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Règlementation finale sur les forages offshores en Arctique U.S.

Par Florian Thomas, Doctorant en droit privé au CDMO, Faculté de droit de Nantes

Il y a peu nous nous interrogions : « l’encadrement juridique de l’industrie pétrolière et gazière offshore est-elle suffisante ? ». A cette interrogation nous répondions en substance que la première réflexion à mener consiste à identifier les dynamiques normatives à l’œuvre dans ce secteur et, ensuite, d’en étudier les articulations. La dernière règlementation des Etats-Unis publiée le 07 juillet 2016 par le Bureau of Safety and Environmental Enforcement (BSEE) et le Bureau of Ocean Energy Management (BOEM)1 concernant les forages exploratoires dans les eaux arctiques des États-Unis2 nous permet d’illustrer notre propos.

Par ailleurs ce petit billet actualise deux articles complémentaires et récents publiés au Droit Maritime Français et à l’Annuaire de Droit Maritime et Océanique auxquels nous renvoyons le lecteur pour des développements plus fouillés3 .

L’objectif de la règlementation, décriée par les opérateurs privés, consiste à assurer que l’activité se réalise de manière à protéger l’environnement particulier de l’Arctique ainsi que les traditions culturelles des peuples, indigènes, qui vivent en Alaska. Les conséquences d’une catastrophe pétrolière liée à l’activité pétrolière et gazière offshore en Arctique sont incalculables.

Notons que cette règlementation finale intervient après la publication, le 24 février 2015, par le BOEM et le BSEE d’une proposition de règlementation préalable ouverte aux commentaires. Le sujet de l’exploitation pétrolière en Arctique est sensible, et pas moins de 1311 lettres ont été envoyées et plus de 100 000 commentaires individuels ont été apportés sur l’espace dédié en ligne par l’administration américaine.

Pour réaliser ses objectifs, la règlementation révise et renforce la réglementation existante du titre 30 du Code of Federal Register (CFR) dans ses parties 250, 254 et 5504 .

La règlementation s’applique aux unités mobiles de forage, y compris aux jack-up rigs, des opérateurs répondant à un appel d’offre ou engagés dans des forages d’exploration en mer de Beaufort ou en mer des Tchouktches5 . Un forage exploratoire se définit comme: « tout forage conduit à des fins de recherches de pétrole, de gaz, ou de sulfure dans des quantités commerciales, y compris les forages de puits supplémentaires nécessaire pour délimiter les réservoirs afin que le concessionnaires puisse déterminer s’il peut procéder au développement et à la production ». Enfin, la règlementation ne fait pas obstacle à l’utilisation de nouvelles technologies à l’avenir pour les forages en Arctique tels que les forages sur la banquise ou l’utilisation de plateformes terrestres ancrées6 .

Les obligations pesant sur les opérateurs principaux
La règlementation entérine, dans les grandes lignes, des obligations renforcées pesant sur les opérateurs principaux parmi lesquelles :

1) Construire et développer des programmes d’exploration qui prennent en compte les conditions du plateau continental (PC) arctique, notamment l’éloignement et la faiblesse des infrastructures sur zone.
2) Développer des plans d’opération intégrés qui comportent toutes les phases du programme d’exploration, et le soumettre au BOEM au moins 90 jours avant de compléter le plan d’exploration (nous reviendrons sur ces étapes).
3) Garantir l’accès et être capable de déployer rapidement des sources de contrôle et d’endiguement en opération.
4) Avoir accès à une plateforme d’intervention, de dégagement, positionnée géographiquement de façon à pouvoir forer un puits d’intervention pour étouffer une éruption, un puits pour atteindre la partie inférieure d’une sonde en éruption non contrôlée et essayer de la maitriser par des injections de boue lourde ou de coulis épais de ciment.
5) Être capable de prévoir, suivre, rapporter, et répondre des conditions de glace et des événements météorologiques défavorables.
6) De contrôler et de superviser effectivement les contractants.
7) Être en mesure de développer et de mettre en œuvre un plan de réponse en cas de pollution pétrolière, élaboré et exécuté dans le respect de l’environnement arctique. Des obligations existent en ce sens concernant l’équipement nécessaire, la formation et le personnel opérationnel pour de telles situations.

Il s’agit également de proposer des modèles opérationnels à l’appui de la mise en œuvre des obligations renforcées pesant sur les opérateurs privés. A travers la règlementation le gouvernement entend encourager l’identification des risques opérationnels le plus tôt possible dans la procédure et encourager les opérateurs à tout mettre en œuvre pour éviter et/ou atténuer les risques.

