Délibérations du comité sénatorial permanent de
l'Énergie, de l'environnement et des ressources naturelles

Fascicule 8 - Témoignages du 10 juin 2010


OTTAWA, le jeudi 10 juin 2010

Le Comité sénatorial permanent de l'énergie, de l'environnement et des ressources naturelles se réunit aujourd'hui, à 8 h 7, pour étudier l'état actuel et futur du secteur de l'énergie du Canada (y compris les énergies de remplacement); (sujet : l'exploration et le forage pétrolier/gazier au large des côtes du Canada : la situation actuelle des activités/règles et règlements applicables.)

Le sénateur W. David Angus (président) occupe le fauteuil.

[Traduction]

Le président : Bonjour. Je souhaite la bienvenue à mes collègues, aux journalistes, aux personnes présentes dans la salle, aux témoins spéciaux et à ceux qui suivent nos travaux sur CPAC et sur le Web. Nous poursuivons les séances d'urgence du Comité sénatorial permanent de l'énergie, de l'environnement et des ressources naturelles que nous avons décidé de tenir à la suite de l'accident tragique survenu sur la plate-forme Deepwater Horizon dans le golfe du Mexique. L'objectif de ces séances n'est pas d'étudier dans le détail les causes de cet accident en particulier ni le forage en eau profonde en général. Nous souhaitons plutôt apaiser les inquiétudes des Canadiens et des Canadiennes concernant un éventuel accident de ce genre au large des côtes du pays.

Selon les résultats d'un sondage, 51 p. 100 des Canadiens estiment que toutes les activités de forage en mer, un secteur important de l'industrie canadienne, devraient cesser immédiatement. La plupart de ces personnes ont répondu que ces activités devraient être interrompues à jamais, et une grande partie, qu'elles devraient au moins cesser jusqu'à ce que des études approfondies aient été réalisées.

Nous avons entendu les organismes de réglementation, le ministre fédéral des Ressources naturelles et des représentants de Ressources naturelles Canada, RNCan. Nous avons aussi entendu des représentants de la World Wildlife Federation et de nombreuses personnes au fait de la situation au Canada. Je suis ravi de vous dire que nous avons été informés qu'il ne se fait actuellement aucun forage sur la côte Ouest du Canada ni dans l'Arctique. Le forage pétrolier et gazier est concentré au large des côtes de la Nouvelle-Écosse et de Terre-Neuve-et-Labrador.

Aujourd'hui, nous avons la chance d'accueillir les gens qui dirigent ces activités. Il s'agit de représentants de l'industrie, de Chevron Canada Limited. Monsieur MacInnis et monsieur MacLeod, nous sommes heureux de vous avoir parmi nous. Nous aurons grâce à vous une idée de la situation et des enjeux réels.

Mark MacLeod est vice-président, Canada atlantique, et David MacInnis est vice-président, Politiques, Affaires publiques et gouvernementales. Si vous le permettez, je vais dire quelques mots à votre sujet.

M. MacLeod a commencé à travailler pour Chevron en 1980, comme géophysicien dans le domaine de l'exploration à San Francisco. En 2000, il a été muté à Calgary pour travailler au projet Hebron, dont il est devenu le gestionnaire en 2002. En 2007, il a déménagé à Oslo pour occuper le poste de gestionnaire des opérations de Chevron en Norvège. En 2009, M. MacLeod a été nommé vice-président, Canada atlantique, et s'est installé à St. John's.

Monsieur MacInnis, je crois qu'avant d'entrer au service de Chevron Canada Resources, vous étiez président de l'Association canadienne de pipelines d'énergie, la CEPA, qui représente les entreprises de pipelines et d'hydrocarbures du Canada. Vous avez aussi été vice-président aux affaires publiques de l'Association canadienne des producteurs pétroliers, l'ACPP, qui représente les entreprises de forage en mer du Canada. En passant, nous entendrons l'ACPP et ses représentants auprès du gouvernement la semaine prochaine ou dans deux semaines.

Il serait bon que vous sachiez qui nous sommes. Je suis David Angus, de Montréal, et je préside ce comité. À ma droite se trouve le sénateur Grant Mitchell, de l'Alberta, vice-président du comité. À sa droite se trouve Mark Le Blanc, de la Bibliothèque du Parlement, qui nous aide dans la collecte de données et la recherche. À la droite de M. Le Blanc se trouvent le sénateur Tommy Banks, de l'Alberta, le sénateur Robert Peterson, de la Saskatchewan, le sénateur Daniel Lang, du Yukon, et le sénateur Dennis Patterson, du Nunavut, dans les Territoires du Nord-Ouest, qui nous rend visite aujourd'hui. Sénateur Patterson, j'espère que vous trouverez la séance d'aujourd'hui intéressante étant donné que vous suivez de près les délibérations du comité. À ma gauche se trouve Lynn Gordon, notre très compétente greffière. À sa gauche, le sénateur Richard Neufeld, de la Colombie-Britannique, le sénateur Linda Frum, de Toronto, le sénateur Fred Dickson, d'Halifax, le sénateur Judith Seidman, de Montréal, et le sénateur Bert Brown, de l'Alberta.

Vous nous avez entendus dire que vous suiviez nos délibérations. Nous avons été avisés des craintes selon lesquelles une réaction exagérée au terrible accident survenu dans le golfe du Mexique pourrait faire régresser l'industrie du forage en mer de 20 ans. Notre but est d'établir les faits. Il devrait peut-être y avoir une réaction importante. Nous ne le savons pas. Nous sommes ici pour connaître les faits afin d'en informer les Canadiens. Les médias ont largement couvert l'accident. Les reportages des derniers mois sur les règlements — à savoir s'ils ont été renforcés ou, au contraire, assouplis — sont contradictoires. Nous savons que vous êtes au courant des faits.

Monsieur MacInnis, je vous invite à faire votre exposé.

David MacInnis, vice-président, Politiques, Affaires publiques et gouvernementales, Chevron Canada Limited : J'aimerais préciser quelque chose avant que M. MacLeod entame son exposé.

Merci de nous donner la possibilité de discuter avec vous ce matin. Nous sommes heureux d'être ici. Monsieur le président, j'ai une remarque à faire concernant ce que vous avez dit, que les personnes qui connaissent la situation sont ici aujourd'hui. Je ne veux pas commencer la séance en vous contredisant, mais les personnes qui savent vraiment ce qui se passe sont actuellement au large de Terre-Neuve. Nous sommes ici faute de mieux, et je m'en excuse.

Le président : Comme beaucoup d'entre nous, je regarde les nouvelles à Radio-Canada le matin, et on croirait que le président Obama est sur la plate-forme et que M. Hayward a lui-même foré le puits et causé l'explosion. Nous savons comment les entreprises fonctionnent. Vous êtes de très bons représentants de Chevron, et nous ne lancerons la pierre à personne. Ce qui nous intéresse, c'est de connaître votre point de vue sur ce qui s'est passé.

M. MacInnis : Nous vous en remercions. Je vous assure que si notre personnel responsable du forage et de la complétion doit répondre à certaines questions techniques, nous nous engageons à fournir au comité les réponses par écrit dans la semaine qui suit.

Nous sommes heureux d'être ici. J'ai remis à la greffière du comité une brochure contenant des renseignements sur notre puits situé dans le bassin Orphan, au large des côtes de Terre-Neuve.

Je lui ai aussi remis un exemplaire de notre manuel général de sécurité. Tous les employés qui travaillent sur la plate-forme en ont un exemplaire et doivent suivre une formation de plusieurs jours sur le sujet. J'attire votre attention sur quelques pages de ce manuel. Il y a une page qui traite des normes d'excellence opérationnelle, intitulée « Operational Excellence Tenets of Operation ». Ce sont les grands principes de sécurité que les employés de Chevron appliquent dans quelque 160 pays. Le fondement de ces principes est simple : Faites-le de manière sécuritaire ou ne le faites pas du tout; il faut toujours prendre le temps de bien faire les choses; si vous constatez un problème, alors ce problème vous concerne. Dix principes appuient cette idée. Avant chaque réunion de Chevron partout dans le monde, nous prenons un moment pour discuter des normes d'excellence opérationnelle en matière de sécurité. Parmi ces principes, deux s'appliquent aujourd'hui même. Premièrement, soyez à la hauteur des attentes du client ou surpassez-les. Si je peux me permettre de comparer le comité à un client, je dirais que nous prévoyons satisfaire vos attentes ou les surpasser. Deuxièmement, respectez les règles et les règlements en vigueur. Là aussi, nous nous engageons à répondre par écrit dans les sept jours à toute question à laquelle nous ne pourrons pas répondre aujourd'hui.

Le président : Nous vous en sommes reconnaissants.

Mark MacLeod, vice-président, Canada atlantique, Chevron Canada Limited : Merci de me donner l'occasion de me présenter devant le comité et de répondre à vos questions sur le forage d'exploration dans le bassin Orphan, au large des côtes de Terre-Neuve-et-Labrador. Les séances de votre comité tombent certainement à point nommé et sont pertinentes pour les Canadiens compte tenu de la situation actuelle dans le golfe du Mexique. Nous vous remercions de nous avoir invités à y participer.

Les employés de Chevron sont très attristés par l'accident tragique survenu dans le golfe du Mexique, qui a coûté la vie à 11 personnes et a entraîné des répercussions de longue durée sur l'environnement dans la région. En collaboration avec nos homologues de l'industrie de l'énergie des États-Unis, nous offrons un soutien direct et indirect à BP et au gouvernement des États-Unis pour aider à arrêter la fuite, pour participer aux mesures d'intervention adoptées pour mettre fin au déversement et pour évaluer les possibilités d'améliorer la sécurité en mer et la performance environnementale.

Nous reconnaissons l'importance de l'accident dans le golfe du Mexique et, comme vous, nous attendons les résultats de l'enquête afin d'obtenir plus d'information sur ses causes et de pouvoir appliquer toutes les mesures nécessaires suivant les leçons apprises. Bien que l'accident de BP survenu dans le golfe du Mexique soit la raison de notre présence précipitée parmi vous aujourd'hui, Chevron n'est en mesure ni de commenter l'accident ni de répondre à des questions à ce sujet puisque nous ne connaissons pas l'ensemble des faits. Néanmoins, Chevron fait preuve d'encore plus de prudence qu'auparavant, ce dont je vous parlerai aujourd'hui.

Le président : Je tiens à vous rassurer. Contrairement à certains comités, nous ne prétendons pas être une cour de justice ni un tribunal administratif enquêtant sur les causes de ce terrible accident. Nous sommes simplement ici pour connaître les faits sur la situation au Canada.

M. MacLeod : Nous faisons preuve de plus de prudence pour accroître la sécurité, la protection de l'environnement et la fiabilité de nos activités. Je vais commencer par vous parler un peu de Chevron Canada Limited et de ce que signifient la sécurité et la protection de l'environnement pour nous.

Chevron Canada Limited est une filiale en propriété exclusive de Chevron Corporation, une des plus importantes sociétés d'énergie du monde. Nous exerçons des activités au Canada depuis 1938. Notre siège social se trouve à Calgary, en Alberta, et nous avons un bureau à St. John's, à Terre-Neuve, où je travaille. Le secteur en amont de Chevron Canada Limited se concentre sur les activités d'exploration et de production dans le Canada atlantique, l'Arctique canadien et les sables bitumineux de l'Athabaska.

En 1979, Chevron a découvert au large des côtes de Terre-Neuve-et-Labrador le champ d'Hibernia et détient toujours une quote-part substantielle de ce champ. Nous avons également des parts dans les projets Hebron et Terra Nova, et nous exerçons des activités et détenons des permis d'exploration dans le bassin Orphan et au large des côtes du Labrador.

Le président : Je m'excuse de vous interrompre, mais puisque vous nous parlez de Chevron et de sa société mère, je voudrais savoir s'il s'agit d'une société ouverte. Un actionnaire détient-il le contrôle? Vous considérez-vous comme une société canadienne, une société américaine ou une société multinationale?

M. MacLeod : Chevron est une société ouverte dont le siège social est situé aux États-Unis.

L'objectif de Chevron est de devenir la société d'énergie mondiale la plus admirée pour son personnel, ses partenariats et son rendement. Nous nous sommes engagés à respecter à la lettre des normes d'excellence opérationnelle. Notre priorité est de garantir la sécurité de nos activités et l'absence d'incident, et de protéger l'environnement et la population. C'est essentiel dans tout ce que nous faisons, y compris en ce qui a trait au forage d'exploration dans le bassin Orphan.

Le puits Lona O-55, d'une profondeur de 2 600 mètres, est situé à environ 430 kilomètres au nord-est de St. John's. Chevron est l'exploitant, et nos coentrepreneurs sont ExxonMobil Canada Limited, Imperial Oil Resources Ventures Limited et Shell Canada Énergie.

Je vais maintenant vous parler de notre expérience dans le forage en eau profonde. Nous avons une vaste expérience à l'échelle mondiale. Nous avons foré plus de 300 puits en eau profonde dans le golfe du Mexique, en Afrique occidentale, au Royaume-Uni, en Norvège, au Brésil et en Australie. Chevron est un chef de file dans les activités d'exploration et de production sécuritaires et respectueuses de l'environnement, et elle a plus de 60 ans d'expérience dans le forage dans le golfe du Mexique.

À la fin de 2009, Chevron était le plus important détenteur de permis et un des plus grands producteurs dans le golfe du Mexique. Je suis fier de pouvoir vous dire aujourd'hui que 2009 a été une année record pour nous sur le plan de la sécurité.

Le bilan de Chevron en matière de sécurité du forage en fait aussi un chef de file, statistiques à l'appui.

