Friends of the Richelieu. A river. A passion.



"Tout cedit pays est fort uny, remply de forests, vignes & noyers. Aucuns Chrestiens n'estoient encores parvenus jusques en cedit lieu, que nous, qui eusmes assez de peine à monter le riviere à la rame. " Samuel de Champlain


"All this region is very level and full of forests, vines and butternut trees. No Christian has ever visited this land and we had all the misery of the world trying to paddle the river upstream." Samuel de Champlain

Sunday, August 2, 2015

Two years ago yesterday


Il y a 2 ans hier, il partait pour une fin de semaine à Ormstown. C'était pour être la dernière fois qu'il chevauchait une moto. ~~~~ It was to be the last time...

Saturday, August 1, 2015

Le temps de dire au revoir


Texte de Sarah Annie Guénette publié dans La Presse du 1 août 2015

L'encadré dans les petites annonces de La Presse se lit comme suit: "Cibelle, petit chaton débile ayant détruit un beau divan tout neuf, est maintenant officiellement à la recherche d'une famille enjouée et active pour épuiser ses instincts de chasseur..." Vous lisez cette annonce et vous voilà sous le charme!

C'était il y a 20 ans. Vos enfants ont grandi et sont partis, votre conjoint a suivi la même route, vous avez pris votre retraite bien méritée et Cibelle, quant à elle... est toujours là. Fidèle amie de votre quotidien depuis toutes ces années, vieille âme maîtresse de votre coeur, elle dort à l'instant même bien enroulée à son vieux poste de garde, le rebord de votre fenêtre de salle de bains. En quelques souffles, vous vous dites: "Je me rappelle encore quand nous sommes allés la chercher à la SPCA de Montréal." Comme disait Joe Dassin... c'était hier, c'était il y a 20 ans!

La vieillesse est un petit rien qui s'installe à notre insu, tout doucement, de quotidien en quotidien. Elle est là, mais jamais vraiment. On la perçoit un peu de coin de l'oeil, mais dès qu'on se retourne, elle se sauve. Jusqu'au jour où notre vieille chatte dort vraiment beaucoup, boit tout son bol d'eau trois fois par jour, hurle à la lune, n'a que la peau, les os et le poil, et porte son amour pour vous à bout de bras. C'est habituellement à ce moment que les gens décident de consulter leur médecin vétérinaire préféré pour discuter un peu de Cibelle.

Mon propre record observé de sagesse féline est en fait une vieille chatte qui se prénommait Tigrette et qui en était à sa 26e année de vie au moment de la consultation. Et la question de mes clients est invariablement la même: "C'est quand, le bon moment?" Et la réponse est en fait toute simple: il n'y en a pas, de bon moment... Il y a seulement "votre" bon moment.

La mort assistée de nos animaux de compagnie pratiquée pour les bonnes raisons, c'est-à-dire lorsqu'il y a souffrance incurable, reste malgré tout et invariablement une décision difficile à fixer dans le temps.

Je dis souvent à mes clients que dans la vie, on retrouve trois types de souffrance: celle qui suit un traumatisme physique violent (un accident), celle qui vient de la détresse psychologique, et finalement celle qui nait d'un épuisement physiologique du corps, souvent associée à un "file pas pantoute.. veut plus manger... veut plus vivre".

Cette dernière situation est caractéristique des très vieux patients qui souffrent de maladies chroniques dégénératives (cancer, diabète, insuffisance rénale chronique, hyperthyroidie terminale, etc.).

Même si cette décision fera partie des plus difficiles de votre vie, dites-vous que vous demeurez la meilleure personne pour déterminer à quel moment votre chatte Cibelle n'a plus de qualité de vie et ne s'y retrouve plus elle-même. La vie d'un chat, c'est le plaisir de chasser une balle, de regarder les oiseaux par la fenêtre, de manger trois croquettes mille fois par jour, de pilonner ad nauseam votre oreiller préféré, de regarder la télé roulé sur vos jambes et de vous réveiller systématiquement à 5h du matin tout les matins pendant 26 ans. Si votre chat n'a plus une vie de chat, c'est probablement le bon moment d'y penser.

Lien: http://www.pressreader.com/canada/la-presse/20150801/282587376687663/TextView

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When is it a good time to say goodbye?

My translation of advice from a vet

The ad read: "Cibelle, crazy kitten destroyed brand new couch is now officially looking for an active family to use up her hunting instincts...". You read this ad and are immediately under her charm.

It was 20 years ago. Your children have all grown up and left the nest, your husband took the same road, you are retired and Cibelle, well, she is still there for you. She is your friend always there for you, every day, for all these years, queen of your heart and sleeping right now up on her favorite perch: the bathroom window sill. Suddenly, you think: "I remember when we got her at the SPCA." Like the song says, it seems like yesterday, it was 20 years ago.

Aging creeps up when you are not looking, so slowly, day by day. It is there, but never really completely. You can see it from the corner of your eye, but as soon as you squarely look at it, it's gone. Until your old cat is really sleeping a lot, drinks empty her water bowl three times a day, hollers to the moon, and there is but skin, fur and bones left from her; that and the love she has for you with all her tiny might. It is usually then that people decide to see their vet to talk about it.

My own record for the oldest cat is an old female named Tiger that was 26 years young when her masters came to see me. And the question is always: "When is it a good time?" and the answer is very simple: there is no good time...there is only the time good for you.

Assisted death (mercy killing) for our pets done for the good reason, meaning when there is incurable suffering, is still and always a difficult decision and hard to find the exact ideal time to do it.

I often say to my customers that in life, there are three types of suffering: suffering after a violent physical trauma (an accident), that from psychological distress, and finally suffering that comes with the physiological exhaustion of the body, often associated with "don't feel well at all...don't want to eat...don't want to go on living".

This last situation is typical of very old patients that suffer from chronic degenerative illness like cancer, diabetes, chronic renal failure, terminal hyperthyroidism, etc.).

