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"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

Tuesday, November 30, 2010

Gaz de schiste: ce que l'on sait et ce que l'on peut prédire

Photo: frackcheckwv.net

Voici une traduction libre d'un résumé de ce qui s'est dit à la conférence "Health Effects of Shale Gas Extraction: What is Known and What can we Predict?" à l'University of Pittsburgh Graduate School of Public Health.

"Les préoccupations pour la santé et la sécurité durant l'extraction des combustibles fossiles"

Le Docteur Bernard Goldstein, un professeur au département de santé environnementale et au travail a lancé la conférence avec une discussion sur la nécessité d'employer des techniques de communication du risque adéquates de la part de la santé publique, du gouvernement et de l'industrie quand ils discutent avec le public des dangers de forer pour le gaz naturel. Par exemple, si l'industrie avait divulgué d'une façon transparente les ingrédients dans les fluides qui fracturent le shale et les rôles de ces ingrédients dans la fracturation hydraulique dès le début, cela aurait été au devant des craintes du fait que l'exacte recette de chaque stimulation de puits est un secret corporatif.

De plus, le docteur Goldstein a demandé à la santé publique de commencer une recherche anticipative sur les risques potentiels du forage pour le gaz de shale sur la santé publique, parce que cela est difficile de faire des liens après les faits. Il a aussi remarqué que la Pennsylvanie est désavantagée quand il s'agit des fonctionnaires chargés de veiller à la santé du public.

La géochimie inorganique des eaux de fracturation du Marcellus

Carl S. Kirby a commencé sa présentation en définissant les termes "slick water" et "frack-water", puisque la chimie de chacun est tellement différente. " Slick water" est fait d'eau, de sable et des agents lubrifiants qui sont pompés dans le puits foré. "Frack water" est le nom donné aux liquides qui reviennent à la surface après la fracturation hydraulique. Ce liquide contient le "slick water" ainsi qu'une certaine concentration de saumures venant du puits. La concentration de saumure (eau salée) varie beaucoup et dépend de la géochimie des formations géologiques et du temps que le "slick water" a passé dans le puits foré avant de remonter à la surface comme eaux de fracturation. Le degré de concentration des saumures dans les eaux de fracturation est d'une importance majeure, puisque les traitements actuels des eaux de fracturation ne peuvent pas assurer que ces chimiques seront retirés des eaux de fracturation. Alors, on peut emmagasiner les eaux de fracturation, les recycler et les réutiliser, les transporter à des usines spécialisées pour les traiter ou les réinjecter. Pour le moment, une grande partie des eaux de fracturation de la Pennsylvanie va en Ohio où elles sont réinjectées dans des puits vides très profonds, une méthode que l'industrie appelle "closed loop", boucle fermée.

Les charactéristiques chimiques des eaux de fracturation sont surtout des TDS (Total Dissolved Solids - total de solides dissous) élevés, comme le Na, Ca, Cl, Ba, Sr et de basses concentrations de Mg et de SO4. Les eaux de fracturation sont radioactives et ont un pH entre 5 et 8, ce qui est plutôt neutre. Certaines eaux de fracturation sont aussi un tier des matières solides. Le volume de "flowback" , les eaux qui reviennent à la surface, est très élevé au début pour ensuite diminuer avec le temps, et pendant ce temps-là la concentration saline augmente beaucoup, pense-t-on, car il manque des données pour confirmer cette dernière affirmation. On s'est penché sur la radioactivité: les rayons alpha viennent surtout du gaz radon qui a une durée de vie plutôt courte. Les rayons beta par contre sont plus inquiétants, car ils indiquent habituellement la présence du radium qui demeure sous forme de particules en suspension.

La technologie existe pour pouvoir analyser certains aspects du forage, de la fracturation et les étapes de la production du gaz naturel. Les modèles hydro-géologiques ont été menées mar le travail du Docteur Kirby et son équipe. Les résultats des modèles démontrent que la source principale du fer (Fe) est la pyrite, pendant que la source principale du barium (Ba) vient des acides organiques. D'autres techniques sont aussi disponibles pour aider à prévenir la dégradation environnementale. En employant la conductivité pour surveiller les fuites dans les infrastructures des eaux de fracturation est l'une des solutions proposées, mais on doit prendre des précautions dans l'interprétation des changements de la qualité de l'eau de surface. En particulier, la conductivité est non-spécifique, et il y a aussi la possibilité du manque de brassage des eaux de surface et qu'ainsi le monitorage ne se rende pas compte d'un évènement .

