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Gaz de schiste - Les gazoducs sont-ils sécuritaires?

Photo: energyindustryphotos.com

Aux États-Unis, et particulièrement en Pennsylvanie, les gazoducs sont très peu règlementés. C'est facile de penser que les propriétaires n'ont pas d'entretien à faire, jusqu'au moment où il se produit un désastre. Et c'est à ce moment-là qu'on se rend compte que les propriétaires de gazoduc ont pas mal le champs libre, sans vouloir faire de jeux de mots... Reste à savoir si les choses sont bien différentes au Québec. Ici, c'est Gaz Métro qui a le monopole: est-ce une si bonne chose, un monopole? Je vous laisse le soin de poser les bonnes questions aux personnes responsables.

Voici une traduction libre d'un article de journal qui illustre pas mal bien la situation en Pennsylvanie.

Des gazoducs sous pression, mais peu de surveillance.

Dans les champs vallonnés du sud-ouest de la Pennsylvanie, des équipes de travail ont travaillé pendant des mois cette année à couper une tranchée au travers des boisés et entre les fermes pour préparer le terrain d'un nouveau gazoduc. Comme bien d'autres lignes qui s'entrecroisent dans les régions du Marcellus de l'état, ce gazoduc est immense: une ligne d'acier de 20 pouces de diamètre pouvant encaisser des hautes pressions, assez volumineux pour pouvoir aider à sortir l'océan de gaz naturel enfoui sous cette partie de la Pennsylvanie. Il est aussi assez gros pour causer une explosion importante si quelque chose allait mal.

Car il y avait des problèmes sur le chantier. Beaucoup trop de soudures qui relient les bouts de tuyaux ensemble ne passaient pas l'inspection et devaient être refaits. Un soudeur de grande expérience qui est maintenant un organisateur d'une union nationale s'est trouvé à côté du gazoduc à un moment donnée et a essayé de dénoncer du travail qu'il jugeait de qualité inférieure aux normes de tolérance. Mais il n'avait personne à appeler. Les régulateurs de la Pennsylvanie ne surveillent pas ces gazoducs, et avouent qu'ils ne savent même pas où ils sont. Et quand il a rapporté ce qu'il a vu à une agence fédérale de surveillance, un inspecteur lui a dit qu'il ne pouvait rien y faire lui non plus.

Parce que ce gazoduc était dans une région rurale, il n'y a pas de règlements de sécurité en vigueur.

"C'est fou." dit Terry Langley, le représentant du syndicat, inquiet de voir que n'importe quels problèmes peuvent littéralement être enterrés. "Il me semble que tout le monde s'en lave les mains."

Dans les régions de schiste en Pennsylvanie, où le boom gazier dans le Marcellus a vu un développement extrême, plusieurs gazoducs sont moins règlementées aujourd'hui que dans n'importe quel autre état en Amérique, selon une enquête du journal Inquirer. Des centaines de milles de gazoducs à haute pression sont déjà en place dans les régions exploitées sans vérifications de sécurité gouvernementaux - pas de normes de construction, pas d'inspections, pas de monitorage.

"Personne, absolument personne ne surveille." dit Deborah Goldberg, une avocate de Earthjustice, une firme d'avocat sans but lucratif qui se spécialise en environnement.

Après coup, les élus de l'état et les régulateurs tentent de se rattraper. La législature est prête à donner des pouvoirs au Public Utility Commission pour que la commission de surveillance des services publics puisse faire respecter les lois fédérales dans les régions de schiste, comme dans les autres états producteurs de gaz. Tout de même, à cause du retard de longue date des lois fédérales, le même problème qui a affligé le cas de la ligne près de Waynesburg, la nouvelle loi laisserait beaucoup de gazoducs sans encadrement légal dans des grandes régions rurales de la Pennsylvanie, surtout dans les régions de schiste, les mêmes où il se fait beaucoup de construction de gazoducs. Ces nouveaux gazoducs du Marcellus baptisé "gathering" - des gazoducs qui "ramassent" la production des puits avoisinants pour la diriger vers le gazoduc principal - ne sont pas sujets aux règlements, même s'ils sont quand même des tuyaux à grand diamètre et à haute pression, bien aussi puissants et potentiellement dangereux que les lignes de transmission qui traversent le continent!

Bien que les accidents de gazoducs sont rares, ils peuvent être dévastateurs. L'an passé, 21 personnes sont décédées et 105 ont été blessées dans 230 accidents de gazoducs aux États-Unis, selon les données fédérales. C'est le total de décès le plus important depuis une décennie. Cette année, 16 personnes sont décédées dans des explosions de gaz, dont 5 personnes dans Allentown et une à Philadelphie. Les accidents dans cette région sont tous dus à cause de défaillances dans des vieux tuyaux de fonte, pas de la sorte qui est installée dans les régions de schiste.

Un nombre croissant de personnes en Pennsylvanie dans les régions rurales disent que la vigilance corporative n'est pas suffisante: elles veulent que le Gouvernement s'en mêle et resserre la surveillance.

"C'est nous qui prenons tous les risques ici. On devrait nous accorder la même qualité de protection." dit Emily Krafjack, une résidente du Wyoming County et une experte en gazoducs autodidacte qui travaille comme consultante pour le comté. "Nous ne sommes pas une étude d'impact des risques." dit-elle. "Nous sommes de vrais gens. Nous payons des taxes. Nous avons des enfants. Nous sommes des gens ordinaires comme tout le monde."

Sans gazoducs, tout ce gaz resterait sous terre. Une étude dit que la Pennsylvanie peut s'attendre à voir apparaître de 10,000 à 25,000 milles de nouveaux gazoducs, assez, selon les prévisions les plus généreuses, pour encercler le globe à l'équateur. Comme la fracturation, la cadence accélérée de construction de gazoducs a augmenté les préoccupations en sécurité, a attiré l'attention des environnementalistes, et divise les communautés. Les creusages pour installer les gazoducs ont causé des problèmes en Pennsylvanie, l'érosion sédimentant des ruisseaux de grande qualité et polluant certains puits. Et la construction nécessitera la coupe de presque 150,000 acres de forêts, installant des douzaines, peut-être même des centaines de nouvelles stations de compression, ce qui emmènera du bruit et de la pollution de l'air.

"Je pense que la plupart des gens n'ont pas réalisé l'étendue que prendra ces activités." dit Nels Johnson, l'assistant directeur du Nature Conservancy (Conservation de la Nature aux É.-U.) et l'auteur de l'étude.

Pendant que les inspecteurs environnementaux gardent l'oeil ouvert sur les dommages des gazoducs sur les cours d'eau et les paysages, la vague de construction a surpris les législateurs en sécurité de la Pennsylvanie et les a pris de court. La majorité du gaz dans l'état vient toujours des champs d'exploitation de l'ouest par les gazoducs de transmission nationaux qui sont de la juridiction fédérale du Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration (PHMSA). Dans les régions urbaines, le PUC règlemente les lignes de gaz pour les services publics comme Peco Energy et PGW. Mais jusqu'à date, personne au PUC ni au PHMSA ne surveille les gazoducs construits dans les régions d'exploitation du gaz de schiste, les tuyaux qui "ramassent" le gaz des différents puits, ni où ils s'en vont.

"Nous n'avons aucune espèce d'idée!" dit Paul Metro, le régulateur en chef de la sécurité des gazoducs du PUC.

Selon les règlements fédéraux, une région rurale se définit comme ayant 10 maisons ou moins sur un mille de gazoduc à l'intérieur d'un droit de passage d'un quart de mille de large. Les nouveaux gazoducs qui desservent le gaz de schiste ne sont même pas inclus dans le système " One Call", le programme "Call 811" qui veut éviter les accidents en cas de creusage près des lignes sous terre. "Je peux à peine y croire. Selon moi, c'est l'une des situations les plus ridicules que j'ai jamais vu!" dit Jim Weaver, un planificateur de Tioga County. Jusqu'à date, selon lui, les compagnies ont construit ou planifié de construire 1,000 milles de gazoducs dans son comté du centre-nord de la Pennsylvanie.

La lacune dans les lois pour l'Amérique rurale fait parti d'un vide encore plus vaste dans la surveillance gouvernementale sur les gazoducs, ici et à Washington: PHMSA, le régulateur à la tête des É.-U, se fait critiquer depuis des décennies pour son inefficacité et son manque de ressources.

La sécurité du système dans son ensemble dépend à la base de l'auto-réglementation de l'industrie. Mais quand des inspecteurs ont visité des chantiers au travail, ils ont soulevés des soudages mal faits, de l'acier de qualité inférieure, et d'autres erreurs de construction pouvant avoir des conséquences potentiellement dangereuses, surtout il y a de cela 5 ans quand l'industrie connaissait un autre boom gazier. "Houston, nous avons un problème." pour paraphraser une remarque de la NASA, avertissait un inspecteur en chef lors d'une conférence de l'industrie. Au travers le pays, les compagnies de gazoducs ont obtenu le droit de construire des lignes de gazoducs avec peu ou pas de restrictions venant des gouvernements locaux. En Pennsylvanie, l'influence des gazières est si grande que les législateurs se préparent à empêcher les autorités locales d'imposer des restrictions sévères sur les puits et les gazoducs dans leurs communautés.

Ray LaHood, le secrétaire du transport aux É.-U. et dont l'agence a du regard sur les gazoducs par la PHMSA, a admis que la surveillance de la sécurité des gazoducs est un ensemble hétéroclite bien fragile qui doit être renforcée considérablement. "Nous avons besoin de raffermir notre surveillance." disait LaHood dans une entrevue. "Nous allons faire tout ce que nous pouvons pour s'assurer que la sécurité est notre priorité numéro 1 quand il s'agit des gazoducs."

Au début de décembre 2011, les chefs du congrès se sont entendus sur un compromis d'un projet de loi sur la sécurité des gazoducs qui autoriserait l'addition de 10 nouveaux inspecteurs au travers le pays, exiger des nouveaux tests sur les gazoducs les plus vieux, et doubler les amendes à $2 millions maximums pour les infractions. Mais d'autres statistiques démontrent qu'il y a une augmentation dramatique des défaillances en sécurité sur les grosses lignes de transmission de gaz. Les incidents "importants", quand il y a des blessures, des fuites majeures, ou des réparations de grande envergure, ont augmenté de 55% depuis 2003.

En réalité, une analyse du Inquirer a trouvé que la plupart des améliorations en sécurité peuvent s'expliquer par une diminution d'accidents de creusage grâce aux programmes "One Call" qui prennent de l'ampleur. L'an passé était la pire année en mortalités causées par les gazoducs.