Notre société possède des caractéristiques uniques et je voudrais en mentionner quelques-unes. Premièrement, nous avons un programme interne de formation sur le contrôle des puits à l'image de notre philosophie en matière d'équipement et de procédures de contrôle des puits, et nous nous assurons que ces procédures sont appliquées chaque fois que nous forons un puits. Deuxièmement, nous avons une équipe interne de spécialistes des blocs obturateurs de puits. D'ailleurs, un des membres de l'équipe aide BP en ce moment même. L'équipe s'assure que les blocs obturateurs utilisés par les entrepreneurs sont adaptés à chaque projet et que les procédures sont appliquées à la lettre. Troisièmement, nous avons une norme de gestion du changement très rigoureuse, ce qui veut dire que pour tout changement, peu importe son importance, des mesures exigeantes sont mises en pratique. Chaque changement est appliqué à tous nos puits. Quatrièmement, une norme stricte de gestion du risque et de l'incertitude est appliquée à tous nos puits complexes, et le puits Lona en est un. Enfin, nous avons des procédures de suspension des puits qui surpassent les exigences réglementaires.

Laissez-moi maintenant vous parler du puits Lona.

Le président : Encore une fois, pour pouvoir avoir un portrait juste de la situation, j'ai soulevé la question de la désinformation, ou simplement de la mauvaise compréhension. Si je comprends bien, il y a l'étape du forage d'exploration, où vous repérez les endroits où il pourrait y avoir des hydrocarbures, les gisements. Ensuite, si j'ai bien compris, il y a le forage du puits proprement dit, l'étape où ils en étaient rendus dans le golfe du Mexique. Vous repérez l'endroit et vous commencez à forer. Ensuite, la production démarre. Vous avez de l'équipement, et une plate-forme — comme on l'appelle, je crois — qui reste sur place, comme c'est le cas d'Hibernia aujourd'hui. On m'a dit qu'il n'y a pas de forage, mais que des activités y ont lieu.

Je dresse le portrait pour les Canadiens qui nous regardent. Dans le secteur du forage, il y a évidemment des risques, que vous mentionnez, et la manière dont vous les gérez pendant l'étape de l'exploration et du forage. Ensuite, lorsque le forage est terminé, vous demeurez sur le site et je suppose que les gens qui sont là sont exposés à des risques. J'imagine qu'il pourrait y avoir des fuites ou des éruptions, mais je n'en sais rien.

Il est important de faire cette distinction, et je tenais à le souligner. Ne présumez pas que nous comprenons. La plupart d'entre nous n'ont pas suivi de formation technique.

M. MacLeod : Laissez-moi alors vous expliquer ça maintenant. Il y a trois étapes. La première est celle de l'exploration, qui est ce que nous faisons actuellement dans le bassin Orphan. Sur le plan géologique, c'est une étape très risquée. Nos chances de réussite ne sont pas particulièrement élevées. Nous n'avons pas encore trouvé d'hydrocarbures dans le bassin Orphan. Nous avons foré un puits, mais il était sec. Nous sommes en train d'en forer un deuxième.

L'étape qui suit est celle du développement, pendant lequel on construit des installations comme celles du projet Hibernia. Le projet Hebron en est à cette étape.

La dernière étape est celle de la production. Comme vous l'avez dit, le puits d'Hibernia est productif à l'heure actuelle, mais on y fait aussi du forage. En fait, deux tours de forage sur la plate-forme Hibernia forent en ce moment des puits. D'autres installations au large des côtes de Terre-Neuve-et-Labrador, comme le champ Terra Nova et le champ White Rose, produisent du pétrole pendant qu'on y fait du forage.

Le président : Donc, le forage continue. Même si vous avez trouvé un gisement, préparé le puits et commencé la production, vous continuez vos activités de forage d'exploration dans le secteur.

M. MacLeod : Oui. D'ailleurs, à propos du puits que nous forons actuellement, je tiens à préciser que si nous trouvons des hydrocarbures, nous allons abandonner le puits et y revenir plus tard. Nous n'avons pas l'intention de procéder à des essais ni de pomper du pétrole si nous en trouvons. Si nous faisons une découverte, nous allons abandonner le puits, y retourner à une date ultérieure et forer d'autres puits pour évaluer l'ampleur de la nappe. Voilà comment ça fonctionne.

Le président : Ces renseignements sont très utiles. On est sur une piste. D'autres renseignements que nous avons reçus nous ont amenés à des conclusions légèrement différentes par rapport à l'ampleur des activités de forage en cours. Les gens voient la grande marée noire, les oiseaux couverts de pétrole, et tout le reste. Il y a donc forcément eu du forage, et il y a bel et bien un risque de fuite de pétrole. Lorsque vous abandonnez un puits, à quel moment les risques de déversement de pétrole dans l'environnement sont-ils les plus élevés?

M. MacLeod : Premièrement, il faut que vous trouviez du pétrole, et nous n'en avons pas encore trouvé. Nous gardons espoir. Il est impossible d'éliminer complètement les risques. Il y a un risque dans tout ce que nous faisons dans la vie. Je ne dirais pas qu'une étape est plus ou moins risquée qu'une autre. Toutefois, pour qu'il puisse y avoir un déversement de pétrole, il faut du pétrole, et nous n'en avons pas encore trouvé.

Laissez-moi maintenant vous parler du puits Lona O-55. Une équipe affectée au projet travaille depuis deux ans à la planification et à la préparation des travaux. Il y a 30 jours, plus précisément le 10 mai dernier, nous avons commencé à forer ce puits. Il s'agit d'un programme de quatre mois, et un mois s'est écoulé. Je suis très heureux de pouvoir vous annoncer aujourd'hui que le forage a été effectué en toute sécurité et qu'il n'y a eu aucun incident. Il n'y a eu aucun blessé parmi les membres de l'équipage du navire de forage. Pas même une coupure à un doigt. Aucun incident ne nous a retardés. Les travaux ont été faits de façon sécuritaire, ce qui continue d'être le cas. Nous avons l'intention de mener à bien le programme de forage en toute sécurité. Nous sommes certains que les plans et les mesures en place nous permettront de forer sans incident.

Je vais maintenant parler des procédures réglementaires. Comme vous le savez, l'Office Canada-Terre-Neuve et Labrador des hydrocarbures extracôtiers est l'organisme de réglementation responsable de l'approbation et de la surveillance du puits Lona O-55. Le puits a fait l'objet de deux évaluations environnementales de niveaux différents et nous avons obtenu une approbation réglementaire pour tous les aspects du programme, y compris pour de nombreux plans comme le plan de sécurité, le plan d'urgence en cas d'éruption, le plan d'intervention d'urgence, le plan d'intervention en cas de déversement de pétrole et la déclaration de conformité.

Chevron s'engage à respecter des normes strictes en ce qui concerne la protection de la population et de l'environnement. Nous les appliquons pour garantir la sécurité et la fiabilité des activités au large des côtes de Terre-Neuve. L'approche rigoureuse que nous avons adoptée pour forer le puits Lona O-55 a englobé les évaluations environnementales, la conception du puits et le choix de l'équipement connexe, la sélection, la certification, la formation et la compétence des entrepreneurs, les examens d'assurance, l'établissement de processus et de normes de gestion et la mise en place de systèmes de vérification.

Les membres de l'équipe d'exploitation qui dirige le programme de forage d'exploration du bassin Orphan comptent des dizaines d'années d'expérience partout dans le monde. Nous engageons des personnes bien formées, expérimentées et compétentes pour mener nos activités de forage, et je suis heureux de pouvoir affirmer que c'est le cas au bassin Orphan. Il est aussi important de mentionner que de nombreux membres de notre équipe du bassin Orphan ont participé au premier forage que nous avons effectué en eau profonde dans le bassin, en 2006-2007.

Chevron suit un processus intitulé « Stop Work Authority », qui oblige les employés et les entrepreneurs qui travaillent pour Chevron à suspendre immédiatement les travaux en cas de situation dangereuse.

Après l'incident du 20 avril, Chevron a immédiatement cessé toutes ses opérations pour discuter de sécurité avec les employés responsables du forage pour évaluer les activités d'exploitation partout dans le monde, y compris celles du puits Lona. Le personnel responsable du forage a profité de la séance pour discuter du droit de tout employé ou entrepreneur d'arrêter les travaux s'il constate un problème de sécurité et rappeler aux employés qu'ils doivent faire régulièrement des observations sur la sécurité. Nous avons examiné les processus de forage et les plans d'urgence en cas d'éruption dans tous les secteurs d'activité.

Laissez-moi maintenant vous parler du navire de forage Stena Carron, celui que nous utilisons pour forer notre puits.

Le président : Encore une fois, je pense que certaines choses doivent être clarifiées. Depuis l'incident dans le golfe du Mexique, les gens qui ne s'y connaissent pas montrent du doigt Transocean et Halliburton.

Votre brochure indique que le Stena Carron est le navire de forage de l'opération dont on parle, et qu'il appartient à la société Stena Drilling Limited, située à Aberdeen, en Écosse. Est-ce la même chose que pour Transocean? Tout en expliquant, pourriez-vous citer les entrepreneurs qui ne travaillent pas directement avec Chevron?

M. MacLeod : Certainement. Stella Drilling est l'entrepreneur responsable du forage. C'est une société semblable à Transocean. Le navire de forage Stena Carron est conçu spécialement pour le forage dans des conditions difficiles, comme celles qu'on trouve au large des côtes de Terre-Neuve-et-Labrador. Ce navire peut forer à plus de 3 050 mètres. Il a été utilisé à l'ouest des îles Shetland, au Royaume-Uni, pour forer plusieurs puits exploités par Chevron. Le Stena Carron a également été utilisé au large de la côte sud de Terre-Neuve pour forer un puits en eau profonde pour un autre exploitant en 2009-2010.

Le Stena Carron est un navire à la fine pointe de la technologie et nous sommes d'avis qu'il n'existe pas de meilleur navire de forage au monde pour le type d'opération en cours. Le Stena Carron est un navire de forage à positionnement dynamique de sixième génération. Évidemment, il est muni d'un système sous-marin de bloc obturateur de puits. J'aimerais maintenant vous parler de ce bloc obturateur. Je sais qu'il en est beaucoup question ces jours-ci.

Le bloc obturateur de puits que nous utilisons est formé de sept éléments — deux obturateurs annulaires et cinq pistons hydrauliques — qui permettent de sécuriser le puits selon la situation. Il y a plusieurs façons d'activer le bloc obturateur, mais la principale consiste en un système hydraulique et électrique, à partir du plancher de forage.

Il existe d'autres façons de faire. Si le bloc obturateur était déconnecté du navire de forage, il fermerait et sécuriserait automatiquement le puits. C'est ce qu'on appelle la fonction AutoMode. Il y a également un système acoustique, soit un transpondeur qui peut activer le bloc obturateur de puits au moyen d'un signal.

Un troisième système fait appel à un véhicule téléguidé. En fait, nous avons même ajouté un véhicule téléguidé supplémentaire sur le Stena Carron pour cette opération. Ce véhicule peut atteindre le bloc obturateur de puits, l'activer et fermer les pistons.

Le quatrième et dernier système est appelé système de débranchement d'urgence. Si nous n'avions pas le temps de sécuriser le puits correctement, simplement en appuyant sur un bouton, le Stena Carron déclencherait une série de mesures qui permettraient au navire et à la colonne de se débrancher du bloc obturateur de puits et qui fermeraient automatiquement les pistons pour que nous puissions nous éloigner rapidement du danger. Ce processus ne prend que 42 secondes.

Le président : Si tout fonctionne bien.

M. MacLeod : Tout à fait. Je vais parler des essais effectués sur notre bloc obturateur de puits dans un moment.

À l'annexe II de notre mémoire, vous trouverez une liste détaillée de mesures supplémentaires que nous avons adoptées pour garantir la sécurité et prévenir les incidents au puits Lona O-55. Certaines de ces mesures supplémentaires font partie du plan des activités du puits depuis le départ; d'autres ont été ajoutées à la suite de l'incident survenu le 20 avril dans le golfe du Mexique.

Je précise d'abord que, dès le tout premier jour des activités, il y a plus de deux ans, notre président a dit qu'aucun incident ne surviendrait au cours de l'opération et que nos mesures de sécurité seraient supérieures. Il nous a dit : « Donnez votre maximum dans tout ce que vous faites. Nous allons forer ce puits sans incident. » L'engagement de la direction est un aspect très important.

Le président : Vous dites que ça c'est produit il y a plus d'un an et que ça n'a rien à voir avec l'incident du 20 avril?

M. MacLeod : Absolument. Au début de 2008, nous parlions déjà d'adopter un plan de sécurité supérieur pour le puits dont il est question aujourd'hui.

Le 1er mai, le Stena Carron était au large des côtes de Terre-Neuve, et avant d'arriver sur le site, nous avons organisé une journée sur la sécurité. Des dirigeants et des foreurs d'expérience ont rejoint le navire. Nous avons arrêté toutes les activités pendant 24 heures, nous avons rencontré l'équipage et les employés, nous leur avons fait part de notre engagement à forer ce puits en toute sécurité et nous avons reçu le même engagement de leur part. Nous avons aussi mis l'accent sur le processus appelé « Stop Work Authority », que tous les employés et entrepreneurs sur la plate-forme doivent suivre au besoin.

Pour répondre à votre commentaire à propos du bloc obturateur de puits, nous avons ajouté un essai de fonctionnement supplémentaire pour garantir sa fiabilité. Nous avons porté une attention particulière aux systèmes secondaires de contrôle des puits dont j'ai parlé précédemment. Le bloc obturateur de puits a subi un essai sous pression complet à bord du Stena Carron. Nous l'avons ensuite descendu au fond et avons fait un nouvel essai en profondeur.

Nous avons ajouté de l'équipement supplémentaire à bord du Stena Carron. J'ai mentionné le deuxième véhicule téléguidé, qui sert de mesure de secours et de redondance complémentaire.

