Photo: Don FoleyVoici une traduction libre d'un excellent article publié dans la revue scientifique Scientif American dans l'édition de novembre 2011 écrit par Chris Mooney.
La vérité sur la fracturation: fracturer une couche profonde dans le schiste une seule fois pour libérer le gaz naturel pourrait comporter très peu de risques pour les sources d'eau potable, mais le répéter plusieurs fois pourrait devenir problématique.
Résumé: Si la fracturation se définit par une seule fracture dans le schiste profond, cette action pourrait être bénigne. Quand plusieurs fracturations sont répétées dans plusieurs puits adjacents, toutefois, les risques de contaminer l'eau potable pourrait augmenter. Si la fracturation est définie comme toute l'opération industrielle dans son ensemble, incluant le forage et le stockage des eaux usées, il y a déjà eu des cas de contamination documentés. Des tests avancés, comme ajouter des chimiques traceurs dans un puits pour savoir s'ils aboutissent dans l'eau potable, pourraient finalement prouver si oui ou non la fracturation est sécuritaire. Certains législateurs n'attendent pas l'arrivée d'une meilleure science: ils foncent et permettent la fracturation à encore plus grande échelle.
Est-ce que la fracturation pollue notre eau potable? Le débat est devenu hostile, et des scientifiques se prononcent publiquement.
Anthony Ingraffea, un prof en ingénierie au Cornell University et un expert en fracturation, la technique controversée pour extraire le gaz naturel, a eu beaucoup à dire, surtout depuis sa présence à la réunion d'Arlington, en Virginie en mars, organisé par l'EPA des États-Unis (U.S. Environmental Protection Agency). C'est là qu'il a rencontré des scientifiques travaillant pour les plus importantes compagnies gazières et de forage: Devon Energy, Chesapeake, Halliburton. Ils y étaient tous pour aider l'agence à déterminer si la fracturation hydraulique, accusée d'injecter des chimiques toxiques et du gaz dans des sources d'eau potable dans plusieurs états, était coupable comme certains l'avaient affirmé. La réponse se trouve au centre de la controverse grandissante dans les états de New York, la Pennsylvanie, au Texas et au Colorado, ainsi qu'en Australie, en France et au Canada.
La technique de base de la fracturation hydraulique a été utilisée dans des puits conventionnels depuis la fin des années 1940. Quand un puits vertical rencontre une couche de schiste, de l'eau avec des produits chimiques et du sable sont injectés à haute pression pour faire éclater le roc et libérer le gaz naturel. Ce n'est que dernièrement, toutefois, que la technique a été combinée avec une nouvelle technologie appelée directionnelle, ou forage horizontal: la capacité de tourner une mèche de forage jusqu'à 90 degrés et continuer de forer à l'intérieur de la couche, parallèle à la surface terrestre, pour des milliers de pieds de plus. On estime que les É.-U. ont 827 trillions de pieds cubes de ce gaz naturel non conventionnel soudainement accessible pour l'extraction, assez pour en fournir pendant des décennies, bien que des courriels de l'industrie publiés dans le quotidien The New York Times en juin laissent entendre que la ressource pourrait être plus difficile et plus dispendieuse à exploiter que les compagnies nous ont fait miroiter.
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Illustration de Don Foley
Cracker: des foreurs creusent jusqu'à une couche de schiste qui peut être à 5,000 pieds de profondeur, ou plus, pour ensuite tourner et continuer horizontalement pour jusqu'à 5,000 pieds de plus. La mèche est retirée; de l'eau, du sable et des chimiques sont pompés dans le puits pour fracturer le roc, le gaz ainsi libéré remonte avec le reflux. Les eaux usées contaminées sont entreposées dans des étangs à la surface ou dans des citernes.
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Le plus gros problème à surmonter est que la fracturation horizontale, contrairement à la fracturation dans les puits verticaux, exige des quantités énormes d'eau et de chimiques. D'immenses étangs ou citernes sont aussi nécessaires pour stocker les eaux usées chargées de chimiques appelées "reflux" qui remontent le trou du puits après la fracturation.
Assis dans la salle, Ingraffea observait les scientifiques de l'industrie balayer de côté l'idée que la fracturation ait pollué des puits d'eau potable et était la cause des robinets de cuisine qui prenaient feu. Après tout, selon la logique, les couches de schiste peuvent être à un mille de profondeur ou plus, séparés par les aquifères peu profonds par des milliers de pieds de roc, ce qui expliquerait pourquoi elles n'avaient pas été exploitées jusqu'à date. La fracturation peut être puissante, mais pas tant que cela, en tout cas pas assez pour ouvrir de nouvelles fissures au travers autant de roc pour connecter des trous de forages horizontaux (appelés latéraux) avec l'eau souterraine près de la surface.
"J'ai vu de beaux PowerPoint qui décrivent ce qu'ils pensent être la réalité de ce qui arrive." dit Ingraffea, qui avait déjà travaillé avec le fournisseur international de gaz Schlumberger, mais qui est devenu l'un des principaux critiques scientifiques du boom gazier. "Dans chacun d'eux, le conférencier arrivait à la conclusion que c'était très improbable." Pourtant, explique Ingraffea, ces analyses regardent seulement une seule fracturation, une injection d'eau, dans un latéral, une seule fois. Afin de maximiser l'accès au gaz, toutefois, les compagnies peuvent forer une douzaine ou plus de puits verticaux, les uns auprès des autres, à un seul site de forage. Ils peuvent fracturer le latéral de chaque puits en plusieurs segments et parfois plusieurs fois.
"Vous avez trois dimensions spatiales et chronologiques" à prendre en ligne de compte, dit Ingraffea. Il doute qu'une seule fracturation puisse connecter les couches de shale à la surface. Pourtant il ajoute, "si vous regardez le problème comme je viens de le décrire, je pense que les probabilités augmentent. De combien? Je ne le sais pas."