Even if this decision will be one of the more difficult ones of your life, tell yourself that you are still the best person to determine what moment your Cibelle does not have the quality of life and is not herself anymore. A cat's life is the fun of running after a ball, staring down the birds from a windowsill, eat three food bits a thousand times a day, pump for what seems forever your favorite pillow, watch TV rolled up on your knees and systematically wake you up at precisely 5AM every morning for 26 years. If your cat no longer is living a cat life, it is probably a good time to think about it.

Monday, July 27, 2015

Le dangereux fracking à faible profondeur plus fréquent que l'on ne pense selon une étude

Photo: Jessica Ernst

Ma traduction libre d'un reportage d'Andrew Nikiforuk publié dans The Tyee.

Des leçons qui s'appliquent pour la Colombie-Britannique et l'Alberta dans un nouveau rapport de Stanford.

Le fracking à la recherche de pétrole et de gaz à moins d'un mille de nappes aquifères ou de la surface de la Terre se fait en Amérique du Nord avec très peu de contraintes, ce qui devient un plus grand danger pour les sources d'eau potable, selon une nouvelle étude de Stanford.

L'étude se penche sur la fréquence de ce qu'on appelle du fracking à faible profondeur, décrit par les chercheurs comme se déroulant à moins d'un mille sous terre. Le fracking superficiel est un plus grand danger pour l'eau potable que la fracturation hydraulique qui se fait beaucoup plus profondément sous la surface.

Des 44,000 puits fracturés entre 2010 et 2013 aux États-Unis, les chercheurs ont découvert que 6,900 (16%) ont été fracturés à moins d'un mille de la surface et 2,600 autres puits (6%) ont été fracturés à moins de 3,000 pieds, ou 900 mètres.

"Ce qui m'a surpris c'est la fréquence du fracking superficiel qui se fait avec des grandes quantités de produits chimiques et de l'eau," dit le chercheur en chef et scientifique en environnement Robert Jackson durant une entrevue avec The Tyee.

La majorité du fracking à faible profondeur se fait au Texas, en Californie, en Arkansas et au Wyoming. Bien que l'étude couvre très peu le Canada, le fracking superficiel se fait aussi en Saskatchewan, en Alberta, au Québec, au Manitoba et en Colombie-Britannique, et ce parfois à des profondeurs de moins de 500 mètres.

Parce que l'industrie et les agences de règlementation qui les surveillent rapportent mal les données, "les évènements de fracturations hydrauliques à faible profondeur partout aux É.-U. sont sous-estimés dans notre analyse," mentionne l'étude.

Durant les fractures superficielles, l'industrie injecte des fluides dans des puits verticaux ou horizontaux afin de fendiller la roche directement sous ou dans l'eau souterraine. Dans plusieurs cas rapportés, les fractures qui en résultent peuvent voyager jusqu'à 556 mètres dans d'autres zones contenant des hydrocarbures, des formations contenant de l'eau ou d'autres sites de puits pétroliers ou gaziers.

Ce qui fait que des fractures superficielles peuvent établir des liens avec des nappes aquifères qui servent de sources d'eau potable.

"Même des fractures qui ne se rendent pas tout à fait dans une nappe aquifère peuvent créer des liens entre les formations géologiques en les reliant avec des failles naturelles, des fissures ou d'autres passages," explique l'étude.

Des études scientifiques ont documenté des cas de contamination de nappes aquifères d'eau douce par le fracking ou par des produits chimiques utilisés pour fracturer depuis 1984.

Fracturer dans des zones contenant de l'eau douce est un problème pour cette technologie depuis les années 1950.

Des brevets enregistrés par l'industrie se plaignent souvent que "ce n'est pas rare de voir durant la fracturation hydraulique que la fracture se propage en dehors de la zone de production qui nous intéresse et continuer dans une zone qui n'a pas d'intérêt de production, dont des zones qui contiennent de l'eau."

"Il y a plus de risques avec le fracking superficiel," explique Jackson, parce que la séparation entre la zone qui se fait fracturer et les nappes aquifères avoisinantes est moindre, ce qui fait qu'il y a "un potentiel de connecter directement une fracture avec une nappe aquifère. Çà fait juste du bon sens."

Des risques potentiels plus élevés

Des lobbyistes de l'industrie, des agences de règlementation en énergie et certains organismes scientifiques ont longtemps répété que les risques de contamination de l'eau souterraine à cause du fracking sont minimes parce que la technologie pulvérise le roc à de si grandes profondeurs (de 1 à 2 milles sous terre) qu'un contact entre l'eau souterraine ou des puits abandonnés serait peu probable.

Mais cette étude constate que le fracking profond ne se fait pour les trois quarts des nouveaux forages de puits, et que l'industrie a fracturé le roc dans des zones superficielles près de la ressource d'eau souterraine ou même à l'intérieur de la ressource en eau partout aux É.-U. Ceci, avec le fait qu'il y a très peu de surveillance de la part des agences de règlementation, font que la pratique devient "un danger potentiel plus important" pour que survienne de la contamination de l'eau souterraine.

En Arkansas, par exemple, on y fracture des puits horizontaux de façon routinière à moins d'un mille de la surface et avec des quantités phénoménales d'eau et de produits chimiques.

"Plus la fracturation se fait près de la surface, plus grande est la possibilité de se retrouver avec un vieux puits ou une fissure naturelle ou une fracture," dit Jackson. De plus, le fracking superficiel peut "directement augmenter les changements de la migration des gaz qui s'échappent" dans l'eau souterraine ou dans l'atmosphère, dit-il.

Jackson pense que le danger est si grand que quand les parties latérales des puits horizontaux superficiels s'étendent de 600 à 900 mètres sous terre, l'eau souterraine qui se trouve au-dessus de ces latéraux devraient être suivie avec du monitorage, dit-il.

Usman Ahmed, vice-président de Baker Hughes, une importante compagnie qui dessert les fracturations hydrauliques, avait mentionné dans une présentation en 2014 que la technologie du fracking était très imprévisible parce que les craquelures crées par l'industrie se déplacent où il y a la moindre résistance.

Par conséquent, 70% de toutes les fractures de puits de se rendent pas à leur zone cible, 60% de toutes les fractures ne réussissent pas à faire relâcher des hydrocarbures et 73% de tous les opérateurs admettent qu'"ils n'en savent pas assez suffisamment sur le sous-sol," rapporte Ahmed.