Durant une soirée de septembre 2010, un gazoduc d'acier, qui s'avéra plus tard être plein de soudures défectueuses, a éclaté dans une banlieue de San Bruno, tout près de San Francisco. L'explosion a tué 8 personnes, détruit 38 maisons, et laissé un cratère de 72 pieds de long. Des douzaines de personnes ont été blessées, certaines souffrant de brûlures au 3e degré.

Les explosions et les morts ont continué cette année en Pennsylvanie. En février, un gazoduc en fonte âgé de 83 ans a explosé en plein centre-ville d'Allentown, tuant 5 personnes dont un bébé de 4 mois. Et en janvier, un autre vieux gazoduc en fonte a explosé dans la partie nord-est de Philadelphie, projetant une balle de feu vers le ciel et blessant mortellement un jeune employé de l'industrie.

Les gazoducs en fonte s'effritent en vieillissant et ont longtemps été identifié comme étant un risque d'accident, mais les services publics sont lents à les remplacer. La Pennsylvanie a encore des milliers de milles de ces gazoducs. La compagnie Philadelphia Gas Works, propriétaire de 1,500 milles de gazoducs, a le plus gros pourcentage de gazoducs en fonte du pays. Bref, la Pennsylvanie se fie sur les compagnies pour s'assurer que les gazoducs sont construits correctement.

"J'ai entendu dire que certaines compagnies ne vérifient que 10% des soudures." dit Jay Senozetnik de Buffalo. Il est inspecteur pour le chantier de Chesapeake et travaille avec des rayons X. "Le problème, c'est que les gens qui habitent tout près ne savent pas quels gazoducs sont inspectés à 10% et lesquels sont inspectés à 100%."

"Ce qui m'inquiète le plus, c'est qu'une compagnie peut être consciencieuse, mais une autre pourrait ne pas l'être." dit Lynda Farrell, une activiste en sécurité de gazoducs dans Chester County.

Plusieurs des gens qui vivent le plus près des nouveaux gazoducs disent ne pas être inquiets, surtout s'ils ont un bail et ont besoin du gazoduc pour commencer à recevoir leurs redevances. Ils disent avoir confiance que les compagnies vont les construire de façon sécuritaire. Quand les problèmes sont soulevés, c'est presque toujours par les compagnies elles-mêmes, ou par leur propre inspecteur. Le problème, c'est que les compagnies font parfois des erreurs. Depuis quelques années, les preuves s'accumulent que les contrôles de la qualité peuvent ne pas bien fonctionner, surtout durant les périodes où il y a beaucoup de demande pour de nouveaux gazoducs, comme maintenant en Pennsylvanie.

"Il y a tellement de construction en marche, les compagnies commencent à avoir de la misère à fournir." dit l'expert en sécurité de gazoducs Richard Kuprewicz. "Et quand elles sont prises comme çà, elles tentent de tourner les coins ronds et prendre des chances. Ce n'est pas qu'elles le font intentionnellement: c'est le système qui prend le dessus. De la manière où se déroulent les évènements, 'Faites-nous confiance', ce n'est pas suffisant." dit Kuprewicz.

Vers la fin de l'année 2008, après qu'une marée de projets ait laissé l'industrie à la recherche de travailleurs qualifiés, de sérieux problèmes ont commencé à surgir dans les gros projets de gazoducs. Inquiets, les ingénieurs de la PHMSA ont commencé à passer plus de temps sur les chantiers pour observer eux-mêmes les équipes d'ouvriers. Ils ont observés 35 projets en tout. Ils ont trouvé de sérieux problèmes dans toutes les étapes de la construction selon Alan K. Mayberry, un chef à la PHMSA: "Cela décrit bien le portrait général d'une industrie qui a été vraiment été testée à ses limites depuis la dernière année." Mayberry a dit durant une conférence au Texas qu'on devrait prévenir l'industrie de prendre plus de précautions. L'agence avait trouvé de l'acier qui ne rencontrait pas les spécifications, ne recouvrait pas les tuyaux adéquatement, et utilisait des méthodes de soudures mal-avisées. L'agence a trouvé que les problèmes étaient amplifiés quand les lignes passaient au travers des collines et des cours d'eau, ce qui se retrouve souvent dans les régions d'exploitation en Pennsylvanie. Les inspections auraient dû relever les mauvaises soudures, mais ces procédures ont eu leurs propres problèmes de contrôle de qualité, selon le PHMSA. Certaines soudures défectueuses ont été détectées au moment des tests hydrostatiques. Un autre fonctionnaire du PHMSA a trouvé cela "extrêmement troublant". Les mauvaises soudures devraient être décelées tout de suite, pas durant les tests finaux. Mayberry se demandait tout haut à la conférence s'ils se trouvaient d'autres mauvaises soudures sur le terrain?

Des erreurs de construction ont causé la défaillance de nouveaux gazoducs.

En janvier, des travailleurs d'une compagnie de gazoducs ont trouvé des bulles dans un ruisseau dans une région reculée au sud de l'état de New York: c'était du gaz naturel fuyant d'un trou gros comme une tête d'épingle dans une ligne de transmission à haute pression qui n'avait que 2 ans. Le gazoduc Millennium Pipeline de 182 milles de long a annoncé un projet d'expansion pour desservir la demande des puits du Marcellus en Pennsylvanie et dans New York. Une enquête plus tard démontra qu'une section n'avait pas passé l'inspection visuelle et avait été mise de côté, mais a été installée quand même plus tard, par erreur. Au début de décembre, le propriétaire du gazoduc disait qu'une inspection minutieuse avait été faite après des réparations et a vérifié l'intégrité du gazoduc. Selon la compagnie Millenium Pipeline Co., le gazoduc opère maintenant à pleine pression.

Pour ce qui est de la ligne près de Waynesburg, Langley, le représentant du syndicat, dit qu'il est tombé dessus par hasard à une croisée de chemins pendant qu'il se promenait dans les régions d'exploitation de gaz de schiste en Pennsylvanie pour s'assurer que ses travailleurs syndiqués ne travaillaient pas pour des contracteurs non-syndiqués. Son syndicat, Local 798, dont les bureaux sont à Tulsa, documente sérieusement ce qu'il considère être du travail mal fait et trop brusqué par des contracteurs non-syndiqués, surtout au Texas en en Louisiane.

"Cela se fait partout, et ce qui est triste, c'est qu'il y a très peu d'encadrement." dit Danny Hendrix, le gérant d'affaires du Local 798. "Vous et moi doivent vivre près de ce mauvais travail." Il dit que les pratiques inférieures de construction veulent dire que des gazoducs qui devraient fonctionner pendant 70 ans pourraient à peine tenir 10 ou 20 ans. Un bon matin, le mois passé, près de la ville de Glouster, dans un coin reculé valonneux et rural dans la partie sud de l'Ohio, un gazoduc a explosé quand une soudure a lâché. C'était la 3e défaillance semblable sur ce gazoduc en Ohio cette année.

À 2 milles de là, George Pallo, le maire et chef des pompiers de la ville voisine de Jacksonville, l'avait remarqué: une torche de flammes de 1,000 pieds de hauteur. En s'approchant, dit-il, il a dû fermer les fenêtres du camion d'incendies pour entendre sa radio. "J'entends toujours ce grondement dans ma tête." dit-il. Trois maisons et 2 granges ont pris feu, pas à cause de l'explosion mais à cause de la température radiante. Une femme a presque attendu trop longtemps pour quitter sa maison: elle est partie seulement quand le parement de vinyle s'est mis à fondre sur les murs extérieurs. Elle s'est brûlé le derrière de ses jambes quand elle courait pour fuir de sa maison.

En février, une soudure a lâché et a déclenché une autre boule de feu à 150 milles de là: heureusement, personne n'a été blessé. Une autre défaillance de soudure a provoqué une grosse fuite de gaz en mars, mais cette fois-ci, il n'y a pas eu d'incendie.

Pour les gens de gazoducs et les autorités, c'est préoccupant: les soudures qui relient les sections de tuyaux ensembles son supposé d'être plus forts que l'acier lui-même. Trois défaillances en un an, cela veut dire que quelque chose ne va vraiment pas. "Vous pouvez être sûr que nous surveillons ce gazoduc de très près." dit Quarterman, le fonctionnaire en chef du département des gazoducs.

El Paso dit qu'on ne sait pas si la 3e défaillance est due, elle aussi comme les 2 premières, à des soudures défectueuses: la compagnie dit que des déplacements de terrain pourraient avoir craqué le tuyau. Dans un communiqué, El Paso dit que la sécurité est une priorité et a un programme d'inspections qui va bien au-delà de ce qu'exigent les règlements fédéraux.

Ce mois-ci, une autre explosion dans une région rurale au sud de l'Alabama a fait sauté une autre ligne de gaz qui se rend jusqu'en Pennsylvanie. Cette fois-ci, il n'y a pas eu de blessés. La principale ligne de défense du système de gazoducs national contre les fuites et les explosions de ce genre est une gestion d'intégrité, une série de règlements qui exige des compagnies d'inspecter les gazoducs les plus âgés. Avant ce programme qui a commencé en 2004, une fois que les gazoducs étaient enterrés, les compagnies n'étaient plus jamais obligées d'aller les vérifier. Depuis ce temps-là, les compagnies ont trouvé et réparé plus de 3,200 problèmes dans le grand réseau de gazoducs entre les états.

Mais le programme pourrait donner un faux sentiment de sécurité.

Les normes ne portent que sur seulement 7% des gazoducs, dans des régions à conséquences élevées, une façon d'appeler les voisinages densément peuplés, ou des centres d'achats, ou des écoles. Les inspections de gazoducs sont habituellement des audits de dossiers sur papier, mais ces dossiers de services publics sont parfois manquants ou erronés.

Dans le cas de San Bruno, les dossiers de la compagnie ne montrent pas que le gazoduc avait été monté avec des parties courtes de restants de tuyaux fait avec de l'acier de qualité moindre et avait des soudures dangereuses, selon un rapport fait par le National Transportation Safety Board qui enquête sur de tels accidents importants. Deux vérifications internes faits par l'état et le PHMSA n'ont pas décelé ces problèmes, malgré le fait que plusieurs d'entre eux auraient été facile à trouver.