Coupable par définition
Les scientifiques et législateurs qui tentent de répondre en ce moment aux questions complexes sont un peu en retard. Nous aurions profité de leur recherche avant que la fracturation devienne une telle controverse. La technique est la cause de conflits politiques dans New York, où le département de conservation de l'environnement (Department of Environmental Conservation - DEC) a dernièrement révélé un plan pour donner aux compagnies de forage accès à 85% des formations du Marcellus et de l'Utica qui se trouvent sous cet état. La fracturation ne serait pas autorisée dans les bassins versants des villes de New York et de Syracuse parce que leurs sources d'eau potable sont non filtrées entre la source et le citoyen.
Le département s'est fié pour donner le feu vert aux révisions de diverses études et dit qu'il projette d'encadrer sévèrement tout travaux de forage. Ces mesures remplacent essentiellement un moratoire sur la fracturation à la grandeur de l'état, malgré le fait que l'EPA n'est qu'à mi-chemin dans son étude préliminaire vers la fin de 2012. Le département, refusant d'attendre la science de l'EPA, s'est fixé comme objectif le mois d'octobre pour la règlementation finale, et les commentaires du public seront reçues jusqu'au début de décembre.
Les pressions pour forer dans l'état de New York avant les résultats de l'EPA oblige les experts d'essayer d'évaluer quels accusations à la fracturation ont plus de poids et lesquels ont besoin de plus de recherche pour les évaluer. Les réponses à cette question profondément confuse ultimement dépendront des définitions conflictuelles de la fracturation.
Si la fracturation est comprise comme étant le procédé au complet de forage pour le gaz non conventionnel du début à la fin, elle est déjà coupable de certaines infractions sérieuses. Les démarches industrielles massives exigent une quantité phénoménale d'eau, de 2 à 4 millions de gallons d'eau pour un seul latéral, ainsi que de 15,000 à 60,000 gallons de chimiques. En multipliant ces quantités par le nombre de puits forés sur un seul site, les chiffres deviennent étourdissants. Il faut aussi transporter les liquides nécessaires par des flottes de camions-citernes et installer des grandes citernes pour les stocker.
Ensuite les eaux de reflux doivent être gérées: jusqu'à 75% de ce qui est injecté dans le trou revient à la surface. Ce qui remonte est saturé non seulement d'un mélange de chimiques qui aident à la circulation des fluides de fracturation, à protéger les tuyaux et tuer les bactéries, parmi d'autres fonctions, mais aussi contiennent souvent des matériaux radio-actifs et des sels qui viennent des couches souterraines. Cette eau toxique doit être stockée sur place et ensuite transportée vers des usines de traitement, ou recyclée. La plupart des compagnies utilisent des étangs à ciel ouvert creusés à la surface. Plusieurs états exigent que le fond de ces bassins soient scellés avec des matériaux synthétiques pour éviter les fuites. D'autres exigent que les bassins soient à une distance suffisante des cours d'eau à la surface. Le problème, c'est que même quand ces précautions adéquates sont prises, les toiles qui scellent les bassins peuvent se déchirer, et durant les pluies abondantes, les bassins peuvent déborder. Sous les nouveaux règlements de New York, seulement les citernes scellées seront permises pour stocker les eaux de reflux, et des précautions contre les ruissellements doivent être prises.
Toutes ces procédures peuvent être la cause d'accidents. "Ce n'est pas une industrie sans risques." explique Terry Engelder, un expert en fracturation hydraulique au Pennsylvania State University qui est habituellement un promoteur du procédé mais qui a critiqué à l'occasion des compagnies qui en font. En effet, une série de reportages du New York Times a documenté la contamination possible d'importants bassins versants de rivières de la Pennsylvanie comme les rivières Susquehanna et Delaware parce qu'on aurait mal manipulé les eaux de reflux. Plus récemment, le DEP (Department of Environmental Protection) de l'état a imposé une amende de presque $1 million à Chesapeake pour avoir contaminé les puits d'eau potable de 16 familles avec du méthane après avoir foré avec des procédés inadéquats.
Ce genre d'impacts peuvent être causés par la fracturation si le terme se réfère au procédé industriel dans son ensemble, mais pas nécessairement si il veut dire uniquement l'injection d'eau sous terre qui fracture le roc après le forage. Même les personnes les plus connaissantes de cette question ne sont pas du même avis dans ces détails. "Il y a une réelle vulnérabilité quand il s'agit de telles quantités de chimiques sur le terrain, mais c'est une menace plus industrielle, plutôt qu'une menace venant de la fracturation elle-même." dit Val Washington, un ancien commissaire du DEC de New York. Mais Ingraffea de Cornell conçoit la chose sous un autre angle: "J'espère seulement que l'industrie arrête de jouer au jeu de dire 'la fracturation ne cause pas de contamination'. On doit forer pour fracturer. Ils se cachent derrière la sémantique et des définitions."
Pour démontrer que la fracturation comme l'industrie la décrit est le problème, nous devons examiner la menace présumée qui est simultanément la plus publicisée et pourtant la moins certaine: l'idée que l'eau injectée profondément dans le sol peut contaminer directement l'eau potable en créant des couloirs imprévus pour que le gaz ou le liquide puisse se déplacer entre le schiste profond et l'eau souterraine plus près de la surface.
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ILLUSTRATION (ci-haut)
Complications:
Une fois qu'un site de forage et un bassin de rétention sont installés, un foreur peut creuser une douzaine de puits ou plus pour extraire le plus de gaz de schiste que possible. Trois endroits pourraient comporter le plus de potentiel de contaminer l'eau souterraine. Les bassins de rétention pleins d'eaux usées chargées de chimiques peuvent fuir ou déborder, ce qui est arrivé en Pennsylvanie en septembre à cause des inondations de la tempête tropicale Lee. Le ciment qui coffre le tuyau vertical peut fissurer, et de nouvelles fissures ouvertes par la fracturation peut connecter des fissures naturelles entre elles ou avec d'anciens puits.