Avant la révolution du gaz de schiste, la fracturation superficielle des veines de houille afin d'en extraire du méthane a résulté à des centaines de cas de contamination d'eau souterraine et de migration de gaz en Australie, au Nouveau-Mexique, au Colorado, en Chine, en Alberta et en Alabama.

Jackson était surpris de voir "qu'il n'y a pas de limites comment les fractures peuvent se faire superficiellement aux É.-U. Aucun état n'a une limite vers le haut."

Le Canada non plus, d'ailleurs: l'agence Alberta Energy Regulator, qui a déjà décrit le fracking superficiel comme étant "à haut risque" dans une présentation de 2004, permet aux compagnies d'effectuer des opérations de fracturations à haut volume dans des puits moins de 200 mètres de profond, d'abord qu'ils sont situés à une certaine distance des puits d'eau potable.

En C.-B., les foreurs peuvent fracturer des zones à des profondeurs de 600 mètres mais doivent obtenir un permis avant de le faire.

Par contre, des scientifiques de Durham University en Grande-Bretagne recommandent: "Une distance minimum de 600 mètres devrait être gardée entre la zone fracturée et une nappe aquifère."

Le fracking pollue selon l'EPA

Au mois de juin passé, l'EPA des É.-U. arrivait à la conclusion que le fracking avait pollué l'eau souterraine et de surface dans des cas se retrouvant en Alberta jusqu'en Pennsylvanie dans un rapport préliminaire de 500 pages.

"Certaines opérations de fracturations hydrauliques se font à l'intérieur de formations géologiques qui contiennent de la ressource en eau potable," mentionne le rapport, tout comme le fait la nouvelle étude de Jackson.

"Dans un champs en Alberta, au Canada, il y a des preuves que la fracturation dans la même formation géologique que la ressource d'eau potable (ainsi que des problèmes d'intégrité du puits)... a mené à de la migration de gaz dans des puits d'eau potable," dit l'étude de l'EPA.

Selon l'étude, des opérations de fracturations sous terre ont projeté des fluides et des gaz en dehors des régions visées "dans une ressource d'eau potable souterraine," souvent en passant par des fractures pré-existantes et des passages comme des puits abandonnés avoisinants, ou des puits qui ont des fuites.

Dans un exemple, l'EPA rapportait que le fracking avait contaminé 25% des 36 puits d'eau potable situées dans le nord-est de la Pennsylvanie, bien que l'agence "n'a pas trouvé les mécanismes qui ont provoqués ces impacts généralisés systémiques sur la ressource d'eau potable aux États-Unis."

Par contre, des agences de l'état en Ohio, en Pennsylvanie, au Texas et en Virginie Occidentale ont rapportés une myriade de problèmes, dont des centaines de plaintes au sujet de contaminations de l'eau souterraine causés par le fracking.


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Higher-risk 'Shallow Fracking' More Common than Suspected: Study

Lessons for BC, Alberta in new Stanford report.


By Andrew Nikiforuk, published today in TheTyee.ca

The fracking of oil and gas less than a mile from aquifers or the Earth's surface now takes place across North America with few restrictions, posing increased risk for drinking water supplies, says a new Stanford study.

The study examined the frequency of so-called shallow fracking, described by the researchers as occurring less than a mile underground. Shallow fracking poses a greater risk to drinking water than fracking that occurs much deeper under the Earth's surface.

Out of 44,000 wells fracked between 2010 and 2013 in the United States, researchers found that 6,900 (16 per cent) were fractured less than a mile from the surface and another 2,600 wells (six per cent) were fractured above 3,000 feet, or 900 metres.

"What surprised me is how often shallow fracturing occurs with large volumes of chemicals and water," said lead researcher and environmental scientist Robert Jackson in an interview with The Tyee.

The majority of shallow fracking now takes place in Texas, California, Arkansas and Wyoming. Although the study largely excludes Canada, shallow fracking also takes place in Saskatchewan, Alberta, Quebec, Manitoba and British Columbia, and sometimes at depths less than 500 metres.

Due to poor data reporting by industry and its regulators, "the occurrence of shallow hydraulic fracturing across the U.S. is underestimated in our analysis," added the study.

During shallow fractures, the industry injects fluids into vertical or horizontal wells to crack rock directly below or into groundwater. In many reported cases, the resulting fractures can travel up to 556 metres into other hydrocarbon zones, water formations or other energy well sites.

As a result, shallow fractures can connect to aquifers used for drinking water.

"Even fractures that do not extend all the way to an overlying aquifer can link formations by connecting them to natural faults, fissures or other pathways," explained the study.

Scientific studies have documented contamination of freshwater aquifers by fracking or fracking chemicals since 1984.

Fracking into water zones has been an issue for the technology since the 1950s.

Patents filed by industry repeatedly complain "it is not uncommon during hydraulic fracturing for the fracture to grow out of the zone of productive interest and proceed into a zone of non-productive interest, including zones containing water."

"There are more risks with shallow fracking," explained Jackson, because the separation between the zone being fracked and nearby aquifers is less, resulting in "the potential of directly connecting a fracture with an aquifer. It's just common sense."

'Greater potential risks'

Industry lobbyists, energy regulators and some scientific bodies have long argued that risks of groundwater contamination from fracking are minimal because the technology is pulverizing rock at such great depths (one to two miles underground) that any contact with groundwater or abandoned wells would be unlikely.

But the study found that deep fracking only accounted for three-quarters of new well drilling, and that industry was fracking rock in shallow zones near groundwater resources or even within drinking water resources throughout the U.S. Combined with little regulatory oversight, the practice posed "greater potential risks" for groundwater contamination.

Arkansas, for example, routinely fractures horizontal wells within a mile of the surface and with massive amounts of water and chemicals.

"The closer to the surface you frack, the greater the chance you will encounter an old well or a natural fissure or fracture," Jackson said. In addition, shallow frackers can "directly increase the change of stray gas migration" into groundwater or the atmosphere, he said.