Le Safety Board avait tiré la conclusion que le programme de surveillance de la PHMSA a été faible et inefficace à superviser les régulateurs des états, le même reproche avait été fait par des vérificateurs fédéraux il y a 32 ans. Pendant que les compagnies accélèrent la vitesse de construction des gazoducs en Pennsylvanie, le nombre d'inspections de sécurité du gouvernement a baissé. "C'est la responsabilité du PHMSA, mais le PHMSA n'a pas les effectifs." dit Metro, le régulateur en chef de la sécurité des gazoducs en Pennsylvanie. "Ils font certaines inspections, mais pas beaucoup." Finalement, le PHMSA dit qu'un nombre modeste d'heures ont été consacrées à faire des inspections dans l'état depuis les dernières années, soit l'équivalent en 2009 d'un inspecteur travaillant à plein temps pendant 6 mois. L'année passée, les jours travaillés par les inspecteurs ont diminué de moitié. De plus, selon l'agence, 216 jours travaillés ont été passé à réviser les dossiers des compagnies qui s'activent en Pennsylvanie et les autres états. L'agence ne pouvait pas dire combien de jours de ces 216 ont été dédiés aux gazoducs de la Pennsylvanie. Les critiques s'inquiètent que le manque d'attention que porte la Pennsylvanie sur ce dossier aujourd'hui pourrait mener au désastre plus tard.

"Il va se passer un paquet de mauvaises choses d'ici les 10-15 prochaines années." dit Don Deaver, un ancien ingénieur de pipelines du Texas qui travaille maintenant comme consultant. "Il y a trop de choses qui se passent trops rapidement que la surveillance des autorités n'a pas pu suivre." Photo: theblogismine.com

"Powerful Pipes, Weak Oversight

WAYNESBURG, Pa. - Through the hilly fields here in southwestern Pennsylvania, crews worked for months this year, cutting a trench through woods and past farms for a new natural gas pipeline. Like many other lines crisscrossing the state's Marcellus Shale regions, this pipe was big - a high-pressure steel line, 20 inches in diameter, large enough to help move a buried ocean of natural gas out of this corner of the state. It was also plenty big enough to set off a sizable explosion if something went wrong.

There was trouble on the job. Far too many of the welds that tied the pipe sections together were failing inspection and had to be done over. A veteran welder, now an organizer for a national pipeline union, happened upon the line and tried to blow the whistle on what he considered substandard work. But there was no one to call. Pennsylvania's regulators don't handle those pipelines, and acknowledge they don't even know where they are. And when he reported what he saw to a federal oversight agency, an inspector told him there was nothing he could do, either.

Because the line was in a rural area, no safety rules applied.

"It's crazy," said Terry Langley, the union official, worried that any problems would literally be buried. "It seems to me that everyone is turning a blind eye."

In Pennsylvania's shale fields, where the giant Marcellus strike has unleashed a furious surge of development, many natural gas pipelines today get less safety regulation than in any other state in America, an Inquirer review shows. Hundreds of miles of high-pressure pipelines already have been installed in the shale fields with no government safety checks - no construction standards, no inspections, and no monitoring.

"No one - and absolutely no one - is looking," said Deborah Goldberg, a lawyer with Earthjustice, a nonprofit law firm focusing on the environment.

Belatedly, the state's elected officials and regulators are trying to catch up. The legislature is poised to give the state Public Utility Commission authority to enforce federal safety rules in the shale regions, as in other gas-producing states. Still, because of a long-standing gap in the federal rules - the same issue that affected the line near Waynesburg - the new law would leave many gas pipelines unregulated over vast swaths of rural Pennsylvania, especially in the very shale regions that are ground zero for pipeline construction. These new Marcellus Shale "gathering" pipelines that connect to the wells are going unregulated, even though they are large-diameter high-pressure pipes - as powerful and potentially dangerous as the transmission lines that cut across the continent.

Although accidents in natural gas pipelines are rare, they can be devastating. Last year, 21 people died and 105 were hurt in 230 gas-line accidents in the United States, according to federal data, the highest death total in a decade. This year, 16 people have died in gas explosions, including five people in Allentown and one in Philadelphia. The accidents in this region were all due to failures in old cast-iron pipelines, not the type of lines being installed in the shale regions.

An increasing number of Pennsylvanians in rural areas say corporate vigilance is not enough - they want government to step up oversight.

"We're taking all the risks up here. We should be afforded the same protections," said Emily Krafjack, a resident of Wyoming County and self-taught expert on pipelines who now works as a county consultant. "We are not a risk assessment," she said. "We are real people. We pay taxes. We have kids. We are regular people like everybody else."

Without pipelines, all that gas will stay in the ground. One study says Pennsylvania can expect anywhere from 10,000 to 25,000 miles of new natural gas pipelines - enough, in the higher estimate, to circle the globe at the equator. Like fracking, the quickening pace of pipeline construction has heightened safety worries, aroused environmentalists, and divided communities. Pipeline digs already have caused problems in Pennsylvania, with erosion clogging some high-quality streams and polluting some wells. And the build-out will require the clearing of as much as 150,000 acres of forest, and bring dozens or even hundreds of new compressor stations, which will add to noise and air pollution.

"The scale of it, I don't think a lot of people really grasp yet," said Nels Johnson, deputy state director of the Nature Conservancy and the study's author.

While environmental inspectors keep a watch for pipeline damage to streams and landscapes, the wave of construction caught Pennsylvania's safety regulators unprepared. Much of the gas in the state still arrives from western fields via interstate transmission lines, which are regulated by the federal Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration, or PHMSA. In urban areas, the PUC regulates gas lines for utilities such as Peco Energy and PGW. But thus far, no one in the PUC or PHMSA has kept track of what gathering pipelines have been built in the shale fields, or where they are going.

"We have no idea," said Paul Metro, the PUC's top pipeline-safety regulator.

Under federal regulations, a rural area is defined as one with 10 or fewer homes along each mile of pipe, within a quarter-mile-wide right-of-way. The new shale-well lines are not even included in the One Call system, the "Call 811" program that aims to prevent digging accidents with buried pipelines. "I just can't believe that. That to me is one of the most ludicrous situations I have ever heard of," said Jim Weaver, Tioga County planner. So far, he said, companies have built or planned 1,000 miles of pipeline in his north-central Pennsylvania county.

The loophole for rural America is part of a much larger vacuum in government oversight for pipelines, here and in Washington: PHMSA, the main U.S. regulator, has been criticized for decades as ineffectual and overwhelmed.

The safety of the entire system largely hinges on industry self-policing. But when inspectors have visited job sites, they have turned up some shoddy welds, substandard steel, and other potentially dangerous construction errors - particularly about five years ago, when the industry was going through another boom period. "Houston, we have a problem," one top inspector warned at a conference with the industry. Throughout the country, pipeline firms have won the right to build lines with few if any restrictions from local governments. In Pennsylvania, the gas industry's clout is such that legislators are preparing to bar local officials from imposing tough restrictions on wells and pipelines in their communities.

U.S. Transportation Secretary Ray LaHood, whose agency oversees pipelines via PHMSA, has acknowledged that pipeline-safety oversight is a thin "patchwork" that needs to be made far tougher. "We need to step up our enforcement," LaHood said in an interview. "We're going to do everything we can to make sure safety is the number-one priority when it comes to pipelines."

On Thursday (December 8 2011), congressional leaders reached a compromise on a new pipeline-safety bill that authorizes adding 10 inspectors nationwide, requires new tests on some older pipelines, and doubles maximum fines for violations to $2 million.
But other statistics point to a dramatic increase in safety failures in big gas transmission lines. "Significant" incidents - those involving injuries, big leaks, or major repairs - have shot up by 55 percent since 2003.

In fact, an Inquirer analysis found that most of the safety improvements can be traced to a decrease in excavation accidents bought on by the spread of One Call programs. Last year was the worst for pipeline deaths in a decade.

One early evening in September 2010, a steel gas transmission line, later found to be riddled with faulty welds, erupted in a neighborhood in San Bruno, outside San Francisco. The blast killed eight people, destroyed 38 homes, and left a crater 72 feet long. Dozens were injured, some suffering third-degree burns.

The explosions and the deaths have continued this year, in Pennsylvania. In February, an 83-year-old cast-iron gas line blew up in downtown Allentown, killing five, including a 4-month-old baby. And in January, another old cast-iron main exploded in Northeast Philadelphia, sending a 50-foot fireball into the sky and fatally injuring a young gas company worker.

Cast-iron pipelines, which turn brittle with age, have long been identified as a safety hazard, but utilities have been slow to replace them. Pennsylvania still has thousands of miles of these lines. Philadelphia Gas Works, with more than 1,500 miles, has the highest percentage of cast iron in the nation. In short, Pennsylvania is depending on the companies to make sure the pipelines are built correctly.

"I've heard some companies only check 10 percent of the welds," said Jay Senozetnik of Buffalo, working as an X-ray inspector on the Chesapeake job. "The problem is, people living next to it don't know which lines are inspected 10 percent and which are 100 percent."

"The biggest concern is that one company may be a good actor, but another company may not be," said Lynda Farrell, a pipeline-safety activist in Chester County.

Many of the people living closest to the new pipelines say they are unconcerned - particularly if they have a lease and need the pipeline to start collecting their royalty payments. They say they trust the companies to build them safely. When problems are caught, it's almost always by the companies themselves, or by their own inspectors. The problem is, the companies sometimes make mistakes. In recent years, there has been growing evidence that quality controls can break down - particularly during times of strong demand for new lines, as there is now in Pennsylvania.

"They've got so much construction going on, companies are really getting lean," said pipeline-safety expert Richard Kuprewicz. "And if you're spread so thin, you start to cut corners, and take risks. It's not like they do it intentionally; it's the system [that] takes over." "The way things are going, 'Trust us' isn't cutting it," Kuprewicz said.

In late 2008, after a surge in projects left the industry stretched to find qualified workers, some serious problems began cropping up in big pipeline projects. Alarmed, PHMSA engineers started spending more time in the field actually observing work crews. In all, they looked at 35 projects. What they found were "very serious issues covering all aspects of construction," according to Alan K. Mayberry, a top PHMSA official. "It really paints a portrait of an industry that over the last year or so has really been stretched to capacity," Mayberry said during a conference in Texas to warn the industry to be more careful. The agency found steel that didn't meet specifications, inadequate coating on pipes, and slipshod welding techniques. The agency found the problems were exacerbated when the lines cut through hills and streams - common terrain in Pennsylvania's shale fields. Inspections were supposed to catch the bad welds, but those procedures suffered from their own "quality control problems," PHMSA found. Some of the bad welds weren't caught until the lines failed during hydrostatic tests. Another PHMSA official said that was "extremely troubling." Bad welds are supposed to be caught right away, not during final testing. Did that mean, Mayberry wondered during the conference, that there were other bad welds lurking?