À la gauche de l'illustration
Un scellage rompu: le ciment entoure le tuyau d'acier pour empêcher le méthane ou l'eau mélangée aux chimiques puissent monter et s'infiltrer dans les environs. Mais la cimentation mal faite peut craqueler ou avoir des vides qui permettent un passage à la contamination.
À la droite de l'illustration
Des passages cachés vers le haut: de nouvelles fissures ouvertes par les fluides de fracturation sous pression peuvent établir une connexion vers des fissures naturelles inconnues ou avec d'anciens puits abandonnés et scellés depuis des années, fournissant un passage imprévu pour le méthane ou les chimiques qui peuvent remonter vers l'eau souterraine.
Photo de Don Foley
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Ciment coupable
Pour constater comment cette question est si complexe, il faut regarder les actions de mises en application des règlements de l'EPA en 2010 contre Range Resources, une gazière qui travaille dans la formation Barnett au Texas. L'EPA prétendait que deux puits d'eau potable résidentiels près de 2 puits de gaz de la compagnie avaient été contaminés avec du méthane d'origine profonde, ou thermogénique. Cette sorte de gaz vient des couches de schiste, contrairement au méthane biogénique qui est produit par des microbes dans des poches plus près de la surface où se trouvent typiquement les aquifères. L'EPA prétendait aussi que l'un des puits contenait des chimiques parfois utilisés en fracturation, comme du benzène, et fournissait de l'eau qui prenait en feu.
L'EPA avait ordonné à la compagnie de fournir de l'eau propre aux résidents lésés, de déterminer si d'autres puits aux alentours étaient contaminés, et d'entreprendre d'autres actions. Range Resources s'est défendu vigoureusement, contestant en cour l'accusation qu'elle en était responsable, soulignant les grandes distances horizontales et verticales. À partir de la mi-septembre, le procès légal était rendu dans une cour d'appel. Mais finalement, même si l'EPA a raison de dire que Range Resources est fautive, cela ne voudra pas dire que la fracturation en grande profondeur pourrait avoir causé le problème. L'agence a demandé à la compagnie de déterminer quel passages de gaz étaient en cause, et il pourrait y en avoir plusieurs. Le gaz pourrait avoir migré jusqu'en haut, en partant du schiste fracturé au travers d'un cheminement inconnu. Ou une cimentation fautive sur la partie verticale du puits, plus près de la surface, pourrait avoir été la source de contamination.
Une cimentation défectueuse est la première soupçonnée quand ont cherche des sources de contamination, et selon la définition de l'industrie, çà ne fait pas parti de la fracturation. En forant un puits, on doit passer au travers de couches peu profondes qui contiennent de l'eau souterraine, et on pourrait aussi passer au travers de poches inconnues de gaz. Les foreurs remplissent les vides entre le tuyau de gaz et le mur du trou du puits avec du ciment pour que le gaz libre ne puisse pas monter en dehors du tuyau et possiblement s'infiltrer dans l'eau souterraine. Une défectuosité du coffrage pourrait aussi permettre aux eaux de reflux, mêlées de chimiques poussées par la pression relâchée quand le schiste se fissure, de fuir.
La cimentation est le point faible évident, selon Anthony Gorody, un hydrogéologue et consultant pour des gazières qui a été un défenseur de la fracturation. D'autres scientifiques sont tout à fait d'accord. "Si le coffrage du puits est mal installé, le potentiel d'un passage pour que tout çà sorte est bien là." explique Robert B. Jackson, un écologiste et expert en eau du Nicholas School of the Environment de Duke University. Bien que plusieurs règlements gèrent la cimentation et bien que l'industrie fait des efforts pour améliorer ses pratiques, le problème n'est peut-être pas réglable. "Un pourcentage important de travaux de cimentation feront défaut." dit Ingraffea. "Ce sera toujours ainsi. C'est dans la nature de la bête."
Les contaminations causées par des mauvaises cimentations ont longtemps été un problème dans les puits traditionnels verticaux qui étaient parfois fracturés aussi. Selon l'ancien commissaire du DEC à Washington, "nous avons beaucoup de puits dans la partie ouest de l'état de New York qui produisent du pétrole et du gaz depuis des décennies. Et la fracturation était le moyen pour sortir le gaz de ces schistes très durs. Cela se fait depuis environ une vingtaine d'années." Ce qui est différent maintenant, selon elle, est que "parce que les profondeurs du gaz et la combinaison de la fracturation et le forage directionnel, au lieu de 80,000 gallons d'eau, c'est maintenant des millions de gallons d'eau par opération de fracturation." avec une grosse augmentation de chimiques qui viennent avec.
Non sécuritaire, peu importe la profondeur?
La pauvre cimentation est la cause d'un certains nombre de cas de contaminations d'eau souterraine durant des forages de gaz non conventionnel, dont le cas de $1 million de Chesapeake. "La migration du méthane est un problème à certains endroits. C'est absolument vrai." dit Engelder. La question est: est-ce qu'il pourrait y avoir d'autres causes. Si les problèmes d'eau souterraine est vraiment dû à la cimentation, on pourrait argumenter que la fracturation comme la définit l'industrie n'est pas en cause, et un encadrement plus serré est nécessaire pour passer à la loupe les compagnies pendant qu'elles forent, ce que propose justement l'état de New York en ce moment.
Le rapport le plus intriguant sur les migrations possibles du gaz est décrit dans un papier récent rédigé par Jackson et ses collègues publié dans Proceedings of the National Academy of Sciences USA. Il contient du matériel intéressant pour les environnementalistes autant que pour les industriels. Quand le document chaudement débattu a été rendu public, comme se rappelle Jackson en riant, les réactions variaient entre "vous m'avez sauvé la vie" à "respire par le nez".
L'équipe de Jackson a analysé des spécimens prélevés de plus de 60 puits d'eau potable privés au-dessus du schiste du Marcellus dans la région nord-est de la Pennsylvanie et au-dessus du schiste de l'Utica dans l'état de New York. On a trouvé du méthane dans 51 des puits, mais les puits les plus près des sites de forage en contenait davantage. Des analyses chimiques ont confirmé que la majorité du méthane était de la sorte venant des profondeurs, donc thermogénique, plutôt que biogénique fabriqué par des microbes plus près de la surface.