Avant de procéder à des activités de forage dans la zone potentielle d'hydrocarbures, Chevron effectuera un autre exercice d'intervention en cas d'urgence afin de s'assurer que tous les protocoles d'urgence sont en place et applicables. L'organisme de réglementation responsable, l'Office Canada-Terre-Neuve et Labrador des hydrocarbures extracôtiers, sera témoin de cet exercice.

En plus d'avoir préparé avec soin le forage du puits pour éviter tout incident, Chevron appuie pleinement les mesures de surveillance spéciales supplémentaires introduites par l'Office Canada-Terre-Neuve et Labrador des hydrocarbures extracôtiers et les applique. On nous a demandé de suivre l'évolution de la situation dans le golfe du Mexique, et nous fournirons périodiquement une évaluation des répercussions des leçons apprises sur nos activités au puits Lona O-55.

Les membres de l'office se rendront sur la plate-forme toutes les trois ou quatre semaines. Le calendrier habituel prévoit une vérification tous les trois ou quatre mois. Une fois de plus, avant de pénétrer dans une zone pouvant contenir des hydrocarbures, Chevron suspendra ses opérations pour s'assurer que l'ensemble de l'équipement, des systèmes et des procédures sont en place pour permettre aux opérations de se dérouler en toute sécurité, sans polluer l'environnement.

Le président : Monsieur MacLeod, je ne peux m'empêcher de préciser que c'est l'étape où le forage commence. Max Ruelokke, représentant de l'organisme de réglementation, a comparu à une séance précédente et il nous a dit grosso modo ce que vous nous dites. Il a expliqué qu'il se rendrait sur le Stena Carron, qu'il dormirait à bord et qu'il y resterait pendant une semaine. Nous l'avons tous entendu puis nous sommes retournés à nos bureaux. À la télévision, nous avons entendu certaines critiques selon lesquelles les représentants des organismes de réglementation étaient parfois trop près des entrepreneurs. Vous avez maintenant la chance de nous dire de quoi il retourne en réalité. Je soupçonne que c'est tout le contraire.

M. MacLeod : En réalité, l'examen est très pointu. M. Ruelokke et son équipe sont montés sur le navire et ont examiné de très près nos systèmes de sécurité et la culture de sécurité qui règne sur la plate-forme. Je suis heureux de vous annoncer qu'à son retour, M. Ruelokke a déclaré avoir été très impressionné par les systèmes et la culture de sécurité adoptés à bord du navire.

Le cadre réglementaire qui régit nos opérations et l'ensemble des opérations dans la région de Terre-Neuve-et-Labrador est très complet. En fait, un de mes collègues associé de près au projet de forage — qui possède des dizaines d'années d'expérience dans le monde — m'a dit dernièrement qu'il s'agissait d'un des cadres les plus rigides qu'il ait connus. Il est détaillé, et nous faisons l'objet d'une surveillance stricte et rigoureuse. Nous en sommes heureux. De cette façon, nos partenaires ont davantage confiance en la sécurité de nos opérations.

M. Ruelokke a peut-être aussi mentionné que nous rencontrons l'office toutes les deux semaines. Nous avons d'ailleurs eu une rencontre hier pour revoir en détail les progrès du puits, le bilan de la sécurité — excellent, comme je m'en doutais —, et les plans pour la suite. Toutes les deux semaines, nous examinons de près nos opérations avec l'office.

Nous continuerons comme prévu à adopter une approche rigoureuse, à effectuer des exercices de sécurité et d'intervention en cas de déversement, des essais et des inspections d'équipement et des vérifications de sécurité. Les principaux dirigeants procéderont à des inspections de la plate-forme au cours des prochains mois, jusqu'à la fin du programme.

Bref, comme l'a précisé M. MacInnis, aucune opération n'aura lieu si nous ne sommes pas certains qu'elle peut être menée en toute sécurité, sans nuire à l'environnement. Nous croyons aux principes « faites-le bien ou ne le faites pas du tout » et « il faut toujours prendre le temps de bien faire les choses ». Ils dictent notre comportement. C'est aussi vrai pour les activités de forage du puits Lona O-55.

Nous avons confiance en nos modèles de conception de puits et en nos procédures de contrôle de puits pour le forage en eau profonde. Nous nous engageons à assurer des opérations sécuritaires et sans incident.

Je répète aussi que Chevron a mis en place des mesures supérieures pour assurer la sécurité des opérations au puits Lona O-55. Nous avons adhéré aux normes de sécurité de Chevron, qui constituent un modèle pour l'industrie, à toutes les étapes de l'élaboration du programme de forage. Nous avons mis en œuvre des mesures supplémentaires à la suite de l'incident de BP dans le golfe du Mexique. Nous avons une équipe de gestion du programme de forage très expérimentée tant sur le site que dans les bureaux. Nous respectons toutes les exigences réglementaires, nous avons reçu toutes les approbations nécessaires de la part de l'Office Canada-Terre-Neuve et Labrador des hydrocarbures extracôtiers et nous collaborons pleinement avec l'équipe de l'office qui assure la surveillance réglementaire de nos activités.

Nous nous engageons à ce que tous les employés et les entrepreneurs sur le Stena Carron retournent à la maison sains et saufs, à ce que l'environnement dans lequel nous travaillons soit préservé et à ce que le programme de forage soit mis en œuvre de façon fiable et efficace. Chevron continuera à collaborer avec les organismes de réglementation, les ministères et les organismes canadiens concernés afin de trouver des façons d'augmenter la sécurité et la fiabilité des opérations pétrolières et gazières au Canada.

Je répondrai maintenant avec plaisir à vos questions.

Le président : Merci, messieurs MacLeod et MacInnis. Je tiens à vous féliciter pour avoir parlé pendant près de trois quarts d'heure sans mentionner le terme « puits de secours », si populaire à l'heure actuelle. Je peux vous assurer que vous l'entendrez lorsque mes collègues vous poseront des questions.

Le sénateur Mitchell : Merci messieurs. C'était un très bon exposé, et il a répondu à de nombreuses questions que je me posais, et que d'autres membres se posaient aussi, j'en suis sûr. Toutefois, il soulève d'autres questions que j'aimerais poser.

Vous avez très bien et très clairement souligné les efforts importants déployés par Chevron pour assurer la sécurité, tant sur le plan du leadership que de la technologie. C'est impressionnant. Votre description du Stena Carron est très convaincante.

Toutefois, elle soulève une question, à savoir si votre technologie se compare à celle de BP. Je sais que vous ne voulez pas faire de déclaration détaillée sur les activités de BP. Cela dit, pourriez-vous nous rassurer d'une manière ou d'une autre en nous disant si votre technologie est différente de celle de BP ou si elle est appliquée de façon différente, pour que nous puissions présumer avec raison que le risque qu'un tel événement se reproduise est moindre?

Je pense que le Stena Carron est utilisé pour le forage et non pour la production. Le problème avec BP est qu'ils étaient rendus à l'étape de la production, c'est bien ça? Les enjeux sont donc différents dans votre cas.

M. MacLeod : Premièrement, je ne peux pas comparer notre équipement à celui de BP parce que je ne connais pas les faits entourant cette opération. Je peux dire que la sécurité et les bilans de sécurité sont des facteurs de première importance lorsque nous choisissons l'équipement et les entrepreneurs avec lesquels nous travaillerons. Nous avons entièrement confiance en l'équipement que nous avons choisi, en nos employés formés pour l'opération et en la culture de sécurité que nous avons adoptée à bord du Stena Carron. Nous croyons en la qualité de l'équipement, des entrepreneurs et des personnes retenues pour réaliser ce projet.

Le sénateur Mitchell : Pouvez-vous nous parler de l'étape qui suit? Vous avez décrit le Stena Carron. Qu'en est-il de la production?

M. MacLeod : Comme je l'ai dit plus tôt, le puits que nous forons est un puits d'exploration. Nous ne savons pas s'il y a des hydrocarbures à cet endroit. Dans l'affirmative, nous abandonnerons le puits en toute sécurité. Je peux vous décrire la procédure si vous le voulez. Nous n'avons pas de plan de production de pétrole pour ce puits. C'est un puits destiné à recueillir de l'information.

Le sénateur Mitchell : Lorsque vous abandonnez un puits, quelles sont les procédures que vous suivez pour vous assurer qu'il est bel et bien sécurisé?

M. MacLeod : La meilleure façon de vous l'expliquer est de parler du puits d'exploration que nous avons foré dans le bassin Orphan en 2006-2007, le Great Barasway. Avant de l'abandonner, nous avons installé quatre barrières mécaniques, soit deux bouchons de ciment et deux bouchons de soutien. Quatre barrières cimentées ont donc été érigées dans ce puits. En plus, la boue de forage, un fluide lourd particulier, a été laissée dans le puits. Le puits est sécurisé et abandonné. En passant, nous n'avons pas trouvé de pétrole dans ce puits.

Le sénateur Mitchell : Selon un article paru récemment, la réglementation a été modifiée en décembre 2009. Je ne porte aucun jugement et je ne me prononce pas, mais selon cet article, la réglementation a été assouplie d'une certaine manière, en particulier en ce qui concerne les puits de secours.

On serait passé de règles prescriptives à des lignes directrices. Je ne sais pas si c'est un changement important ou non. Je voudrais toutefois savoir si, d'après votre expérience, c'est le cas, et si ça constitue bel et bien une forme d'affaiblissement. Dans l'affirmative, qu'est-ce que ça signifie lorsque vient le temps de forer des puits de secours et d'appeler des navires en renfort en situation d'urgence? Par rapport au temps qu'il faudrait à un navire ancré ailleurs dans le monde pour venir forer un puits de secours?

M. MacLeod : Je suis heureux de répondre à cette question. Le puits Lona est un cas unique. Quand nous avons soumis une demande pour forer ce puits, c'est l'ancien cadre de réglementation qui était en vigueur, le supposé cadre prescriptif. Nous avons reçu l'approbation après la mise en place d'une réglementation axée sur les buts. Il ne s'agissait pas de lignes directrices.

Je ne sais pas s'il y a eu assouplissement des règles visant le forage de puits de secours. L'Office Canada-Terre-Neuve et Labrador des hydrocarbures extracôtiers nous a demandé de préciser de quel équipement nous pouvions disposer pour forer un puits de secours au besoin. Nous sommes convaincus que nous n'en aurons pas besoin. Nous avons tout de même répondu à cette demande et nous avons cité deux navires de forage à technologie avancée situés dans le golfe du Mexique qui pourraient se rendre sur le site si le forage d'un puits de secours s'avérait nécessaire.

Le sénateur Mitchell : Combien de temps mettraient-ils pour se rendre?

M. MacLeod : Ça leur prendrait une dizaine de jours à partir du golfe du Mexique.

Le sénateur Lang : J'ai trouvé très encourageants vos propos sur votre relation avec l'organisme de réglementation et sur ce que vous a dit cette tierce personne, soit que ce régime est le plus rigoureux qu'il lui ait été donné de voir dans le monde. Ça rassurera peut-être les gens qui nous regardent, parce que c'est de toute évidence un aspect important de la supervision de vos activités.

Ma question concerne le forage en eau profonde et l'incident dans le golfe du Mexique dont nous avons été témoins. Je crois que le puits Lona, dans l'Atlantique Nord, a une profondeur de 2 600 mètres, sinon plus. Dans quelle mesure est-ce comparable aux autres puits en eau profonde ailleurs dans le monde? Est-ce que c'est une profondeur normale pour le forage en eau profonde, ou est-ce plus profond que la plupart des puits? Vous pourriez peut-être nous en dire plus à ce sujet.

M. MacLeod : Avec plaisir. Chevron n'entreprend aucune opération à moins de pouvoir le faire en toute sécurité. C'est pour nous un principe fondamental. Nous avons confiance en notre capacité de forer à ces profondeurs. La profondeur, au puits Lona, est de 2 600 mètres. Chevron a déjà mené des activités de forage à des profondeurs plus importantes. En général, nous sommes à 8 500 pieds, mais nous avons déjà foré à plus de 10 000 pieds dans le golfe du Mexique. C'est un puits complexe. Ça ne fait aucun doute, mais nous savons que nous pouvons compter sur notre équipement, notre personnel et notre savoir-faire, que nous pouvons être fiers de notre bilan et que nous sommes en mesure de forer ce puits de façon sécuritaire.

Le sénateur Lang : Vous avez mentionné l'accident dans le golfe du Mexique, une des raisons de notre présence ici. C'est notre point de comparaison. Vous avez parlé de l'équipement et souligné le rôle de l'entrepreneur et le nombre de moyens mécaniques et technologiques prêts en cas d'urgence ou de situation inhabituelle. Vos processus et vos procédures de sécurité en place au large de Terre-Neuve sont-ils comparables à ceux employés dans le golfe du Mexique? Les mesures prises là-bas et dans le golfe du Mexique sont-elles les mêmes?

M. MacLeod : Je ne peux pas me prononcer sur les activités dans le golfe du Mexique en particulier, mais comme je l'ai déjà dit, si nous ne sommes pas sûrs de pouvoir procéder de façon sécuritaire, nous n'irons pas plus loin. Dans le golfe du Mexique, nos spécialistes des blocs obturateurs de puits seraient mis à contribution. Ils étudieraient les plans du puits et les systèmes d'obturation en place pour vérifier s'ils sont conformes à nos autres installations aux quatre coins de la planète. Cette équipe distingue Chevron des autres, et l'entreprise applique ces normes partout dans le monde. Les activités du navire de forage Stena Carron respectent bien sûr ces normes.

Le sénateur Lang : J'aimerais avoir des précisions sur ce que vous avez dit, à savoir que vous ne vous contentiez pas de respecter les exigences minimales des organismes de réglementation. Faut-il comprendre par là que si je dirigeais une entreprise active dans le golfe du Mexique, je pourrais, si je le voulais, y appliquer des normes moins strictes que les vôtres tout en continuant à respecter les exigences réglementaires applicables dans la région?