Construction mistakes have caused other new pipelines to fail.

In January, pipeline company workers found bubbles in a stream in a remote section of southern New York - natural gas from a pinhole leak in a high-pressure transmission line just two years old. The 182-mile Millennium Pipeline has announced expansion plans to accommodate demand from Marcellus Shale wells in Pennsylvania and New York. A later investigation found that a section had flunked a visual inspection and was set aside - but was installed anyway, by mistake. Last week, the pipeline's owner said it thoroughly inspected the pipeline after doing repairs and "verified the integrity" of the line. It is operating again at full pressure, Millennium Pipeline Co. said.

As for the line near Waynesburg, Langley, the union organizer, said he happened upon it at a road crossing while he was prowling the shale fields in Pennsylvania, looking to make sure none of his workers were doing jobs for nonunion contractors. His union, Local 798, based in Tulsa, has been aggressively documenting what it considers slipshod, rushed work by nonunion contractors, particularly in Texas and Louisiana.

"It's happening everywhere, and the sad part is there's very, very little regulation," said Danny Hendrix, Local 798's business manager. "You and I are the ones who have to live around that stuff." He said inferior construction practices mean that pipelines that should last 70 years might last only 10 or 20. One morning last month, near the town of Glouster, in a remote section of hills and hamlets in southern Ohio, the line blew up when a weld failed. It was the third such failure on that pipeline in Ohio this year.

Two miles away, George Pallo, mayor and senior firefighter in the nearby town of Jacksonville, spotted it: a 1,000-foot tower of flame. As he got closer, he said, he had to roll up the fire truck window so he could hear the radio. "I still hear that roar," he said. Three houses and two barns caught fire, not from the explosion but from the radiant heat. One woman waited almost too long to get out, fleeing only when her home's vinyl siding started to melt. The backs of her legs got burned as she ran away.

In February, a weld split and touched off another fireball 150 miles away; no one was hurt. Another weld failure created a big gas leak in March, but this time there was no fire.

For pipeline people and regulators, this is worrisome: The welds tying the sections together are supposed to be stronger than the steel itself. Three failures in one year means something has gone very wrong. "You can bet we are paying a lot of attention to that pipeline," said Quarterman, the top pipeline regulatory official.

El Paso says it's not known yet whether the third failure is, like the first two, related to defective welds; the company says shifting soil may have cracked the pipe. In a statement, El Paso said it is committed to safety, with an inspection program that "goes well beyond what is required by federal regulations."

This month, another explosion, in rural western Alabama, blew up another gas line that extends into Pennsylvania, without injuring anyone. The national pipeline system's main line of defense against leaks and explosions of this type is "integrity management," a set of rules requiring companies to inspect older pipelines. Before the program went into effect in 2004, once pipelines were in the ground, companies never had to check them again. Since then, companies have found, and repaired, more than 3,200 problems in big interstate transmission lines.

But the program can confer a false promise of safety.

The standards cover only 7 percent of lines, in "high-consequence areas" - a euphemism for densely populated neighborhoods, or malls or schools. And pipeline inspections are usually audits of paper records, but these utility records are sometimes missing or wrong.

In the case of San Bruno, the utility's records didn't show that the pipeline was cobbled together out of short sections of leftover pipe, and had poor-quality steel and dangerous welds, according to a report by the National Transportation Safety Board, which investigates such major accidents. Two audits by the state and PHMSA didn't find these issues, "despite the fact that many of them should have been easy to detect."

The Safety Board concluded that PHMSA's enforcement program has been "weak" and ineffective in supervising state regulators - the same criticism made by federal auditors 32 years ago. As companies have ramped up their pace of pipeline construction in Pennsylvania, the number of government safety inspections has actually gone down. "They are the responsibility of PHMSA, but PHMSA doesn't have the resources," said Metro, Pennsylvania's top pipeline-safety regulator. "They do some inspections, but not a lot." Overall, PHMSA says it has devoted a modest amount of time to inspections in the state in recent years - the equivalent, in 2009, of one inspector working half a year. Last year, inspector workdays fell by half. In addition, the agency said, it spent 216 workdays reviewing records of companies active in Pennsylvania and other states. It couldn't say how much of that time was spent on Pennsylvania pipelines. Critics worry that Pennsylvania's inattention now could lead to disaster later.

"There's nothing but a bunch of bad things that are going to happen in the next 10 or 15 years," said Don Deaver, a former pipeline engineer from Texas who now works as a consultant. "You've had so much of it happening so quickly up there that the regulatory oversight just isn't there to keep up."

Excerpts of article written by By Joseph Tanfani and Craig R. McCoy, published in the Inquirer here:
http://www.philly.com/philly/news/special_packages/inquirer/marcellus-shale/135273768.html
Photo: clarksons.org

Forêts et milieux naturels - les meilleurs amis des rivières

Signez la pétition pour protéger les dernières forêts et milieux naturels qu'il nous reste dans ma région: http://www.sosforet.com/
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Forested and natural areas are quickly disappearing in my neck of the woods (pardon the expression - there are hardly any natural woodlands left in the Montérégie!).

Please sign this petition asking our governement to protect buffer zones around the existing protected areas in Quebec so that a green corridor can connect the dots in the most populated area of the province.

Gaz de schiste - Canada, pays de tous les records

Photo: cougarenergyinc.com

Voici une traduction libre de l'article paru hier dans ProPublica. Il n'y a pas de quoi à être fiers!

Tôt l'année passée, nichés dans les forêts profondes du nord-est de la Colombie-Britannique, des employés de Apache Corp. s'affairent à ce que la compagnie appelle la plus grosse opération de fracturation hydraulique au monde. Le projet a nécessité 259 millions de gallons d'eau et 50,000 tonnes de sable pour fracturer 16 puits de gaz de schiste côte à côte. "C'était presque 4 fois la grosseur de n'importe quel autre projet semblable en Amérique du Nord." se vantait Apache. Le record n'a pas duré longtemps. Avant la fin de l'année, Apache et son partenaire en affaires Encana en ont fait un plus gros pas loin de là.

Puisqu'un débat animé sur la fracturation continue aux États-Unis, il serait instructif de voir comment se passe un boom gazier similaire se déroule chez nos voisins au nord de la frontière. En général, les mêmes thèmes se retrouvent au Canada, car là aussi on cherche un équilibre instable entre les bienfaits économiques et les cas de contaminations d'eau rapportés qui sont venus avec.

Le boom gazier au Canada est différent d'une certaine façon: l’accueil chaleureux des provinces de l'ouest fait aux fracturations à grande échelle nous donne un aperçu de ce qui pourrait se passer ailleurs si les gouvernements se débarrassent de quelques obstacles législatifs au progrès de l'industrie. Même pendant que certains fonctionnaires questionnent la sagesse de le faire, l'Alberta et la Colombie-Britannique se sont fait concurrence pour attirer des investissements en présentant des incitatifs financiers et un encadrement moins sévère. Le résultat? Les forages les plus intensifs jamais vus.

"Il y a définitivement des préoccupations de la part des gens qui habitent dans le nord-est de la C.-B. à cause de l'échelle des développements qui sont déjà considérables et ne sont qu'au stage embryonnaires." dit Ben Parfitt, un analyste avec le Centre Canadien de Politiques Alternatives, un institut de recherche qui fait la promotion d'un environnement durable. "Nous voyons les plus grosses opérations de fracturation au monde."

Les régions plus à l'est du Canada y vont de façon plus prudente. En mars, le Québec a déclaré un moratoire sur le développement du gaz de schiste en attendant des études plus poussées. Des opposants ont descendus dans les rues du Nouveau-Brunswick pour obtenir la même chose.

L'opposition du public et les prix du gaz à la baisse ont ralenti les forages durant la dernière année. Tout de même, la Canadian Association of Petroleum Producers s'attend à ce que la production du schiste et d'autres sources non conventionnelles fasse plus que tripler durant la prochaine décennie.

Le plan agressif de croissance de l'industrie s'est attiré une réponse ambivalente des principaux officiels environnementaux de la nation.

En mars, le ministre adjoint de l'environnement fédéral a envoyé un mémo interne avertissant que plus de travail était requis pour évaluer les risques qui venaient avec les forages pour le gaz de schiste. Le mémo, obtenu par un quotidien d'Ottawa et adressé au Ministre de l'Environnement Peter Kent, disait que l'usage de l'eau et la contamination était à la tête de la liste des préoccupations environnementales, dont la pollution de l'air, les émissions de GES et l'usage de chimiques toxiques inconnus. Kent a ensuite commandé 2 études pour évaluer les impacts des forages de schiste sur la sécurité et l'environnement.

Pourtant, dans une réponse écrite aux questions posées par ProPublica, le ministère de l'environnement a confirmé son engagement à continuer le développement de la filière. "Notre gouvernement croit que le gaz de schiste est une ressource d'importance stratégique qui pourrait fournir plusieurs bienfaits économiques au Canada." disait le communiqué du ministère. Le ministère ajoutait que le gaz fait parti d'un avenir énergétique propre, qu'un environnement sain et une économie vigoureuse vont main dans la main.

La Colombie-Britannique et l'Alberta attirent les foreurs.

Le boom de forage au Canada remonte à la fin des années 1990 quand Encana a commencé à utiliser la fracturation pour extraire le gaz du roc dense dans le nord-est de la Colombie-Britannique.

Encana est la deuxième plus importante compagnie de forage en Amérique du Nord et a aussi commencé à fracturer des formations de charbon à faibles profondeurs, appelé méthane de charbon (coalbed methane), en Alberta au début des années 2000, en utilisant du nitrogène plutôt que de l'eau pour libérer le gaz. Le forage dans les formations de charbon nécessite en général moins de fluides que fracturer le schiste mais se fait beaucoup plus près de l'eau potable. Dans certains cas, Encana et d'autres compagnies ont foré des puits directement dans des aquifères, injectant des fluides de fracturation dans l'eau souterraine propre à la consommation humaine.