Aucun des spécimens ne contenaient des fluides de fracturation, toutefois, ou de saumures qui seraient venues des couches de schistes plus profondes. Jackson pense donc que la cause la plus probable des contaminations seraient des cimentations défectueuses et des coffrages des puits. Il ajoute une autre possibilité: la fracturation pourraient créer des fissures dont certaines pourraient remonter dans le roc au-delà de la couche horizontale du schiste elle-même. Si c'est le cas, ces fissures pourraient rejoindre d'autres fissures déjà existantes ou des ouvertures, permettant ainsi au gaz de se déplacer vers la surface. Les parties nord-est de la Pennsylvanie et de New York sont pleines d'anciens puits abandonnés, selon Jackson: "Et il y a 10 ans, les gens ne mettaient pas de coffrages, et ne bouchaient pas les puits quand ils en avaient fini. Imaginez ce fromage suisse plein de trous qui descendent des milliers de pieds: nous ne savons pas où ils se trouvent."
Photo: Mike Groll Difficile à faire accepter: des règlements sévères pourraient être la solution pour convaincre les citoyens qui craignent les pratiques de forage dangereuses, comme ces manifestants à Albany, New York, qui appuyaient une interdiction dans l'état.
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Pourtant, si le méthane rejoint l'eau potable à cause des forages de gaz non conventionnels, pourquoi est-ce que l'on ne trouve pas de chimiques de fracturation? Pour cela, Jackson et Engelder peuvent seulement émettre des hypothèses. Quand le méthane est libéré du roc, il y a encore assez de pression pour repousser l'eau et les chimiques à la surface par le trou du puits. Ce reflux diminue rapidement, par contre. Ensuite, bien que le gaz est assez léger pour se déplacer verticalement, l'eau, elle, ne l'est pas.
Tout de même, si les fractures hydrauliques pourraient connecter avec des fissures pré-existantes ou avec des vieux puits, les chimiques pourraient devenir un danger pour les eaux souterraines. De la fracturation hydraulique "hors zone" est possible. Kevin Fisher, un ingénieur qui travaille pour Pinnacle Technologies, une filiale de Halliburton Service, a étudié des milliers de fractures dans des puits horizontaux dans les formations Barnett et Marcellus grâce à de l'équipement de monitorage micro-sismique afin de mesurer leur portée. Fisher a trouvé que les fractures les plus extrêmes dans le Marcellus étaient de presque 2,000 pieds en longueur verticale. Ce qui laisse quand même une distance tampon, "une très bonne séparation entre le dessus de la fracture hydraulique et le bas des aquifères." selon Fisher.
D'autres ingénieurs interprètent ce genre de preuve d'un autre oeil. En Colombie-Britannique, au Canada, les législateurs ont catalogué 19 incidents distincts de "communication entre fractures", des nouveaux puits qui ont fini par se rejoindre avec d'autres puits de façons imprévues. Dans un des cas, un passage s'est formé entre des puits séparés par plus de 2,000 pieds. La commission de la province British Columbia Oil and Gas Commission a prévenu les opérateurs: "La propagation de fractures faite par des opérations de fracturations hydrauliques à grande échelle se sont avérées difficiles à prévoir." L'agence ajoute que les longueurs des fractures pourraient s'étendre plus loin qu'anticipé à cause des faiblesses dans les épaisseurs de roc superposées.
Rien de cela n'est une preuve que fracturer une couche de schiste horizontale ait pollué directement un aquifère. Lisa Jackson de l'EPA a dit dernièrement qu'aucun tel cas n'a été documenté, bien qu'elle ait ajouté qu'il y a des enquêtes en cours. L'absence de preuves n'est pas la preuve d'absence, toutefois. Chaque site est différent. Le New York Times et l'Environmental Working group ont révélé dernièrement qu'il y a eu un cas présumé de contamination en 1984, ce qui laisse entendre qu'un puits fracturé en Virginie Occidentale pourrait avoir communiqué avec un ancien puits abandonné tout près, ce qui aurait provoqué une pollution d'eau potable. L'industrie conteste la validité de ce cas.
Plus de science, trop tard?
Impliquer ou absoudre la fracturation, peut importe la façon que l'on comprenne le terme, exigera plus de données. Et ce sera le rôle de l'étude de l'EPA. L'agence étudie les différentes façons possibles de contaminer les sources d'eau potable par les forages: les bassins de rétention qui ne sont pas doublés d'une toile ou qui fuient, des cimentations mal faites, ou des voies de communication entre les fissures profondes avec la surface. L'EPA examinera 5 cas présumés de contamination d'eau souterraine pour en déterminer la cause, dont 2 en Pennsylvanie. L'agence fera aussi le monitorage d'activités de forage à venir du début des travaux jusqu'à la fin dans 2 sites additionnels. L'agence utilisera aussi des modèles virtuels afin de simuler ce qui se passe sous terre où personne ne peut faire de l'observation.
Les conseils d'Inraffea sont de développer un modèle élaboré qui peut réitérer un scénario qui inclurait plusieurs puits, plusieurs fracturations et des déplacements de gaz et de liquides à l'intérieur d'un mille cube de roc sur une période de plusieurs semaines de forages. "Vous allez avoir besoin de vraiment gros super-ordinateurs." dit-il, afin de déterminer les possibilités de contamination. "Montrez-moi çà, et je pourrai ensuite vous donner mon opinion entre 'pas plus de chance que la neige survive à l'enfer' et 'çà arrive à tous les jours'." Au minimum, ces modèles révèleraient les circonstances dans lesquelles les déplacements de gaz sont les plus possibles, les plus plausibles, qu'en d'autres circonstances, dit Ingraffea.
