Photo: tricities.comBien qu'il se fait de l'exploitation dans les autres régions de la Virginie, le comté de Washington regarde autour de son territoire et tarde à décider quoi faire avec les gazières qui veulent forer chez eux. Voici une traduction libre d'un article publié dans un journal en ligne local qui laisse entrevoir les problèmes que vivent ces gens, leurs craintes, leurs déboires avec les compagnies et leur gouvernement. De bonnes leçons à tirer pour les Québécois!
Le plan d'exploitation du gaz de schiste tourne en rond - les autorités du comté de Washington prennent leur temps pour donner le feu vert au projet
Karen Shaffer n'a pas signé de bail avec une gazière, mais 2 de ses voisins l'ont fait. Elle sait aussi que parce que ses voisins ont signé, d'après la loi de la Virginie, la gazière pourrait forer sous sa terre sans sa signature. Elle vit sur la route 700 dans la région de Benhams, près du centre d'une propriété d'un mille carré où la compagnie Southeast Land and Minerals veut forer pour trouver du gaz. Mais elle s'inquiète pour le puits qui donne de l'eau aux familles qui vivent sur la propriété depuis 1928.
Le propriétaire terrien Eddie Alexander a signé un bail. Il dit qu'il a hâte de voir le forage commencer. On lui a promis des redevances de $80,000 à tous les 3 mois une fois que le premier puits commence à produire. Il recevra encore plus quand d'autres puits seront forés. Alexander dit qu'il ne veut pas que l'eau soit contaminée, lui non plus. "Mais si je ferai autant d'argent que Jed Clampett dans la série télévisée Beverly Hillbillies, çà ne me dérangerait pas trop."
Du côté de la législation, pas grand chose progresse depuis que la compagnie locale Southeast établie en 2009 a déposé son projet il y a de cela 17 mois, mais le débat autour du projet prend de l'ampleur. Au coeur du débat dans Washington County, qui contrairement aux régions voisines, n'a pas été salopé par des décennies d'activités minières, est son eau. Cette région dépend beaucoup de l'or bleue pour boire et l'agriculture. Et les propriétaires terriens des comtés avoisinants sont en pleine bataille juridique au niveau fédéral avec des grosses gazières à cause de redevances impayées et des allégations d'actions illégales, ce qui fait que les propriétaires terriens de Washington County se demandent si leurs droits seront suffisamment protégés.
Charlie Bartlett est l'homme qui a fait la proposition du projet de forage et est le meilleur expert en géologie du comté. Il dit que la possibilité qu'un puits de gaz ait des impacts à long terme sur les eaux souterraines avoisinantes est moins que une chance dans un million.
Dans une région où Barltett a une réputation depuis longtemps, peu de gens doutent de sa bonne foi. Mais on se méfie plutôt du reste de l'industrie.
Des environnementalistes et des résidents préoccupés habitant dans l'un des comtés de la Virginie reconnue pour son bétail ne manquent pas de raconter des histoires qui se sont passées dans d'autres états et narrent les problèmes de contamination de sources d'eau potable: ce serait dévastateur si cela arrivait ici!
Les autorités du comté ont été lents à réagir et légiférer sur le projet, plaidant la nécessité d'être méthodique en s'efforçant d'apprendre les données sur un sujet dont ils sont ignorants.
Le gaz naturel n'a jamais été exploité sérieusement dans Washington County, mais il a un passé ici, quand même. Le premier puits foré en Virginie date de 1931, juste sur la ligne avec Scott County. L'exploitation portait le nom de Early Grove Gas Field. Tout ce qui marque l'endroit aujourd'hui est un couvert en métal et un morceau de bois: le Ridgeway No. 1 est entouré d'équipement qui sert à une opération beaucoup plus importante. L'installation de stockage de gaz souterraine est ici où les puits déjà en production fournissaient du gaz pour les deux comtés.