Une clarification du rapport entre les règles prescriptives et les règles basées sur la performance
La règlementation est basée sur la combinaison de normes prescriptives et d’exigences basées sur les performances, c’est-à-dire pour lesquelles l’opérateur arrive à démontrer qu’elles développent un niveau de sécurité au moins aussi important que celui développé par les exigences prescriptives.

Par rapport à la proposition les bureaux ont clarifié les règlementations pour lesquelles il était possible pour les opérateurs privés de soumettre d’autres techniques innovantes. Au-delà des règlementations concernées les bureaux ont précisé les éléments qui pouvaient être transmis à l’appui des demandes.
Suite aux commentaires reçus, l’accent a été mis sur les standards basés sur la performance, les bureaux étant conscients que des technologies qui ne font pas encore partie des standards techniques ou des meilleures pratiques publiées peuvent être développés et utilisés avec succès par les opérateurs privés notamment en matière d’équipements d’endiguement des fuites de pétroles, de sécurisation des puits, ou de fermeture d’un puits hors de contrôle. Il est donc précisé quels sont les éléments que peuvent mettre en œuvre les opérateurs privés sur ces sujets sensibles et notamment sur la question de la plateforme de forage de secours qui suscitait la colère des industriels.

Les bureaux proposent une liste de documents pour étayer la demande parmi lesquels on trouve : des essais en laboratoire, des tests protocolaires, des essais procéduraux, des tests méthodologiques, des assurances qualité, des contrôles qualité, des essais industriels, des qualifications ou des procédures d’accréditation octroyées par une tierce partie indépendante relevant les performances de l’alternative proposée en environnement réel. Si l’équipement a déjà été utilisé, les résultats obtenus peuvent être fournis. Enfin des études additionnelles, des évaluations, des analyses de risques relatives aux équipements peuvent également être apportés.

L’affirmation de l’incorporation par référence des normes privées

La règlementation s’appuie en grande partie sur des codes, des pratiques recommandées, des standards développés par divers organismes parmi lesquels le plus important est l’American Petroleum Institute. L’intégration de ces normes d’origines diverses, généralement privées, est réalisée par le mécanisme d’incorporation by reference qui permet, au terme d’une procédure prévu au 1 CFR part 517, d’incorporer à la règlementation des normes d’origine privée. Ces matériaux incorporés font à part entière partie de la règlementation, et acquièrent effet et force de loi. Ils ne sont pas publiés dans les règlementations, puisque leur simple évocation est suffisante. Néanmoins les références exactes sont indiquées et les textes peuvent être consultés auprès des organismes qui les ont élaborés. Le BSEE reste soumis aux règlementations relatives au copyright qui pèsent sur certains textes. Certains document sont gratuits et accessibles en ligne, à l’instar de ceux de l’API, et d’autres sont payants. Le principe de publicité et celui de non-discrimination dans l’accès aux lois peuvent poser question. Malgré tout, en dernier ressort, le public peut les consulter gratuitement en se rendant au BOEM ou au BSEE.

La densification de la procédure d’autorisation des forages exploratoires

Le plan d’exploration et l’Application for Permit to Drill
D’abord le concessionnaire doit fournir un plan d’exploration au BOEM pour approbation. Il doit y inclure des informations telles que les programmes de l’activité d’exploration ainsi que toute information pertinente.

Cette approbation ne suffit pas à commencer les forages. Le concessionnaire doit ensuite fournir au BSEE un Application for Permit to Drill, que le BSEE doit approuver. Ce document comporte des informations sur la localisation du puits, sa construction et les procédures afférentes, les programmes de tubage et de cimentation, les systèmes de blocs d’obturateur de puits, et différentes informations demandées par le manager du District.

Le BOEM évalue le plan d’exploration et le BSEE évalue l’Application for Permit to Drill afin de déterminer si l’opérateur satisfait aux exigences de l’OCSLA8. Bien sur l’opérateur doit également satisfaire aux autres règlementations pertinentes à l’image du Oil Pollution Act ou du Clean Water Act etc.

Le BSEE s’assure enfin de la conformité de l’activité aux exigences de la règlementation en procédant à l’évaluation des permis de forage, en conduisant des inspections relatives à la conformité aux lois, aux règlementations, aux termes du contrat de concession, aux plans et aux permis approuvés.