Ce genre de modélisation peut être difficile à trouver. Le modèle standard couramment utilisé par les académiciens sur les simulations des réservoirs souterrains et celui que l'EPA prévoit employer est appelé Tough 2, mais Ingraffea dit que ce modèle n'est pas de classe commerciale. Les grosses corporations utilisent leur propre modèles, et selon lui, "les meilleurs gens, les meilleurs logiciels, les meilleurs instruments et les meilleurs données sont tous au service des opérateurs et les compagnies fournisseurs." Ingraffea s'inquiète que Tough 2 "aurait des difficultés à inclure toutes les failles et les joints et la propagation des fissures" en détails suffisant pour pouvoir déterminer si un nouveau passage minuscule pourrait apparaître et laisser passer des fuites indésirées.
Entre-temps, Gorody et Jackson sont d'accord pour dire que l'EPA devrait faire le monitorage des chimiques dans les puits d'eau potable avant et après le début des forages dans les nouveaux sites. Les chimiques trouvés seulement après le début des forages jetteraient de sérieux doutes aux arguments souvent entendus de l'industrie que l'eau a été contaminée de façon naturelle avant le début des forages mais que les résidents ne s'en auraient pas rendu compte.
Geoffrey Thyne, un géologue pétrolier à l'institut Enhanced Oil Recovery Institute de l'université du Wyoming, suggère autre chose pour solutionner le casse-tête de la fracturation: forcer les compagnies à ajouter un traceur chimique facilement identifiable dans leurs mélanges secrets de fluides de fracturation. S'il se retrouve où il ne devrait pas y être, ce serait une preuve tangible. Thyne dit que l'ajout d'un traceur serait relativement facile à faire, bien qu'il ajoute qu'en général, l'industrie ne reçoit pas cette suggestion favorablement. L'EPA dit qu'elle songe à utiliser des traceurs. L'agence ajoute que beaucoup de l'information déjà reçue sur les chimiques utilisés dans la fracturation sont déclarés comme étant de l'information commerciale confidentielle par les compagnies impliquées, et donc l'EPA n'a pas dévoilé publiquement ces informations. Des nouvelles lois pourraient changer çà.
Des études faites par l'EPA et d'autres pourront éclaircir des affirmations complexes et contradictoires. Mais ces nouvelles connaissances pourraient venir trop tard. La fracturation "n'a jamais été enquêtée d'une façon approfondie" dit Amy Mall, une analyste de politiques sénior avec Natural Resources Defense Council (NRDC). "C'est une vaste expérimentation sans paramètres réels, solides et scientifiques qui guident l'expérimentation." Pourtant, New York semble convaincue qu'une règlementation sévère sera suffisante pour protéger ses citoyens.
Les résidents opposés à la fracturation dans New York, en Pennsylvanie et dans d'autres états affichent une pancarte qu'ils ont en commun: le mot "FRACK" en lettres blanches sur fond noir, avec un cercle rouge et une ligne diagonale par-dessus les lettres. C'est ironique de voir que bien que ce soit très possible que des gazières ont été coupables dans leur façon cavalière de forer des puits et se débarrasser des déchets, la technologie de la fracturation elle-même pourrait être disculpée. Les pancartes sur les terrains pourraient se tromper, mais les craintes seraient justifiées.
Lectures connexes:
Methane Contamination of Drinking Water Accompanying Gas-Well Drilling and Hydraulic Fracturing (Contaminations au méthane de l'eau potable liées aux forages gaziers et la fracturation hydraulique), Stephen G. Osborn et al. in Proceedings of the National Academy of Sciences USA, Vol. 108, No. 20, pages 8172–8176; May 17, 2010. www.nicholas.duke.edu/cgc/pnas2011.pdf
Environmental Protection Agency Draft Plan to Study the Potential Impacts of Hydraulic Fracturing on Drinking Water (Avant-projet de planification pour étudier les impacts potentiels de la fracturation hydraulique sur l'eau potable de l'EPA) Resources. A, February 2011. Available at www.epa.gov/research
Revised Draft Supplemental Generic Environmental Impact Statement on the Oil, Gas and Solution Mining Regulatory Progra m (Avant-projet révisé du rapport générique supplémentaire des impacts environnementaux du programme législatif des exploitations pétrolières, gazières et activités minières) . New York State Department of Environmental Conservation, September 2011. www. dec.ny.gov/energy/75370.html
Sur l'auteur: Chris Mooney est l'animateur de l'émission en ligne "Point of Inquiry" et est l'auteur de 3 livres, dont "The Replublican War on Science".
Lien: http://www.scientificamerican.com/article.cfm?id=the-truth-about-fracking
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"THE TRUTH ABOUT FRACKING: Fracturing a deep shale layer one time to release natural gas might pose little risk to drinking-water supplies, but doing so repeatedly could be problematic
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IN BRIEF
If fracking is defined as a single fracture of deep shale, that action might be benign. When multiple “fracks” are done in
multiple, adjacent wells, however, the risk for contaminating drinking water may rise. If fracking is defined as the entire
industrial operation, including drilling and the storage of wastewater, contamination has already been found. Advanced tests, such as putting tracer chemicals down a well to see if they reappear in drinking water, could ultimately prove whether fracking is safe or not. Some regulators are not waiting for better science; they are moving toward allowing fracking on an even wider scale.
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Is fracking polluting our drinking water? The debate has become harsh, and scientists are speaking out.
Anthony Ingraffea, an engineering professor at Cornell University and an expert on the controversial technique to drill natural gas, has had much to say, especially since he attended a March meeting in Arlington, Va., hosted by the U.S.Environmental Protection Agency. There he met scientists from top gas and drilling companies: Devon Energy, Chesapeake, Halliburton. All had assembled to help the agency determine whether fracking, accused of infusing toxic chemicals and gas into drinking-water supplies in various states, is guilty as charged. The answer lies at the center of escalating controversy in New York State, Pennsylvania, Texas and Colorado, as well as Australia, France and Canada.