La chimie des métaux dans la formation Marcellus

Tracy Bank a parlé de la chimie du Marcellus en commençant par la géologie de la formation. Le shale est un roc sédimentaire d'une composition mixte de minéraux granulés finement. Bien que la plupart des minéraux de glaise existent, les métaux s'y trouvent en quantités variables. Le Marcellus est un shale noir qui s'est formé sous des eaux relativement profondes sans oxygène. Les matières organiques en décomposition dans ces régions il y a presque 400 millions d'années ont aussi permis de garder le gaz, le pétrole et le charbon. Ces conditions favorisent aussi la présence de métaux comme le fer, le zinc, le molybdenum et l'uranium.

La solubilité des métaux, c'est-à-dire leur habilité à se dissoudre dans une solution homogène ou se trouver dans une solution d'eau dépend un peu de la quantité d'oxygène, de la pression et de la quantité du solvant. La recherche du Docteur Bank s'est concentré sur la solubilité de l'uranium, et dans sa présentation de vendredi, elle a expliqué que la solubilité de l'uranium dépend des conditions du redox (oxydation et réduction). Aussi, les concentrations d'uranium, par exemple, sont plus élevées quand les niveaux de carbone organique sont plus élevés, et des concentrations plus élevées de gaz naturel sont certainement ce que l'industrie cherche.

Le Docteur Bank suggère que la couche de shale et les formations de roc à des milles pieds sous terre manquent sûrement d'oxygène et donc réduise les taux de redox. Quand de grandes quantités d'eau à haute pression sont introduites dans ces formations par la fracturation, l'oxydation et les conditions sont ainsi changées et il peut en résulter une solution d'uranium, de fer et de zinc. Ceci arrive naturellement aux formations de roc qui sont exposées aux éléments quand le Marcellus perce à la surface.

L'exploitation du gaz non conventionel dans des paysages: les incertitudes dans l'histoire, la contamination

Dan Bain, professeur assistant dans le département de la géologie et les sciences planétaires de l'université de Pittsburgh a parlé des liens entre les paysages de la Pennsylvanie et l'exploitation du gaz naturel. Un danger préoccupant pour la santé publique est le potentiel de communication entre les différentes compositions de l'eau utilisées dans les procédés de production et le mouvement des métaux dans les sédiments résultant des travaux miniers dans la région. Selon le Docteur Bain, les interactions chimiques se font surtout dans les sédiments en contact avec l'eau, donc il est important de monitorer l'eau souterraine et de surface pour suivre l'augmentation de concentrations en métaux. Le mouvement du sodium est particulièrement inquiétant pour les écosystèmes riverains.

Comme les activités minières ont laissé leurs traces sur la région, l'exploitation du gaz du Marcellus laissera également ses traces dans les sédiments. Le Docteur Bain suggère que d'autres recherches sur nos connaissances des plaines innondables et les couches rocheuses près de la surface seront nécessaires pour se faire des modèles des effets qu'auront les activités de l'industrie sur les eaux par les sédiments qu'elle produira.

Les défis de la gestion de l'eau et la production du gaz du Marcellus

John Veil a présenté de l'information à partir de son travail financé par le U.S. Department of Energy. Premièrement, de l'information de base sur le gaz de schiste et son développement. Les types de gaz explorer mentionnés sont le méthane venant des couches de charbon, le gaz conventionnel sur terre et en mer, le gaz qui vient avec le pétrole brut, le gaz non conventionnel sur terre et le gaz importé. M. Veil affirme que le gaz de schiste ne peut que prendre plus de place sur le marché. Il mentionne les différents états et provinces qui ont des formations de schistes qui contiennent du gaz et il décrit les différentes étapes d'exploration: obtenir l'accès aux terrains par location ou par achat, l'exploration, la préparation du site, le forage, la préparation du puits pour la production (incluant la fracturation hydraulique) et finalement la production du gaz et la gestion de l'eau.