L’exigence de l’IOP (Integrated Operations Plan)
Ce document doit renseigner, le plus tôt possible dans le processus d’attribution du permis, la manière dont les opérations de forages exploratoires menées sur le PC de l’arctique sont intégrées du début à la fin aux exigences de cet environnement spécifique. L’IOP est soumis au BOEM au moins 90 jours avant de compléter le plan d’exploration. Il s’agit de décrire à un niveau conceptuel comment les opérations de forages seront élaborées, exécutées et gérées. Il comporte :
– La configuration et l’élaboration des navires et des équipements.
-La programmation des opérations, y compris celles des sous-traitants intervenant sur des composants critiques.
– Les opérations de mobilisation et de démobilisation ainsi que les programmes de maintenance.
– Les objectifs des programmes de forage en temps réels ainsi qu’un planning pour chaque opération.
– Les capacités de surveillance de la météo et de la glace.
– La gestion de la supervision des sous-traitants.
– Les principes de sécurité opérationnelle.
– La préparation et la mise en scène des situations de pollution liées à une fuite.
– L’impact sur les infrastructures locales, y compris le logement, l’approvisionnement en énergie et en service.
– Dans quelle mesure l’extension de l’activité doit reposer sur l’emploi de la communauté de travail locale, et sur des capacités de nettoyage en cas de fuite.

Une fois l’IOP transmis, il est communiqué aux différents organismes qui interviennent sur ces questions, notamment à l’État d’Alaska et aux autres agences fédérales concernées. C’est un document conceptuel, et en aucun cas un document qui permet d’aboutir à une autorisation de forage, c’est pourquoi nous l’évoquons à la fin de la procédure bien qu’il intervienne au début de cette dernière.

Les capacités d’endiguement d’une catastrophe et la présence d’une plateforme de secours

Les opérateurs privés doivent démontrer qu’ils ont accès et peuvent rapidement déployer des ressources pour contrôler un puits et endiguer une éventuelle fuite résultant d’une perte de contrôle. Dans le Golfe du Mexique, c’est souvent un exercice aisé tant le niveau d’activité de la zone est élevé. Il y a, par exemple, toujours une structure capable de venir prêter main forte en cas de soucis. Cette réalité n’est pas celle de l’Arctique.

C’est pourquoi les opérateurs qui y utilisent des MODU doivent être capables de capturer les fluides d’un puits hors de contrôles en y ayant accès, et d’encapuchonner le puits en surface pour arrêter la fuite. Par ailleurs ils doivent prévoir des systèmes de bouchon et de fluide, ainsi qu’un dôme d’endiguement.

Concernant la plateforme de secours, nous touchons ici un sujet sensible car extrêmement coûteux. La présence d’une plateforme de secours a été largement décriée par les opérateurs privés. La plateforme, séparée, doit être localisée géographiquement de manière à pouvoir forer un puits de secours, fermer et abandonner le puits d’origine, puis abandonner le puits de secours avant l’arrivée des glaces saisonnières sur le site et, en tout cas, au plus tard 45 jours après la perte de contrôle du puits. Cet équipement est fondamental dans une région où les infrastructures sont si rares. Ces différentes étapes : arrivée de la plateforme de secours, forage du puits, fermeture et de l’abandon du puits original et de l’abandon du puits de secours en cas d’arrivée de glace, ou au plus tard après 45 jours, doit être précisément détaillé.

Ici encore la règlementation va plus loin dans l’espace laissée aux opérateurs pour démontrer qu’ils sont capables d’assurer un niveau de sécurité équivalent aux prescriptions par des techniques innovantes.

Les obligations « météorologiques »
Les opérateurs doivent notifier au BOEM et au BSEE immédiatement tout mouvement de glace ou toute condition susceptible d’avoir un impact sur l’activité. Ils doivent notifier au BSEE le début et la fin des activités de contrôle météo et rédiger un rapport sur ces activités.

La préparation à une éventuelle fuite de pétrole
L’OSRP (Oil Spill Response Plan) doit être taillé pour l’environnement arctique, notamment afin qu’il sollicite des équipements suffisants, qu’il dispense des formations adéquats, et qu’il prévoit des personnels en nombre suffisant.

Responsabilité de l’opérateur principal pour ses sous-traitants
Nous l’avons déjà évoqué plus haut, cette obligation nécessite que l’opérateur principal planifie, élabore des plans précis. L’opérateur doit également choisir ses sous-traitants, et procéder à une évaluation des exigences des règlementations sur tous les aspects du projet. Il est ainsi demandé, dès l’IOP, que les opérateurs montrent comment ils vont gérer les protocoles de supervision des risques relatifs à leur personnel et à celui de ses sous-traitants dans le cadre des opérations de forage.

La règlementation détermine différents niveaux d’information sur la sécurité des sous-traitants, et sur leur supervision tout au long des travaux par les opérateurs principaux. Ces derniers doivent :
– Rédiger un rapport ciblant les conditions de glace et leur gestion, et les questions qui pourraient survenir en cas de perte de contrôle d’un puits.
– Conduire une surveillance en temps réel de tous les aspects des opérations du puits.
– Améliorer les audits en matière de gestion de l’environnement et de la sécurité.
– Améliorer la préparation en cas de fuites de pétrole et les capacités d’action sur les opérations menées sur le PC arctique.