The basic technique of “hydraulic fracturing” has been used in conventional-style wells since the late 1940s. When a vertical well shaft hits a layer of shale, chemically treated water and sand are blasted down at high pressure to crack open the rock and liberate natural gas. Only recently, however, has the technique been combined with a newer technology called directional, or horizontal, drilling—the ability to turn a downward-plodding drill bit as much as 90 degrees and continue drilling within the layer, parallel to the ground surface, for thousands of additional feet. The result has been a veritable Gas Rush. Sequestered layers of methane-rich shale have suddenly become accessible. The U.S. is estimated to have 827 trillion cubic feet of this “unconventional” shale gas within reach—enough to last for decades—although industry e-mails published by the New York Times in June suggest the resource may be more difficult and expensive to extract than companies have been claiming.
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Illustration
Crack it: Drillers bore down to a shale layer that can be 5,000 feet deep or more, then turn and continue horizontally as much as another 5,000 feet. The drill bit is retracted (bottom diagrams, left); water, sand and chemicals are pumped down the well to fracture the rock (center), releasing gas that flows back up with the fluid (right). The tainted wastewater is held in surface ponds or tanks.
Illustrations by Don Foley
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The chief hurdle is that unlike fracking of vertical wells, horizontal fracking requires enormous volumes of water and chemicals. Huge ponds or tanks are also needed to store the chemically laden “flowback water” that comes back up the
hole after wells have been fractured.
As Ingraffea sat in the room, he watched industry scientists dismiss the idea that fracking has caused polluted water wells and flammable kitchen faucets. After all, the logic goes, the shale layers can be a mile or more deep, separated from shallow aquifers by thousands of feet of rock—precisely why they have been so difficult to tap until now. Fracking may be powerful, but it’s not that powerful—not enough to blow open new fissures through that much rock, connecting horizontal well bores (called “laterals”) to groundwater near the surface.
“I saw beautiful PowerPoint slides depicting what they think is actually happening,” says Ingraffea, who previously worked with the global gas supply company Schlumberger but has emerged as a leading scientific critic of the gas rush. “In every one, the presenter concluded it was highly improbable.” Yet, Ingraffea explains, these analyses considered only single
“fracks”—one water blast, in one lateral, one time. To maximize access to the gas, however, companies may drill a dozen or
more vertical wells, closely spaced, at a single site. They may frack the lateral for each well in multiple segments and perhaps multiple times.
“You’ve got three spatial dimensions and time” to consider, Ingraffea says. He doubts a single lateral frack can connect
the shale layers to the surface. Still, he adds, “if you look at the problem as I just described it, I think the probabilities go
up. How much? I don’t know.”
Guilt by Definition
The scientists and regulators now trying to answer this complex question have arrived a little late. We could have used their
research before fracking became a big controversy. The technique is the cause of political conflict in New York, where the Department of Environmental Conservation recently unveiled a plan to give drilling companies access to 85 percent of the
state’s portion of the Marcellus and Utica Shale formations. Fracking would not be allowed in the New York City or Syracuse
watersheds, because those water supplies are unfiltered between source and citizen.
The department based its go-ahead on reviews of various studies and says it plans to tightly regulate any drilling work. The actions essentially replace a previous statewide ban on fracking, despite the fact that the EPA is only midway through a major safety study due in preliminary form in late 2012. The department, unwilling to wait for the EPA’s science, was set to issue its final regulations in October, open to public comment until early December.
The push to drill in New York before the EPA’s results are ready is forcing experts to try to determine which charges against fracking hold some weight and which need new research to address. The answers to this deeply confused issue ultimately
depend on competing definitions of “fracking.”
If fracking is taken to refer to the entire process of unconventional gas drilling from start to finish, it is already guilty of some serious infractions. The massive industrial endeavor demands a staggering two to four million gallons of water for a single lateral, as well as 15,000 to 60,000 gallons of chemicals; multiply those quantities by the number of wells drilled at one site. Transporting the liquids involves fleets of tanker trucks and large storage containers.
Then the flowback water has to be managed; up to 75 percent of what is blasted down comes back up. It is laden not only with a cocktail of chemicals— used to help the fracking fluid flow, to protect the pipe and kill bacteria, and many other purposes—but often with radioactive materials and salts from the underground layers. This toxic water must be stored on-site and later transported to treatment plants or reused. Most companies use open-air pits dug into the ground. Many states require the bottoms of the pits to be lined with synthetic materials to prevent leakage. Some also require the pits to be a sufficient distance from surface water. The problem is that even when proper precautions are taken, pit linings can tear, and in heavy rains the pits can overflow. Under the proposed New York rules, only watertight tanks will be allowed to store flowback water, and runoff precautions must be made.
All these processes can cause accidents. “This is not a risk-free industry,” explains Terry Engelder, a hydraulic fracturing expert at Pennsylvania State University who has generally been a proponent of the process but has occasionally criticized companies involved. Indeed, a series of New York Times exposés have documented the possible contamination of major Pennsylvania river basins such as the Susquehanna and Delaware because of inadequate handling of flowback water. In Pennsylvania, household taps have gone foul or lit on fire, and companies have been cited and fined. Most recently, the state’s Department of Environmental Protection fined Chesapeake almost $1 million for contaminating 16 families’ water wells with methane as a result of improper drilling practices.
These kinds of impacts can be blamed on fracking if the term refers to the whole industrial process—but not necessarily if
it means just the underground water blast that fractures the rock after the drilling is done. Even the people most steeped in the issues can differ on this basic matter. “There’s a real vulnerability in having chemicals at these kinds of volumes out
there, but it’s more an industrial kind of threat, rather than a threat from fracking itself,” argues Val Washington, a former
deputy commissioner of New York’s Department of Environmental Conservation. But Cornell’s Ingraffea sees it differently:
“I just wish the industry would stop playing the game of ‘fracking doesn’t cause the contamination.’ You’ve got to drill to
frack. It’s a matter of semantics and definition that they’re hiding behind.”
To show that fracking as industry defines it is the problem, you have to examine the alleged threat that is simultaneously the most publicized and yet the most uncertain—the idea that water blasts deep underground can directly contaminate drinking water, by creating unexpected pathways for gas or liquid to travel between deep shale and shallow groundwater.