"Au fil du temps, il s'est foré environ 30 puits ici dans Early Grove Field." dit Bartlett qui étudie la géologie de la région depuis les années 1950. "Certains puits datent des années 1930-1940 et fournissaient du gaz pour les industries de Bristol et pour chauffer des maisons pendant 15 années." Selon Bartlett, dans ce temps-là, les puits se sont vidés rapidement à cause du manque de technologie moderne pour les stimuler (fracturer) afin de les faire produire davantage. Quand ils ont cessé de générer des profits, les puits ont été bouchés. Une décennie plus tard, en 1963, une autre compagnie a foré un nouveau puits, selon Bartlett. Bien que le puits n'a jamais été complété, il a quand même révélé que la pression du gaz avait commencé à augmenter. Une autre décennie s'est écoulée avant qu'on cherche à exploiter le gaz dans ce comté de nouveau. "Westinghouse avait été obligé de fermer son usine à cause du manque de gaz lors d'un hiver très froid." dit Bartlett qui a alors aidé à trouver un endroit près de Saltville pour forer à la recherche du gaz pour alimenter l'usine à broche qui donnait du travail à 150-200 personnes. Mais quand est venu le temps de forer, dit-il, il était en dehors du pays en voyage de recherche et les ingénieurs n'ont pas suivi son plan de forage, ce qui a causé l'effondrement du puits. Découragée par l'évènement, la compagnie a renoncé d'essayer de nouveau.
Les années 1970 ont aussi vu l'apparition de la législation de zonage de Washington County qui permet les gazoducs mais pas de forages.
"C'était vraiment un oubli." dit Bartlett. "Parce que personne n'a pris le soin de demander aux pétrolières et gazières de venir leur parler du forage pour le gaz naturel qui se faisait." Même après que le règlement a été voté, dit-il, le comté n'a pas empêché le forage, et environ 14 puits de gaz ont été forés dans le comté depuis ce temps-là, le premier étant en 1981.
Aucun des puits n'a produit pendant longtemps, et il accuse les ingénieurs de ne pas écouter les géologues pour cela. La dernière tentative s'est faite il y a 2 ans de cela, dit-il, par une compagnie de la Virginie Occidentale.
Qu'est-ce qui a changé depuis ces premiers puits gaziers? La technologie a évoluée, rendant possible la stimulation de puits de gaz pour augmenter la production grâce au procédé appelé fracturation hydraulique. Le procédé qui avait commencé à se développer dans les années 1940 utilisait des fluides ou des gaz sous pression pour fracturer la roche afin de relâcher le gaz. Du sable est aussi pompé dans le puits foré afin de garder les fractures ouvertes et permettre au gaz de s'échapper.
Selon le département des mines de la Virginie, le Department of Mines, Minerals and Energy, la fracturation a été faite dans quelques 1,800 puits dans le schiste, le grès et le calcaire de l'état depuis les années 1950. Les ingrédients dans le fluide dépendent de la géologie de la région forée, mais le développement de la technologie de fracturation et du forage horizontal ont contribué à une explosion de l'exploitation du gaz naturel dans la formation Marcellus sous les états de New York, la Pennsylvanie, le Maryland, la Virginie Occidentale et la Virginie.
Le processus soulève des préoccupations dans plusieurs états à cause de sa demande élevée en eau et en produits chimiques, mais Mike Abbott, un porte-parole du département des mines de l'état de la Virginie, dit que ces préoccupations ne s'appliquent pas à la Virginie. La formation en Virginie est moins profonde, et l'exploitation du gaz ne nécéssite pas autant d'eau et de chimiques qu'ailleurs, selon Abbott. "Les fluides employés pour fracturer ces puits n'ont rien à voir avec ce que les gens lisent et entendent parler sur la formation Marcellus ailleurs." dit Abbott.
Barlett dit que sont projet utiliserait de l'eau, du nitrogène sous forme de gaz inerte et du sable. "On pourrait utiliser l'eau du ruisseau." dit Bartlett. Quand on lui demande s'il utiliserait des chimiques, il répond: "Est-ce qu'il y a des chimiques dedans? Peut-être si quelqu'un en amont la pollue. Et il pourrait y avoir des bactéries où les vaches auraient déféqué dans l'eau."
Jusqu'à date, Souheast Land and Mineral a demandé et a reçu la permission du comité Virginia Gas and Oil Board pour 4 unités provisionnelles de forage, une surface d'environ un mille carré. La compagnie n'a pas encore reçu les permis nécessaires du Virginia Department of Mines, Minerals and Energy pour aller de l'avant avec le projet. Bartlett dit qu'il attend que le comté se fasse une idée avant de dépenser encore plus d'argent de ses investisseurs.
