment le psychologue et spécialiste du sommeil de l’Université Laval Charles Morin. Bien des textes datant d’avant la Révolution industrielle parle du «second sommeil» comme d’une chose qui allait de soi.

Cela impliquait cependant d’étendre sa nuit sur une couple d’heures de plus qu’on ne le fait aujourd’hui ce qui, avec les horaires serrés d’aujourd’hui, est désormais assez difficile à faire — parlez-en à ceux qui ont des enfants. Mais si notre régime de sommeil actuel n’est pas celui qui convient le mieux à l’espèce humaine, alors cela pourrait signifier qu’«aller se coucher et se lever à des moments qui ne sont pas naturels serait le comportement à risque le plus fréquent dans nos sociétés», écrit Till Roenneberg, chronobiologiste de l’Université Ludwig-Maximilian, en Allemagne, dans cet autre texte (payant) qui vient de paraître dans Nature.

Ce n’est peut-être pas un hasard, argue-t-il, si 80 % des gens ont besoin d’un réveil-matin pour se lever, mais simplement la conséquence d’habitudes de sommeil qui se sont graduellement désynchronisées des besoins du corps depuis 150 ans. Ses recherches ont démontré que les adultes dorment en moyenne 7 heures les jours de semaine, contre 8 heures les jours de congé. Pire encore, nous dormons maintenant 38 minutes de moins du lundi au vendredi qu’il y a une dizaine d’années — mais le dodo du week-end est demeuré stable.

Compte tenu des conséquences qu’il peut y avoir à mal dormir (obésité, difficulté de concentration, dépression, etc.), écrit M. Roenneberg, il est impératif de déterminer si notre régime actuel de sommeil est «contre nature».

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Mercredi 26 juin 2013 | Mise en ligne à 12h22 | Commenter Commentaires (25)

Inversion du pipeline : le bitume dilué pas plus corrosif

Décidément, les études politiquement chargées sur le thème général des hydrocarbures viennent en talles… Après celle de lundi sur les puits d’eau potable qui seraient contaminés par du méthane à cause des gaz de schiste, voilà que la National Academy of Sciences, (NAS) aux États-Unis vient de publier un rapport qui était très attendu sur l’épineuse question de savoir si le bitume dilué est plus corrosif pour les oléoducs que le pétrole «régulier».

La question est politiquement très épineuse par les temps qui courent, tant au Canada qu’aux États-Unis, à cause des efforts que fait l’Alberta pour exporter le pétrole qu’elle extirpe des sables bitumineux. Ce pétrole, qui est nettement plus lourd que celui provenant d’autres sources (d’où son nom de bitume), est souvent traité pour devenir l’équivalent du pétrole «normal» (on parle alors de syncrude), mais il arrive aussi qu’il soit simplement dilué avant d’être poussé dans les tuyaux. Bien des opposants au mégaprojet de pipeline Keystone, aux États-Unis, et au projet d’inversion du flux de l’oléoduc Sarnia-Montréal ont fait valoir au cours des derniers mois que le dilbit (diluted bitumen) comme disent les anglophones, est plus corrosif que le pétrole normal et que ces projets allaient augmenter les risques de déversement.

Or la conclusion de la NAS est sans appel :«Le comité n’a trouvé aucune cause de fuite (pipeline failure) qui serait unique au bitume dilué. De plus, le comité n’a trouvé aucun indice permettant de croire que les caractéristiques physiques et chimiques du bitume dilué sont à l’extérieur de la fourchette des autres types de pétrole, ni que d’autres aspects de son transport par pipeline rendraient le bitume dilué plus susceptible de causer des déversements que les autres types de pétrole.»

Cette conclusion rejoint celle à laquelle des chercheurs fédéraux canadiens sont arrivés l’automne dernier.

