Quand l'industrie affirme que çà survient rarement, cela est un mythe. C'est un problème chronique bien documenté. Troisième reportage d'une série d'Andrew Nikiforuk dans le quotidien indépendant The Tyee.
L'une des affirmations les plus effrontées répétées par l'industrie du gaz de schiste va comme suit: les pétrolières et les gazières qui ont foré et fracturés un million de puits de gaz et de pétrole ont rarement eu des problèmes.
En d'autres mots, les fuites de fluides de fracturations ou de méthane sont un "phénomène rare".
Mais les données de l'industrie démolissent ces affirmations douteuses dit l'ingénieur de Cornell University Anthonhy Ingraffea. Celui-ci est la principale source d'information pour cette série de reportages, car il a étudié la science non linéaire des fractures de roc depuis 3 décennies.
De plus, des études de l'industrie démontrent clairement que de 5% à 7% de tous les puits pétroliers et gaziers nouvellement forés ont des fuites. En prenant de l'âge, le pourcentage des puits qui ont des fuites peut augmenter jusqu'à de 30% à 50%. Mais les pires fuites se voient dans les puits "déviés", ou les puits forés horizontalement, ceux habituellement fracturés hydrauliquement.
En réalité, des trous de puits qui fuient sont un problème persistant et chronique depuis des décennies. Même un reportage dans la revue Oil Field Review de 2003, publiée par Schlumberger, reconnaissait que depuis les premiers puits gaziers, des migrations incontrôlés d'hydrocarbures vers la surface ont été un défi pour l'industrie pétrolière et gazière.
On monte!
Le méthane, un gaz léger par nature, veut monter. Partout où les foreurs n'ont pas scellé et cimenté correctement les trous de puits dans le roc de schiste profond, le gaz va s'échapper et se déplacer grâce aux fissures dans le roc (les naturelles et celles produites par l'industrie) pour se retrouver dans l'eau souterraine, le fond des cours d'eau, les puits d'eau potable et même dans les sous-sols des maisons.
Le passage du temps peut affecter les fuites également. Les vieux travaux de cimentation qui se désagrègent expliquent en grande partie pourquoi les puits forés par des plate-formes dans le Golfe du Mexique rapportent des taux de fuite qui vont jusqu'à 60% après 16 années de service. Des puits abandonnés (orphelins) peuvent aussi devenir des sources majeures de pollution.
La Norwegian Petroleum Safety Authority rapporte que 18% de ses puits en haute mer ont des problèmes d'intégrité, tandis que l'Australie est affligée de fuites chroniques de ses puits de gaz non conventionnel dans les formations de charbon fracturées.
"Tout se qui prend de l'âge commence à faire défaut." explique Ingraffea. "J'ai 65 ans et j'ai dû me faire remplacer un genou.
Est-ce que l'Alberta fuit beaucoup?
En se fiant sur des rapports de l'industrie adressés aux régulateurs, et non pas sur des vérifications indépendantes, environ 5% des 300,000 puits pétroliers et gaziers de l'Alberta ont des fuites en ce moment. Mais une étude de 2009 faite par les scientifiques de l'Alberta Stephan Bachu et Theresa Watson on découvert que ces "puits déviés" avaient des taux de fuites typiquement à 60% en prenant de l'âge. De plus, les fracturations hydrauliques à grande pression augmentaient le potentiel de former des passages vers d'autres puits, vers l'air libre et vers l'eau souterraine.
Theresa Watson, maintenant un membre du comité de l'Alberta Energy Resources Conservation Board (ERCB), a aussi révélé qu'une augmentation du nombre de puits d'eau potable dans des régions pétrolières et gazières qui sont intensément fracturées pourrait augmenter les chances que le gaz, à cause de la migration dans des zones peu profondes, peut s'accumuler dans les bâtiments.
L'agence régulatrice de l'Alberta ne tient pas encore un registre des puits qui fuient de façon rigoureuse ni transparente mais remarque par contre que dans un rapport sur le terrain de 2011 que des fuites et des migrations de méthane sont routiniers et viennent avec des non respects à fort risque que les compagnies révèlent volontairement à l'agence. En Alberta, l'industrie est toujours une industrie qui se réglemente surtout elle-même.
Des fuites de fluides de fracturations toxiques sont aussi fréquentes parce que seulement 25% à 60% des produits chimiques dilués avec de l'eau utilisés pour faire exploser le schiste ou les formations de charbon sont récupérés.
Dans un rapport de l'EPA des É.-U. de 2004, on y lit que si les fluides de fracturations ont été injectés au-delà d'un point en dehors de la zone de capture du puits, ils ne seront pas récupérés par le pompage de production et, si ils demeurent mobiles, peuvent être disponibles pour migrer vers un aquifère.
Les taux de défaillances des puits de gaz de schiste dans des régions très fragmentées avec de la règlementation transparente est maintenant devenue un problème important. Pendant la course vers le gaz en Pennsylvanie, plus de 75 compagnies ont foré des milliers de puits et fracturé des formations rocheuses partout dans l'état en 2007. À cause du nombre d'accidents, de déversements et de fuites à la hausse, le Department of Energy a commencé à colliger et publier des statistiques disponibles au public.