Dans le milieu de la dernière décennie, Encana et d'autres opérateurs ont commencé à explorer le nord-est de la Colombie-Britannique dans les réserves de gaz de schiste. Les formations géologiques étaient prometteuses, emprisonnant au moins 200 milliards de pieds cubes de gaz, selon les prévisions de l'industrie. Mais les foreurs devaient rencontrer de terribles défis pour l'atteindre. Pas du tout comme les schistes du Barnett et du Marcellus aux États-Unis, les meilleurs sources de gaz de schiste étaient éloignées de la plupart des marchés et des infrastructures déjà existantes. Les sols détrempés ralentissent le forage au printemps et durant l'été, et la température maximum moyenne tourne autour du zéro degré Fahrenheit en janvier. Afin d'encourager le développement, la C.-B. a voté une série d'incitatifs, dont des redevances moindres pour les forages profonds et des crédits pour la construction des routes et des gazoducs en régions éloignées. Ces changements, ensemble avec les conditions rudes de la région, ont encouragé les compagnies à se concentrer et intensifier leurs opérations en C.-B. afin de réduire les coûts, selon les experts de l'industrie. Le résultat: une série de fracturations brisant tous les records.

Dans une réponse écrite aux questions de ProPublica, Apache dit que son approche réduit les dérangements à la surface. Mais cela augmente aussi les risques de pollution de l'air et de l'eau, dit Bruce Kramer, un expert légal en pétrole et en gaz travaillant chez McGinnis, Lochridge and Kilgore, une firme légale dont les bureaux sont à Texas.

Dans les deux provinces de l'ouest, les autorités régionales responsables pour réglementer les forages ont voté des lois pour permettre encore plus de forages intensifs.

En Alberta, les foreurs peuvent maintenant regrouper leurs puits encore plus près l'un de l'autre et pomper encore plus d'eau des formations de charbon peu profondes pour libérer le gaz plus efficacement. La C.-B. a émis des règlements détaillés l'an passé qui limite où et quand les compagnies peuvent forer et ont officialisé des normes environnementales plus sévères, mais ont aussi donné à la commission Oil and Gas Commission le pouvoir d’exempter les foreurs de presque toutes ces provisions.

La commission a référé une demande de ProPublica à l'organisme en charge de la commission, le Ministère de l'Énergie et des Mines. Dans les réponses écrites aux questions envoyées, le ministère a dit que les nouveaux règlements tiennent compte des préoccupations environnementales autour des activités de forage dans la province. Mentionnant une étude prochaine sur la santé et les nouvelles lois qui obligeront les compagnies de divulguer les chimiques utilisés durant la fracturation, les fonctionnaires disent qu'ils continueront à revoir et réviser les normes lorsque cela s'avérera nécessaire.

Tout de même, les changements des règlements ont fait dire à des protecteurs de l'environnement en Alberta et en Colombie-Britannique qu'ils se demandaient si les fonctionnaires étaient prêts à réagir aux préoccupations grandissantes sur l'usage de l'eau, la contamination et le développement sauvage. "Nous n'avons tout simplement aucune idée de l'importance qu'aura cette question d'une perspective de politique publique." dit Bob Simpson, un membre de l'assemblée législative de la C.-B. et critique. "Nous ne savons vraiment pas ce que nous faisons."

Les problèmes d'eau de Jessica Ernst

Depuis les 5 dernières années, il y a eu plusieurs cas publicisés dans lesquels des résidents de l'Alberta ont dit que les forages gaziers avaient contaminé leur eau. Il n'y a pas de données solides. Le gouvernement ne collige pas et ne suit pas de telles plaintes. Mais dans certains cas, les frustrations des résidents ont été aggravés par l'impression que les régulateurs n'ont pas enquêté correctement leurs plaintes.

En 2005, Jessica Ernst avait remarqué d'étranges choses se passaient avec son eau. La toilette pétillait. Les robinets sifflaient. Des particules noires bloquaient son filtre. Ensuite, elle commença à avoir des irritations cutanées. Ernst avait été une consultante environnementale de longue date pour des compagnies pétrolières et gazières et se demandait si les changements pourraient être reliés avec les forages tout près. Encana avait foré des puits peu profonds à la recherche de méthane dans les formations de charbon près de sa maison en banlieue de Rosebud, à environ 50 milles au nord-est de Calgary. Elle a demandé à l'agence provinciale Alberta Environment and Water qui supervise l'eau souterraine de tester son puits d'eau potable. Quand son puits avait été foré en 1980, les tests avaient confirmé qu'il n'y avait pas de méthane. Les nouveaux tests, par contre, montraient des concentrations élevées de gaz, ainsi qu'un hydrocarbure appelé F2 et deux autres chimiques.

Mais en 2007, une agence de recherche gouvernementale avait conclu qu'il était peu probable que le forage aurait impacté son eau. Le rapport final disait que les chimiques trouvés n'étaient pas typiquement utilisés durant les forages pour le méthane dans le charbon, et que l'un des chimiques trouvés venait probablement d'un tube utilisé pour tester l'eau. Ernst n'était pas satisfaite de la réponse de la province. Le rapport du gouvernement concluait que le méthane dans son puits pourrait être de source naturelle parce que les tests montraient des concentrations de gaz similaires dans des puits avoisinants. Mais les tests ont été fait après que Ernst avait remarqué les changements dans son eau: elle en a conclu que la contamination pourrait s'être propagée.

Le rapport du gouvernement ne tenait pas compte non plus des preuves apportées par l'un de ses propres analystes, un professeur de géochimie à l'université de l'Alberta. Quand Karlis Muehlenbachs avait analysé le gaz dans le puits de Jessica pour Alberta Environment and Water, il avait trouvé de l'éthane, un gaz souvent trouvé avec le méthane, avec une signature indiquant qu'il venait de très profondément sous la terre, sous le puits. Muehlenbachs a dit à ProPublica que la signature de l'éthane indiquait qu'il ne pouvait pas se trouver là naturellement. Il dit qu'il est convaincu que c'est à cause du forage.

Pendant que Jessica cherchait des réponses à ce qui est arrivé à son eau, elle a découvert des preuves de d'autres problèmes reliés aux forages. Elle a trouvé un rapport du Alberta Environment and Water contenant une liste de cas dans lesquels des fracturations de puits peu profonds ont provoqué des fuites de gaz ou de fluides dans des puits gaziers avoisinants, ou qui giclaient dans les airs. Elle a aussi trouvé des dossiers gouvernementaux du gouvernement qui disaient que Encana avait fracturé dans un aquifère qui fournit son puits d'eau potable. "La communauté a servi de rat de laboratoire." dit-elle. "J'ai été traitée comme un rat de laboratoire."

Plus tôt cette année, Jessica a entamé un procès contre Encana, Alberta Environement and Water et le Alberta Energy Resources Conservation Board, le régulateur des forages, prétendant que les forages d'Encana ont été fait avec négligence et que les agences provinciales ont aidé à camoufler les contaminations de la compagnie et ont failli à leur devoir de faire respecter les règlements. Jessica demande environ $33 millions en dommages et retour de profits injustifiés, et se promet qu'elle n'acceptera pas une entente hors cour qui impliquerait une entente confidentielle comme l'on fait les autres. "Quelqu'un doit le faire." dit-elle.

Alan Boras, un porte-parole pour Encana, dit que la compagnie ne fera pas de commentaires sur le cas.

Le comité Energy Resources Conservation Board refuse la demande d'entrevue de ProPublica. Dans les réponses écrites aux questions, le porte-parole Bob Curran dit qu'il ne passera pas de commentaires sur le cas spécifique de Ernst, mais que l'agence a confiance qu'elle a agit correctement. Carrie Sancartier, une porte-parole pour Alberta Environment and Water, ne voulait pas commenter les allégations de Ernst à cause du litige mais dit qu'il n'y a pas eu de cas confirmés de forages de gaz qui ont contaminé des puits d'eau potable dans la province.

Muehlenbachs, dont le travail a été utilisé dans plusieurs enquêtes du gouvernement, dit que cela est tout simplement faux. Il dit qu'il a analysé des milliers de cas de gaz fuyant le long du trou de puits foré (well bore) et connaît au moins une douzaine de cas de contamination d'eau.

L'Alberta a introduit plusieurs mesures pour protéger l'eau des forages à faibles profondeurs. En 2006, une zone tampon a été fixée entre les puits gaziers peu profonds et les puits d'eau potable et exige que les foreurs testent les puits d'eau potable avoisinant avant de forer dans un aquifère. Néanmoins, au mois de janvier passé, en révisant les règlements de forage, le comité Energy Resources Conservation Board a dit que les fracturations à faible profondeur posaient un risque pour l'eau souterraine.

Est-ce que la communication est un risque?

Il n'y a pas eu de rapports de contamination d'eau souterraine associée aux nouveaux forages en Colombie-Britannique.

De plus en plus, par contre, il y a des rapports de ce qu'on appelle "communication", des évènements durant lesquels une fracture s'étend au travers le sol et connecte deux puits gaziers. Ken Paulson, ingénieur en chef de la commission provinciale Oil and Gas Commission, dit que ces évènements ne sont pas un danger de contamination. D'autres experts disent que leur impact principal est de nuire à la production.

Mais les opposants à l'exploitation du gaz de schiste disent que les cas de communication démontrent que les foreurs ne comprennent pas complètement ce qui se passe quand les puits sont fracturés l'un près de l'autre, ce qui augmente le danger de contamination. Anthony Ingraffea, un professeur en ingénierie de l'université de Cornell dit que si une fracture rencontre une faille naturelle, cela pourrait permettre aux contaminants de pénétrer les aquifères.

Des communications se sont produites aux États-Unis également: des régulateurs au Texas, en Oklahoma, au Michigan et en Pennsylvanie ont rapporté de tels évènements aux autorités canadiennes quand ils ont fait la révision du Energy Resources Conservation Board.

Des documents présentés à ProPublica démontrent que les compagnies énergétiques ont rapporté 25 cas de communication en Colombie-Britannique depuis 2009. Les compagnies ne sont pas obligées de rapporter de tels évènements, alors la liste n'est pas complète, dit Paulson. En mai 2010, la commission provinciale Oil and Gas Commission a émis un avertissement quand une compagnie de forage a injecté du sable accidentellement d'une fracturation dans un autre puits qui se faisait foré à 2,000 pieds de là. L'avertissement disait que l'opérateur a contrôlé la hausse de pression qui s'ensuivit à l'intérieur du puits, mais a émis l'avertissement d'un danger potentiel pour la sécurité. Quand une communication se produit, selon Paulson, le plus gros problème est que l'opérateur peut perdre le contrôle de sont puits et provoquer un "blowout".

Préoccupations sur la consommation de l'eau

Pendant que les débats sur les communications continuent, Parfitt et d'autres environnementalistes canadiens ont soulevés d'autres préoccupations plus pressantes sur l'usage de l'eau. La fracturation demande beaucoup d'eau: dans l'une des plus grosses fracturations, Apache et Encana ont utilisé une moyenne de 28 millions de gallons d'eau par puits.