Comme je l’ai déjà écrit dans une chronique récente, il y a certainement d’autres raisons, mieux fondées que celle-ci, de s’opposer au transport du pétrole albertain vers de nouveaux débouchés. L’exploitation des sables bitumineux est en effet beaucoup plus polluante que l’extraction de pétrole conventionnel. Ce n’est pas pour rien que l’Alberta a émis trois fois plus de CO2 que le Québec en 2011, malgré une population 2,2 fois moindre — et c’est sans compter les émissions d’environ 300 tonnes par jour de dioxyde de soufre, un des polluants à l’origine des pluies acide, dans la seule région de Fort McMurray.

Mais on sait désormais ce que vaut l’argument populiste selon lequel le bitume dilué pose un plus grand danger de déversement.

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Mardi 25 juin 2013 | Mise en ligne à 15h19 | Commenter Commentaires (2)

Petite fournée d’études sur les gaz de schiste

On en a peu parlé, mais les dernières semaines ont vu se publier une série d’études sur l’impact (ou l’absence d’impact) des gaz de schiste sur l’environnement. Je prendrai donc prétexte de la plus récente, publiée hier dans les Proceedings of the National Academy of Sciences, pour faire un petit rattrapage…

En 2011, le chercheur en sciences environnementales de l’Université Duke Robert Jackson avait publié dans les mêmes PNAS une étude sur l’eau de puits des États de New York et de la Pennsylvanie. Aucune trace de contamination par les liquides de fracturation — mélange d’eau, de sable et de produits chimiques injecté à haute pression dans le sol pour fissurer la roche et libérer le gaz qui s’y trouve — n’avait été détectée, mais les chercheurs avaient trouvé des signes assez forts de contamination par le gaz naturel. Les concentrations de méthane, d’éthane et de propane étaient en effet nettement plus élevées dans les échantillons d’eau prélevés proche (1 km ou moins) d’un puit de gaz naturel que dans les autres. L’étude ne portait cependant que sur 60 puits d’eau, ce qui était un très petit échantillon.

M. Jackson et son équipe ont, depuis, poursuivi leurs efforts et ont publié hier une mise à jour de leur étude, portant cette fois-ci sur 141 échantillons d’eau potable. Et les résultats vont dans le même sens : il y a plus de gaz dans la nappe phréatique à proximité des puits de gaz naturel. En outre, la source de ces gaz semble bien être «thermogénique» — créé par la chaleur, par opposition au gaz biogénique produit par des bactéries dans le sol —, ce qui suggère qu’il provenait des formations géologiques visées par l’industrie. L’éthane (C2H6) et le propane (C3H8), en effet, sont deux composantes du gaz naturel qui, contrairement au méthane (CH4), ne sont presque jamais produits par des bactéries, et M. Jackson les en trouvé en concentrations beaucoup plus grande près des puits de gaz — jusqu’à 23 fois plus (0,18 mg/l vs 0,008) dans le cas de l’éthane. Les isotopes du carbone suggèrent la même chose. Comme en 2011, aucune trace de liquides de fracturation n’a été trouvée.

Il demeure possible que les concentrations de gaz dans l’eau augmentent avec la proximité de puits de gaz parce que les gens et les gazières auraient tendance à s’établir dans des endroits où ces gaz percolent naturellement vers la surface. Mais M. Jackson a également mesuré la distance entre ses échantillons et les fonds de vallée (de même que le «front structurel des Appalaches», une sorte de cassure géologique naturelle) et n’a pas trouvé de relation aussi forte qu’avec la proximité des puits de gaz. La piste de la contamination causée par la fracturation hydraulique demeure donc plausible.

Cependant, il faut ajouter ici que l’échantillon de M. Jackson demeure mince et que ses résultats tranchent avec d’autres études.

- En début d’année, une étude du U.S. Geological Survey et de Duke (à laquelle M. Jackson a d’ailleurs participé) basée sur 127 échantillons en Arkansas n’a trouvé aucun signe de contamination aux gaz de schiste — ni par les liquides de fracturations, d’ailleurs. Les auteurs ont comparé l’eau prélevée proche de puits de gaz à de l’eau recueillie plus loin, de même qu’à des résultats historiques d’analyse d’eau réalisée avant que l’industrie des gaz de shale ne s’installe en Arkansas.