Jackson thinks the risk is so significant that when the lateral segments of shallow horizontal wells stretch 600 to 900 metres underground, the groundwater above those laterals should be monitored, he said.

Usman Ahmed, vice-president of Baker Hughes, a major fracking service company, noted in a 2014 presentation that fracking technology is highly unpredictable because the cracks induced by industry will move in the path of least resistance.

As a consequence, 70 per cent of all well fractures don't meet their target zones, 60 per cent of all fractures fail to release hydrocarbons and 73 per cent of all operators admit that "they do not know enough about the subsurface," reported Ahmed.

Prior to the shale gas revolution, the shallow fracturing of coal seams to extract methane resulted in hundreds of cases of groundwater contamination and gas migration in Australia, New Mexico, Colorado, China, Alberta and Alabama.

Jackson found it surprising that "there are no limits on how shallow fracturing can be in the U.S. No state has an upward limit."

Nor does Canada: the Alberta Energy Regulator, which once described shallow fracking as "high risk" in a 2004 presentation, allows companies to perform high-volume frack jobs on wells shallower than 200 metres as long as they are located a short distance away from water wells.

In B.C., drillers can fracture zones at a depth of 600 metres but must get a permit to do so first.

In contrast, scientists at Durham University, U.K., recommend that "a minimum distance of 600 metres should be maintained between the fracture zone and an aquifer."

Fracking pollutes: EPA

Last June, the U.S. Environmental Protection Agency concluded in a 500-page draft report that fracking has polluted ground and surface water in cases ranging from Alberta to Pennsylvania.

"Some hydraulic fracturing operations are conducted within formations that contain drinking water resources," the report found, as did Jackson's new study.

"In one field in Alberta, Canada, there is evidence that fracturing in the same formation as a drinking water resource (in combination with well integrity problems)... led to gas migration into water wells," said the EPA study.

According to the study, underground fracking operations have propelled fluids and gases out of the targeted areas "into underground drinking water resources," often through pre-existing fractures and pathways such as nearby abandoned or leaky wells.

In one example, the EPA reported that fracking had contaminated 25 per cent of 36 water wells in northeastern Pennsylvania, though the agency "did not find mechanisms have led to widespread, systemic impacts on drinking water resources in the United States."

In contrast, state agencies in Ohio, Pennsylvania, Texas and West Virginia have reported myriad problems, including hundreds of complaints about groundwater contamination due to fracking. [Tyee]

Link: http://thetyee.ca/News/2015/07/27/High-Risk-Shallow-Fracking/

Sunday, July 26, 2015

Self-confidence but hangs by a thread



A child's ego, his self-confidence, depends a lot on the attention given by the parents - how the parents show their love. A child that learns that her father had her just to satisfy her mother's wishes does not feel very much wanted by him and therefore feels she is not worthy enough of his love and will always seek his approval. And will remain unsure as an adult, and will have low self-esteem.

That he disowned her after forcing her to choose between himself and the mother, then died without talking to her, can leave an immense void in one's soul.

T. lived much the same thing, except it is his mother that turned on him, physically when he was a child, and financially when his father left her because of abuse. She is not dead, but her mind is gone because of Alzheimer's. So there is no way of mending that bridge anymore either.

The terrible things we do to one another...

Friday, July 24, 2015

Tuesday, July 21, 2015

L'industrie du fracking a changé la configuration des séismes dans le nord-est de la C.-B.

Photo: Will Koop

Les impacts sur l'eau souterraine et la migration des gaz sont pratiquement inconnus selon les critiques.

Ma traduction libre du dernier reportage d'Andrew Nikiforuk publié dans The Tyee à propos d'un rapport tout récent.

De la nouvelle recherche et des présentations faites par des scientifiques provinciaux et fédéraux démontrent que l'industrie de la fracturation hydraulique, duquel le gouvernement de la Colombie-Britannique espère alimentera éventuellement en gaz non conventionnel des terminaux de GNL (gaz naturel liquéfié), aurait causé plus de mille séismes dans le nord-est de la C.-B. depuis 2006 et changé la séismicité de la région.

Les tremblements de terre, qui varient en ampleur entre 1,0 et 4,3, incluent six évènements plus importants que 4,0 et plus de 20 évènements qui ont ébranlés des édifices et déplacé des meubles dans des endroits comme Fort St. John. Plusieurs évènements ont causé des dommages aux coffrages de certains puits horizontaux. De plus, des séismes provoqués par l'industrie demeurent une révolution géologique qui se poursuit toujours dans la région.

Les séismes d'une magnitude d'environ 2,0 ou moins sont surnommés microséismes et ne sont pas ressentis à la surface. Les évènements de plus de 3,0 peuvent être ressentis à la surface, et les séismes beaucoup plus élevés que 4,0 peuvent causer des dommages mineurs. Un important séisme, capable de faire d'importants dommages, est habituellement d'une magnitude de 8,0.

Les scientifiques pensaient autrefois que la fracturation hydraulique ne pouvait pas déclencher plus que des microséismes. Mais maintenant que la technologie a causé des séismes de 4,4 en Alberta, des scientifiques s'efforcent de déterminer quels genres de dangers ces séismes industriels pourraient présenter pour les pipelines, les barrages et d'autres infrastructures.

Dans la communauté de Upper Halfway, au nord-est de Fort St.John, des résidents ont dit que les tremblements étaient ressentis comme une série d'impacts comparables à quelqu'un qui conduit "un camion dans le mur de la maison."

L'industrie du gaz de schiste injecte des fluides à haute pression dans des puits afin de faire des ouvertures dans des formations denses contenant du pétrole et du gaz. La réactivation de ces fissures peut ensuite déclencher un séisme, selon des scientifiques.

Parce qu'il se fait peu de monitorage, l'industrie et le gouvernement ne comprennent pas tout à fait comment ces vagues de tremblements change l'écoulement de l'eau souterraine dans la région, ou la migration des gaz comme le méthane, le radon et le dioxyde de carbone dans l'atmosphère dans la zone nord-est de la C.-B.