M. Veil s'est ensuite attardé sur la question de l'eau. Durant la préparation d'un site de forage, le ruissellement pluvial devrait être pris en ligne de compte à tous les endroits que le sol a été dérangé durant la construction, ce qui inclus le respect de toutes les pratiques de contrôle de sédiments et la stabilisation des surfaces dérangées ( habituellement préparées avec du gravier). Différentes firmes de forage adoptent différentes pratiques de gestion d'eaux pluviales. L'eau est aussi nécessaire pour les fluides de forage et les besoins varient entre 1 million de gallons dans le shale de Haynesville jusqu'à 60,000 gallons dans le shale de Fayetteville. La quantité d'eau nécessaire dépend des types de fluides de forage utilisés et la profondeur ainsi que la distance horizontale des puits. Le volume nécessaire pour forer dans le shale de Marcellus est plutôt vers la quantité la moindre dans cette échelle et se situe vers 800,000 gallons par puits. Les déchêts de forage sont ensuite envoyés dans des bassins de rétention. La fracturation hydraulique est un autre problème d'eau majeur. L'eau nécessaire pour un seul puits dans la formation Marcellus peut exiger de 1 à 5 millions de gallons d'eau. Chaque puits et sa demande en eau n'est peut-être pas un problème aigü, mais dans le cas d'une région où il se trouve plusieurs puits, cela devient plus criant. Les sources en eau peuvent venir d'un ruisseau, d'une rivière ou d'un lac, d'un puits de surface, d'un réservoir aménagé par l'exploitant, ou d'une source d'aqueduc public. Des pipelines ou dans la plupart des cas, des camions-citernes peuvent faire la livraison de l'eau sur le site. L'eau est ensuite entreposée dans des bassins ou des citernes.

La fracturation ou la stimulation du puits nécessite des volumes considérables d'eau, de sable et des additifs pompés à haute pression dans le puits à diffférentes étapes. Ce processus est monitoré en temps réel en enregistrant les pressions et les températures durant chaque étape (stage). Premièrement, il y a de grandes quantités de "flow back fluides", des fluides de refoulement qui reviennent à la surface dans les premières heures ou les premières journées, habituellement storées dans des bassins ou des étangs. Les sites les plus vastes entreposent les fluides de flowback dans des citernes de saumures où ils sont filtrés et réutilisés pour fracturer d'autres puits. La deuxième étape (stage) est quand les eaux usées (produced water) reviennent à la surface, de quantité moindres au fil du temps. Ces eaux usées sont entreposées dans des citernes et ramassées par camions-citernes. Ces eaux ramassées doivent être transportées vers d'autres puits vides ou à des usines de traitement d'eaux usées. Les puits d'injection sont une autre méthode de se débarasser des eaux usées, mais ne sont pas disponibles partout, et deviennent ainsi une source de traffic lourd qui va et vient entre les 2 sites.

M. Veil a mentionné la quantité d'eau utilisée durant une bonne année de production. Il dit que c'est difficile de prévoir le nombre maximum de puits, mais qu'un rapport du United States Geological Survey (USGS) qui date de 2005 a des mesures assez justes. La quantité totale utilisée dans les 3 états de la Pennsylvanie, de la Virginie Occidentale et de New York est d'environ 25 millions de gallons par jour. La quantité totale d'eau prélevée est 7,457 millions de gallons par jour par année, ce qui veut dire que moins de 1% de la source d'eau est utilisée. Ce qui veut dire qu'il y a amplement d'eau dans la région du Marcellus pour alimenter le forage, mais les besoins en eau et les facteurs variront selon la localisation géographique et les saisons.

Les effets cumulatifs et à long terme attendus des impacts du forage dans le Marcellus

Michel Boufadel, chaire du Département d'Ingénierie civile et environnementale du Temple University a parlé des factuers qui jouent dans la migration et la rétention des eaux de flowback. Le Docteur Boufadel mentionne que ceci peut venir du fond du puits durant l'injection et la fracturation, ainsi que du sol autour des fuites dans les coffrages.

Bien que le puits typique creusé dans le shale du Marcellus est environ 7,000 pieds de profondeur, les formations géologiques sont très fracturées, et quand les eaux de flowback sont injectées ou fracturées hydrauliquement à des pressions jusqu'à 10,000 psi (livres par pouce carré), c'est possible pour cette eau de migrer à des milles pieds de distance, selon les connections entre les failles géologiques et les joints.

L'autre façon que les eaux de flowback peuvent se déplacer est le danger des renversements. Le Docteur Boufadel insiste pour dire que la plupart des modèles sont inadéquats parce qu'ils ne tiennent pas compte de la grande densité des saumures. À cause de cela, les eaux de flowback tendent à pénétrer plus profondément dans le sol que l'eau douce, et demeurer dans les aquifères plus longtemps. De plus, les détecteurs de surface peuvent ne pas être capable de détecter la contamination pendant des années.

Des questions et des manques dans nos connaissances relevées par la salle:

L'interprétation des données est importante. Nous avons besoin de groupes de recherche pour colliger l'information afin de mieux diriger la communication des risques.