La compagnie a signé des baux gaziers avec des propriétaires terriens de plus de 2,000 acres dans la région Benhams dans Washington County, à environ 5 milles au nord de Bristol et 8 milles au nord-ouest d'Abingdon.
"Ultimement, si je réussis, il y aura quelques douzaines de puits." dit Bartlett. "Alors, c'est le début, nous espérons, d'une nouvelle région d'exploitation dans Washington County." Il dit que le potentiel gazier se trouve surtout dans la section du comté au nord de la Route 700 et au sud de North Fork de la rivière Holston. Là se trouve le potentiel de création d'emploi pour les résidents du comté, selon lui, des argens pour les coffres du comté et des redevances pour les propriétaires terriens. Obtenir le dernier mot sur l'interprétation des lois de zonage a pris un an, dit Bartlett. Quand il a appris qu'il aurait besoin de demander un changement de zonage pour pouvoir forer, il l'a demandé. C'était en mai. Jusqu'à date, selon lui, environ $300,000 ont été investis sur le projet. "Nous ne savions pas que nous aurions des problèmes avec le comité de zonage parce que cela ne s'était jamais présenté auparavant." dit-il.
Pour le moment, le comté a organisé une soirée d'information publique en novembre, ce qui permettra à des porte-paroles des opposants et des promoteurs d'exposer leur information au comité de supervision du comté et à la commission de planification d'urbanisme du comté. L'avocate du comté dit que la question a été retardée à cause de l'ampleur du travail sur d'autres questions et le besoin d'obtenir de l'information.
Le superviseur Tom Taylor dit que les autorités du comté prendront des décisions après cette réunion à savoir s'ils doivent faire un projet de loi pour changer le zonage. Taylor se retire du comité à la fin de l'année et dit qu'il aimerait que les autres membres du comité attendent l'émission du rapport de l'EPA avant de prendre une décision. Il dit aussi que tout amendement pour changer le zonage irait à la commission de planification de l'urbanisme avant. Des audiences publiques sont obligatoires avant que le comité de superviseurs puissent prendre une décision finale.
Shaffer élève des bovins sur ses pâturages et dit que la majorité de ses voisins dépendent de puits, de sources et un ruisseau tout proche comme sources d'eau potable pour eux et leurs bêtes qui sont leur source de revenus. "J'utilise l'eau de source pour ma maisonnée, et le ruisseau est pour la faune sauvage et le bétail." dit-elle. "Si la source se fait contaminer, nous nous coupons vraiment la gorge. Ce serait horrible, peut importe la source d'eau contaminée." En se fiant sur d'autres histoires entendues qui se sont déroulées dans d'autres états, elle se préoccupe de la possibilité de contamination de l'eau souterraine par le procédé de forage et aussi la possibilité que l'eau soit contaminée par un camion transportant des eaux usées des sites de forages qui pourrait avoir un accident sur les routes sinueuses d'une seule voie de large partout dans le comté. Il devra y avoir des précautions à prendre, dit-elle, comme des tests d'eau pour rassurer les résidents que les sources d'eau sont saines pour les gens et les animaux. De plus, elle aimerait que tout cela soit retardé d'un an ou plus pour d'autres études. "Je sais que je ne veux définitivement pas ouvrir le robinet et avoir de l'eau inflammable en sortir." dit-elle. "Le temps que çà prendra pour que ce soit sécuritaire, d'après moi."
Alexander est propriétaire de terres dans la région et dit qu'il est prêt à voir le travail commencer, et espère se lancer en affaires autour des activités gazières. "J'ai pris des gros bulldozers et construit des routes et forer des sites pour eux." dit Alexander de la compagnie de Bartlett. Juste une petite partie des terres d'Alexander sont louées pour le moment, dit-il. Mais éventuellement, il aimerait forer son propre puits sur ce qui reste de sa propriété. Il en a parlé à ses voisins, leur promettant plus de profits de son futur puits de gaz, davantage de ce qu'ils pourraient recevoir de leurs baux avec une compagnie qui produit le même gaz. Il dit que la proximité des gazoducs pour desservir les client industriels dans la région l'aiderait à faire de l'argent de son puits avec des investissements de moins de $1 million.