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ILLUSTRATION
Complications:
Once a drill pad and wastewater pond are established, a driller may sink a dozen wells or more to fully tap the shale gas. Three spots may have the greatest potential to contaminate groundwater. Chemical-laden wastewater ponds can leak or overflow (center), which happened in Pennsylvania in September because of flooding by Tropical Storm Lee. Concrete that encases the vertical pipe can crack (inset, left), and new fissures opened by the fracking can connect to natural fissures or old wells (inset, right).
On left of illustration
Broken Seal: Concrete surrounds the steel gas pipe to prevent methane or chemically laden water from flowing up from below and seeping into the environs. But poor cementing can create cracks or voids that open a pathway for contamination.
On right of illustration
Hidden Routes Upward: New fissures opened by pressurized fracking fluid can connect to unknown natural fissures or old gas wells abandoned and covered years ago, providing an unforeseen pathway for methane or chemicals to flow up to groundwater.
Mike Groll AP Photo
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Concrete Culprit
To see how complex this issue is, consider an EPA enforcement action in 2010 against Range Resources, a Fort Worth–based gas company that plumbs sites in Texas’s famed Barnett Shale. The EPA claimed that two residential drinking-water wells near two of the company’s gas wells were contaminated with methane of deep, “thermogenic” origin. That kind of gas originates in shale layers, unlike “biogenic”methane, which is produced by microbes in pockets closer to the surface, where aquifers typically are. The EPA also claimed that one of the wells contained chemicals sometimes used in fracking—
such as benzene—and was delivering flammable water.
The EPA ordered the company to provide clean water to the injured parties, to determine if any other nearby wells were
contaminated, and to take other steps. Range Resources fought back strongly— disputing in court the claim that it bore
any responsibility, noting the “long horizontal and vertical distances” involved. As of mid-September, the legal battle was in
a U.S. Court of Appeals. Crucially, however, even if the EPA is correct that Range Resources is at fault, that does not mean
fracking deep in the ground caused the problem. The agency asked the company to determine which “gas flow pathways”
were involved—and many are possible. Gas could have migrated all the way up from the fracked shale through some unknown route. Or a faulty cement job on the vertical part of the well, much closer to the surface, could have done the trick.
Faulty cementing is the leading suspect in possible sources of contamination, and by industry’s definition it is not part of fracking. On the way down, any well has to pass through the near-surface layers that contain groundwater, and it could
also pass through unknown pockets of gas. Drillers fill the gap between the gas pipe and the wall of the hole with concrete
so that buoyant gas cannot rise up along the outside of the pipe and possibly seep into groundwater. A casing failure
might also allow the chemical flowback water, propelled by the pressure released when the shale is cracked, to leak out.
Cementing is the obvious “weak link,” according to Anthony Gorody, a hydrogeologist and consultant to gas companies
who has been a defender of fracking. Other scientists emphatically agree. “If you do a poor job of installing the well casing,
you potentially open a pathway for the stuff to flow out,” explains ecologist and water resource expert Robert B. Jackson
of Duke University’s Nicholas School of the Environment. Although many regulations govern well cementing and although
industry has strived to improve its practices, the problem may not be fully fixable. “A significant percentage of cement jobs
will fail,” Ingraffea says. “It will always be that way. It just goes with the territory.”
Contamination because of bad cementing has been a long-standing problem in traditional vertical wells, which were fracked at times, too. According to former DEC deputy commissioner Washington, “we’ve got a lot of wells in western New York that have been producing oil and gas for decades. And fracking was the way to get the gas out of these really hard shales; that has been going on for maybe 20 years.” What is different now with horizontal drilling, she says, is that “because of the depths of the gas and the combination of fracking and directional drilling, instead of 80,000 gallons of water it is now millions of gallons per fracking operation,” with the big increase in chemicals that go along with it.
Unsafe at Any Depth?
Poor cementing accounts for a number of groundwater contamination cases from unconventional gas drilling—including the $1-million Chesapeake violation. “Methane migration is a problem in some areas. That’s absolutely correct,” Engelder says. The question is whether any other causes exist. If the groundwater problem really turns on cementing, you might argue that fracking as industry defines it gets a pass, and tougher regulations are needed to scrutinize companies as they drill—precisely what New York State now proposes.
The most intriguing work on possible gas migration is described in a recent paper by Jackson and his colleagues in the
Proceedings of the National Academy of Sciences USA. It holds something for environmentalists and industrialists alike.
When the hotly debated paper came out, as Jackson jokes, the responses ranged from “you saved my life” to “get a life.”
Jackson’s team analyzed samples from more than 60 private drinking-water wells overlying the Marcellus Shale in northeastern Pennsylvania and the Utica Shale in upstate New York. Methane existed in 51 of the wells, but wells closer to drilling sites contained considerably more of it. Chemical analyses determined that much of the methane was of the deep, thermogenic kind rather than the biogenic kind of microbes nearer the surface.
None of the samples contained fracking fluids, however, or salty brines consistent with deep shale layers. Jackson therefore
thinks the likeliest cause of the contamination was faulty cementing and casing of wells. He notes another possibility: fracking may create at least some cracks that extend upward in rock beyond the horizontal shale layer itself. If so, those
cracks could link up with other preexisting fissures or openings, allowing gas to travel far upward. Northeastern Pennsylvania and upstate New York are “riddled with old abandoned wells,” Jackson observes. “And decades ago people didn’t case wells, and they didn’t plug wells when they were finished. Imagine this Swiss cheese of boreholes going down thousands of feet—we don’t know where they are.”
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photo
Tough sell: Strict regulations might be key to winning over citizens who fear unsafe drilling practices, such as demonstrators in Albany, N.Y., who supported a state ban.