Les compagnies qui traitent les eaux usées "frac water", les eaux qui résultent des stimulations des puits, promettent que leurs techniques de purification peuvent produire de l'eau potable et des sels qui pourraient être utilisés comme appâts de chevreuils (blocs de sel). Quelle est la qualité de l'eau qui ressort de ces installations? Est-ce que le sel est sécuritaire pour la consommation animale ou pour saler les routes l'hiver? Que doit-on faire des composés qui viennent des fluides traités?

Bien que certaines compagnies ont des feuilles de route meilleures que d'autres, elles ont toutes commis des infractions en Pennsylvanie.

Le temps écoulé entre la revue par les pairs et la réponse donnée aux communautés est trop grand. De plus, les gens peinent à comprendre les études revues par les pairs de toute façon.

Est-ce quelqu'un a calculé la quantité totale de dioxide de carbone émis par toutes ces opérations du début du processus jusqu'à la fin?

"Recap of GSPH's Shale Gas Conference (Morning)

If you were unable to attend the University of Pittsburgh Graduate School of Public Health's all day conference, HEALTH EFFECTS OF SHALE GAS EXTRACTION: WHAT IS KNOWN AND WHAT CAN WE PREDICT?, here is a recap of the morning sessions for you provided by CHEC's staff. The conference was also recorded on video. We will post the link to the videos on this blog once the videographer has a chance to cut the tape into sections by speaker.

“Health and Safety Considerations in the Extraction of Fossil Fuels”

Bernard Goldstein, MD is a professor in GSPH's Department of Environmental and Occupational Health, as well as the school's past dean. Dr. Goldstein started off the conference with a discussion about the need for public health, government, and industry to use proper risk communication techniques when discussing risk of natural gas drilling with the public. For example, if the industry had openly discussed the ingredients of the fluid used to hydraulically fracture the shale and the purposes of those ingredients when hydraulic fracturing was first used, for example, it would have prevented a significant amount of [often times] unnecessary fear regarding the fact that the exact composition of each company's well stimulation mixture is proprietary (a trade secret).

Additionally, Dr. Goldstein called for public health to conduct prospective research on the potential public health impacts of shale gas drilling, because it is difficult to make connections retrospectively (looking back).

He also noted that Pennsylvania is at disadvantage when it comes to our public health workforce (the folks with the expertise and know-how to look out for the welfare of PA residents). - Only 6 of 67 counties in PA have a public health authority, and we have the smallest workforce in this field of any state in the U.S. In essence, "PA is a third world country in relation to its inadequate public health workforce."

“Inorganic Geochemistry of Marcellus Shale Hydrofracturing Waters”

Carl S. Kirby, PhD began his presentation by defining the terms “slick water” and “frack-water”, since the chemistry of each is so different. Slick water consists of water, proppant, and slicking agents that are pumped down into the drilled well. Frack water identifies the liquids returning up to the surface after hydrofracturing has been completed. This liquid includes the slick water, as well as a concentration of brine water from within the well. The concentration of brine is largely irregular, and depends upon the geochemistry of the drilled strata, and the amount of time the slick water remained in the well bore, before returning as frack water. The extent of dissolution of salts/brines in the frack water is a major concern, since the current treatments of frack water do not provide an assurance that these chemicals can be removed from the frack water. Therefore, the options for frack water are storage, recycling and reusing, transporting the frack water to be treated at specialized facilities, or reinjection. Much of the frack water goes to Ohio where it is injected into deep wells - a method the industry calls a “closed loop.”

The chemical characteristics of frack water are dominated by high TDS, specifically: Na, Ca, Cl, Ba, Sr, and low concentrations of Mg, SO4. The frack water is radioactive, and has a pH in the 5-8 range, which is rather neutral. A Durov diagram was presented to show the signature of anions and cations. Some frack waters are also 1/3 solids. The volume of flowback frack water is very high at first and then slows down while salinity is thought to increase dramatically with time, although there is currently not enough data to confirm the increasing salinity. The radioactivity was investigated; the gross alpha is typically due to radon gas, which is short-lived. The gross beta on the other hand is of higher concern, as it typically signifies radium, which remains particulate-bound.

Technologies are available to characterize certain aspects of the drilling, fracking, and production phases of natural gas production. Hydro-geological modeling with the geochemical program PhreeqC has been conducted by Dr. Kirby’s work group. Modeling results indicate that the main source of iron (Fe) is pyrite, while the main source of barium (Ba) is from organic acids. Other techniques are also available to help prevent environmental degradation. Using conductivity to investigate leaks in the frack water infrastructure is a possibility, but one would have to be careful when interpreting changes in surface water quality. In particular, conductance is non-specific, and there is also the potential for lack of mixing in surface water such that the monitors miss the event.