Bien que l'industrie dit qu'elle est responsable de 1% ou moins de l'usage de l'eau en C.-B., les protecteurs de l'environnement disent que cela pourrait ne pas représenter toute la consommation de l'industrie à long terme.

Les foreurs utilisent de l'eau de surface et souterraine. L'accès à l'eau de surface est réglementée par 2 agences qui émettent des licences à long terme ou des permis bon pour un an. Pour la plupart, les compagnies ont choisi d'obtenir des permis car ils exigent moins de supervision réglementaire. La plupart des prélèvements d'eau souterraine ne sont pas règlementés du tout. Les foreurs ont besoin de permis pour forer des puits d'eau, mais il n'y a pas de limite à la quantité d'eau qui peut y être puisée. Ils peuvent aussi acheter de l'eau de d'autres propriétaires de puits, ce qui fait qu'il n'y a pas de moyen de traquer l'usage de l'eau dans son ensemble. "Combien d'eau est vraiment consommée, et encore plus important, combien d'eau prévoit-on utiliser durant les 10-15 prochaines années? À cause des règlements à l'emporte pièce, nous ne pouvons pas répondre à ces questions en ce moment." dit Matt Horne, directeur par intérim du programme des changements climatiques du Pembina Institute, un groupe de réflexion sur l'environnement qui a publié un rapport sur l'usage de l'eau de l'industrie gazière.

L'an passé, dans un rapport qui se concentrait sur l'encadrement de l'eau souterraine de la province, le vérificateur de la province de la C.-B. disait que la province ne protégeait pas assez bien ses aquifères de l'abus et des contaminations potentiels. Les agences n'ont pas les données de base nécessaires pour évaluer les risques, comme le nombre et l'étendue des aquifères de la province, selon le rapport. Le ministère de l'énergie et des mines, dans une réponse écrite aux questions soumises par ProPublica, disait que la province a entamé plusieurs démarches pour améliorer l'encadrement et la surveillance des usages de l'eau, dont un projet de recherche pour étudier les aquifères. L'agence dit qu'elle peut réviser des gros projets de prélèvements d'eau souterraine et que des changements prochainement aux lois sur l'eau de la province légiférera les prélèvements d'eau.

Les foreurs eux-mêmes prennent des mesures pour répondre aux préoccupations sur l'eau. Encana et Apache ont commencé à utiliser des saumures non utilisables pour la consommation ou l'irrigation dans certains de leurs projets. Alan Boras, le porte-parole d'Encana, dit que la compagnie utilise presque exclusivement de l'eau non potable dans la région d'opérations dans le Horn River Basin où l'on a rapporté les plus grosses fracturations.

Les environnementalistes disent apprécier cet effort, mais ajoutent que ces projets sont petits à comparé avec l'usage global de l'industrie en eau.

Le copinage des gouvernements et l'industrie

La réaction du public contre la fracturation est devenue une telle préoccupation pour les foreurs et les gouvernements de l'ouest du Canada que l'an passé, ils ont lancé un projet pour riposter.

En décembre 2010, les gouvernements de la Colombie-Britannique, de l'Alberta et de la Saskatchewan ont signé un mémorandum d'entente pour un plan de partage d'information et établir des normes pour la fracturation hydraulique et l'usage de l'eau. Les provinces ont invité une seule entité non gouvernementale à participer au projet: la Canadian Association of Petroleum Producers. Le mémo, qui a fuit en août et a été publié par le syndicat des travailleurs Alberta Federation of Labour, dit que les provinces et les producteurs pétroliers travailleraient ensemble pour développer des messages clés sur le forage de schiste pour convaincre le public de ne pas avoir peur de la fracturation. "Le projet aidera à démonter que l'extraction du gaz de schiste est viable, sécuritaire et environnementalement durable." disait le mémo. Le mémo mettait le blâme sur des groupes environnementaux pour avoir répandu de l'information trompeuse et agitant l'opposition aux forages. "Les organisations environnementales non gouvernementales encouragent une campagne mal informée sur la fracturation hydraulique et les questions reliées à l'eau en Colombie-Britannique et dans d'autres jurisdictions." disait le mémo. "On peut s'attendre à pire pendant l'expansion du développement du gaz de schiste en Alberta et en Saskatchewan."

Dans un autre mémo, Alberta Environment and Water rapportait que la Canadian Association of Petroleum Producers avait approché la province pour travailler sur une campagne de relations publiques ensemble.

Finalement, il n'y a pas eu de telle campagne.

Janet Annesley, une porte-parole du Canadian Association of Petroleum Producers, dit que le groupe n'a pas voulu se joindre à eux pour faire des relations publiques, mais voulait seulement informer la province de ses projets de publier volontairement ses normes pour les forages de gaz de schiste.

Les critiques voient quand même ce mémo comme une preuve de l'excès de copinage entre le gouvernement et l'industrie.

Bart Johnson, un porte-parole du ministre de l'énergie de l'Alberta dit que les producteurs pétroliers ont suggéré une initiative de relations publiques conjointe mais a laissé tombé. Une telle collaboration, toutefois, n'aurait pas été inappropriée, selon lui. Le gouvernement travaille avec des groupes industriels tout le temps, dit-il, donnant en exemple la campagne avec des groupes en éducation contre l'intimidation à l'école. "Le pétrole et le gaz sont gros en Alberta. Ils alimentent notre économie. En effet, ils alimentent l'économie du Canada." dit Johnson. "N'importe quelle suggestion qui dit que nous ne devrions pas rencontrer l'industrie est ridicule."
Photo: THE CANADIAN PRESS/Jeff McIntosh

"Oh, Canada’s Become a Home for Record Fracking

Early last year, deep in the forests of northern British Columbia, workers for Apache Corp. performed what the company proclaimed was the biggest hydraulic fracturing operation ever. The project used 259 million gallons of water and 50,000 tons of sand to frack 16 gas wells side by side. It was "nearly four times larger than any project of its nature in North America," Apache boasted. The record didn't stand for long. By the end of the year, Apache and its partner, Encana, topped it by half at a neighboring site.

As furious debate over fracking continues in the United States, it is instructive to look at how a similar gas boom is unfolding for our neighbor to the north. To a large extent, the same themes have emerged as Canada struggles to balance the economic benefits drilling has brought with the reports of water contamination and air pollution that have accompanied them.

The Canadian boom has differed in one regard: The western provinces' exuberant embrace of large-scale fracking offers a vision of what could happen elsewhere if governments clear away at least some of the regulatory hurdles to growth. Even as some officials have questioned the wisdom of doing so, Alberta and British Columbia have dueled to draw investment by offering financial incentives and loosening rules. The result has been some of the most intensive drilling anywhere.

"There definitely is concern on the part of people living in northeast B.C. on the scale of developments, which are quite significant already and are only in their infancy,"said Ben Parfitt, an analyst with the Canadian Centre for Policy Alternatives, a research institute that promotes environmental sustainability. "We are seeing some of the largest fracking operations anywhere on earth."

Canada's eastern regions have proceeded more cautiously. In March, Quebec placed a moratorium on shale development pending further study. Protesters have taken to the streets in New Brunswick demanding the same.

Public opposition, coupled with low gas prices, has slowed drilling over the past year. Still, the Canadian Association of Petroleum Producers expects production from shale and other unconventional sources to more than triple in the next decade.

The industry's aggressive plan for growth has drawn an ambivalent response from the nation's top environmental officials.

In March, Canada's deputy minister of the environment sent an internal memo warning that more work was needed to assess the risks from shale gas drilling. The memo, obtained by an Ottawa-based newspaper and addressed to Environment Minister Peter Kent, said water use and contamination top a list of environmental concerns including air pollution, greenhouse gas emissions and the use of unknown toxic chemicals. Kent subsequently ordered two studies looking at the safety and environmental impacts of shale drilling.

Yet, in a written response to questions from ProPublica, the environment ministry affirmed its commitment to continued development. "Our Government believes shale gas is an important strategic resource that could provide numerous economic benefits to Canada," the ministry's statement said. Gas is an important part of a clean energy future, the ministry added, saying that "a healthy environment and a strong economy go hand in hand."

B.C., Alberta Lure Drillers

Canada's current drilling boom dates to the late 1990s, when Encana began using fracking to extract gas from dense rock in northern British Columbia.

The second-largest gas driller in North America, Encana also started fracking shallow coal seams, or coalbed methane, in Alberta in the early 2000s, using nitrogen rather than water to free the gas. Coalbed methane drilling generally requires less fluid than fracking shale but occurs much closer to drinking water. In some cases, Encana and other companies have drilled wells directly into aquifers, injecting fracking fluids into groundwater suitable for drinking.

In the middle of the last decade, Encana and other operators started exploring northern British Columbia's shale gas reserves. The formations were promising, holding at least 200 trillion cubic feet of gas, according to industry estimates. But drillers faced formidable hurdles to get to it. Unlike the Barnett and Marcellus shales in the U.S., Canada's best shale basins are far from most markets and existing infrastructure. Soggy ground slows drilling in the spring and summer, and the average high temperature hovers around zero degrees Fahrenheit in January. To encourage development, British Columbia enacted a series of incentives, including reduced royalties for deep drilling and credits for building roads and pipelines in the remote regions. These changes, combined with the area's severe conditions, spurred companies to concentrate and scale up their operations in British Columbia in an effort to cut costs, industry experts say. The result: a string of record-breaking fracks.

In a written response to questions from ProPublica, Apache said this approach reduces surface disturbance. It also can heighten the risk of air and water pollution, said Bruce Kramer, an expert in oil and gas law with McGinnis, Lochridge and Kilgore, a Texas-based law firm.

In both western provinces, the regional authorities responsible for regulating drilling have passed rules to allow more intensive drilling.

In Alberta, drillers can now pack wells closer together and pump more water out of shallow coal seams to free gas more efficiently. British Columbia issued detailed regulations last year that limit where and when companies can drill and set rigorous environmental standards but also gave its Oil and Gas Commission the authority to exempt drillers from virtually all of these provisions.

The commission referred an inquiry from ProPublica to its parent organization, the Ministry of Energy and Mines. In written responses to questions, the Ministry said the new regulations adequately address environmental concerns over drilling activity in the province. Pointing to an upcoming health study and new rules that compel companies to disclose chemicals used in fracking, officials said they would continue to review and revise standards as necessary.

Still, the regulatory shifts have prompted environmental advocates in Alberta and British Columbia to question whether officials are prepared to cope with rising concerns about water use, contamination and unchecked development. "We just don't have a clue how big this issue is from a public policy perspective,"said Bob Simpson, a member of British Columbia's legislative assembly and an outspoken critic. "We really don't know what we're doing."