Si on permet le forage dans une grande région du comté, alors les autres, dont les grosses corporations de la Pennsylvanie qui sont en litige avec les propriétaires terriens dans les comtés environnants, voudraient aussi signer des baux gaziers et exploiter la ressource dans ce comté.
Don Barrett, l'un des quelques avocats qui représentent un groupe de propriétaires terriens du sud-ouest de la Virginie dans des procès au niveau fédéral contre CNX Gas et EQT Production Co., dit qu'il croit que le litige changera la façon dont les compagnie traitent les gens. Il pense qu'ensuite, les compagnies devront être plus honnêtes avec les propriétaires que dans le passé. Il déplore quand même la loi de la Virginie qui permet le "force-pooling", une loi qui permet à une gazière de forer sous les terres de tout le monde dans une région, d'abord que les baux sont signés pour seulement 25% de la surface. Dans d'autres états, dit-il, ce pourcentage est habituellement plus élevé.
Josh McMurray vit dans la région où se trouve le site d'exploitation Early Grove et dit qu'il y a autre chose que les propriétaires terriens doivent savoir: les implications à long terme de toute décision de signer un bail gazier. Il dit qu'il n'a jamais reçu beaucoup de la gazière qui est propriétaire des puits de stockage sur sa terre, excepté la sensation tenace que la meilleure place pour avoir une maison sur sa propriété est à jamais, semble-t-il, appropriée par de l'équipement qui vient avec le site de stockage. "Çà m'empêche vraiment d'utiliser ma terre comme je l'entends." dit McMurray, qui reçoit environ $1,000 par année pour ses peines. Il dit que l'équipement de la compagnie gazière s'accapare de ses meilleures terres agricoles, et il considère que les allez et venues des véhicules de la gazière comme une intrusion de ma vie privée. "Cela a commencé avec mon arrière-grand-père." dit-il en parlant du bail gazier qui a ultimement mené à l'implantation des puits de stockage et a cessé depuis longtemps de générer des redevances. "Je ne le blâme pas pour sa décision, car alors, c'était une décision du tonnerre." Mais, dit-il, jamais il ne laisserait d'autres puits se forer sur d'autres propriétés à lui.
Mais McMurray dit qu'il n'a jamais eu des problèmes avec l'eau. Cela semble être le consensus dans la communauté près du Gas Well Road qui traverse Early Grove et d'autres anciens sites de forages tout le long des limites du comté.
Charlie Taylor connaît autant que les autres l'historique des forages gaziers dans la région. Son discours parsemé de noms et détails de résidents de longue date ressemble de beaucoup celui de Bartlett. "Vous pouvez saloper le puits de quelqu'un quand vous forez." dit Taylor qui a déjà été impliqué dans des forages. "Mais une fois qu'il est cimenté, tout redevient propre." Il dit qu'il ne connaît pas de cas où le forage pour du gaz ait causé des dommages permanents à une source d'eau potable avoisinante.
Abbott parle du coffrage en métal et en ciment comme un fil de protection pour l'eau, et tous ceux qui forent pour du gaz doivent installer pour protéger les sources d'eau douce avoisinantes de contamination potentielles. Plusieurs coffrages sont requis où le trou du puits traverse une zone d'eau souterraine, dit-il, et les inspecteurs de l'état surveillent de près le procédé. Les coffrages empêchent aussi le trou du puits de s'effondrer sur lui-même, ajoute-t-il.
Bartlett dit que l'installation des coffrages est à l'avantage des gazières puisqu'ils empêchent l'eau de contaminer le gaz.
Selon le département des mines, le coffrage est requis à au moins 300 pieds sous la surface ou 50 pieds en dessous de l'eau souterraine la plus profonde connue, et c'est la mesure la plus profonde qui l'emporte. Typiquement, les puits dans le type de géologie trouvé dans Washington County se trouveraient à des milles pieds sous la surface.
Dans le cas où un puits ne serait pas complété, selon Abbott, la compagnie devrait probablement devoir la boucher avec du ciment pour empêcher que les contaminants de la surface puissent pénétrer dans le puits.. Abbott dit qu'environ 1,800 puits de gaz ont été forés en Virginie dans des régions sans charbon, et pas un seul n'a contaminé de l'eau. Il dit que l'état n'a pas connu de problèmes de pollution venant des eaux usées générées par les forages. Bien que l'eau sur le site de forage est réglementée par le département des mines, Abbott ajoute que toute pollution de l'eau qui se serait échappé du site serait gérée par le département de l'environnement, le Virginia Department of Environmental Quality (DEQ).