- En mars, les PNAS ont publié une étude sur l’impact de la fracturation hydraulique sur les eaux de surface — c’est-à-dire les rivières, pas la nappe phréatique. Les chercheurs ont examiné les particules en suspension et la concentration de chlorure (les schistes gazifères sont souvent associés à des saumures qui sont par définition extrêmement salées, donc extrêmement riches en Cl) dans des rivières de Pennsylvanie en amont et en aval des puits de gaz, de même qu’avant et après l’installation de ces derniers. Le gros de leurs données provient de plus de 20 000 analyses d’eau effectuées entre 2000 et 2011, informations qu’ils ont recoupées avec la position des milliers de puits de gaz qui ont été forés et fracturés dans cet État. Résultat : quand la densité des forages augmentent de 1 écart-type, les particules en suspension en aval augmentent en moyenne de 5 % (ce qui peut s’expliquer par le camionnage, a priori), mais les concentrations de chlorures ne changent pas. La présence de stations d’épuration des eaux traitant les boues de fracturation, elle, a l’effet inverse : pas d’incidence sur les particules en suspension, mais quand la densité des stations monte de 1 écart-type, alors les chlorures sont en moyenne 10 à 11 % plus concentrés. Ça montre que les stations d’épuration ont certaines difficultés à traiter l’eau salée, mais en pratique la différence que cela fait est assez faible — l’eau douce comporte typiquement environ 10 milligrammes par litre de Cl, alors on parle ici de passer de 10 à 11 mg/l, ou de 10 à 12 ou 13 mg/l pour les cas plus extrêmes.

- En mai, la revue Science a publié une revue des études documentant l’effet de l’exploitation de gaz de schiste sur la qualité de l’eau. Ses auteurs, menés par Radislav Vidic, de l’Université de Pittsburgh, concluent que depuis que la fracturation hydraulique est utilisée par l’industrie du gaz et du pétrole, celle-ci y a eu recours plus de 1 million de fois et qu’un seul cas possible de contamination de la nappe phréatique par des liquides de fracturation (à Pavillion, au Wyoming, où la fracturation fut faite à des profondeurs très faibles) a été documenté, et encore cette hypothèse est toujours débattue. M. Vidic argue en outre que les concentrations de gaz dans l’eau mesurées par M. Jackson se situent dans la fourchette de variabilité naturelle de la région et que les études faites sur le mode «avant/après le forage» (la meilleure méthode) sont toutes négatives. Mais le traitement des boues de fracturation est une question-clef, selon M. Vidic, à cause des quantités impliquées — de l’ordre de quelques millions de litres par puits — et parce qu’à mesure que l’exploitation «mature» dans une région, le rythme des forages diminue et les occasions de réutiliser ces eaux usées (ce que l’industrie fait souvent) se font plus rares.

Bref, comme je l’ai déjà dit ici, le portrait qui se dégage de tout ceci est qu’il semble de plus en plus que nous avons eu tort, en 2010, de faire autant de bruit sur les eaux de fracturation. Il reste et restera toujours un risque «anecdotique» d’accident, mais les données ne montrent pas de risque «systématique», aucun signe que la fracturation est intrinsèquement dangereuse à cause de ses eaux usées. Mais la question de la contamination par le gaz, elle, demeure ouverte, d’autant plus que deux échantillonnages récents faits au-dessus de champs gaziers par la National Oceanic and Atmospheric Administration, aux États-Unis, ont trouvé des concentrations élevées de méthane dans l’air.

Il n’est pas clair si ces mesures s’expliquent par des équipements (gazoducs, compresseurs, etc.) qui fuient, une fracturation hydraulique mal contrôlée, un défaut dans le bétonnage des forages ou par des phénomènes naturels, mais c’est certainement un point qu’il faudra élucider avant de se lancer dans l’exploitation du shale de l’Utica, dans la vallée du Saint-Laurent, il me semble.

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