Ces opérations sont à mener de concert avec le souci de supervision et de contrôle des sous-traitants.

Aspects de sécurité humaine locale
Parmi les sujets développés davantage dans la règlementation finale que dans la proposition de règlementation il nous parait important pour conclure de remarquer l’évocation de la sécurité humaine locale, dans un discours qui intègre l’impact de l’activité sur la vie locale.

L’accent est mis sur la protection des peuples indigènes de l’Alaska par la protection de leur environnement. La règlementation entend généralement protéger les mammifères marins, les poissons, et les oiseaux migrateurs, c’est-à-dire les ressources naturelles, l’environnement, la nature de la région indispensable à la sécurité, au sens large, des hommes, au développement des sociétés, qui exploitent et vivent sur ce territoire.

En matière de réduction de la pollution résultant des opérations de forage d’exploration sur le PC arctique, les peuples indigènes sont ainsi directement visés. Ils sont particulièrement sensibles à ce que les boues et les déblais de forage résultant de l’activité n’affectent pas les espèces marines et leur habitat, compromettant autrement les modes de vies traditionnels de ces sociétés.
C’est pourquoi toutes les boues et tous les déblais doivent être récupérés. A ce sujet, une attention spéciale sera apportée aux zones de forages par rapport à la localisation des zones de chasses et de pêches vitales, et aux impacts sur la faune marine et les oiseaux qui interfèrent avec les activités humaines sur place.

Conclusion
Conclusion de ce billet déjà trop long. Cette règlementation finale sur l’Arctique pose la question des dynamiques normatives : prescription/autonomie des acteurs, intégration par référence de normes privées. S’interroger sur leur articulation déplace nécessairement la réflexion vers les responsabilités des opérateurs privés dans ce maillage juridique, qui ne seront pas abordées ici. Ces étapes balisées il sera possible de porter un jugement sur la suffisance ou l’insuffisance de l’encadrement juridique de l’activité pétrolière et gazière offshore.

  1. Ces bureaux, sous la tutelle du Department Of Interior, gèrent la règlementation encadrant l’activité d’Oil and Gas offshore et la gestion des permis d’exploration et de production aux États-Unis []
  2. La règlementation est disponible à ce lien https://www.doi.gov/pressreleases/interior-issues-final-regulations-raise-safety-environmental-standards-any-future []
  3. Thomas, F., « Dernières évolutions relatives à l’encadrement juridique des forages offshores exploratoires dans les eaux arctiques des États-Unis », DMF, nº 782, juillet-août 2016, pp. 649-661, et « Étude sur l’avenir de l’activité pétrolière et gazière offshore dans les eaux arctiques des États Unis, Annuaire de Droit Maritime et Océanique, tome XXXIV, 2016, pp. 249-273 []
  4. Respectivement intitulées Oil and Gas and Sulphur Operations in the Outer Continental Shelf, Oil-Spill Response Requirements for Facilities Located Seaward of the Costline et Oil and Gas and Sulphur Operations in the Outer Continental Shelf, Cf. www.law.cornell.edu/cfr/text/30 []
  5. Ce sont les deux principales zones d’exploration. Une nouvelle zone d’exploration est par ailleurs prévue à partir de 2021 dans le Golfe de Cook. 2017-2022 Outer Continental Shelf Oil and Gas leasing. Proposed Programm, mars 2016, pp. 18 et s. []
  6. Peut-être est-ce là une garantie apportée aux opérateurs après leurs commentaires. Les conséquences environnementales de forages sur la banquise sont pourtant inquiétantes []
  7. https://www.law.cornell.edu/cfr/text/1/part-51 []
  8. Outer Continental Shelf Lands Act, qui est la règlementation classique encadrant l’activité offshore aux États-Unis []

LA CNUDM À L’ÉPREUVE DES ENJEUX ACTUELS

Aris-Georges Marghélis, CDMO, Université de Nantes

Les activités et enjeux liés à la mer sont par nature multiples, complexes et surtout mouvants car intimement liés à des facteurs par essence évolutifs comme la technologie, l’économie et les relations internationales. C’est avec ces caractéristiques que la Convention des Nations Unies sur le Droit de la Mer (CNUDM) a dû composer il y a plus de trente ans pour réussir à s’imposer comme universelle. Aujourd’hui, plus que jamais, la remarquable capacité de la CNUDM à suivre des évolutions – difficilement imaginables lors de sa négociation – et donc à maintenir sa durabilité et sa pertinence, est mise à l’épreuve par plusieurs phénomènes.  Continuer la lecture de LA CNUDM À L’ÉPREUVE DES ENJEUX ACTUELS