“Trace Metal Chemistry of the Marcellus Shale”

Tracy Bank, PhD discussed the chemistry of the Marcellus, beginning with the geology of the formation. Shale is a sedimentary (meaning deposition) rock type consisting of a fine-grained composition of a mixture of minerals. Though mostly clay minerals exist, metals species can exist in varying amounts. The Marcellus Shale is considered a black shale that was formed in relatively deep waters, devoid of oxygen. Trapped decaying matter in and around these areas nearly 400 million years ago lent to the conservation of natural gas, oil, and coal. Conditions that conserve organic matter also favor the conservation of redox sensitive metals such as; iron, zinc, molybdenum, and uranium.

The solubility of metals, meaning the ability to form a homogeneous solution or become mobilized with water (solvent) for instance, is partly dependent on the amount of oxygen, amount of pressure, and availability of a solvent. Dr. Bank’s research focused on the solubility of uranium, and in her presentation on Friday, she explained that the solubility of uranium is dependent upon redox conditions. Also the concentrations of uranium, for instance, are higher where there are higher levels of total organic carbon, and higher levels of natural gas is certainly what industry is seeking. Redox reactions, in short, describe the changing of a molecule’s oxidation number, commonly in the form of a gain or loss of electrons.

Dr. Bank presented that the shale layer and rock formations thousands of feet underground, are surely lacking oxygen, and thus are in a reducing redox state. When large amounts of pressure and water are introduced into these underground formations by fracing, the oxidation states and reducing conditions can be altered leading to the mobilization of uranium, iron, and zinc. This can and does happen naturally to rock layers exposed to weathering, as it does in the Marcellus Shale outcrops. Dr. Bank’s previous work, focused on Superfund sites containing relatively much higher levels of uranium and other radioactive contamination. Interesting to note, that in those projects - to clean contaminated areas - the bioremediation efforts focus on creating reducing redox conditions; the opposite of what fracing induces.

“Unconventional Gas Extraction in Legacy, Energy Production Landscapes: Uncertainties in History, contamination, and Interactions”

Dan Bain, PhD, assistant professor in the Department of Geology and Planetary Science at the University of Pittsburgh addressed the correlation of Southwestern Pennsylvania’s legacy landscapes and natural gas extraction. An important public health concern is the potential for the interaction of varying water compositions used in the Marcellus Shale production process and mobilization (or movement) of metals through legacy surface sediment i.e. sediment resultant from the effects of coal mining on the region. According to Dr. Bain, sediment drives most chemical interactions at the water-sediment interface. Therefore, it is critical to continue to monitor ground and surface water for increases in metal content. The mobilization of sodium is of particular concern to riparian ecosystems.

As coal mining left its imprint on the region, gas extraction from Marcellus Shale will undoubtedly leave another set of legacy sediment types. Dr. Bain proposes that continued research regarding comprehension of flood plains and near surface bed rock is necessary to appropriately model possible outcomes from movement of industry specific waters through legacy sediment.

“Water Management Challenges in Marcellus Shale Gas Production”

John Veil presented information based on his work funded by the U.S. Department of Energy. First, background information about shale gas and how it is developed was presented. The types of gas exploration include coal bed methane, conventional on-shore and off-shore, gas associated with crude oil, unconventional on-shore, and net imports. Mr. Veil stated that the contribution of shale gas is bound to expand. Shale is located in many places in US, and the most significant are the: Barnett (Texas), Fayetteville (Arkansas), Antrim Shale (Michigan), Haynesville (Louisiana), Marcellus (Northeast U.S.), and Woodford (Oklahoma). There are also shales located in Canada, the Horn River Shale in British Columbian, and Nontney Shale in British Columbia and Alberta. The steps in the shale gas extraction process include: gaining access to the gas through property leasing or acquisition, searching for natural gas, preparing the site, drilling the well, preparing a well for production (includes hydraulic fracturing), and finally gas production and water management.