Les séismes déclenchés par l'industrie du gaz de schiste en C.-B. n'ont pas blessé personne ni endommagé des propriétés publiques jusqu'à date. Mais les tremblements causés par l'industrie dans le Midwest des É.-U. ont causé des dommages en Oklahoma et créé des nouveaux risques pour les compagnies d'assurances.

Le USGS admet que "les risques les plus probables dans des régions de séismicité à la hausse sont des blessures mortelles causées par des objets qui tombent et des pertes économiques causés par des dommages aux structures qui peuvent mal absorber des secousses modérées de séismes... il n'y a aucun doute que les risques à la hausse viennent avec les hausses d'activités sismiques."

Dans une présentation récente de Dan Walker, un géologue sénior en produits pétroliers pour la commission BC Oil and Gas, a nommé la sécurité publique, les dommages à la propriété, l'intégrité d'un puits (les secousses peuvent causer des fuites de méthane dans le puits) et la contamination de la nappe aquifère comme étant des dangers réels des séismes causés par l'industrie.

Mais la BC Oil and Gas Commission ne voulait pas accorder à The Tyee un entretien avec M. Walker pour discuter de sa présentation en détails.

M. Walker a fait une autre présentation sur les leçons apprises des séismes causés par l'industrie en C.-B. dans une réunion du American Geophysical Union en 2015 à Montréal.

Durant cette réunion, il a dit qu'il était plus facile de contrôler les séismes contrôlés par les puits d'injections pour disposer des eaux usées que gérer les tremblements déclenchés par les injections de fluides des fracturations hydrauliques. Il y a plus de 100 sites d'injections d'eaux usées dans le nord-est de la C.-B.

Sur les sites de puits pour injecter les eaux usées, la Commission peut réduire le rythme des injections de fluides ou trouver des zones alternatives pour en disposer, écrivait M. Walker dans un résumé de sa présentation.

Mais la fracturation hydraulique injecte des fluides à des pressions beaucoup plus élevées dans le sol et "répondre immédiatement aux évènements causés par la fracturation hydraulique se limite à éviter les failles actives, changer les paramètres de la fracturation hydraulique ou l'arrêt des opérations."

En plus d'avoir besoin d'un monitorage sismique complet et des rapports d'évènements, M. Walker dit que l'une des principales leçons apprises jusqu'à date était que "on devrait songer à exclure du développement les régions que l'on considère comme étant à risque élevé de séismes provoqués."

Dans une série de courriels au The Tyee, la Commission a dit que cette leçon ne faisait pas parti de sa politique et que l'agence, qui est financé par l'industrie, "réagirait aux évènements lorsqu'ils surviendraient et prendra des mesures pour protéger le public et l'environnement."

Plusieurs incertitudes scientifiques

Les scientifiques sont maintenant préoccupés par le fait que le potentiel de l'industrie de déclencher des évènements sismiques non planifiés ait augmenté considérablement avec la fracturation hydraulique et l'injection de puits avec de l'eau parce que les failles stressées à un point critique peuvent exister pratiquement n'importe où.

De plus, des équipes de scientifiques qui étudient le problème dans l'ouest du Canada admettent qu'ils doivent faire avec beaucoup d'incertitudes parce que les dangers des tremblements causés par l'industrie peuvent être plus gros que ceux causés par les séismes naturels.

Gail Atkinson, une experte en dangers sismiques de l'université Western Ontario, à la tête d'une équipe de recherche appelé Canadian Induced Seismicity Collaboration, explique que les chercheurs "ne peuvent pas prédire la possibilité ou la magnitude de tels évènements venant d'opérations spécifiques planifiés parce que nous n'avons pas assez de données sur les formations rocheuses naturelles complexes, et nous n'avons pas non plus des modèles préventif valables."

Et les scientifiques ne savent pas non plus si les évènements provoqués par l'industrie peuvent changer les déplacements de fluides et de gaz dans la terre de la même façon que les séismes naturels peuvent le faire.

Des scientifiques de la terre, par exemple, ont longtemps constaté que l'énergie relâchée par des séismes naturels peuvent imposer des changements dramatiques dans l'écoulement de l'eau souterraine, son niveau et sa qualité. En même temps, les mouvements de tremblements causés par les séismes peuvent aussi faire relâcher une variété de gaz au travers des fissures nouvellement créées et des failles dans le sol.

Selon un manuel de l'industrie sur le sujet de la migration des gaz, une activité sismique peut créer des "failles verticales et subverticales et des fissures au-dessus des réservoirs de pétrole." Il en résulte une augmentation de migration vers le haut de radon, de sulfure d'hydrogène, de méthane et de dioxyde de carbone dans des régions séismiquement actives et peuvent devenir ainsi "un danger environnemental majeur."

Bien que de la recherche en Australie ait démontré qu'il y avait des hauts niveaux de méthane, de radon et de CO2 qui s'échappaient des régions fracturées dans l'atmosphère, aucun monitorage ne se fait ni en Alberta, ni en C.-B.

Tranquille autrefois, maintenant séismiquement active

Bien que de la recherche récente en C.-B. jette très peu de lumière sur les impacts sur l'eau souterraine et la migration des gaz, elle démontre quand même que l'injection de fluides à haute pression durant les fracturations hydrauliques ou les injections pour disposer des eaux usées à des profondeurs de 2 kilomètres peuvent changer la pression et déclencher une activité dans les failles - parfois des mois après que l'on ait injecté les fluides sous terre.

La recherche a commencé en 2012 après que des centaines de microséismes ont été enregistrés dans le bassin de la Horn River. Pour mieux comprendre le problème qui prenait de l'ampleur, des chercheurs fédéraux et provinciaux ont depuis installé huit stations séismographes additionnelles dans le nord-est de la C.-B. afin de mesurer les tremblements de terre.

Une étude de juin 2015 publiée dans The Leading Edge rapportait que la fracturation hydraulique a transformé une région tranquille séismiquement parlant en une région très active". Le document arrive à la conclusion que "le niveau local de séismicité dans la région de production de gaz de schiste a augmenté nettement, à la fois en quantité d'évènements ainsi qu'en force, durant lequel le niveau des opérations de fracturations hydrauliques a pris de l'ampleur entre 2006 jusqu'en 2011."