Allen Newman, le gérant des permis d'eau du DEQ à Abingdon, dit qu'à sa connaissance, l'agence n'a jamais reçu de plaintes à cause de contamination d'eau associée aux forages gaziers. "Pour ce qui est des cas de pollution, nous n'avons pas été impliqués." dit-il. "En se basant sur cela, on pourrait dire que le procédé dans son ensemble fait du bon travail, sinon nous aurions été impliqués."
Quand un puits est foré, dit Abbott, cela veut habituellement dire qu'une route est construite dans la région à partir d'une route publique et des travaux sur environ un demi acre pour le site du forage, ce qui pourrait inclure des arbres coupés mais qui doivent être remplacés plus tard. Dans cette partie du pays, le procédé de stimulation ou de fracturation peut durer une journée, avec de 10 à 15 camions qui viennent sur le site, dit-il. Le gaz lui-même est dirigé dans un gazoduc de collecte qui se rend à un plus gros gazoduc de distribution.
Pour recevoir le permis, les propriétaires de la compagnie doivent acheter une assurance pour couvrir les coûts de boucher le puits et la réclamation (réhabilitation) du site si ils se désistent du projet.
Les membres du comité de superviseurs ont pris grand soin de ne pas prendre position à savoir s'ils permettraient du forage dans leur comté, tous affirmant d'avoir besoin de plus d'information.
C'est pourquoi il y a une réunion publique le mois prochain, dit le superviseur Tom Taylor. La date n'a pas été décidée.
En général, les membres du comité ont dit qu'ils ne voulaient pas permettre de forer à moins de savoir avec certitude qu'il n'y aura pas d'impacts négatifs à grande échelle pour l'eau et la vie de leurs citoyens.
Pendant que le processus va lentement de l'avant, un autre groupe, le Virginia Organizing Project, organise une rencontre informelle qui se concentrera sur les impacts potentiels négatifs pour les propriétaires terriens et les moyens à leur disposition pour protéger leurs droits. Cette rencontre se déroulera lundi (le lendemain de la parution de cet article) à 19:00 heures à l'école primaire de la région.
Bartlett, entre-temps, est frustré de constater les retards causés par le comté. Il dit qu'il a hâte d'aller de l'avant avec un projet qu'il prépare depuis des années. "Le propriétaire a une ressource que nous croyons avoir pas mal prouvé existe sous sa terre, et l'empêcher de pouvoir profiter de ce qui lui appartient depuis des années est injuste." Bartlett dit. "Nous sommes là figés parce que nous voulons respecter les lois et ne pas installer une tour de forage et commencer à forer, bien que je crois qu'ils ne nous arrêteraient pas si nous le ferions, mais je ne le ferai pas. J'essaye de travailler avec eux, mais ce n'est pas facile."
Légende: un puits "cappé" en 1988
Photo: tricities.com"Gas drilling plan is in a holding pattern
Washington County officials taking their time to OK the project
Karen Shaffer hasn’t signed a gas lease, but two of her neighbors have. She also knows that because they’ve signed, Virginia law could allow the gas company to drill under her land without her signature. Shaffer lives on state Route 700 in the Benhams area, near the center of a square mile of property where a company called Southeast Land and Mineral wants to drill for gas. But she’s worried about the spring the families living on the property have used for water since 1928.
Property owner Eddie Alexander has signed a lease. He said he is eager to see the drilling start; he’s been promised royalties of $80,000 every three months once the first well goes into production – and more as additional wells are drilled.
Alexander said he doesn’t want to see the water damaged either, “but if I was making a lot of money like Jed Clampett [of the Beverly Hillbillies], it wouldn’t bother me too much.”
Procedurally speaking, not much has happened in the 17 months since Southeast, a local company created in 2009, first pitched its proposal, but the debate over the project is getting louder. At the heart of the matter for Washington County, which unlike several neighboring counties hasn’t been spoiled by decades of mining, is the water, heavily relied upon for drinking and agriculture. And as landowners in surrounding counties fight an epic federal court battle with big gas companies over unpaid royalties and alleged wrongdoing, Washington County landowners wonder whether their property rights would be sufficiently protected.