Ce que 16,017 inspections ont trouvé
En 2012, Ingraffea et ses collègues ont passé au travers des rapports de ces 16,017 inspections qui ont été soumis depuis les 4 dernières années. Ce qu'ils ont trouvé est un taux important et constant de fuites de méthane au site du trou foré ou ce que le jargon de l'industrie appelle "bubbling in the cellar", des bulles dans la cave.
En 2010, 11 des 1,609 puits forés et fracturés ont connu des défaillances et fuient. C'est un taux d'échecs de 6,9%. En 2012, 67 des 1,014 puits avaient des fuites, un taux d'échecs de 7%.
"Nous avons regardés les infractions, pas les commentaires." dit Ingraffea. Souvent, les inspecteurs prenaient note qu'un puits avait des fuites comme une passoire, mais un avis d'infraction étaient en suspens. Comme conséquence, la note de 7% représente une sous-estimation importante des fuites de méthane, dit Ingraffea.
De plus, le taux de 7% inclut seulement les fuites à la tête du puits. Cela n'inclut pas les fuites qui surgissent dans le fond des cours d'eau, dans les puits d'eau potable, dans les étangs qui sont souvent à 2,000 pieds de distance du site de forage, après plusieurs opérations de fracturations.
Çà fait beaucoup de puits qui fuient
En 2009, la compagnie Cabot Oil and Gas avait foré 68 nouveaux puits dans le Marcellus en Pennsylvanie, et le département de protection de l'environnement de l'état (DEP) arrivait à la conclusion que cela avait causé une contamination de grande envergure d'eau souterraine qui a lésé une douzaine de familles dans la ville de Dimock. Des régulateurs de l'état ont servi la compagnie 7 fois des avis d'infraction pour avoir manqué de rapporter des coffrages défectueux, insuffisants ou mal cimentés en dedans des 24 heures ou soumettre un plan de correction en dedans de 30 jours.
Mais ce problème récurrent va seulement s'empirer. L'industrie propose de forer entre 150,000 et 200,000 nouveaux puits afin d'exploiter le schiste du Marcellus en Pennsylvanie, la Virginie Occidentale et New York. Vu les pratiques courantes, cela veut dire qu'il y aura de 10,000 à 20,000 nouveaux puits qui fuiront du méthane dans l'atmosphère ou dans l'eau souterraine, et il y en aura beaucoup plus au cour du temps. "Cela fait beaucoup de puits qui fuient." dit Ingraffea.
Les preuves s'accumulent aussi sur les fluides toxiques utilisés pour les fracturations hydrauliques qui peuvent migrer vers des plans d'eau adjacents. Une étude de 2012 publiée dans le journal scientifique Ground Water prévoyait que les fracturations hydrauliques ouvrent davantage de passages pour les déplacements des fluides autant que pour le méthane. Et une étude récente faite par l'EPA des É.-U. à Pavilion, au Wyoming, a trouvé que des fluides toxiques avaient contaminé des sources d'eau potable locales.
Alors! Est-ce un mythe, ou la réalité, quand l'industrie affirme que les fuites sont rares?
La vérité scientifique est irréfutable dit Ingraffea: "Les migrations fluides venant des puits défectueux est un problème chronique bien connu avec un taux de récurrence que l'on peut prévoir." Des constructions de puits inadéquates et un manque de monitorage demeurent un problème persistant de l'industrie.
Les implications sur la santé sont aussi sérieuses. Les migrations de méthane ou de fluides de fracturations ont contaminé l'eau souterraine de façon répétitive partout en Amérique du Nord, ou ont pollué l'atmosphère avec leur méthane, un gaz à effet de serre très néfaste.
Le prochain reportage, le dernier de la série, sera sur la propreté du gaz naturel.
"Shale Gas: How Often Do Fracked Wells Leak?
When industry says hardly ever, that's a myth. It's a documented, chronic problem. Third in a series.
By Andrew Nikiforuk, Today, TheTyee.ca
One of the boldest claims made by the shale gas industry goes like this: oil and gas companies have drilled and fractured a million oil and gas wells with nary a problem.
In other words fracture fluid or methane leaks are "a rare phenomenon."
But industry data disproves this dubious claim says Cornell University engineer Anthony Ingraffea, the main source for this series, who has studied the non-linear science of rock fractures for three decades.
Moreover industry studies clearly show that five to seven per cent of all new oil and gas wells leak. As wells age, the percentage of leakers can increase to a startling 30 or 50 per cent. But the worst leakers remain "deviated" or horizontal wells commonly used for hydraulic fracturing.
In fact leaking wellbores has been a persistent and chronic problem for decades. Even a 2003 article in Oil Field Review, a publication of Schlumberger, reported that, "Since the earliest gas wells, uncontrolled migration of hydrocarbons to the surface has challenged the oil and gas industry."