M. MacLeod : Je ne peux pas faire des hypothèses sur ce que pourrait faire ou ferait une autre société, mais je peux parler pour Chevron. Nous respectons pleinement la réglementation et, dans bien des cas, comme lorsque nous abandonnons un puits — j'en ai parlé plus tôt —, nous sommes plus exigeants que la réglementation.

Le sénateur Lang : Vous avez des procédures en place, vous êtes actifs ailleurs dans le monde et vous connaissez très bien l'industrie du forage en mer. Ces procédures sont-elles respectées au point qu'il n'y ait jamais eu de cas d'éruption incontrôlée en mer du Nord, en Australie ou dans l'Arctique?

M. MacLeod : Encore une fois, je ne parlerai pas des autres. Je peux parler de Chevron et de notre bilan, en particulier dans la région du Canada atlantique. Nous n'avons jamais eu d'éruption dans cette région. En fait, M. Ruelokke déclarait au comité il y a deux semaines qu'il n'y avait jamais eu éruption d'un puits à Terre-Neuve-et-Labrador. Chevron n'a jamais eu à faire face à une telle éruption à Terre-Neuve. Pour ce qui est des autres activités, je ne peux pas me prononcer pour ces régions. Comme vous le savez, il ne se fait actuellement aucun forage de puits dans l'Arctique.

Nous ne forerons aucun puits, où que ce soit dans le monde, si nous ne croyons pas pouvoir le faire de façon sécuritaire.

Le président : Je souhaite la bienvenue au sénateur Massicotte, de Montréal, au Québec.

Le sénateur Frum : Messieurs, vous parlez de normes strictes. Je suis de ceux qui n'ont pas de formation technique, comme l'a dit le président. N'étant pas ingénieure, j'ai le sentiment qu'au-delà de 5 000 pieds, on entre par définition dans une zone à risque. Je pose la question parce que j'ai lu un article dans le Wall Street Journal le mois dernier qui citait Robin West, ancien conseiller du président Reagan en matière de forage en mer. Il disait qu'aller à ces profondeurs était comparable à aller dans l'espace, vu le degré analogue de complexité du travail dans ces deux milieux. Un autre ingénieur cité dans l'article affirmait qu'au-delà de 5 000 pieds, une tête de puits était hors de portée s'il lui arrivait quelque chose. Il serait impossible de l'atteindre parce qu'elle serait trop loin.

Je vais vous lire un autre paragraphe du même article, parce que vous avez expliqué qu'on comptait sur les blocs obturateurs en cas d'accident :

Les entreprises de forage ont repoussé les limites de la technologie des blocs obturateurs de puits, aussi appelés BOP. De nombreux articles spécialisés mettent en doute la capacité des cisailles à sectionner l'acier résistant dont sont faites les tiges de forage modernes des puits les plus profonds. Une étude commandée par des organismes de réglementation fédéraux réalisée en 2004 a montré que seules 3 plates-formes nouvellement construites sur 14 étaient équipées de cisailles assez puissantes pour sectionner les tiges à la profondeur maximale.

Autrement dit, à ces profondeurs, la tête de puits, par nécessité, est tellement épaisse qu'il n'est pas possible de la sectionner.

M. MacLeod : Vous posez plusieurs questions auxquelles je vais tenter de répondre. De toute évidence, l'industrie de l'extraction pétrolière et gazière en mer fore dans des eaux de plus en plus profondes. Aucun tour de magie ne s'opère à 5 000 pieds ni ne change la donne au-delà de cette profondeur. Les difficultés augmentent certainement avec la profondeur, mais aucune transformation magique ne s'opère à 5 000 pieds. Ce n'est pas une profondeur où tout bascule. L'industrie a surmonté ces difficultés et a obtenu des résultats enviables dont elle était très fière jusqu'au malheureux accident du 20 avril.

Aujourd'hui, Chevron extrait du pétrole de façon sécuritaire et sans incident à des profondeurs d'environ 7 000 pieds. Si vous le permettez, je vais faire un rapprochement avec notre bilan en matière de sécurité dans le golfe du Mexique. Rappelez-vous que Chevron est un des plus importants producteurs du golfe. De 2004 à 2008, notre taux de déversement a été d'un demi-baril par million de barils produits, ce qui est bien en deçà de la moyenne de l'industrie, sans oublier qu'une bonne part de ce pétrole est extraite en eau profonde. Nous avons démontré que nous sommes capables de travailler et de produire du pétrole de façon sécuritaire en eau profonde.

Pardonnez-moi, il y avait d'autres questions.

Le sénateur Frum : Quand tout va bien, ça fonctionne parfaitement. Mais nous en avons beaucoup appris dans les dernières semaines sur le recours aux blocs obturateurs de puits en cas d'urgence. Et bien des sources semblent indiquer qu'on surestime l'efficacité des BOP.

M. MacLeod : Je le répète, si Chevron n'est pas sûre de pouvoir travailler de façon sécuritaire, elle ne le fait pas. Nous faisons tout à fait confiance au bloc obturateur du puits Lona.

Pour répondre à ce que vous disiez au sujet du sectionnement, il faut savoir que certaines parties du tubage, qu'il soit en eau profonde ou non, ne peuvent pas être sectionnées par les mâchoires. Il s'agit des masses-tiges. Ce sont des bouts de tige très épais et relativement courts. Un foreur d'expérience sait quand une masse-tige passe les mâchoires. S'il doit les fermer, il n'a qu'à monter ou à descendre la tige de forage avant de sectionner. L'épaisseur des tiges de forage en eau profonde n'est pas beaucoup plus grande.

La pression qui peut être exercée par le bloc obturateur, dans ce cas-ci, est de 15 000 livres par pouce carré, ce qui dépasse de loin la capacité habituelle d'un bloc. C'est un dispositif plutôt gigantesque. Encore une fois, nous avons pleinement confiance en la capacité du BOP du puits Lona O-55. Nous avons mis le bloc obturateur à l'essai en surface. Nous l'avons mis à l'essai sur le fond marin. Chaque fois que nous procédons à un essai, c'est-à-dire environ toutes les trois semaines, nous en remettons les résultats à l'organisme de réglementation, dans ce cas-ci l'Office Canada-Terre-Neuve et Labrador des hydrocarbures extracôtiers. Le bloc obturateur fonctionne bien. Des systèmes redondants sont en place et nous avons vraiment confiance.

Le sénateur Frum : Une des choses qu'on reproche à ces dispositifs est qu'ils n'ont jamais été mis à l'essai dans des conditions réelles ni dans des situations d'urgence. J'imagine que le fait que vous n'ayez pas eu l'occasion d'en faire l'essai pendant une vraie catastrophe est une bonne nouvelle.

M. MacLeod : Je vais vous raconter un incident qui s'est produit en janvier 2007 pendant le forage d'un puits dans le bassin Orphan. Une tempête s'approchait rapidement. Les ondes de tempête étaient assez importantes, et certains câbles d'ancrage du navire de forage se sont rompus. Nous étions en situation d'urgence. Il nous fallait sectionner la tige au moyen du bloc obturateur et nous éloigner de là. Tout s'est bien passé. Le puits a été bouché, la tige a été coupée et nous sommes partis nous réfugier ailleurs. Ça a fonctionné comme prévu, et c'était en eau très profonde.

Le sénateur Frum : Je suis heureuse de l'entendre. Merci.

Le sénateur Neufeld : Chevron, qui a foré des puits un peu partout dans le monde, en eau profonde ou non, a-t-elle déjà fait face à une éruption?

M. MacLeod : Non, ce n'est jamais arrivé.

Le sénateur Neufeld : Vous n'avez jamais connu d'éruption à quelque endroit que ce soit, sauf dans le cas, relaté dans vos documents, d'une fuite de fluides de forage à la suite de ce que vous venez de décrire. C'est bien ça?

M. MacLeod : Tout à fait.

Le sénateur Neufeld : C'est bon à savoir. Ça devrait apaiser un peu les craintes.

Pouvez-vous me dire combien de puits en mer vous avez forés jusqu'à maintenant dans le monde? Je ne vous demande pas le nombre exact, mais pouvez-vous me donner une idée? Est-ce 1 000, ou 100?

M. MacLeod : Jusqu'ici, nous avons foré plus de 300 puits en eau profonde. Si on ajoute les puits en eau peu profonde, ça fait des milliers.

Le sénateur Neufeld : C'est important que les Canadiens le sachent.

Nous avons parlé des blocs obturateurs. Vous nous avez certainement fourni beaucoup de détails. Il y a des procédures pour le fond des puits, parce qu'il n'y a pas que les BOP. Il y a les fluides de forage, le ciment et tout le reste. Pourriez-vous nous en dire plus sur ceux-ci? Je sais ce qu'est la boue de forage et je connais son usage, mais beaucoup l'ignorent. Pourriez-vous expliquer ce que sont la boue de forage et la cimentation?

Ensuite, pourriez-vous nous dire si vos procédures concernant le travail au fond du puits au large de Terre-Neuve sont comparables à celles en vigueur ailleurs dans le monde, ou si elles sont différentes? Je ne parle pas seulement du golfe du Mexique. Je parle aussi de la mer du Nord et des autres régions. Pourriez-vous nous en dire un peu plus là-dessus? Je sais qu'il y en a long à dire, mais je vous demanderais de résumer.

M. MacLeod : Je vais d'abord tenter d'expliquer la façon traditionnelle de forer. Je vais être bref et essayer autant que possible de m'en tenir à l'essentiel.

Nous commençons par forer un trou passablement large, qui fait 36 pouces de diamètre. Nous forons un peu puis nous installons un tubage en ciment de fort diamètre dans le trou. Nous poursuivons le forage du puits avec des trépans de plus en plus petits et du tubage lui aussi de plus en plus petit, en fixant le tubage en place au fur et à mesure avec du ciment, puis nous procédons à des essais de pression exhaustifs sur le tubage pour en vérifier l'étanchéité.

Vous avez parlé de boue. Ce n'est pas de la boue qui provient du fond de l'océan ni rien de ce genre. Il s'agit de produits chimiques et de fluides d'une conception spéciale et d'un poids bien particulier. Le poids de cette boue empêche les liquides de pénétrer dans le trou de forage. Si la boue est trop lourde, elle s'écoule dans la roche. Si elle est trop légère, l'eau ou le pétrole enfermés dans la roche sortent du puits, ce qui pose problème. La technologie de forage utilisée permet d'équilibrer la pression exercée par la boue et la pression dans la formation.

J'ajouterai quelque chose concernant le puits que nous forons en ce moment et la pression. Dans de nombreuses régions du golfe du Mexique, la pression est anormalement élevée. Je ne saurais dire si c'était le cas à l'endroit où se trouvait BP, mais Chevron a noté cette haute pression. Elle rend le forage délicat, et il faut soigneusement maintenir l'équilibre entre le poids de la boue et la pression dans la formation.

Pour le projet Lona, si on se fie au forage de notre premier puits, le puits Great Barasway, et à d'autres données scientifiques, nous avons toutes les raisons de croire que nous allons trouver des pressions normales, ce qui va certainement faciliter l'équilibrage du poids de la boue et de la pression dans la formation.

Je le rappelle, la boue, le tubage que nous cimentons dans le puits et les autres barrières que nous installons constituent les principaux moyens de contrôle du puits. Le bloc obturateur n'est là, en gros, que comme solution de dernier recours. Nous ne croyons pas devoir utiliser le bloc obturateur. Il ne sert pas à contrôler le puits; c'est la boue et le tubage qui permettent de contrôler la pression et de maintenir le fluide dans le puits.

Le sénateur Neufeld : Ça nous éclaire. On comprend mieux que vous ne comptez pas seulement sur le bloc obturateur. Il n'est qu'une des mesures de sécurité; il y a d'autres procédures qui, elles, servent au contrôle du puits.

Ma prochaine question concerne les puits de secours. Le sénateur Mitchell en a un peu parlé. Est-ce que les deux navires situés dans le golfe du Mexique qui pourraient selon vous venir forer un puits de secours si, par malheur, un accident se produisait, sont liés à vous par contrat? Si Chevron devait réagir à un incident, pourriez-vous simplement passer un coup de fil et faire en sorte qu'un navire cesse ses activités là-bas pour répondre à votre appel? J'imagine que vous devez payer pour ce service. Est-ce que le navire va se rendre à votre plate-forme et faire le nécessaire? Est-ce comme ça que ça fonctionne?

M. MacLeod : Oui. Nous avons trouvé deux navires. Ce sont le Discoverer Clear Leader et le Discoverer Inspiration, et il y en a même un troisième, le Discoverer Deep Seas. Ils sont tous liés à Chevron par un contrat à long terme et en mesure de forer aux profondeurs qu'on trouve dans le bassin Orphan. À cause du moratoire, ils sont tous prêts à se rendre immédiatement à Terre-Neuve-et-Labrador si nous avons besoin d'eux.

Le sénateur Neufeld : Nous avons discuté avec les offices du Canada atlantique. En cas de déversement, Chevron devrait, pour respecter les conditions de ses permis ou d'autres autorisations, mettre immédiatement en oeuvre, sans poser de question, tous les moyens nécessaires pour circonscrire autant que possible la nappe de pétrole, nettoyer et remettre en état tout ce qui aurait été souillé par le pétrole qui se serait échappé. Est-ce bien ça? Ai-je raison de supposer que vous mettriez tout ça en branle sans poser de question?

M. MacLeod : Tout à fait. Tout se ferait sans poser de question. Chevron procéderait ainsi, oui.

Le sénateur Neufeld : Je suis heureux de l'entendre.

Ma dernière question concerne l'abandon des puits. Certaines personnes pourraient s'inquiéter de vous entendre parler d'abandonner un puits. Mais c'est une procédure normale dans l'industrie pétrolière et gazière. Si vous abandonnez un puits sans intention d'y revenir, à qui la responsabilité du puits abandonné revient-elle? Ça me semble être une possibilité; je ne sais pas si ça arrive, mais là n'est pas la question. C'est peut-être de l'information confidentielle. Si vous abandonnez un puits — vous savez que vous avez fini le travail —, qui est alors responsable du puits si un incident s'y produit 10 ans plus tard? Est-ce que le gouvernement dira : « D'accord, Chevron, vous avez respecté tous les règlements; vous avez respecté toutes les conditions liées à l'abandon du puits, c'est maintenant le problème de quelqu'un d'autre? » Ou est-ce que Chevron sera toujours responsable?