John Cassidy, un séismologie de Ressources Naturelles Canada et l'un des chercheurs de ce rapport, explique que le bassin de Horn River a connu certains petits tremblements naturels avant la fracturation hydraulique, mais jamais dans la région du gaz de schiste.

Toutefois, l'introduction du fracking, qui peut pomper 25 millions de gallons d'eau dans un puits horizontal dans le bassin de Horn River, a changé la configuration sismique locale.

L'étude a aussi constaté qu'un volume plus grand de fluides injectés (plus qu'un million de gallons par mois) était nécessaire "mais pas une condition suffisante pour causer des séismes plus importants."

En d'autres mots, des grosses injections de fluides dans le sol n'ont provoqué des séismes à certains endroits seulement, et à certains moments donnés, peut-être à cause de failles qui s'y trouvaient déjà, ou à cause du stress latent dans le sol.

"Il se passe autre chose ici et sa nature, voilà sur quoi nous nous concentrons. Il semble y avoir un délai dans certains cas, et nous ne savons pas exactement ce qui contrôle çà," dit Cassidy.

À quelle fréquence, et à quelle amplitude peuvent atteindre les tremblements de terre font aussi parti de la recherche qui s'y fait.

Entre-temps, les tremblements ne se sont pas arrêtés dans la région la plus forée, le bassin du Montney Shale, une longue bande de terrain qui s'étend du nord-est de la C.-B. jusqu'au nord-ouest de l'Alberta. Depuis le début de 2015, Ressources Naturelles Canada a enregistré plus de 79 séismes: sept dépassaient 2,0. La BC Oil and Gas Commission croit que l'injection d'eaux usées venant des puits de gaz de schiste ont déclenché au moins 16 de ces séismes.

La recherche en C.-B. confirme jusqu'à un certains point ce qui se passe en Oklahoma, où l'industrie du gaz de schiste a rendu cet état plus séismiquement actif que la Californie.

En juin dernier, un document publié dans Science arrivait à la conclusion que les puits d'injection qui disposaient de la plus grande quantité d'eaux usées dans le sol, plus de 300,000 barils par mois, étaient plus sujets à être liés à des séismes partout en Oklahoma.

Par exemple, des chercheurs ont établi des liens entre 4 des plus importants puits de disposition d'eaux usées en Oklahoma, qui ont reçu un total de 3 millions de barils de saumures par mois injectés à des profondeurs allant de 2 à 5 kilomètres, et une série de 2,547 petits séismes près de Jones, en Oklahoma.

Par contre, des fracturations hydrauliques à grand volume ont causé la majorité des séismes provoqués par l'industrie en C.-B.

Le monitorage de l'eau souterraine est inadéquate selon des scientifiques

Jusqu'à date, la BC Oil and Gas Commission dit que "il n'y a pas eu de cas de contamination de nappe aquifère suite à des séismes provoqués."

Mais des hydrologues maintiennent que les sept puits d'observation de l'eau souterraine de la province dans une géographie immense trouée par 8,000 puits horizontaux fracturés à haut volume sont nettement insuffisants. (Le Ministère de l'Environnement prélève des échantillons de ces puits de façon périodique et fait des tests pour déceler certains produits chimiques.)

"C'est ridicule que le gouvernement de la C.-B. considère que les sept puits à faible profondeur de cette région ou de n'importe quelle autre région sont "un réseau d'observation de l'eau souterraine," dit John Cherry, l'un des plus importants chercheurs en eau souterraine de la nation.

Les systèmes d'eau souterraine sont si complexes qu'un monitorage adéquat impliquerait une quantité de stations avec plusieurs puits à des profondeurs différentes selon la géologie locale, dit Cherry.

Gilles Wendling, un hydrogéologue de 55 ans avec beaucoup d'expérience dans la région nordique de la C.-B., a décrit la ressource en eau souterraine dans la région comme un trésor irremplaçable. La province aurait besoin d'un réseau de monitorage de l'eau souterraine valant plusieurs millions de dollars, selon lui, afin de faire la démonstration que ni la fracturation hydraulique, ni les activités sismiques qui y sont liés, n'ont contaminé les nappes aquifères avec des hydrocarbures.

"Ce n'est pas obligatoire, alors pourquoi est-ce que l'industrie le ferait?" demande Wendling.

De plus, les séismes causés par l'industrie sont un risque réel pour l'eau souterraine, dit-il. "Il y a une possibilité que les séismes causés par l'industrie peuvent créer des passages pour des fluides, des gaz ou des liquides qui se déplaceraient sous terre. Ils vont se déplacer de l'endroit où la pression est la plus grande vers l'endroit où la pression est moindre... La migration se fera vers le haut."

Ni l'industrie ni les citoyens n'apprécient l'importance et la complexité des mouvements de l'eau souterraine, selon lui. "Le grand public conçoit le sous-sol comme étant un endroit inerte où il n'y a aucune vie, et si on le fracture, peu importe. Mais en fait, il y a un système de fluides qui se déplace à 2,000 mètres sous nos pieds; ils ne peuvent pas s'imaginer une telle chose."

Des chercheurs du Texas ont un rapport sur des lettres de recherches sismiques

L'équipe de Atkinson s'est penché sur trois séismes importants déclenchés par l'industrie pétrolière et gazière: deux évènements de 4,0 près de Fort St. John déclenchés par la fracturation hydraulique, et un de 3,5 près de Rocky Mountain House, possiblement déclenché par un puits d'injection pour disposer d'eaux usées ou d'extraction gazière.

L'expert en dangers sismiques arrive à cette conclusion: "que des évènements provoqués modérés peuvent endommager des infrastructures avoisinantes, parce que la profondeur peu profonde visée peut causer d'importants mouvements locaux des sols auxquels certaines infrastructures pourraient être vulnérables; ceci est particulièrement préoccupant dans des régions à évènements sismiques faibles ou modérés, parce que les normes sismiques pour les structures dans ces régions pourraient être minimes."