Charlie Bartlett, the man behind the drilling proposal and arguably the county’s top geological expert, said the chance of a gas well having a long-term impact on nearby ground water supplies is “less than one in a million.”
In a place where Bartlett has a long-standing reputation, few seem to doubt his good faith; it’s the rest of the industry they’re worried about.
Environmentalists and concerned residents here in one of Virginia’s leading livestock counties point to stories they’ve heard from other states when they explain their worries that damage to the water supplies could be devastating.
County officials have been slow to act on the proposal, citing the need to be methodical in an effort to learn about an issue of which they have little knowledge.
Long history
Natural gas has never been a large industry in Washington County, but it does have a history here. The first natural gas well drilled in Virginia was in 1931, just over the Scott County line in what was known as the Early Grove Gas Field. Now marked only by a metal cap and a piece of wood, the Ridgeway No. 1 well is surrounded by equipment for a much larger operation: the gas storage facility that now exists under the ground in that area, where wells once produced in both counties.
“There were about 30 wells altogether drilled in this Early Grove Field, but at different times,” said Bartlett, who has studied the area’s geology since the 1950s. “Some were in the 1930s, early ‘40s, and that produced into Bristol to industry and homes, to heat homes, for about 15 years.” Back then, Bartlett said, the wells were depleted rapidly because of the lack of modern technology to stimulate them to produce more. As they stopped generating profits, the wells were plugged. A decade later, in 1963, another company drilled a new well, Bartlett said. While the well was never completed, it revealed that the gas pressure had begun to rejuvenate. Another decade passed before gas was sought in the county again. “Westinghouse had to shut down the whole plant because of a lack of sufficient gas one cold winter,” said Bartlett, who helped find a location near Saltville to drill for gas to supply the wire plant, which employed 150 to 200 people. But when it came time to drill, he said, he was out of the country on a research trip and the engineers didn’t follow his drilling plan, causing the well to collapse. Disheartened by the failure, the company decided against trying again.
The 1970s also marked the creation of Washington County’s current zoning ordinance, which allows for gas pipelines but not gas drilling.
“It was basically an oversight,” Bartlett said, “because nobody ever asked anyone in the oil and gas business to come speak to them about the gas well drilling that was going on.” Even after the ordinance was passed, he said, the county did not restrict drilling, and about 14 gas wells have been drilled in the county since, beginning in 1981.
None of the wells produced for long, a fact he blames on engineers who didn’t listen to the geologists. The most recent attempt was made about two years ago, he said, by a company out of West Virginia.
Is fracking safe?
What’s changed in the years since those early gas wells is the technology involved, making it possible to stimulate gas wells for increased production through a process called hydraulic fracturing.
The process, which began development in the 1940s, uses pressurized fluid or gases to fracture the rock to release the natural gas. Sand also is pumped in to keep those fractures open and allow the gas to escape.
According to the Virginia Department of Mines, Minerals and Energy, fracking has been used in about 1,800 wells drilled into shale, sandstone and limestone in the state since the 1950s. What’s in the fluid depends on what’s needed for the geology of the area, but the development of fracking technology and horizontal well-drilling have led to an explosion in natural gas development in the Marcellus shale, a rock formation under New York, Pennsylvania, Ohio, Maryland, West Virginia and Virginia.
The process has raised concerns in several states because of its large use of water and chemicals, but Mike Abbott, a spokesman for the Virginia Department of Mines, Minerals and Energy, said those issues don’t really apply in Virginia. The formation in Virginia is not nearly as deep, and drilling into it to produce gas requires nowhere near the amount of water or chemicals, Abbott said. “The fluids used in fracking these wells are nothing like what people are reading and hearing about from the Marcellas shale,” Abbott said.
Bartlett said his project would use water, inert nitrogen gas and sand. “Water, out of the creek, can be used,” Bartlett said, when asked whether the brew would contain chemicals. “Does it have chemicals in it? Possibly, from somebody upstream that is polluting it. And it might have some bacteria in it where the cows have pooped in the water.”
The current proposal
So far, Southeast Land and Mineral has requested and received approval from the Virginia Gas and Oil Board for four provisional drilling units, an area of about one square mile. It has not yet sought the required permits from the Virginia Department of Mines, Minerals and Energy to go forward with the project; Bartlett said he’s waiting on the county to make up its mind before spending any more of his investors’ money.