Jessica Ernst's Water Problems

Over the last five years, there have been several prominent cases in which Alberta residents have said gas drilling contaminated their water. There are no hard numbers. The government does not track such complaints. But in some instances, residents' frustration has been exacerbated by their sense that regulators have not properly investigated their claims.

In 2005, Jessica Ernst noticed strange things happening to her water. The toilet fizzed. The faucets whistled. Black particles clogged her filter. Then she began getting rashes. Ernst, a longtime environmental consultant for oil and gas companies, wondered whether the changes could be connected to drilling nearby. Encana had been drilling shallow coalbed methane wells near her home outside of Rosebud, about 50 miles northeast of Calgary. She asked Alberta Environment and Water, the agency that oversees groundwater, to test her well. When the well was drilled in 1986, tests showed it had no methane. The new tests, however, showed high levels of the gas, as well as a hydrocarbon called F2 and two other chemicals.

But in 2007, a government research agency concluded it was unlikely that drilling had affected her water. The final report said the chemicals found were not typically used in coalbed methane drilling, and that one had probably come from a plastic tube used to test the water. Ernst wasn't satisfied with the province's response, however. The government's report concluded that the methane in her well might be occurring naturally because tests showed similar levels of gas in nearby wells. But the tests were conducted after Ernst noticed the changes in her water -- she saw the results as an indication that the contamination might be more widespread.

The government's report also ignored evidence provided by one of its own analysts, a professor of geochemistry at the University of Alberta. When Karlis Muehlenbachs analyzed the gas in Ernst's well for Alberta Environment and Water, he found ethane, a gas often found with methane, with a chemical signature indicating that it had come from deep underground, below the depth of the well. Muehlenbachs told ProPublica that the ethane's signature meant that it could not have been there naturally. He said he is convinced that it resulted from drilling.

As Ernst searched for answers to what happened to her water, she unearthed evidence of other problems related to drilling. She found an Alberta Environment and Water report that listed cases in which the fracking of shallow wells resulted in gas or fluid leaking into nearby gas wells or spraying into the air. She also found government gas well records that said Encana had fracked into the aquifer that supplies her water well. "The community was used as a test tube,"she said. "I was used as a test tube."

Earlier this year, Ernst sued Encana, Alberta Environment and Water and the Alberta Energy Resources Conservation Board, which regulates drilling, alleging that Encana's drilling was negligent and that the government agencies had covered up the company's contamination and failed to enforce regulations. Ernst, who is asking for about $33 million Canadian in damages and return of wrongful profits, has vowed she will not accept a settlement that includes a confidentiality agreement, as others have done. "Somebody has to do this,"she said.

Alan Boras, a spokesman for Encana, said the company would not comment on the case.

The Energy Resources Conservation Board denied a request for an interview. In written responses to questions, spokesman Bob Curran said he could not comment on the specifics of Ernst's case, but the agency is confident it has conducted itself appropriately. Carrie Sancartier, a spokeswoman for Alberta Environment and Water, would not comment on Ernst's allegations because of the lawsuit but said there have been no confirmed cases of gas drilling contaminating water wells in the province.

Muehlenbachs, whose work has been used in several government investigations, said that is "simply false." He said he's analyzed thousands of cases of gas leaking up well bores and knows of at least a dozen cases of water contamination.

Alberta has introduced several measures to safeguard water from shallow drilling. In 2006, it established a buffer zone between shallow gas wells and water wells and required drillers to test nearby water wells before drilling into an aquifer. Nevertheless, last January, as part of a review of drilling regulations, the Energy Resources Conservation Board said shallow fracking poses a risk to groundwater.

Is 'Communication' a Risk?

There have been no reports of groundwater contamination related to new drilling in British Columbia.

Increasingly, however, there are reports of something called "communication" -- events in which a fracture travels through the ground and connects two gas wells. Ken Paulson, chief engineer at the province's Oil and Gas Commission, said these events do not pose a contamination risk. Other experts say their principal impact is to undermine production.

But opponents of expanded shale drilling say instances of communication show that drillers lack a full understanding of what happens when wells are fracked closer together, increasing the risk of contamination. Anthony Ingraffea, an engineering professor at Cornell University, said that if a fracture hit a natural fault, it could allow contaminants to enter aquifers.

Communication has occurred in the U.S. as well: Regulators in Texas, Oklahoma, Michigan and Pennsylvania reported such events to Canadian officials as part of the Energy Resources Conservation Board's regulatory review.

Documents provided to ProPublica show that energy companies have reported 25 cases of communication in British Columbia since 2009. Companies are not required to report such events, so the list isn't comprehensive, Paulson said. In May 2010, the province's Oil and Gas Commission issued a warning when a drilling company inadvertently shot sand from one fracking job into another well being drilled more than 2,000 feet away. The advisory said the operator contained the resulting jump in pressure within the well but warned of a "potential safety hazard." When communication occurs, Paulson said, the biggest concern is that an operator could lose control of a well and cause a blowout.

Concerns Over Water Consumption

As the debate over communication continues, Parfitt and other Canadian environmentalists have raised more immediate concerns about water use. Fracking requires lots of water -- on their biggest reported fracking job, Apache and Encana used an average of 28 million gallons of water per well.

While the oil and gas industry says it is responsible for 1 percent or less of British Columbia's overall water use, environmental advocates say that may not reflect the full extent of the industry's consumption or long-term needs.

Drillers use both surface and groundwater. Access to surface water is regulated by two agencies that issue long-term licenses or year-long permits. Overwhelmingly, energy companies have chosen to obtain permits, which require less regulatory review. Most groundwater withdrawals aren't regulated at all. Drillers need permits to sink water wells, but there are no limits on the amount of water that can be taken from them. They can also purchase water from other well owners, so there's no way to track overall use. "How much water is actually being used and, more importantly, how much water is projected to be used over next the 10 to 15 years? Because of the scattershot approach of regulation, this isn't something we can actually answer right now,"said Matt Horne, acting director of the climate change program at the Pembina Institute, an environmental think tank that published a report on the gas industry's water use.

Last year, in a report focusing on province-wide groundwater oversight, British Columbia's auditor general said the province was not adequately protecting aquifers from overuse and potential contamination. Agencies lacked the basic data necessary to assess the risks, such as the number and extent of the province's aquifers, the report said. The Ministry of Energy and Mines, in a written response to questions, said the province is taking several steps to improve oversight of water use, including a research project studying aquifers. The agency said it can review large groundwater withdrawal projects and that pending changes to the province's water law would regulate withdrawals.

Drillers themselves are also moving to address water concerns. Encana and Apache have started using saline water not suitable for drinking or irrigation in some of their projects. Alan Boras, the Encana spokesman, said the company uses non-potable water almost exclusively in its main operating area in the Horn River Basin, where the largest frack jobs were reported.

Environmentalists say they welcome the effort, but caution that these projects are tiny compared to the industry's overall water use.

Governments, Industry Get Cozy

Public backlash to fracking has become such a concern for drillers and provincial governments in western Canada that last year they launched a joint effort to counter it.

In December 2010, the governments of British Columbia, Alberta and Saskatchewan signed a memorandum of understanding laying out a plan to share information and develop standards for hydraulic fracturing and water use. The provinces invited only one non-governmental entity to participate in the project: the Canadian Association of Petroleum Producers. The memo, which was leaked in August and published by the Alberta Federation of Labour, a union group, said the provinces and petroleum producers would work together to develop "key messages" on shale drilling to persuade the public not to fear fracking. "The project will help to demonstrate that shale gas extraction is viable, safe and environmentally sustainable," the memo said. The memo blamed environmental groups for spreading misleading information and stirring opposition to drilling. "Environmental Non-Government organizations (ENGOs) are supporting a ill-informed [sic] campaign on hydraulic fracturing and water related issues in British Columbia and in other jurisdictions," it said. "This is expected to grow as shale gas development expands into Alberta and Saskatchewan."

In a separate memo, Alberta Environment and Water reported that the Canadian Association of Petroleum Producers had approached the province to work on a joint public relations campaign.

Ultimately, no campaign materialized.

Janet Annesley, a spokeswoman for the Canadian Association of Petroleum Producers, said the group hadn't wanted to join forces on PR but was just informing the province of plans to publish voluntary standards for shale gas drilling.

Still, critics saw the memo as proof of an overly cozy relationship between the government and the industry.

Bart Johnson, a spokesman for Alberta's Energy Minister, said the petroleum producers had suggested a joint PR initiative but dropped the request. Such a collaboration, however, would not have been inappropriate, he said. The government works with industry groups all the time, he said, citing a campaign with education groups against bullying in schools. "Oil and gas is huge in Alberta. It fuels our economy. Indeed it fuels the economy of Canada," Johnson said. "Any suggestion that we shouldn't meet with that industry is ridiculous."

Author: Nicholas Kusnetz

Link: http://www.propublica.org/article/oh-canadas-become-a-home-for-record-fracking


Photo: Bernard Brault, La Presse

Gaz de schiste a ses limites

Voici une traduction libre d'un écrivain prolifique qui critique souvent les idées préconçues dans le domaine énergétique. Voici ce qu'il pense des gaz de schiste aux États-Unis, et ses arguments sont tout aussi valables pour les Québécois.

Pas tellement: le gaz de schiste a ses limites.

Si vous vivez aux États-Unis et regardez la télé, c'est presque impossible d'éviter de regarder les publicités payées qui tentent de nous convaincre que le gaz naturel extrait du schiste est à la fois abondant et environnementalement sécuritaire à exploiter. Dans des pubs, il y a tellement de gens heureux qui semblent contents de brûler du gaz naturel qu'il serait difficile de s'imaginer que leurs sourires pourraient se figer prématurément.

Bien que les annonces ne seront probablement pas retirées ou modifiées, les faits émergents vont à l'encontre du ton joyeux de ces commerciaux de l'association Natural Gas Alliance des États-Unis, un consortium de foreurs de gaz de schiste.

Premièrement, il est de plus en plus évident que les données actuelles des puits que la production ne suit pas le modèle de fabrication type décrit dans les pubs. Ce modèle prend pour acquis que les formations de schiste sont uniformes dans leur teneur en gaz, du moins assez semblables pour que le foreur puisse creuser un puits pratiquement n'importe où dans une formation et avoir un puits payant qui pisse le méthane.