En conséquence, les séismes ont attiré l'attention de BC Hydro, qui opère et entretien 79 barrages sur 41 sites en Colombie-Britannique.

Steven Rigby, à la tête de la sécurité à BC Hydro, écrit dans un courriel que la compagnie est en discussion avec la BC Oil and Gas Commission depuis un bout de temps sur cette question. "Il n'y a rien d'officiel pour le moment, mais nous serons sûrement avisés à l'avance de toute activité proposée de permis près de nos installations, ou n'importe quelle activité planifiée dans des baux déjà accordés, afin d'assurer les discussions nécessaires se déroulent avant ces travaux."

Le U.S. Army Corps of Engineers a exprimé un certain nombre de préoccupations avec la fracturation hydraulique. L'agence dit que les séismes provoqués par l'industrie pourraient fissurer un barrage, et que la transmission de fluides de fracturations au travers les failles naturelles pourraient éroder les bases d'un barrage.

Les fractures créées par l'industrie dans le roc ne peuvent pas toujours être contrôlées et ont tendance à prendre le chemin où il y a le moins de résistance. Depuis 2010, des fracturations hydrauliques ont "communiqué" avec des sites de puits avoisinants et des sites de forages dans le nord de la C.-B. plus de 107 fois.


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Fracking Industry Has Changed Earthquake Patterns in Northeast BC

Impact on groundwater and migrating gases mostly unknown, critics say. A special report.


By Andrew Nikiforuk, published in TheTyee.ca

New research and presentations by both provincial and federal scientists show that the shale gas industry, which the B.C. government hopes will eventually supply proposed liquefied natural gas terminals with fracked gas, has caused more than a thousand earthquakes in northeast B.C. since 2006 and changed the region's seismicity.

The earthquakes, ranging in magnitude from 1.0 to 4.3, include six events higher than 4.0 and more than 20 events that shook buildings and moved furniture in places like Fort St. John. Several events caused casing damage to horizontal wells. Moreover, industry-caused tremors remain an ongoing geological revolution for the region.

Earthquakes with a magnitude of about 2.0 or less are called microquakes and can't be felt at the surface. Events above 3.0 can be felt on the ground, and tremors just larger than 4.0 can cause minor damage. A great earthquake, capable of extensive damage, typically measures a magnitude of 8.0.

Scientists originally thought that hydraulic fracturing wouldn't trigger anything more than microquakes. But now that the technology has set off magnitude 4.4 quakes in Alberta, scientists are grappling to determine what kind of hazard industrial tremors might pose to pipelines, dams and other infrastructure.

At Upper Halfway, a community northeast of Fort St. John, residents have described the tremors as a series of crashes and bangs comparable to someone driving "a truck into the side of the house."

The shale gas industry involves the injection of highly pressurized fluids into wells to crack open difficult oil and gas deposits. The injections create a network of cracks that can also connect to fault zones. The reactivation of these faults can then trigger an earthquake, scientists say.

Due to limited monitoring, industry and government lack a full understanding of how the wave of quakes is changing the flow of groundwater in the region or the migration of gases such as methane, radon and carbon dioxide into the atmosphere throughout northeast B.C.

Earthquakes triggered by the shale gas industry in B.C. have not injured anybody or damaged public property to date. But industry-made tremors in the U.S. Midwest have caused damage in Oklahoma and created new insurance liabilities.

The United States Geological Survey concedes that "the most probable risks in areas of increased seismicity include life-threatening injuries caused by falling objects and economic loss from damage to structures with low capacity to absorb moderate earthquake shaking... there is no question that increased hazard accompanies higher levels of earthquake activity."

A recent presentation by Dan Walker, senior petroleum geologist for the BC Oil and Gas Commission, identified public safety, property damage, well bore integrity (the shaking can cause wells to leak methane) and aquifer contamination as genuine hazards from industry quakes.

But the BC Oil and Gas Commission would not grant the Tyee an interview with Walker to discuss his presentation in detail.

Walker gave another presentation on lessons learned from the industry-triggered earthquakes in B.C. at a 2015 Montreal meeting of the American Geophysical Union.

At that meeting, he said that controlling earthquakes caused by wastewater disposal wells was easier than managing tremors set off from fluid injection from hydraulic fracturing. There are more than 100 wastewater injection sites in northern B.C.

At disposal wells, the Commission can reduce rates of fluid injection or find alternative disposal zones with no faults nearby, Walker wrote in an abstract of his talk.

But hydraulic fracturing blasts fluids at much higher pressure into the ground and "responding immediately to hydraulic fracture induced events is limited to avoiding known active faults, altering hydraulic fracture parameters or suspending operations."

In addition to the need for comprehensive seismic monitoring and event reporting, Walker said one of the key lessons learned to date was that "Areas considered to be high risk for inducted seismicity should be considered for exclusion from development."

In a series of emails to The Tyee, the Commission said this lesson was not part of its policy and that the agency, which is funded by industry, would "respond to events as they occur and take measures to protect the public and environment."

Many scientific uncertainties

Scientists are now concerned that industry's potential to trigger unplanned seismic events has increased significantly with hydraulic fracturing and water well injection, because critically stressed faults can exist nearly anywhere.

In addition, teams of scientists studying the issue in western Canada admit that they are dealing with much uncertainty because the shaking hazards caused by industry-triggered tremors can be greater than those from natural earthquakes.

University of Western Ontario seismic hazard expert Gail Atkinson, the leader of a research effort called the Canadian Induced Seismicity Collaboration, explained that researchers "cannot predict the likelihood or magnitude of such events from specific planned operations because we do not have enough data on the complex natural rock systems, nor do we have validated predictive models."

Nor do scientists know if industry-triggered events can change fluid and gas flows in the earth the same way that natural earthquakes can.

Earth scientists, for example, have long observed that the energy released from natural earthquakes can force dramatic changes in groundwater flow, levels and quality. At the same time, the shaking motion caused by earthquakes can also release a variety of gases through newly formed faults and fractures in the ground.

According to one industry textbook on the subject of gas migration, seismic activity can form "vertical and subvertical faults and fractures above petroleum reservoirs." As a result, the increased upward migration of radon, hydrogen sulphide, methane and carbon dioxide in seismically active areas "can become a major environmental hazard."