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Yet if methane is getting into drinking water because of unconventional gas drilling, why aren’t the fracking chemicals? Here Jackson and Engelder can only hypothesize. When methane is first released from the rock, enough initial pressure exists
to drive water and chemicals back up the hole. That flow subsides rather quickly, however. Thereafter, although gas has
enough buoyancy to move vertically, the water does not.
Still, if hydraulic fractures could connect with preexisting fissures or old wells, the chemicals could pose a groundwater risk. Fracking “out of zone” can happen. Kevin Fisher, an engineer who works for Pinnacle Technologies, a Halliburton Service
firm, examined thousands of fractures in horizontal wells in the Barnett and Marcellus Shale formations, using microseismic
monitoring equipment to measure their extent. Fisher found that the most extreme fractures in the Marcellus Shale were nearly 2,000 feet in vertical length. That still leaves a buffer, “a very good physical separation between hydraulic fracture tops and water aquifers,” according to Fisher.
Other engineers read the same kind of evidence differently. In British Columbia, Canada, regulators catalogued 19 separate
incidents of “fracture communication”— new wells that ended up connecting with other wells in ways that were not expected. In one case, the communication occurred between wells that were more than 2,000 feet apart. As the British Columbia Oil and Gas Commission warned operators, “Fracture propagation via large scale hydraulic fracturing operations has proven difficult to predict.” The agency added that fracture lengths might extend farther than anticipated because of weaknesses in the overlying rock layers.
None of this constitutes evidence that fracturing a horizontal shale layer has directly polluted an aquifer. EPA administrator
Lisa Jackson recently stated that no such case has been documented, although she added that “there are investigations
ongoing.” Absence of evidence is not evidence of absence, however; each site is different. The New York Times and the
Environmental Working Group recently revealed an alleged contamination case from 1984, which suggested that a fracked
well in West Virginia may have intersected with an old, abandoned well nearby, leading to drinking-water pollution. Industry
contests the validity of the case.
More Science, Too late?
Implicating or absolving fracking, no matter how it is defined, will require more data. That’s where the EPA study comes in.
The agency is examining a variety of ways in which drilling could contaminate water supplies—from unlined and leaky storage pits, to faulty well cementing, to the possible communication of deep fractures with the surface. The EPA will examine five alleged cases of groundwater contamination to determine the cause, including two in Pennsylvania. The agency will also monitor future drilling activities from start to finish at two additional sites. It will also use computer modeling to simulate what is going on deep underground, where no one can watch.
Ingraffea’s advice is to develop a powerful model that can iterate a scenario of multiple wells, multiple fracks, and gas and liquid movements within a cubic mile of rock—over several weeks of drilling. “You’re going to need really big supercomputers,” he says, to determine the possibility of contamination. “You show me that, and I’ll tell you where I stand between ‘snowball’s chance in hell’ and ‘it’s happening every day.’ ” At a minimum, Ingraffea says, such models would reveal “circumstances in which gas migration is more possible, more plausible, than other situations.”
That kind of model may be difficult to find. The current standard used in academia to simulate underground reservoirs—
and the one that the EPA plans to use—is called Tough 2, but Ingraffea says it is not “commercial-grade.” Big corporations
use their own models, and in his view “the best and the brightest in terms of people, software, instrumentation and data
are all in the hands of the operators and the service companies.” Ingraffea worries that Tough 2 “would have a tough time
handling all the faults and joints and fracture propagation” in detail fine enough to determine whether a discrete new pathway for unwanted flow would emerge.
In the meantime, Gorody and Jackson agree that the EPA should monitor chemistry in drinking-water wells before and after drilling begins at new sites. Chemicals found only after drilling starts would significantly weaken the common industry
argument that water was naturally contaminated before drilling arrived but that the residents just didn’t notice.
Geoffrey Thyne, a petroleum geologist at the University of Wyoming’s Enhanced Oil Recovery Institute, has another suggestion for sorting out the fracking puzzle: make companies put an easily identifiable chemical tracer into their proprietary fracking fluid mixture. If it turns up where it’s not supposed to, that would be a smoking gun. Thyne says introducing a tracer would be “relatively easy,” although he adds that “in general, industry does not view this suggestion favorably.” The EPA says it is “considering” the use of tracers. The agency also says that much of the information it has received about the chemicals used in fracking has been claimed as “confidential business information” by the companies involved, and therefore the EPA has not made it available to the public. Legislation could change that situation.
Study by the EPA and others may bring clarity to complex, conflicting claims. But new insight may come too late. Fracking
“has never been investigated thoroughly,” says Amy Mall, a senior policy analyst with the Natural Resources Defense Council. “It’s a big experiment without any actual solid scientific parameters guiding the experiment.” Yet New York seems convinced that tight regulations will be enough to protect its citizens.
Residents opposed to fracking in New York, Pennsylvania and other states display a common lawn sign: the word “FRACK” in white letters against a black background, with a red circle and line through the word. The irony is, although it is very possible that gas companies have been guilty of carelessness in how they drill wells and dispose of waste, fracking technology itself may be exonerated. The yard signs would be wrong, yet the fears would be right.
More to explore:
Methane Contamination of Drinking Water Accompanying Gas -Well Drilling and Hydraulic Fracturing.
Stephen G. Osborn et al. in Proceedings of the National Academy of Sciences USA, Vol. 108, No. 20, pages 8172–8176; May 17, 2010. www.nicholas.duke.edu/cgc/pnas2011.pdf
Environmental Protection Agency Draft Plan to Study the Potential Impacts of Hydraulic Fracturing on Drinking Water Resources. A, February 2011. Available at www.epa.gov/research
Revised Draft Supplemental Generic Environmental Impact Statement on the Oil, Gas and Solution Mining Regulatory Progra m . New York State Department of Environmental Conservation, September 2011. www. dec.ny.gov/energy/75370.html
About the author: Chris Mooney is a host of the Point of Inquiry podcast (www.pointofi nquiry.org) and author of three books, including The Republican War on Science.
Above article was published in the November edition of Scientific American
Link to download 5 page pdf: http://www.scientificamerican.com/article.cfm?id=the-truth-about-fracking
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