M. MacLeod : D'après ce que je sais, Chevron demeure responsable du puits abandonné.

Le sénateur Neufeld : Vous êtes responsable du puits tant qu'il existe?

M. MacLeod : Oui, d'après ce que je comprends.

Le sénateur Lang : J'aimerais revenir sur la question du sénateur Neufeld concernant votre capacité à joindre les navires de forage en cas d'éruption et votre affirmation selon laquelle ils viendraient immédiatement. Vous avez été très précis. Vous avez dit qu'en raison du moratoire, les navires de forage sont libres. Ces navires seraient-ils toujours disponibles avec un préavis d'un jour s'il n'y avait pas de moratoire?

M. MacLeod : Soyons clairs. Si les trois navires dont j'ai parlé sont occupés à forer des puits au moment où survient un incident — et, je le répète, nous n'en prévoyons aucun, puisque nous sommes sûrs de pouvoir forer ce puits sans incident —, ils devraient suspendre leurs activités. Ce que je voulais dire, c'est qu'à cause du moratoire, les navires ne font rien en ce moment. S'ils étaient en train de forer, ils devraient tout arrêter et se rendre à Terre-Neuve. Ils seraient censés s'y rendre.

Le sénateur Brown : Merci de votre témoignage.

En Louisiane, la plate-forme pétrolière était apparemment à 5 000 pieds au-dessus du fond et elle avait foré jusqu'à une profondeur de 18 000 pieds avant l'explosion. Êtes-vous en train de dire qu'à Terre-Neuve, vous allez traverser 10 000 pieds d'eau avant de percer le fond marin?

M. MacLeod : Non. La profondeur à Lona O-55 est de 2 600 mètres, c'est-à-dire 8 500 pieds.

Le sénateur Brown : Jusqu'à quelle profondeur pouvez-vous réellement forer depuis le fond de la mer?

M. MacLeod : La plate-forme est en mesure de forer jusqu'à 30 000 pieds en tout — elle peut avoir un train de tiges de forage de 30 000 pieds. La profondeur de forage est toutefois confidentielle.

Le sénateur Brown : Avez-vous déjà installé plusieurs blocs obturateurs en série, vu qu'il s'agit de la dernière ligne de défense? Avez-vous déjà eu plus d'un bloc obturateur au même site de forage?

M. MacLeod : Je ne crois pas, mais si vous le voulez, je pourrais vérifier si nous avons déjà installé deux BOP en série, si c'est bien ce que vous voulez savoir.

Le sénateur Brown : J'aimerais le savoir, tout comme les autres membres du comité, je crois. Étant donné ce qui s'est passé en Louisiane et les conséquences économiques sur tout le monde — je ne parle pas seulement de la perte du puits, mais aussi des dommages causés à la zone côtière —, il me semble que vous pourriez vous payer un barrage d'une dizaine de blocs obturateurs, empilés les uns sur les autres, à une fraction du coût de l'accident en Louisiane.

M. MacLeod : Laissez-moi répéter que Chevron fait pleinement confiance à son équipement, à ses processus et à sa formation pour forer ce puits sans incident. Si nous pensions qu'ajouter un BOP changerait sensiblement le profil de risque, j'imagine que nous le ferions. Je vous rappelle que des systèmes redondants sont intégrés aux BOP. Je vous rappelle aussi notre excellent bilan en matière de sécurité pour nos opérations de forage en eau profonde partout dans le monde.

J'habite Terre-Neuve-et-Labrador. J'ai été élevé dans le Maine. Je n'ai aucune envie de voir du pétrole couvrir la côte. Je suis convaincu que nous ne verrons pas de pétrole sur la côte, qu'il n'y aura pas de déversement et que cette opération va se dérouler sans incident.

Le sénateur Brown : J'espère sincèrement que vous voyez juste. Ma seule crainte est que nous parlons et parlons de règlements sur la sécurité et tout le reste, mais pour s'assurer qu'une situation comme celle vécue par la Louisiane ne se reproduise pas, il faut d'abord que l'équipement soit assez solide pour résister aux pressions qu'on trouve aux profondeurs auxquelles vous forez.

M. MacLeod : Absolument.

Le sénateur Brown : Vous atteignez des pressions extrêmes lorsque vous forez à ces profondeurs. Chaque pied supplémentaire ajoute de la pression sur le train de tige. Toute distance parcourue vers le bas en eau profonde ajoute à la pression déjà accumulée. En Louisiane, la pression était apparemment de 2 200 livres par pouce carré au fond de la mer, avant même que le forage ne commence.

Les pressions sont inouïes. C'est pour ça que je dis que tout le monde devrait se concentrer sur l'équipement et s'attacher à le rendre deux ou trois fois plus solide que ce qui est nécessaire pour résister à ces pressions-là. Je sais bien qu'il doit y avoir une limite, mais quand on considère la situation en Louisiane, à quel moment peut-on dire que l'équipement doit être deux ou trois fois plus résistant qu'actuellement?

M. MacLeod : Je crois en l'importance de l'équipement. Nous avons inspecté l'équipement choisi pour cette opération. Nous l'avons mis, puis remis à l'essai. Mais il y a aussi la question des gens, de leur comportement et de la culture de sécurité sur notre plate-forme. Il y a encore la question de savoir qui est responsable, et aussi le régime de réglementation et les exigences réglementaires. Nous sommes convaincus de l'efficacité de tous ces éléments. Ce n'est pas seulement une question d'équipement. L'équipement est crucial et il doit fonctionner, mais ces autres éléments sont aussi d'une importance vitale.

Laissez-moi vous raconter une histoire concernant le processus appelé « Stop Work Authority ». J'ai lu la même chose que vous concernant l'incident de BP. Je ne peux pas commenter ce cas. Par contre, je peux vous raconter l'histoire d'un grutier, sur une de nos plates-formes, qui s'apprêtait à décharger de l'équipement d'un navire de ravitaillement. Le manifeste précisait que l'équipement pesait 12 tonnes. Le grutier, après avoir jeté un oeil à l'équipement, a eu un doute.

Il a alors exercé son pouvoir de suspendre les travaux. Il a tout fait arrêter. Les travailleurs sont venus voir, ont discuté de la situation, ont regardé l'équipement en question et ont établi que son poids était plutôt de 20 tonnes. Parce qu'il a exercé son pouvoir de suspendre les travaux, l'employé a été félicité publiquement et substantiellement récompensé par Chevron. Cette histoire démontre jusqu'à quel point les comportements, comme l'acte de récompenser l'exercice du pouvoir de suspendre les travaux, entrent en ligne de compte. Même si ça ralentit les activités, ce n'est pas un problème.

Le sénateur Brown : Je reconnais la valeur d'un bon opérateur. Il ne fait pas de doute qu'ils devaient être nombreux. Il y a environ 3 000 puits dans le golfe du Mexique. Mais il ne faut pas oublier qu'il y a aussi de mauvais opérateurs qui font des erreurs. Aucune accusation n'a encore été portée, mais une foule d'indices laissent présager qu'il y a eu erreur humaine.

C'est pour cette raison que je reviens à l'idée de blocs obturateurs en série, parce que si quelqu'un fait une erreur et que l'appareil de forage n'est pas arrêté assez rapidement, il faut pouvoir compter sur deux ou trois blocs obturateurs de plus, peut-être à la surface, peut-être au fond, je ne sais pas. Ce que je veux dire, c'est qu'il faut davantage de mesures de protection redondantes.

M. MacInnis : Je vais aborder un point que les sénateurs Brown et Frum ont soulevé par leurs questions. Je vous comprends quand vous dites que l'équipement doit continuellement être amélioré, que ce soit à cause de nouvelles circonstances ou de l'expérience acquise.

Quant à ce que vous disiez concernant les blocs obturateurs, en 2007, il y a environ trois ans, Chevron a entrepris la conception d'un système de rechange de condamnation de puits appelé « Alternative Well Kill System ». Il s'agit d'un bloc obturateur de nouvelle génération. Il en est à l'étape de la mise à l'essai. Nous ne saurons pas s'il est viable sur le plan commercial avant une autre année et demie. Il reste encore beaucoup de travail à accomplir.

Je ne veux pas créer d'attentes en laissant croire qu'il s'agit d'un système révolutionnaire. Mais ce que je veux dire, du moins en ce qui concerne Chevron, c'est que nous comprenons le point que vous soulevez. La technologie doit constamment être mise à jour. Nous procédons en ce moment à l'essai de notre programme. Il a passé avec succès les deux premières étapes. Il y a d'autres étapes à franchir, dont une qui nous obligera à nous assurer que nos essais sont conformes aux exigences de l'Office national de l'énergie, en collaboration avec lui.

Je mentionne l'Office national de l'énergie parce que ce projet tire son origine des plans que nous dressons pour commencer un jour à exploiter les ressources de l'Arctique canadien. Nous aurons besoin d'un autre type de bloc obturateur pour cet environnement, et nous sommes en train de concevoir cet outil exceptionnel.

Le sénateur Brown : Je vous remercie. Je crois que la population doit savoir que l'équipement est constamment amélioré.

Le sénateur Dickson : Pour ajouter à ce que le sénateur Brown et les autres demandaient concernant les blocs obturateurs, un article soulevait la question de savoir si les États-Unis vont rendre obligatoire le recours à de nouvelles mesures de redondance.

Quelles sont en ce moment les règles concernant la redondance des systèmes de deuxième niveau dans le golfe du Mexique? Avez-vous aussi quelque chose à dire concernant les valves radiocommandées, quoi que ces choses puissent être?

M. MacLeod : Je ne peux pas faire des hypothèses sur d'éventuels changements. Nous cherchons à comprendre les faits et à assimiler les leçons que nous tirons. Nous avons à coeur de rendre notre industrie plus sûre et d'améliorer sa performance environnementale. Je ne peux pas dire si l'ajout d'éléments redondants sera mis en question ou exigé.

Je peux toutefois parler de la valve commandée à distance que vous mentionniez. Nous avons un système de transpondeurs acoustiques. Si je ne me trompe pas, c'est à eux que votre question fait référence. Au moyen d'un signal émis au-dessus du niveau de l'eau, comme depuis un bateau, un navire de réserve peut envoyer un signal au bloc obturateur et le mettre en marche à distance. C'est une des façons de l'activer, une sorte de méthode de secours, si on veut.

L'autre option d'activation à distance consiste à utiliser un véhicule téléguidé, soit un submersible sans équipage. Il peut descendre et fermer les pistons du bloc obturateur. Ces deux systèmes sont en place, en plus de la fonction AutoMode et du système de débranchement d'urgence à bord du Stena Carron. Nous les avons mis à l'épreuve. Nous sommes convaincus que l'équipement fonctionne comme prévu aux pressions qu'on trouve à l'emplacement de forage.

Le président : Nous reviendrons au sénateur du Canada atlantique. Je ne sais pas si le prochain sénateur a étudié la technique ou les arts libéraux, mais c'est certainement un libéral. De toute manière, l'important est qu'il soit un esprit universel : sénateur Banks.

Le sénateur Banks : Mon seul diplôme est celui de l'école de la vie, monsieur le président. Merci d'être ici, messieurs. Monsieur MacInnis, vous êtes Albertain, je crois.

M. MacInnis : Je suis né en Nouvelle-Écosse, mais j'ai déménagé à Edmonton en 1980. Pendant que j'y étais, j'ai eu la chance de vous voir à de nombreuses reprises en concert. Je vous remercie du plaisir que vous m'avez procuré.

Le sénateur Banks : J'espère que vous passez du bon temps ici aussi. Monsieur MacLeod, vous avez dit deux fois que ce puits est complexe. Est-il complexe en raison de la profondeur?

M. MacLeod : C'est à cause de la profondeur, en effet.

Le sénateur Banks : Il y a cinq pistons hydrauliques dans le bloc obturateur installé dans le puits au large de Terre-Neuve dont vous parlez. Nous comprenons ce que font ces pistons. Vous avez par contre dit qu'il y a, en plus, deux éléments annulaires dans le bloc obturateur. Pourriez-vous nous expliquer de quoi il retourne — c'est-à-dire ce que sont ces éléments, et comment ils fonctionnent?

M. MacLeod : Je vais devoir consulter mes spécialistes en forage pour vous donner une réponse précise. Je sais qu'il y a la mâchoire cisaillante, qui coupe la tige. Il y a la mâchoire pleine, qui obture. Il y aussi la mâchoire de fermeture sur tige, qui entoure la tige. Pour ce qui est des pistons annulaires, il faudrait que je trouve l'information et vous revienne là-dessus.

Le sénateur Banks : Je vous en serais reconnaissant.

M. MacLeod : Je le ferai.

Le sénateur Banks : C'est un terme qui ne nous est pas familier. Nous connaissons les mâchoires et les cisailles, mais si vous pouviez transmettre de l'information à la greffière sur la fonction annulaire, ce serait fort apprécié.

J'ai une expérience pratique du forage qui remonte à 1949. Mon oncle avait une entreprise spécialisée dans le retrait des tiges. Dans ce temps-là, il y avait toujours du tubage à partir du niveau du sol — je ne sais pas comment ça fonctionne en mer —, dans lequel se trouvait le train de tiges de forage. Est-ce qu'un tubage entoure toujours le train de tiges, ou est-ce qu'il n'y a que le train de tiges entre la surface de la mer et le fond?

M. MacLeod : C'est une bonne question. Il y a une colonne, qui est en réalité un tubage dans lequel passe le train de tiges de forage.