Mr. Veil then elaborated on water issues:
During site preparation, storm water runoff should be considered from all land areas disturbed during construction, which includes following proper sediment control practices and stabilizing exposed surfaces (generally prepared with gravel). Different operators follow different degrees of storm water management. Water is also necessary for the drilling fluids and can range from 1 million gallons in the Haynesville Shale to 60,000 gallons in the Fayetteville Shale. The amount of water depends on the types of drilling fluids used and the depth and horizontal extent of the wells. The Marcellus Shale drilling volume falls near the lower end of this range at 800,000 gallons per well. Drilling waste is then sent to lined pits. Hydraulic fracturing is another major water issue. The water needed for a single well in the Marcellus region may require 1 to 5 million gallons. Individual well volumes of water are generally not a critical issue, but collectively can be important within a region. Sources of water can be a stream, river or lake, ground water well, impoundment created by the producer, and a public water supply. Pipelines or tanker trucks (more often) can deliver water to the site. Water is then deposited in impoundments or tanks.

Fracturing (or stimulation) of the well, involves pumping large volumes of water, sand, and additives under high pressure into the well in stages. This process is monitored in real-time, recording the pressures and temperatures during each stage. After fracturing is complete, there is a period of time where water will flow back to the surface in two stages. First, there is the large volume of "flow back fluids" that return to the surface in the first few hours or days, typically collected into pits or ponds. Some larger sites collect flow back fluid in brine tanks where it is filtered and reused to fracture other wells. The second stage is when the "produced water" returns to the surface, slowing in volume over time. This low flow is stored in tanks and picked up by tanker trucks. Collected water must be removed from site by tank truck and hauled off site to commercial disposal wells or waste water treatment plants. Injection wells are another method of disposal. Commercial injection wells are not viable solutions in PA, but there are several in Ohio, causing high truck traffic back and forth between the states.

Mr. Veil discussed how much water would be needed in a high production year. He stated that it is hard to predict the maximum number of wells, but that the report by the United States Geological Survey (USGS), goes back to the year 2005 and does accurate measurements. The totals for the three states of PA, WV, and NY are about 25 millions of gallons/day. The total water withdrawal is 7,457 million gallons per day annually, which means that less than 1% of the total water supply is used. That means there is ample water in the Marcellus region for well drilling, but water needs and considerations will differ according to geographic location and the season.

“Long-Term and Cumulative Assessment of the Impact of Marcellus Shale Drilling”

Michel Boufadel, Ph.D., P.E., Chair of the Department of Civil and Environmental Engineering from Temple University, spoke about factors leading to the movement and retention of flowback water in his presentation. Dr. Boufadel indicated that this can happen from the bottom of the well up during injection and fracturing, as well as from the ground down in the case of pit leaks.

Although the typical Marcellus Shale well is 7,000 feet deep, the earth is highly fractured, and when the flowback water is injected or hydraulically fractured at pressures up to 10,000 psi (pounds per square inch), it is possible for this water to migrate up thousands of feet, depending on the connectivity of the faults and joints.

The other method for flowback water migration is the possibility of pit spills. Dr. Boufadel stressed that most current models are inadequate, because they do not account for the high density of the brine. Because of this, the flowback water tends to seep deeper in the ground than fresh water would, and remain in the aquifers longer. In addition, shallow sensors may not be able to detect the contamination for years.

Conversation with participants about the gaps in the science and future directions from the morning speakers
Radisav Vidic, PhD, PE was the moderator for the morning sessions. Dr. Vidic did an exceptional job guiding the speakers and discussions with the audience, despite the tensions present. The first part of this session involved summarizing the morning's presentations. During the second part of his session, participants were given the opportunity to ask questions and provide their input on what seems is missing from the repository of shale gas research.

Questions and Research Gaps Identified by the Audience:

Translation of data to information is important. We need to assemble cohorts (research groups) to gather background information in order to guide proper risk communication.
Companies dealing with "frac water" (the fluids produced after wells are stimulated) are promising that their water purification techniques can produce potable water and salt (e.g. for deer licks). What is the quality of the water coming out of these plants? Is the salt safe for animal consumption or use on the roads during wintertime? How should the components of the treated fluids that their systems claim to be able to filter out be handled?
Secretary Hanger of the PA DEP has referred to drilling companies as A, B, C students, meaning that some are better than others. Regardless, all of the companies have caused violations in PA.
The time between peer review and addressing community concerns is too much. Additionally, people have trouble understanding what peer reviewed research actually says anyway.
Has anyone calculated the amount of carbon dioxide we've put into the atmosphere from these operations collectively from the beginning of the process to the end?
Would you like to contribute your own comments about the conference? A link to the survey will be available soon."

Excerpts from article published here: http://www.fractracker.org/2010/11/recap-of-gsphs-shale-gas-conference.html

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1 comment:

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