Despite research in Australia showing high levels of methane, radon and CO2 escaping from fracked landscapes into the atmosphere, no such monitoring is taking place in either Alberta or B.C.

Once quiet, now seismically active

Although recent B.C. research sheds little insight on the impacts on groundwater and gas migration, it does show that the injection of highly pressurized fluids from hydraulic fracturing or wastewater disposal at depths of two kilometres can change pressure and trigger fault activity -- sometimes months after the blasting of fluids underground.

The research began in 2012 after hundreds of mini-quakes were recorded in the Horn River basin. To get a handle on the growing problem, federal and provincial researchers have since installed eight more seismograph stations in northern B.C. to capture the ground shaking.

A June 2015 study published in The Leading Edge reported that hydraulic fracturing had now turned a quiet seismic area into a highly active one. The paper concluded that "the level of local seismicity in the shale gas production area clearly has increased, both in number of events and in magnitude, as the scale of hydraulic fracturing operations expanded from late 2006 through 2011."

John Cassidy, a Natural Resource Canada seismologist and one of the paper's researchers, explained that the Horn River basin experienced some small natural tremors prior to hydraulic fracturing, but none in the shale gas zone.

However, the introduction of fracking, which can pump down 25 million gallons of water into one horizontal well in the Horn River basin, changed local seismic patterns.

The study also found that a higher volume of injected fluid (more than a million gallons a month) was a necessary "but not sufficient condition to induce larger earthquakes."

In other words, large blasts of fluid into the ground only caused earthquakes in some places and at some times, perhaps due to pre-existing faults or background stress in the ground.

"There is something else involved there and what it is -- that's our focus. There appears to be a time delay in some cases, and we don't know exactly what's controlling that," Cassidy said.

How frequent and how large the earthquakes can get is also part of the ongoing research.

Meanwhile, the shaking has not stopped in the most active drilling area, the Montney Shale basin, a large swath of land stretching from northeast B.C. to northwest Alberta. Since the start of 2015, Natural Resources Canada recorded more than 79 earthquakes: seven exceeded magnitude 2.0. The BC Oil and Gas Commission estimates that the injection of wastewater produced from shale gas wells triggered at least 16 of the quakes.

The B.C. research mirrors to a degree what's happening in Oklahoma, where the shale gas industry has made the state more seismically active than California.

Last June, a Science paper concluded that injection wells shooting the most wastewater into the ground -- more than 300,000 barrels a month -- were more likely to be linked to earthquakes throughout Oklahoma.

In particular, researchers linked four of Oklahoma's most prolific wastewater wells, which injected a total of three million barrels of salt water a month into the ground at depths between two and five kilometres, to a swarm of 2,547 small earthquakes near Jones, Oklahoma.

In contrast, high-volume hydraulic fracturing has caused the majority of B.C.'s industry-triggered quakes.

Groundwater monitoring inadequate: scientists

To date, the BC Oil and Gas Commission says "there have been no cases of aquifer contamination resulting from induced seismicity."

But hydrogeologists argue that the province's seven groundwater observation wells for an immense geography punctured by 8,000 high-volume, fractured horizontal wells is inadequate to the task at hand. (The Ministry of Environment collects samples from the wells periodically and tests for certain chemicals.)

"It is ridiculous for the B.C. government to refer to the seven shallow wells in that area or any other area as a 'groundwater observation network,'" said John Cherry, one of the nation's top groundwater researchers.

Groundwater systems are so complex that proper monitoring requires scores of stations with many wells at different depths depending on the local geology, Cherry said.

Gilles Wendling, a 55-year hydrogeologist with extensive experience in northern B.C., described groundwater resources in the region as an irreplaceable treasure. The province would need a multimillion-dollar groundwater monitoring network, he said, to demonstrate that neither hydraulic fracturing nor related earthquake activity have contaminated aquifers with hydrocarbons.

"It's not being required, so why would industry do it?" Wendling asked.

Moreover, industry-caused quakes pose a definite risk to groundwater, he said. "There is a chance industry-made earthquakes can create pathways for fluids, gas or liquids to move underground. They will move from the area where pressure is highest to the lowest... The migration will be upwards."

Neither industry nor citizens appreciate the importance and complexity of groundwater movement, he said. "The general public sees the subsurface as an inert place where there is no life, and if it's fractured, so what? The fact that there is a moving system of fluids 2,000 metres under our feet -- they can't visualize that."

Texas researchers have paper for Seismological Research Letters.

Atkinson's team looked at three significant earthquakes set off by oil and gas industry: two magnitude 4.0 events near Fort St. John triggered by hydraulic fracturing, and one 3.5 event near Rocky Mountain House possibly set off by wastewater disposal or gas extraction.

The seismic hazard expert concluded "that moderate-induced events may be damaging to nearby infrastructure, because the shallow focal depth may result in localized strong ground motions to which some infrastructure may be vulnerable; this is a particular concern in low-to-moderate seismicity regions, because seismic design measures for structures in these regions may be minimal."

As a consequence, the earthquakes have caught the attention of BC Hydro, which operates and maintains 79 dams at 41 sites across British Columbia.

Steven Rigby, chief of dam safety for BC Hydro, said in an email that the utility has been in discussion with the BC Oil and Gas Commission for a while on this issue. "Nothing official as yet, but certainly we'll be notified in advance of any new proposed licensing activity anywhere near our facilities, or any planned activity on existing licenses, so as to ensure the necessary discussions take place prior to any work."

The U.S. Army Corps of Engineers has expressed a number of concerns with hydraulic fracturing. The agency says industry-triggered earthquakes could crack a dam, and that the transmission of frack fluids through natural faults could erode a dam's embankment.

Industry-made fractures in rock cannot always be controlled and tend to find the path of least resistance. Since 2010, hydraulic fractures have "communicated" with neighbouring well sites and drilling pads in northern B.C. more than 107 times. [Tyee]

Link: http://thetyee.ca/News/2015/07/21/Fracking-Industry-Changed-Earthquake-Patterns/