Art Berman est un géologue indépendant en produits pétroliers, et avec son collègue Lynn Pittinger a étudié les données réelles. Ils sont convaincus que le modèle de l'industrie est un mythe: "La contraction des régions géographiques exploitées dans des petits secteurs réduit considérablement les réserves commercialement exploitables des régions que nous avons étudiées." Bref, vous ne pouvez pas forer n'importe où. Les foreurs pensaient que les grandes régions prometteuses en rose dans la carte ci-incluse fourniraient du gaz de schiste profitable partout. Il semblerait qu'il y a des endroits très riches, et d'autres qui ne le sont pas du tout. Et les endroits très riches s'avèrent être assez petites à comparé avec la grandeur des formations.

Berman et Pittinger précisent aussi que les taux de production élevés initiaux diminuent en dedans de quelques années, ce qui forcent les foreurs à s'engager dans une course pour simplement remplacer des productions à la baisse et augmenter exponentiellement le nombre de puits ils doivent forer pour pouvoir augmenter la production d'une façon constante. De plus, les 2 auteurs mettent en doute les affirmations que les puits produiraient pendant des décennies, même à des taux très faibles. L'histoire du gaz de schiste jusqu'à date suggère que cela est improbable, au mieux, et certainement pas financièrement avantageux.

Deuxièmement, un reportage dans le quotidien The New York Times intitulé "Insiders Sound an Alarm Amid a Natural Gas Rush" a mis a jour une liste de mémos et de courriels internes de l'industrie et entre fonctionnaires du gouvernement qui admettent que les estimations sur la disponibilité du gaz à extraire du schiste étaient exagérés.

Troisièmement, une autre mauvaise nouvelle est venu d'une évaluation du U.S. Geological Survey (USGS) de la ressource en gaz naturel dans la formation Marcelllus. Cette formation géologique est jusqu'à date la plus vaste de son genre aux États-Unis, se trouvant sous des parties des états de New York, de la Pennsylvanie et de la Virginie Occidentale, en plus de certaines parties de l'Ohio, du Kentucky et du Tennessee. Autrefois, le U.S. Energy Information Administration, la section de statistiques du département de l'énergie U.S. Department of Energy, avait prévu que le Marcellus contenait 410 milliards de pieds cubes de gaz de schiste soit-disant récupérable. (Sans préciser si de telles ressources peuvent être exploitées avantageusement économiquement.) Le rapport du USGS évalue la ressource techniquement récupérable à 84 milliards de pieds cubes, une diminution de 80%. Pour une idée de l'ordre de grandeur, les États-Unis ont consommé environ 24 milliards de pieds cubes de gaz naturel en 2010.

On a souvent entendu dire que les États-Unis comptaient pour 100 ans de gaz naturel au taux de consommation actuel, mais cette affirmation se basait sur une réserve de 410 milliards de pieds cubes dans le Marcellus. Mais est-ce que les foreurs vont cesser d'affirmer qu'on en a encore pour 100 ans?

La quatrième nouvelle ne vient pas de l'industrie elle-même ni d'études de Mère Nature, mais du gouvernement de l'état. Comme je l'ai déjà écrit plus tôt cette année, les nouvelles lois pourraient tiédir la production du gaz de schiste considérablement. Les nouveaux projets de lois de l'état de New York ont exactement cet effet, et à un degré que je ne croyais pas possible. Des bandes riveraines sont maintenant obligatoires autour des sources d'eau potable, et les régions disponibles pour faire des forages à l'intérieur des claims déjà accordés sont diminuées de 40% à 60%. De plus, certaines municipalités utilisent leurs pouvoirs discrétionnaires d'usages de leur territoire pour rendre les forages chez eux pratiquement impossibles.

Il s'ensuit que les foreurs sont furieux, si fâchés que certains songent à abandonner leurs baux pour se concentrer dans les états qui encadrent moins sévèrement leur industrie. New York peut leur dire ses adieux puisque les séquelles coûteuses d'assainir les aquifères et l'eau potable pourraient dans le long terme contrebalancer les gains économiques temporaires venant de la production du gaz naturel.

Finalement, il y a toujours la question du prix. Un contremaître de foreurs que je connais m'a dit qu'il n'y a pas si longtemps, nous pourrions avoir du gaz naturel disponible à plus de $10 le mille pieds cube, mais pas beaucoup sous $4. Le prix importe beaucoup parce que la quantité importante promise par l'industrie exigerait l'exploitation de gisements qui sont dispendieux à développer et donc obligerait des prix plus élevés que ceux d'aujourd'hui.

Je m'attends de recevoir d'autres nouvelles d'ici peu qui détailleront de nouvelles limites aux taux d'exploitation de gaz de schiste. Il est vrai que la croissance de la production de gaz naturel a surpris plusieurs analystes en énergie. Jusqu'à date, il était entendu que la production du gaz naturel conventionnel déclinerait, et que les É.-U. dépendraient de plus en plus d'importations. Mais je pense que le public et les législateurs submergés à tous les jours par la propagande de l'industrie auront d'autres surprises.

Du gaz naturel en abondance? Peut-être. Seulement si le prix est bon. Du gaz naturel à bas prix sur le long terme? Pas tellement.

L'auteur du texte ci-haut, Kurt Cobb, est l'auteur du thriller sur le pic pétrolier "Prelude". Lien: http://preludethenovel.com/ Il est aussi chroniqueur d'un site de nouvelles scientifiques basé à Paris appelé Scitizen. Lien: http://www.scitizen.com/authors/Kurt-Cobb-a-863_s_02cd303b5f9a176c4a2eedcd15000f51.html
Son travail a aussi paru dans Energy Bulletin, The Oil Drum, 321energy, Common Dreams, Le Monde Diplomatique, EV World, ainsi que beaucoup d'autres sites. Il tient un blog appelé Resource Insights. Lien: http://www.resourceinsights.blogspot.com/


"Not so much: Shale gas shows its limitations

If you live in the United States and bother to turn on your television, it's almost impossible to avoid ads telling you that natural gas from shale is both abundant and environmentally safe to develop. In these ads, so many happy people seem to enjoy burning natural gas that it would be difficult to imagine that their smiles might come to a premature end.

Though the ads will probably not be withdrawn or recut, the emerging facts run counter to the gleeful tone of this television commercial produced by America's Natural Gas Alliance, a consortium of shale gas drillers. (For some more samples from other advertisers, click here, here and here.) First, it has become increasingly apparent from actual well data that shale gas is not being harvested according to the much-touted "manufacturing model." This model assumes that shale deposits are basically uniform, or at least uniform enough that a driller could sink a well virtually anywhere in a shale gas deposit and have an economical well blasting out methane.

Independent petroleum geologist Art Berman and his colleague Lynn Pittinger, who studied the actual data, have shown that the manufacturing model is a myth, to wit: "The contraction of extensive geographic play regions into relatively small core areas greatly reduces the commercially recoverable reserves of the plays that we have studied." In short, you can't just drill anywhere. Drillers thought the huge plays highlighted in pink on the map below would yield profitable shale gas everywhere. It turns out that there are sweet spots, and then there are spots that are not sweet at all. And, the sweet spots are turning out to be quite small compared to the size of the deposits.

Berman and Pittinger also point out that initial high flow rates give out within a couple of years, putting drillers on a treadmill merely to replace this declining production and implying geometric increases in the number of wells they must drill to grow production consistently. What's more, the two authors question claims of decades-long flows, albeit at very low rates, from individual wells. The history of shale gas wells to date suggests that this is unlikely, at best, and almost certainly uneconomical.

The second shoe to drop was a piece in The New York Times entitled "Insiders Sound an Alarm Amid a Natural Gas Rush" which cited internal memos and emails from industry and government officials admitting that estimates of the available gas from shale are overblown.

The third piece of damning news came from a recent U.S. Geological Survey (USGS) assessment of the Marcellus Shale natural gas deposits, by far the largest of their kind in the United States spanning vast areas of New York, Pennsylvania, and West Virginia as well as sections of Ohio, Kentucky and Tennessee. Previously, the U.S. Energy Information Administration, the statistical arm of the U.S. Department of Energy, had estimated that the Marcellus Shale contained 410 trillion cubic feet of so-called "technically recoverable shale gas resources." (This says nothing about whether such resources can be economically recovered. See the discussion of natural gas prices below.) The USGS report put the technically recoverable amount at 84 trillion cubic feet, an 80 percent reduction. For reference, the United States consumed about 24 trillion cubic feet of natural gas in 2010.

The often repeated claim that the United States has 100 years of natural gas at current rates of consumption is based to a considerable degree on the 410 trillion cubic feet which the Marcellus Shale supposedly added to U.S. resources. But, don't expect the shale gas drillers to stop advertising the 100 year claim anytime soon.

The fourth piece of news came not from industry insiders or studies of Mother Nature herself, but from state government. As I wrote earlier this year, new regulations could significantly dampen shale gas production. The newly released regulations in New York state do just that and to a degree that even I didn't think possible. Buffers are now required around water resources and have cut down the area available for drilling within existing shale gas leases by 40 and 60 percent. In addition, some municipalities are using their land use regulatory powers to make it all but impossible to drill in their jurisdictions.

As a result drillers are furious, so furious that some are thinking of abandoning their leases to concentrate on drilling in states with more lax regulations. New York may bid them a fond farewell since the legacy costs of cleaning up aquifers and drinking water could in the long run far outweigh the temporary economic gains from natural gas production.

Finally, there is always the question of price. A drilling foreman I know told me not too long ago that we might have quite a bit of natural gas available above $10 per thousand cubic feet, but not very much below $4. Price matters because the huge amount of natural gas promised by the industry would require the exploitation of deposits that are expensive to develop and therefore require prices much higher than today's.

I expect there to be a fifth, sixth and seventh piece of news and so on, detailing new limits on the rate of shale gas extraction. True, the explosive growth of shale gas production certainly caught many energy analysts by surprise. The received wisdom up until recently was that conventional gas production would decline, and the United States would increasingly rely on imports. But, I think the public and policymakers, who are being propagandized daily by the industry, may be in for yet another surprise.

Abundant natural gas? Sort of, but only if the price is right. Cheap natural gas for the long run? Not so much.

Kurt Cobb is the author of the peak-oil-themed thriller, Prelude, and a columnist for the Paris-based science news site Scitizen. His work has also been featured on Energy Bulletin, The Oil Drum, 321energy, Common Dreams, Le Monde Diplomatique, EV World, and many other sites. He maintains a blog called Resource Insights"

Link: http://www.energybulletin.net/stories/2011-10-30/not-so-much-shale-gas-shows-its-limitations

La toile imperméable d'un bassin a pris feu

Photo: fracTracker.org