Le sénateur Banks : Je suppose que le tubage est installé dès que vous atteignez le fond marin et que vous commencez à forer le roc. Le train de tiges de forage se trouve à l'intérieur, c'est bien ça?

M. MacLeod : Tout à fait. Le tubage va effectivement du fond jusqu'à la dernière longueur de tubage.

Le sénateur Banks : Il n'y a pas d'intervalles; c'est continu, c'est bien ça?

M. MacLeod : Comme je le disais plus tôt, nous commençons par du tubage de fort diamètre et nous passons graduellement à du tubage de diamètre plus réduit à mesure que nous descendons dans le puits.

Le sénateur Banks : Mais il n'y a pas d'interruption?

M. MacLeod : Non.

Le sénateur Banks : Donc, les masses-tiges dont vous parliez ne séparent pas les longueurs de tubage, n'est-ce pas?

M. MacLeod : Non. Nous installons des bouchons dans le puits lorsqu'on l'abandonne.

Le sénateur Banks : Vous dites que le bloc obturateur est soumis à un essai de pression en surface, et à un nouvel essai une fois rendu sur le fond marin. Est-ce que d'autres essais sont effectués ensuite?

M. MacLeod : Oui.

Le sénateur Banks : Continuellement ou de temps en temps?

M. MacLeod : De temps en temps. Je crois que nous mettons le BOP à l'essai toutes les trois semaines.

Le sénateur Banks : Monsieur MacInnis, vous avez parlé de concessions dans l'Arctique, dans la mer de Beaufort, je crois.

M. MacInnis : Oui.

Le sénateur Banks : L'information nous vient de l'Office national de l'énergie. Dites-moi, aux termes de ces concessions, l'entreprise est-elle obligée de forer dans un laps de temps déterminé?

M. MacInnis : Dans la mer de Beaufort, il y a obligation de dépenser un certain montant pendant une période définie. Si vous le ne faites pas, vous être obligé de payer une pénalité au pourcentage. C'est comme ça que ça fonctionne dans le Nord.

Le sénateur Banks : Il est stipulé que vous devez dépenser, mais rien n'est dit au sujet de ce que vous devez faire avec cet argent. Est-il dit que vous devez forer?

M. MacInnis : Non. Il faut simplement dépenser un certain montant aux termes de l'engagement. L'engagement est chiffré en dollars, qui doivent être dépensés sur une certaine période. L'organisme de réglementation peut ainsi octroyer les concessions en fonction des engagements pris par les différentes sociétés. Si vous ne respectez pas cet engagement, alors une pénalité est fixée.

Le sénateur Banks : Mais, aussi peu probable que ce soit, vous pourriez dépenser cet argent sans forer de puits?

M. MacInnis : C'est possible, oui, mais vraiment peu probable.

Le président : Je ne veux pas vous interrompre, sénateur Banks. Bien au contraire, je songe à vous inscrire dans une école de droit. Je ne sais pas où vous voulez en venir, mais je crois que le moment est propice pour clarifier quelque chose. On nous a dit qu'il ne se faisait aucun forage dans la mer de Beaufort ni dans l'Arctique en ce moment. Les Canadiens n'ont donc rien à craindre. Pour l'instant, aucune catastrophe pétrolière ne peut survenir dans l'Arctique ni dans la mer de Beaufort.

Certains disent toutefois qu'en vertu d'engagements écrits et d'accords contraignants, certaines parties, comme votre entreprise ou vos concurrents, sont obligées de forer avant une certaine date limite, et qu'il s'agit là d'un engagement irrévocable. Ça me semble dur à avaler, puisqu'on sait très bien qu'il n'y a aucun forage en ce moment.

Sénateur Banks, vous voulez demander si des puits vont devoir être forés comme suite à ces concessions, n'est-ce pas?

Le sénateur Banks : Pas pour l'instant, mais on nous a dit que ces concessions stipulent que le forage doit débuter avant une certaine date butoir. C'est ce que nous avons entendu, mais maintenant, on nous dit autre chose.

M. MacInnis : Je dirais que la question n'est pas fondée, puisque l'Office national de l'énergie a précisé qu'il ne doit y avoir aucune activité, et qu'il va entamer un examen du forage dans l'Arctique. D'après ce que j'en sais, l'ONE est en train d'établir la portée de l'examen. Vous pouvez être certains que rien ne va se passer dans l'Arctique d'ici un bon bout de temps.

Le président : Pour ceux qui nous regardent — le sénateur Banks sera sûrement d'accord avec ce que je vais dire —, le président de l'Office national de l'énergie, Gaétan Caron, qui doit témoigner devant le comité ce mois-ci, a dit qu'il y avait effectivement un moratoire sur toute forme de forage, bien qu'il n'ait peut-être pas utilisé le mot « moratoire ».

M. MacInnis : Ce mot n'a certainement pas été prononcé, mais l'ONE a annoncé qu'il entamait un examen. M. Caron pourra sûrement vous en dire davantage là-dessus.

Le sénateur Banks : Nous avons soulevé l'autre jour la question de la relation entre l'exploitant et l'entrepreneur en forage. Est-ce que vous transférez à l'entrepreneur certaines obligations découlant de la concession? Pouvez-vous exercer un recours contre lui? Jusqu'à quel point l'entrepreneur court-il un risque? Est-ce que vos ententes comprennent des termes comme « garantir contre toute responsabilité »?

M. MacLeod : L'office a accordé un permis de forage pour ce puits à Chevron. C'est donc Chevron qui est responsable en dernier ressort. Notre contrat avec l'entrepreneur qui réalise les activités de forage est confidentiel. Il comprend des modalités qui concernent la responsabilité, la négligence grave et que sais-je encore, mais je préférerais ne pas entrer dans ce genre de détails. Comme un d'entre vous l'a précisé plus tôt, l'office, la population et le gouvernement s'attendent à ce que ce soit essentiellement Chevron qui gère la situation en cas d'incident, puisque Chevron est responsable des activités.

Le sénateur Banks : Point final.

M. MacLeod : Oui.

Le président : Ils auraient ensuite à faire face à des actions récursoires en raison de vos liens contractuels.

M. MacLeod : En effet.

Le sénateur Seidman : On nous a dit, et nous le croyons, que la réglementation et la supervision réduisent les risques, et que les normes des entreprises, les pratiques exemplaires et les protocoles de sécurité les réduisent encore plus. Je suis vraiment impressionné par les protocoles de sécurité présentés dans votre exposé de ce matin. Ils sont clairs, bien conçus et bien écrits. Nous savons que tout ce qu'on peut faire, c'est réduire le risque.

Nous savons aussi qu'un plus grand nombre de contrats accordés signifie plus de forage et de plates-formes et, donc, probabilités obligent, un plus grand risque d'accident. Vous avez beaucoup parlé des technologies de forage. Visiblement, d'importants efforts de recherche et de développement sont déployés dans ce domaine. Nous savons que la technologie nous permet désormais de forer en mer à plus de 2 500 mètres, mais nous en savons peu sur les technologies permettant de réagir aux catastrophes qui peuvent arriver à de telles profondeurs.

Je suis certain que, grâce aux médias, tous les Canadiens, tous les Américains et probablement toute la planète ont suivi la fuite de pétrole dans le golfe du Mexique et les vains efforts pour la colmater à l'aide de boue, de pneus, de balles de golf, de ciment et de cisailles. On se demande tous comment c'est possible.

Votre entreprise fait-elle actuellement de la R-D? Vous avez parlé de prendre l'engagement d'investir un certain montant d'argent pour un éventuel contrat, mais avez-vous pris l'engagement d'investir un certain montant d'argent dans la R-D afin de mettre au point les technologies nécessaires en cas de catastrophe comme celle survenue dans le golfe du Mexique? Si une énorme fuite ou une éruption survenaient dans l'Arctique ou au large de Terre-Neuve, disposeriez-vous des moyens nécessaires pour réagir efficacement, ou êtes-vous en train de les concevoir? Votre entreprise a-t-elle un fonds consacré à ça? Pouvez-vous nous en parler?

M. MacLeod : Il y a plusieurs questions auxquelles j'ai hâte de répondre dans ce que vous dites. Si j'en oublie une, dites-le-moi.

Vous avez parlé de l'accroissement des risques et des probabilités. J'aimerais souligner l'évolution du rendement de Chevron en matière de sécurité, qui s'est grandement amélioré. En 2009, nous avons eu une année record en matière de sécurité, sans que nos activités de forage et de production ralentissent. En fait, nous avons atteint un sommet. Il y a eu une hausse des activités, accompagnée d'une hausse du rendement en matière de sécurité.

Le rendement de l'industrie en matière de sécurité s'améliore au fil du temps. Évidemment, l'industrie et Chevron sont très fières de notre rendement en matière de sécurité, surtout en ce qui a trait au forage. Notre faible taux de blessures avec perte de temps figure parmi les meilleurs de l'industrie, même si les activités vont en augmentant. Il y a six mois, aucune plate-forme dans le monde n'était disponible, parce qu'elles servaient toutes à forer des puits, dont un bon nombre de puits en eau profonde complexes. Je ne m'attends pas à voir de hausse importante du nombre d'accidents. Les données ne vont pas en ce sens, pas plus que nos résultats.

Quant à votre question sur la R-D, Chevron est une très grande société qui possède une grande entreprise spécialisée dans la technologie. Nous investissons des fonds dans les technologies visant à contrer les fuites de pétrole, les technologies de forage et l'amélioration de la sécurité. Je peux vous parler d'un exemple précis. Nous étudions les fuites de pétrole dans les eaux envahies par les glaces. Nous avons lancé en partenariat un projet industriel dans la mer de Barents. Nous avons déversé du pétrole sur la glace, pour ensuite étudier des méthodes de récupération. Nous investissons effectivement d'importantes sommes d'argent dans la recherche et le développement.

Comme M. Ruelokke l'a mentionné lors d'une séance précédente de votre comité, à Terre-Neuve-et-Labrador, nous sommes tenus d'investir une partie de nos revenus dans la recherche et le développement. Nous devons dépenser cet argent et nous le dépenserons à Terre-Neuve-et-Labrador, conformément aux exigences. Certaines possibilités d'investissement à l'étude visent précisément à accroître la sécurité en mer. Je suis fier de cet effort, et d'autres mesures suivront par rapport à ces décisions d'investissement.

Le sénateur Seidman : Quel pourcentage de vos revenus votre responsabilité contractuelle vous oblige-t-elle à investir dans la R-D? La R-D porte-t-elle précisément sur les technologies de nettoyage?

M. MacLeod : Le conseil de Terre-Neuve-et-Labrador ne restreint pas les investissements à des domaines de R-D en particulier. Les investissements peuvent viser autant la véritable R-D que l'information ou la formation. L'industrie de Terre-Neuve-et-Labrador étudie diverses possibilités d'investissement dans la recherche. Jusqu'à maintenant, nous n'avons pas pris d'engagement ferme concernant ces dépenses. Les dépenses en R-D à Terre-Neuve-et-Labrador pour les 10 à 20 prochaines années se chiffrent en centaines de millions de dollars.

Le sénateur Seidman : C'est quelque chose que j'apprécie et que je trouve encourageant, mais nous sommes plutôt du genre cynique. Les entreprises privées investissent beaucoup d'argent dans le développement de leurs technologies de forage, toujours dans le but de les améliorer, mais très peu de leur argent est consacré aux éventuels désastres environnementaux. Cette vision cynique n'est que renforcée par des situations comme celle dans le golfe du Mexique. Visiblement, le pétrole ne s'écoulerait pas dans le golfe des jours durant s'il y avait un service de R-D capable de trouver immédiatement une solution. Pouvez-vous nous dire quelque chose sur ce point qui puisse renforcer notre confiance?

M. MacLeod : Je ne fais que des hypothèses. De notre point de vue, en en apprenant plus sur ce qui s'est produit, nous pourrons explorer différentes possibilités ou méthodes de confinement pour améliorer notre capacité à ce chapitre.

Nous nous concentrons sur la prévention de tels incidents, et nous croyons que c'est très réalisable, si on a l'équipement, les procédures, le personnel et la culture nécessaires. Nous y sommes parvenus.

La méthode de confinement d'un incident comme celui-ci pose tout un défi. Ça me semble très clair, et je ne dis pas le contraire. J'ai lu, comme vous, peut-être, que BP s'est engagée à investir 500 millions de dollars dans la recherche et le développement pour la sécurité en mer. C'est au moins une entreprise qui passe aux actes.

Le président : Vous êtes parvenu à soulever et à mettre dans le compte rendu la CDW, la clause Danny Williams, le permis — bref, des centaines de millions.

Le sénateur Peterson : Votre culture de sécurité est très rassurante, et vous avez sans doute fait tout ce que vous pouviez sur le plan humain. Nous entendons beaucoup parler des puits de secours, apparemment la dernière solution quand tout le reste a échoué.

Pouvez-vous nous expliquer exactement de quoi il s'agit? Faut-il forer dans la formation originale ou intervenir à même le puits existant? Comment procède-t-on et quels sont les délais?

M. MacLeod : Ma connaissance du forage d'un puits de secours n'est pas exhaustive. Si ma réponse ne parvient pas à vous rassurer, dites-le-moi, et nous trouverons plus d'information.

Le principe de base d'un puits de secours est de contourner le trou de forage original et de sceller la formation avec du ciment pour stopper l'écoulement de pétrole dans ce trou. Le temps nécessaire pour forer un puits de secours dépend de l'endroit où se produit la fuite. Il peut être plus ou moins profond dans le trou, et, en général, moins il est profond, moins le forage sera long.

Nous prendrons environ trois mois à atteindre la profondeur totale au puits Lona. Donc, s'il nous fallait forer un puits de secours à cette profondeur, ça nous prendrait à peu près le même temps. Cela dit, je ne fais qu'émettre une hypothèse.