Going up
Methane, by its very lightness, wants to go up. Where ever drillers have not properly sealed and cemented wellbores in deep shale rock, the gas will escape and move through rock fractures (existing or industry-made ones) into groundwater, stream beds, water wells and even the basements of houses.
Aging can affect leakage too. Old and decaying cement jobs largely explain why offshore oil wells in the Gulf of Mexico report leakage rates as high as 60 per cent after 16 years of service. Abandoned wells also can become major pollution portals.
The Norwegian Petroleum Safety Authority reports that 18 per cent of its deep offshore oil and gas wells have integrity problems, while Australia struggles with chronic leaks from fractured coal bed methane wells.
"Anything that ages starts to fail," explains Ingraffea. "I'm 65 and I've had a knee replaced."
How much of Alberta is leaking?
Based on industry reports to regulators as opposed to independent audits, about five per cent of Alberta's 300,000 oil and gas wells now leak. But a 2009 study by Alberta scientists Stephan Bachu and Theresa Watson found that so-called "deviated wells" (the same kind right angling used for fracturing shale gas and tight oil formations) typically experienced leakage rates as high as 60 per cent as they age. Moreover "high pressure fracturing" increased the potential to create pathways to other wells, the atmosphere and groundwater.
Theresa Watson, now a member of Alberta's Energy Resources Conservation Board, also disclosed that an increase in the number of water wells in heavily fractured oil and gas fields would increase "the likelihood that gas, due to migration through shallow zones, can accumulate in buildings."
Alberta's energy regulator does not yet keep track of leaking wells in a rigorous or transparent fashion but it does note in a 2011 Field Surveillance Report that leaks and methane migration are routine items of "high risk noncompliance" that companies voluntary disclose to the regulator. In Alberta the industry remains largely self-regulated.
Leaking of toxic fracture fluids is also common because only 25 to 60 per cent of diluted chemicals and water used to blast open shale or coal formations are ever recovered.
In a 2004 report the U.S. Environmental Protection Agency factually noted that "if fracturing fluids have been injected to a point outside of the well's capture zone, they will not be recovered through production pumping and, if mobile, may be available to migrate through an aquifer."
The failure rates of shale gas wells in heavily fractured jurisdictions with transparent regulation has now become a significant issue. During the shale gas rush in Pennsylvania more than 75 companies drilled thousands of wells and fractured rock formations throughout the state in 2007. Due to a rising number of accidents, spills and leaks, the Department of Energy started to compile and publish open public statistics.
What 16,017 inspection reports said
In 2012 Ingraffea and colleagues read through 16,017 inspection reports filed over the last four years. What they found was a significant and steady rate of methane leaks at the wellbore or what is known in industry jargon as "bubbling in the cellar."
In 2010, 111 of 1,609 wells drilled and fracked failed and leaked. That's a 6.9 per cent rate of failure. In 2012, 67 out of 1,014 wells leaked -- a seven per cent rate of failure.
"We looked at violations and not comments," adds Ingraffea. Quite often inspectors would note that a well was leaking like a sieve but that violation was pending. As a consequence the seven per cent figure represents a dramatic underestimate of methane leaks, says Ingraffea.
Moreover, the seven per cent figure only includes leaks at the wellhead. It does not include leaks that sprouted up in stream beds, water wells, or ponds often 2,000 feet away from the well site after steady fracking operations.
'That's a lot of leaking wells'
In 2009, Cabot Oil and Gas drilled 68 new Marcellus wells in Pennsylvania that the state's Department of Environmental Protection concluded resulted in extensive groundwater contamination for nearly a dozen families in the town of Dimock. State regulators cited the company seven times for "Failure to report defective, insufficient or improperly cemented casing within 24 hours or submit plan to correct within 30 days."
But this common problem will only get worse. Industry has proposed between 150,000 to 200,000 new wells to develop the Marcellus Shale in Pennsylvania, West Virginia and New York. Given current practices that means 10,000 to 20,000 new wells leaking methane into the atmosphere or groundwater and many more over their lifetimes. "That's a lot of leaking wells," says Ingraffea.
Evidence is also growing that toxic fluids used for hydraulic fracturing can also migrate into adjacent water bodies. A 2012 study in the journal Ground Water warned that hydraulic fracturing opens more pathways for the movement of both fluids and methane. And a recent study by the US Environmental Protection Agency in Pavilion, Wyoming, found that toxic fluids had contaminated local water supplies.
So what is it, myth or reality, when industry claims that leaks are rare?
The scientific truth is irrefutable says Ingraffea: "Fluid migration from faulty wells is a well-known chronic problem with an expected rate of occurrence." Inadequate well construction and monitoring remains a persistent industry problem.
The health implications are also serious. The migration of methane or fracking fluid has repeatedly contaminated groundwater across North America or polluted the atmosphere with methane, a potent greenhouse gas.
Tomorrow, last in the series: How clean is natural gas? [Tyee] "
Link: http://thetyee.ca/News/2013/01/09/Leaky-Fracked-Wells/
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