The company has signed gas leases with the owners of more than 2,000 acres in the Benhams area of Washington County, about five miles north of Bristol and eight miles northwest of Abingdon.
“Ultimately if these are successful it will lead to a couple of dozen wells,” Bartlett said, “so it’s the beginning, we hope, of the establishment of a new gas field in Washington County.” He said gas-drilling potential lies in a swath of the county north of Route 700 and south of the North Fork of the Holston River. With it, he said, lies the potential of job creation for county residents, revenue for county coffers and royalties for county landowners. Getting the final say from the county on its interpretation of the zoning ordinance took a year, Bartlett said. When he learned he would need to request a change to allow drilling, he requested one. That was in May. So far, he said, some $300,000 has been invested in the project. “We didn’t know that we were going to have a problem with the zoning board because this had never come up before,” he said.
As it stands now, the county is planning a public meeting in November, allowing speakers on both sides of the issue to present information to the Washington County Board of Supervisors and the Washington County Planning Commission. County Attorney Lucy Philips said the issue has been “in a holding pattern” because of time-consuming work on other issues and the need to gather information.
Supervisor Tom Taylor said after that meeting is when county leaders will decide whether to go forward with a proposal to change the county’s zoning ordinance. Taylor, who is retiring from the board at the end of this year, said he would like his fellow board members to wait at least until an anticipated study of the issue is released by the U.S. Environmental Protection Agency, perhaps in a few months. He also said any proposed zoning amendment would first go before the planning commission. Public hearings would be required before the Board of Supervisors could make a final decision.
Hurry up or wait?
Shaffer, whose pastureland is used for grazing cattle, said the majority of her neighbors rely on wells, springs and a nearby creek as water sources for their lives and livelihoods. “I use the spring for my household, and the creek is for wildlife and livestock,” she said. “If the spring is contaminated, we’re really cutting our own throats. It would be horrible if any waters were contaminated.” Based on stories she’s heard from other states, she’s worried about ground water contamination from the drilling process and also from the possibility that water could be contaminated if a truck carrying wastewater from the site wrecks while traversing the county’s curvy, one-lane roads. There would need to be safeguards, she said, such as water testing to assure residents that water supplies are healthy for people and animals. Beyond that, she’d like to see the whole process held up for a year or more for further study. “I just know I definitely don’t want to turn on my spigot … and there be flammable water coming out of my tap,” she said. “As long as it takes to be safe is fine with me.”
Alexander, who owns quite a bit of land in the area, said he is ready for the work to begin, and hopes to move into his own business ventures with gas drilling. “I’ve done took big dozers and built roads and drill sites for ‘em,” Alexander said of Bartlett’s company. Only some of Alexander’s land is leased right now, he said, but eventually he’d like to drill his own gas well on his remaining property. He’s been talking to neighbors, promising them bigger profits from his future gas well than what they could get by signing a lease with a company to produce the same gas. He said the proximity of new gas pipelines to serve industrial customers in the area would help him make money on the well with an investment of less then $1 million.
Troubling legacy
If drilling is allowed in a large section of the county, then others – including the large Pennsylvania-based corporations that landowners in surrounding counties are fighting in federal court – could also seek to lease gas rights and develop the resource in the county.
Don Barrett, one of several lawyers representing a group of Southwest Virginia landowners in a set of federal court cases against CNX Gas and EQT Production Co., said he believes the litigation will change how gas companies must treat people.
As a result, he said, companies will need to treat gas owners in all Virginia counties more fairly in the future than they have in the past. Still, he calls “unfortunate” the Virginia law that allows a gas company to force-pool a drilling unit – that is, drill under everyone’s land in a set area – with leases signed on only 25 percent of the acreage.
In other states, he said, that percentage is typically much higher.
Josh McMurray, who lives in the area of the Early Grove field, said there’s something else landowners might consider: the long-term implications of any decision to sign a gas lease. He said he’s never gotten much from the gas company that owns storage wells on his land – except the irritating knowledge that the best home site on his property is perpetually taken up by equipment related to the storage facility. “It really prevents me from using the land the way it could be,” said McMurray, who gets about $1,000 a year for his trouble. He said the gas company’s equipment occupies some of his prime farmland, and he views the coming and going of gas company vehicles as an intrusion on his privacy. “This started with my great-grandfather,” he said of the gas lease that ultimately led to the creation of the storage wells and has long since ceased to produce gas royalties. “I really don’t blame him for his decision at that time because back then it was a great decision.” But, he said, he’s decided on placing a gas well on other property he owns: “No way.”