Évidemment, nous nous concentrons sur la prévention de ces incidents, sur la mise en place de l'équipement, du personnel, des procédures, de la formation et des règlements requis pour ne jamais avoir à forer un puits de secours.

Le sénateur Peterson : Vous avez mentionné que vous surveillez continuellement la pression tout au long de la descente.

M. MacLeod : Absolument.

Le sénateur Peterson : Pouvez-vous établir la pression du réservoir avant d'atteindre les hydrocarbures, ou est-ce un problème?

M. MacLeod : D'abord, vous avez parlé d'hydrocarbures. Dans le puits d'exploration que nous forons, nous espérons trouver des hydrocarbures. Certaines technologies permettent d'estimer la pression à l'avant du trépan. La meilleure méthode consiste à forer un puits à proximité, comme dans le bassin Orphan, où nous avons creusé un puits à proximité pour échantillonner les pressions. Ainsi, nous avons une bonne idée du régime de pression à l'endroit où nous forons en ce moment. Mais nous sommes tout de même prêts à toute éventualité.

Si nous rencontrons des pressions élevées, nous le saurons et nous serons prêts. Nous avons mis des procédures en place pour gérer tous les régimes de pression du puits que nous forons en ce moment.

Le sénateur Peterson : Si je ne m'abuse, on nous a dit plus tôt que s'il y avait une fuite de pétrole, ce que nous ne souhaitons pas, elle ne se disperserait que sur 100 kilomètres. Pourquoi donc? Y a-t-il quelque chose de particulier à l'endroit où vous êtes?

M. MacLeod : Je ne connais pas ce chiffre dont vous parlez. Je n'ai rien entendu de tel. Dans le cadre du processus d'approbation pour le forage de ce puits, nous avons mené une évaluation environnementale. Pour effectuer cette évaluation, nous avons demandé à une entreprise tierce d'étudier ce qui se produirait s'il y avait une fuite de pétrole. Nous avons exploré de nombreux scénarios. Ces prévisions tiennent compte, notamment, de la météo, des courants et de l'état de la mer dans l'Atlantique Nord.

Dans un des cas que nous avons simulés, nous avons recréé une éruption de 30 000 barils par jour, ce qui, évidemment, ne devrait jamais se produire. Quelque 14 000 trajectoires et simulations ont été analysées pour ce désastre fictif, et le pétrole n'a atteint les côtes dans aucun cas. Le pétrole s'est dispersé. Il s'est évaporé en raison de la force élevée de la mer. L'état de la mer pose des défis, mais, dans ce cas-ci, il jouerait en notre faveur.

Le sénateur Peterson : La responsabilité entre vous et vos partenaires est-elle solidaire?

M. MacLeod : La responsabilité est partagée. Je ne veux pas me prononcer sur le terme juridique. Nous sommes l'exploitant, nous dirigerions toute intervention en cas de fuite, mais nous avons des partenaires dans la construction du puits, des coentrepreneurs, comme je l'ai mentionné.

Le sénateur Dickson : J'aimerais revenir sur la page 3 de votre déclaration préliminaire, au premier paragraphe, où il est question des niveaux d'évaluation environnementale, de vos politiques sur la santé, l'environnement et la sécurité, de votre plan de protection de l'environnement, et ainsi de suite. D'un côté, il y a l'aspect technique, réglementaire, et, de l'autre, la culture d'entreprise et toute l'importance de la place qu'elle occupe au sein d'une grande entreprise, et ce, jusqu'au plancher de forage. Pouvez-vous nous en dire plus à ce sujet? Je pense qu'il est essentiel pour les personnes qui nous regardent et celles assises à cette table de bien comprendre l'importance de cette culture. J'ai moi-même un peu d'expérience à ce chapitre. Peu importe le niveau de rigueur des exigences réglementaires, ça s'inscrit vraiment dans la nouvelle philosophie de réglementation au sein de l'industrie pétrolière et gazière, soit de fixer des buts plutôt que d'imposer des obligations. Pouvez-vous vous prononcer à ce sujet?

M. MacLeod : Comme on l'a dit au début de la séance, je travaille pour Chevron depuis 30 ans. Pour nous, Chevron est un mode de vie. Ça influence littéralement tout ce que nous faisons et ça rejoint notre culture d'entreprise, nos convictions en matière de sécurité. Comme l'a dit M. MacInnis, avant chaque réunion, nous prenons un moment pour discuter de sécurité.

J'ai ici des fiches que nous utilisons pour noter le comportement des personnes, comme leur posture à leur bureau. En voici une. On nous demande de soumettre une observation par mois. Tous les employés de l'entreprise remplissent ces cartes, parce que nous prenons soin les uns des autres. C'est un système très efficace sur le plan comportemental. Ça peut être aussi simple que la manière dont vous êtes assis à votre bureau.

C'est comme ça dans l'ensemble de l'entreprise. Notre culture d'entreprise est axée d'abord et avant tout sur la sécurité. Je le vis depuis 30 ans et je suis très fier de la philosophie et de l'approche de notre entreprise en matière de sécurité.

Ça transparaît dans tout ce que nous faisons. Nous avons des politiques du genre « faites-le de manière sécuritaire ou ne le faites pas du tout », ou encore « si vous l'avez constaté, alors il vous concerne ». Si, en passant une porte, je vois quelque chose qui risque de faire trébucher quelqu'un, c'est ma responsabilité d'y voir. Je ne vais pas simplement poursuivre mon chemin. Ça fait partie de notre manière de vivre et de travailler à Chevron. J'ignore si ça répond à votre question, monsieur le sénateur, mais c'est ancré dans chacun de nous.

Le sénateur Dickson : Oui, tout à fait. Ça ne fait qu'effleurer le sujet, mais je sais maintenant que les entreprises multinationales ont des politiques très complètes sur la santé, la sécurité et l'environnement.

M. MacLeod : Laissez-moi vous raconter une autre anecdote. Sur le Stena Carron, nous croyons fermement à la sécurité. Si quelqu'un n'observe pas les règles de sécurité, nous le rappelons à l'ordre. Un entrepreneur qui travaillait à bord du Stena Carron a commis une imprudence, alors on lui a montré comment agir de façon sécuritaire. Le lendemain, le responsable de la plate-forme, le chef de l'installation au large, a vu l'homme descendre un escalier sans tenir la rampe. Il a été mis dans l'hélicoptère le matin même, et on lui a dit de ne jamais revenir sur la plate-forme. Ça a fait le tour de la plate-forme. Tout le monde sait que cette personne n'est pas la bienvenue simplement parce qu'elle n'a pas tenu la rampe.

Le sénateur Dickson : Ma prochaine question porte sur un point soulevé par le sénateur Banks, soit les dispositions sur la responsabilité qui s'appliquent au puits que vous forez en ce moment. Des représentants de Ressources naturelles Canada ont comparu devant nous. Ils ont mentionné que, en général, on prévoit de 30 à 40 millions de dollars pour la responsabilité absolue, 70 millions sous une forme qui permet à l'organisme de réglementation d'accéder aux fonds par des obligations ou tout autre instrument pour le bilan, ainsi que 250 millions pour démontrer la capacité financière de couvrir la responsabilité au moyen d'une assurance, d'une lettre de crédit.

Quels sont les montants et les conditions en jeu quant à la couverture de la responsabilité pour le puits que vous forez dans le bassin Orphan?

M. MacLeod : Ces instruments financiers sont réglementés. Ils totalisent 350 millions. Il y a l'assurance, les lettres de crédit et les billets à ordre. Je crois que les montants pour ces instruments sont de 30 millions pour les lettres de crédit, de 70 millions pour les billets à ordre et de 250 millions pour l'assurance.

Par contre, ça ne signifie pas qu'il y a un plafond pour la responsabilité. Si un incident se produit, ce sera à Chevron de le gérer et de nettoyer les dégâts, ce qui ne fait évidemment pas partie de nos plans.

Le sénateur Dickson : Vous parlez ici de responsabilité absolue. Ne doit-il pas y avoir preuve de négligence?

M. MacLeod : Si du pétrole s'échappe en raison de nos activités, c'est notre responsabilité.

Le président : Vous avez entendu parler d'une présomption, qui est réfutable, mais ce serait un cas de res ipsa loquitur si du pétrole s'échappait de leur puits.

Le sénateur Massicotte : Merci de votre présence. Vous nous avez rassurés et convaincus que la méthode Chevron consiste à réduire les risques au minimum, que vos travaillez différemment des autres et que nous n'avons pas à être inquiets.

Sur le plan scientifique, lorsque vous faites une évaluation environnementale, quel est le taux de probabilité? Vous dites qu'une fuite de pétrole ne se produira jamais dans votre cas, mais quelle est la probabilité qu'une fuite survienne? Est-ce 1 sur 1 million, ou 1 sur 100 millions?

M. MacLeod : Je ne connais pas le chiffre exact. Nous avons fourni au conseil le chiffre sur la probabilité d'une éruption, et je vous fournirai ce chiffre également.

Le sénateur Massicotte : Vous avez aussi dit que, dans votre scénario, il y avait une fuite importante, mais qu'elle ne s'étendait pas au large. Doit-on comprendre que la fuite n'aurait pas de répercussions sur l'environnement?

M. MacLeod : Ce que j'ai dit, c'est que, dans tous les scénarios, le pétrole n'atteignait jamais la côte. Une fuite serait un désastre, peu importe l'endroit où elle se produirait, qu'elle atteigne la côte ou non. Je n'ai pas dit que l'environnement n'en souffrirait pas. Selon moi, il y aurait une incidence sur l'environnement.

Il y a des oiseaux de mer, évidemment, dans la région. Nous sommes en eaux profondes, donc les poissons sont relativement peu nombreux, mais il y aurait vraisemblablement des répercussions sur l'environnement. Nous ne prendrions pas la situation à la légère, et nous nous attaquerions au problème.

Le sénateur Massicotte : Selon la description du premier ministre Danny Williams, s'il y avait une fuite, ce ne serait pas si grave, étant donné la température de l'eau. Pouvez-vous nous décrire quelles seraient les répercussions sur l'environnement? Êtes-vous d'accord avec la description des répercussions donnée par M. Williams?

M. MacLeod : Je ne peux pas me prononcer sur les propos du premier ministre, même si je les ai lus.

Dans l'Atlantique Nord, la mer est généralement plutôt houleuse, surtout l'hiver. La force élevée de la mer disperserait une grande partie du pétrole, et une grande partie s'évaporerait.

Je vous rappelle que nous n'avons pas trouvé de pétrole pour l'instant; nous ne savons donc pas quel type de pétrole nous pourrions trouver. En fait, nous pourrions trouver plutôt du gaz. Nous n'en sommes pas certains.

Il y a des différences entre le gaz et le pétrole, comme vous l'a dit Stuart Pinks il y a deux semaines, si je ne m'abuse. Il y a le pétrole lourd et le pétrole léger. Le pétrole léger et le gaz s'évaporent dans l'atmosphère, tandis que le pétrole lourd réagit différemment.

Nous n'avons pas découvert de pétrole à cet endroit pour l'instant, et il est difficile de prévoir comment réagirait le pétrole dans cet environnement. Nous avons simulé une panoplie de scénarios, de types de pétrole et d'états de la mer. Je le répète, dans tous ces scénarios, le pétrole n'atteignait pas la côte.

J'aimerais répéter que nous nous concentrons sur la prévention. Grâce à notre équipement, à nos procédures, à notre personnel et à notre formation, nous pensons ne jamais avoir à affronter une telle situation.

Le sénateur Massicotte : Vous faites bien valoir que Chevron montre l'exemple. Par contre, si on se permet de penser ça, on est forcé d'admettre que les autres entreprises ne sont pas aussi sensibilisées ni aussi prudentes que la vôtre. Par conséquent, quels sont les changements que vous recommanderiez au gouvernement ou à l'Office national de l'énergie d'adopter pour faire en sorte que la culture et les processus des autres entreprises soient aussi prudents que les vôtres?

M. MacLeod : Sauf votre respect, je n'ai pas insinué que les autres accordent à la sécurité moins d'importance que Chevron ne le fait. Selon moi, l'industrie dans son ensemble accorde la priorité absolue à la sécurité. Cela dit, je ne peux pas répondre pour les autres. Je ne peux parler qu'au nom de Chevron. Honnêtement, je ne suis pas en mesure de me prononcer sur les politiques réglementaires ni sur la modification des règlements. Ce que je peux dire, c'est que si des changements sont apportés, Chevron s'y conformera, partout où ses activités la mèneront, n'importe où dans le monde.

Le président : Sénateur Massicotte, peut-être que, pour le comité, nous devrions chacun avoir une fiche sur laquelle il est écrit qu'il est risqué de prêter des propos à un témoin.

Question de mettre les choses au point, puisque vous avez mentionné que vous menez des activités à Hebron et à Hibernia, à votre connaissance, êtes-vous en mesure de nous dire quelles opérations de forage se déroulent aujourd'hui, le 10 juin 2010, au large des côtes de l'Atlantique?

M. MacLeod : Bien sûr. Laissez-moi d'abord préciser qu'Hibernia est exploitée par la Hibernia Management & Development Company, ou HMDC, et non par Chevron. Mais je sais que, aujourd'hui, on fore un puits sur cette plate-forme. Par ailleurs, deux autres appareils de forage, en plus du Stena Carron, se trouvent quelque part au large de Terre-Neuve. Il s'agit du Glomar Grand Banks et du Henry Goodrich. Je pense qu'un de ces appareils est en réparation dans un chantier naval et que l'autre est peut-être en train de forer. Par contre, ce n'est pas nous qui exploitons ce puits. C'est un autre exploitant. Puis, il y a le Stena Carron, le puits que nous exploitons dans le bassin Orphan.

Si je me fie au témoignage d'il y a deux semaines de Stuart Pinks, aucun puits n'est foré en ce moment en Nouvelle-Écosse ni dans le cadre du projet à l'île de Sable. Hibernia, peut-être un autre puits, le Glomar Grand Banks, je crois, et le Stena Carron, sont les trois appareils de forage en service. Chaque appareil est différent. Hibernia est une plate-forme. Le Glomar Grand Banks est un navire de forage semi-submersible qui se trouve dans des eaux moyennement profondes, soit une centaine de mètres. Le Stena Carron, lui, est dans des eaux de 2 600 mètres de profondeur.

Le président : Il s'agit bien ici de forage et d'exploration?

M. MacLeod : Oui.

Le président : Il y a aussi d'autres activités. Pouvez-vous les énumérer? D'après votre réponse précédente, j'en conclus qu'il y a toujours un risque lorsqu'il est question de pétrole, c'est pourquoi ces activités sont également pertinentes aux fins de notre étude.

M. MacLeod : Trois gisements sont exploités en ce moment à Terre-Neuve : le gisement Hibernia, le gisement Terra Nova et le gisement White Rose. White Rose est exploité par Husky, Terra Nova est exploité par Suncor, et Hibernia est exploité par HMDC. Hebron, qui a été mentionné, est toujours à l'étude. Ça fait des dizaines d'années qu'on y a découvert du pétrole, mais il n'est pas exploité. Il n'y a pas de forage ni d'activité dans les eaux à proximité d'Hebron.

Le président : Merci. Voilà qui est utile.

Le sénateur Mitchell : C'était ma question. Elle a été bien posée.

Le sénateur Lang : J'aimerais revenir sur les blocs obturateurs de puits et les questions du sénateur Frum. D'abord, je voudrais tirer une chose au clair. Les règlements de l'organisme de réglementation, celui de Terre-Neuve dans ce cas-ci, prévoient-ils une exigence minimale pour le type de bloc obturateur à utiliser, ou est-ce à vous, en tant qu'entreprise, de déterminer lequel sera choisi et de quelle manière il sera utilisé?

M. MacLeod : Nous sommes au beau milieu d'un changement de régime de réglementation, et les buts remplaceront les obligations. J'ignore si le nouveau règlement précisera le nombre requis de redondances, de pistons hydrauliques ou de quoi que ce soit d'autre.

Je peux vous dire que Chevron se conformera aux exigences réglementaires et, bien souvent, les surpassera. Selon l'information dont je dispose, le bloc obturateur utilisé pour le Stena Carron comporte une redondance supplémentaire qui n'est pas exigée dans la réglementation. J'ai énuméré quatre systèmes ou mesures de secours servant à activer un BOP. J'ai cru comprendre qu'il n'en fallait que deux. Nous en avons quatre au total.

Le sénateur Lang : Je pensais plutôt en termes généraux, parce que peu importe si la catastrophe dont le sénateur Seidman a parlé se produit au large de nos côtes ou de celles du Groenland, je pense qu'il devrait y avoir des normes générales au sein de l'industrie pour que ces exigences soient précisées dans les règlements. Ainsi, on pourrait s'assurer que toutes les entreprises, pas seulement la vôtre, respectent ces exigences. Vous désirez peut-être vous prononcer à ce sujet?

M. MacLeod : Je peux affirmer de nouveau que Chevron respectera, voire surpassera, les règlements dans toutes ses activités. Je sais que — M. Ruelokke en a parlé — les organismes de réglementation se réunissent et comparent leurs notes, leurs méthodes et les différentes normes qui régissent l'industrie. Je sais que les organismes de réglementation, y compris l'Office Canada-Terre-Neuve et Labrador des hydrocarbures extracôtiers, rencontrent le Minerals Management Service, le Norwegian Petroleum Directorate et d'autres organismes de réglementation pour discuter des pratiques exemplaires. J'ai l'impression qu'on discute déjà beaucoup de pratiques exemplaires.

Le sénateur Lang : Pour terminer, laissez-moi vous dire que nous avons tous apprécié votre exposé, concis et instructif. Nous savons qu'il y a des risques, mais c'est très important de savoir ce qui se passe au large, concernant votre culture de sécurité ainsi que le fait que vous avez réussi à forer un puits à proximité et que vous connaissez désormais les pressions. Ce sont sans doute des renseignements précieux pour votre entreprise et vos entrepreneurs. Ça nous rassure de savoir que, au fil des activités, vous tirez le maximum de vos ressources.

M. MacLeod : Merci.

Le président : J'ai noté votre déclaration voulant que le sénateur Lang ne détienne aucune part de Chevron. Le sénateur Neufeld a une question complémentaire.

Le sénateur Neufeld : C'est au sujet des blocs obturateurs de puits. Vous avez beaucoup d'expérience en forage en eau profonde dans le monde entier. Pour une même profondeur, utiliserait-on les mêmes blocs obturateurs de puits autant dans la mer du Nord que dans le golfe du Mexique, ou qu'au large de l'Amérique du Sud? Utiliserait-on le même type d'équipement, ou faudrait-il le changer? Je sais que c'est hypothétique, mais j'aimerais que vous pensiez aux mêmes conditions, à la même profondeur et aux mêmes éléments que dans vos activités de forage actuelles au large de la côte Est.

M. MacLeod : Je ne suis pas un spécialiste en BOP, mais, à ma connaissance, les blocs obturateurs de puits doivent être homologués pour certaines pressions, selon les profondeurs. Sachant cela, le BOP adéquat serait choisi. Nous ferions appel à notre équipe de spécialistes en BOP à l'interne afin de choisir le bon équipement pour la tâche à accomplir. Comme je l'ai mentionné dans mon exposé, ils appliquent leurs normes partout dans le monde en ce qui a trait au type de BOP à utiliser.

Le sénateur Neufeld : Je trouve que c'est une bonne réponse. Ça montre que, même si les pays n'ont pas à partager les mêmes règlements, vous avez une norme minimale à l'interne selon les pressions rencontrées où vous forez et ainsi de suite, et que vous suivez souvent une norme légèrement supérieure.

M. MacLeod : Exact.

Le sénateur Mitchell : La discussion a surtout porté sur les risques liés à l'exploration. Vous avez expliqué très clairement ce que Chevron a fait pour réduire, voire pratiquement éliminer, ces risques. Par exemple, le Stena Carron dispose d'au moins quatre niveaux de redondance, et vous avez expliqué que les Canadiens et les autres peuvent avoir confiance.

Par contre, il y a trois étapes. Il y a l'exploration et, ensuite, le développement, qui pose comme vous l'avez dit un risque réduit étant donné qu'on n'extirpe rien des champs à ce moment-là. Mais il y a aussi la production. La production n'est pas la même chose que ce dont nous avons parlé jusqu'à maintenant.

Les risques sont-ils différents? Disposez-vous des mêmes niveaux de redondance au cas où une éruption se produirait pendant l'étape de la production? C'est important, parce que BP en était à l'étape de la production lorsque l'incident est survenu, non? Y a-t-il des différences? Vous n'avez pas le Stena Carron à ce stade.

M. MacLeod : C'est très compliqué de vous donner une réponse courte sur le risque dans une installation de production. Chaque installation de production est unique. Hibernia est une plate-forme en béton qui s'appuie sur le fond marin grâce à des superstructures. Les champs Terra Nova et White Rose, quant à eux, ont des navires. Nous menons une grande diversité d'activités dans le monde entier.

Nous sommes des partenaires. Nous n'exploitons pas la plate-forme Hibernia. Je dois dire que le dossier de sécurité d'Hibernia est excellent. Nous le surveillons et nous en parlons régulièrement pendant nos réunions du comité de gestion. Le premier point à l'ordre du jour est toujours de vérifier le rendement de cette installation en matière de sécurité et de fuites. Toutefois, j'aimerais que cette question soit plutôt adressée à l'exploitant, soit HMDC.

En tant que partenaires dans l'installation, nous sommes très fiers du rendement de l'exploitant en ce qui a trait à la sécurité et aux fuites. Il est excellent.

Excusez-moi, quelle était déjà la question complémentaire?

Le sénateur Mitchell : Je pense que c'était ça. Pouvez-vous nous dire, de façon générale, quelle technologie dans une installation de production permettrait de prévenir ou de boucher une éruption? Est-ce semblable à ce que vous avez à bord du Stena Carron?

M. MacLeod : Le principe est sensiblement le même. Par contre, dans une installation de production comme la plate-forme Hibernia, les blocs obturateurs de puits se trouvent à même la plate-forme. Vous pouvez les toucher. Vous pouvez avoir un contact direct. C'est plus facile d'intervenir qu'en eau profonde.

Encore une fois, je parle de plates-formes comme celle d'Hibernia de façon générale. Je ne peux pas me prononcer sur Hibernia elle-même. Nous avons demandé à l'exploitant de le faire. Le bloc obturateur de puits se situe sur le fond marin, comme c'est le cas dans les installations en eau peu profonde.

Le sénateur Mitchell : Merci.

Le sénateur Banks : La question du sénateur Mitchell était la suivante : les quatre niveaux de redondance faisaient-ils partie des moyens d'activer le bloc obturateur de puits?

M. MacLeod : C'est exact.

Le sénateur Banks : Ce n'est pas qu'il y a quatre niveaux de redondance pour les blocs obturateurs de puits. Il n'y a pas quatre blocs obturateurs de puits.

M. MacLeod : Non. Il y a plusieurs pistons hydrauliques, comme je l'ai mentionné.

Le sénateur Banks : Avec quatre façons de les activer.

M. MacLeod : Cinq façons, l'activation principale et les quatre systèmes d'activation de secours.

Le sénateur Banks : Je vais vous poser une question qui a été effleurée en quelque sorte par le sénateur Seidman concernant l'atténuation. Vous remarquez sans doute un peu le scepticisme qui se cache derrière nos questions. Je vous dresse un portrait de la situation. Certains d'entre nous sont assis dans une pièce comme celle-ci en Louisiane, le 19 avril, et des représentants de BP sont en train de nous dire qu'ils n'ont jamais connu d'éruption majeure, que leur dossier de sécurité est impeccable et qu'ils ne prévoient pas de difficultés, parce qu'ils n'ont rien laissé au hasard. Je leur donne le bénéfice du doute, parce qu'il ne s'est jamais rien produit de semblable auparavant. C'est la raison derrière bon nombre de ces questions.

J'aimerais que vous vous prononciez sur l'atténuation et la manière de la gérer, si, par malheur, ça se produisait. Je pose la question dans le contexte de la Louisiane et de la Floride. Les gens qui vivent là-bas et qui ont été touchés par ce désastre n'y étaient pour rien et se moquent bien du fait que BP ait de nombreuses ressources, qu'elle prenne les choses en main et qu'elle soit légalement responsable. Ça leur est complètement égal. Pouvez-vous nous en dire un peu plus sur les aspects liés à l'atténuation? Vous avez affirmé que les modèles avaient montré que le pétrole qui pourrait s'échapper en cas d'incident dans le puits que vous forez en ce moment n'atteindrait jamais la côte, mais je suis persuadé que ce n'est pas le cas de tous les puits en eau profonde qui sont forés.

Nous ne semblons pas disposer des moyens pour contenir, aspirer ni stopper une fuite de l'ampleur de celle dans le golfe du Mexique. J'espère que quelqu'un se penche sur les mesures à prendre dans cette situation malheureuse. Les efforts humains ont permis de limiter raisonnablement les dégâts de la fuite de l'Exxon Valdez et de traiter la nappe à l'aide de produits chimiques et de dispersants, mais ces techniques n'ont pas été efficaces dans la situation actuelle. Pouvez-vous nous donner votre opinion à ce sujet?

M. MacLeod : Oui. Évidemment, la situation dans le golfe du Mexique est tragique et sans précédent. BP fait face à un défi immense. Nous lui prêtons main-forte. Nous sommes fiers de ce soutien à la fois direct et indirect. Nous dirigeons un des groupes d'experts du gouvernement américain chargés d'étudier les blocs obturateurs de puits et de formuler des recommandations sur les modifications pouvant être apportées à ces blocs. Nous en sommes très fiers.

Concernant les mesures d'atténuation, nous disposons d'un plan d'intervention échelonné en cas de déversement de pétrole. La première étape, dans le cas d'une petite fuite, consiste à déployer les ressources à bord du Stena Carron et du navire d'approvisionnement en attente. Un certain nombre de barrages et de pièces d'équipement d'absorption serait employé. L'étape suivante est de faire appel à l'équipement de la Société d'intervention maritime, Est du Canada, ou SIMEC, située à St. John's. Le contrat que nous avons avec la SIMEC précise qu'elle doit appuyer nos efforts d'intervention. Dans le cas d'un incident de l'ampleur de celui du golfe du Mexique, nous passerions à la troisième étape, ce que notre entreprise n'a fait qu'une seule fois auparavant. C'était pendant l'ouragan Katrina, qui a provoqué de petites fuites. Pour cette troisième étape, nous disposons d'une équipe multinationale d'intervention d'urgence. Nous pouvons mobiliser plus de 200 personnes dans l'immédiat pour nous aider à gérer une fuite. Nous pouvons faire appel à des ressources de partout dans le monde. Voilà notre plan d'atténuation.

Le sénateur Banks : Merci.

Le président : La Société d'intervention maritime, Est du Canada témoignera devant le comité mardi soir prochain. Elle sera représentée par son président, M. James Carson. Nous pourrons alors étudier cette question plus en profondeur.

Nous vous sommes reconnaissants, messieurs MacInnis et MacLeod. Vous nous avez dressé un portrait très clair de la situation. Votre fierté pour votre entreprise et votre culture ne fait aucun doute, ce qui est agréable à voir. J'espère que votre témoignage a rassuré les gens qui nous regardent et les Canadiens sur vos activités.

Y a-t-il d'autres remarques avant de terminer?

M. MacInnis : J'ai pris plusieurs engagements et j'aimerais que Mme Gordon sache que nous fournirons au comité les réponses nécessaires dans la semaine qui suit.

Le président : Merci. La séance est levée.

(La séance est levée.)