The water question
One thing McMurray has never had a problem with is the water, he said.
That seems to be the consensus in the community along Gas Well Road, which runs through the Early Grove field and many historic drilling sites that straddle the county line.
Charlie Taylor knows as much as anyone about the gas drilling history in the area; his account, peppered with the names and details of longtime residents, roughly matches Bartlett’s timeline. “You might muddy somebody’s well when you’re drilling,” said Taylor, who’s been involved with the drilling process. “But once you get it cemented off, it clears back up.”
He said he doesn’t know of any cases where drilling a gas well has done permanent damage to a nearby water supply.
At the DMME, Abbott refers to that metal and cement casing as a “water protection string,” which anyone drilling a gas well is required to install to protect surrounding water supplies from potential contamination. Several casings are required where the well bore goes through the ground water zone, he said, and state inspectors carefully watch the process. The casings, he said, also protect the well bore from collapsing on itself.
Bartlett said installing the casing also is beneficial to gas well owners because it keeps water from contaminating the gas.
According to the DMME, the casing is required at least 300 feet below the surface or 50 feet beneath the deepest known groundwater, whichever is deeper. Typically, wells in the type of geology found in Washington County would occur thousands of feet below the surface.
In the event that a well were not completed, Abbott said, the company would likely be required to plug it with cement, to prevent any surface contaminants from getting into the well. Abbott said about 1,800 gas wells have been drilled in Virginia in non-coalbed areas and not a single one has resulted in water contamination. He said the state has experienced no pollution problems from wastewater related to gas drilling. While water on the drilling site is regulated by the DMME, Abbott said, any water pollution that escaped the site would be handled by the Virginia Department of Environmental Quality.
Allen Newman, water permit manager for the DEQ in Abingdon, said to his knowledge the agency has never received complaints of water contamination related to gas drilling. “As far as pollution events …we haven’t really been involved with it,” he said, “and from that standpoint it seems the overall process has done a pretty good job or we would’ve been involved.”
The drilling question
When a gas well is drilled, Abbott said, it typically involves construction of a road into the area from a public road and development of about a half-acre drilling site that might include some tree removal but must later be re-seeded. In this part of the country, the stimulation or fracking process might last a day, with 10 to 15 trucks entering the site, he said. The gas itself flows into a gathering pipeline, which runs to a larger gas distribution pipeline.
To get a permit, company owners must put up an insurance bond to cover the cost of plugging the well and reclaiming the site if they walk away from the project.
Members of the Washington County Board of Supervisors have been careful to avoid expressing any position on whether they should allow drilling in their county, all citing a need to obtain more information.
That, said Supervisor Tom Taylor, is the reason for the public meeting next month. The date has not been set.
Generally, board members have said they don’t want to allow drilling unless they know for certain it won’t have broad negative impacts on water and the lives of their constituents.
As the process inches forward, another group, the Virginia Organizing Project, is hosting an informational meeting focusing on the potential downside for landowners and how they can protect their rights. That meeting is scheduled for 7 p.m. Monday (October 3 2011) at the Valley Institute Elementary School on Gate City Highway.
Bartlett, meanwhile, is frustrated by what he said seem to be endless delays from the county. He said he’s eager to move ahead with a project that’s been on his bucket list for years. “The landowner has a resource we believe we’ve pretty well proven under his ground out here, and to stop him from benefiting from what he has owned all these years is unfair,” Bartlett said. “We’re at a standstill trying to be law abiding and not just move a drilling rig out there and start drilling, which I don’t’ think they would stop us if we did it, but I’m not going to do that. I’m trying to work with them, but they are very difficult to work with.”"
Excerpts from article written by Debra Mccown published here: http://www2.tricities.com/news/2011/oct/02/gas-drilling-plan-holding-pattern-ar-1352147/
Légende: des "thumper trucks" prêts à faire du sondage sismique en Montérégie
Photo: montérégieweb.com
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