Le ménage du printemps

Avec l'arrivée de nouveaux résidents, et sous les pressions des agents d'immeubles et des propriétaires qui veulent vendre leur maison, l'importance d'informer sur la raison de préserver les bords des cours d'eau demande un rafraichissement de la mémoire.

En effet, le réflexe de vouloir une vue de la rivière rend la coupe des arbres et le déblaiement des rives très tentants. Au Québec, la province s'est donné une Politique de Protection afin de préserver une zone tampon le long des cours d'eau afin de protéger la santé de ceux-ci.

Selon l’article 2.2 de la Politique de Protection des rives, du littoral et des plaines inondables du MDDELCC, la rive a un minimum de 10 mètres de largeur lorsque la pente est inférieure à 30% ou lorsque la pente est supérieure à 30% et qu’elle présente un talus de moins de 5 mètres de hauteur. La largeur minimale de la rive est de 15 mètres lorsque la pente est supérieure à 30% ou lorsque la pente est supérieure à 30% et qu’elle présente un talus de plus de 5 mètres de hauteur.

Aussi, selon moi et plusieurs experts en la matière, le bord d'une rivière laissé dans son état naturel inclut des arbres morts: ces arbres morts servent d'abri, de nourriture et de nutriments pour le milieu. Alors c'est pourquoi j'encourage les municipalités et les citoyens à s'informer de leurs obligations et leurs devoirs quand il s'agit de modifier le bord d'un cours d'eau près de chez eux.

Johanne Dion, Richelieu

Lien: http://www.journaldechambly.com/opinion/tribune-libre/2016/3/30/le-menage-du-printemps-.html

Le fracking contamine l'eau souterraine confirme une étude de Stanford

Un puits fracturé en diagonale au-dessus de la zone de protection de l'eau souterraine près de Rosebud, en Alberta, en 2012, photo gracieuseté de Jessica Ernst.


Ma traduction libre d'un reportage d'Andrew Nikiforuk.

Un autre rapport scientifique trouve des preuves des impacts de l'industrie sur la ressource qui appartient au public.

Une autre étude scientifique confirme que la fracturation hydraulique, la technologie controverse qui fait éclater la roche de piètre qualité qui contient des molécules d'hydrocarbures, peut contaminer l'eau souterraine.

"Nous avons, pour la première fois, démontré les impacts sur les sources souterraines d'eau potable (USDW) suite aux fracturations hydrauliques," dit l'étude publiée dans le journal scientifique Environmental Science & Technology.

Des chercheurs de l'université Stanford ont publié leur données après avoir passé au peigne fin des données disponibles au public sur les forages, le fracking et la cimentation de multiples puits gaziers non conventionnels à Pavillion, au Wyoming.

"Vu la haute fréquence d'injections de fluides de stimulation dans des USDW pour maintenir l'extraction du méthane de houille et la fréquence inconnue dans des formations gazières non conventionnelles, il est peu probable que les impacts sur les USDW se limite au champ dans Pavillion, ce qui demanderait d'enquêter ailleurs."

Les scientifiques ont fait correspondre des composés chimiques utilisés durant le fracking à des produits chimiques trouvés dans deux puits de monitorage d'eau souterraine forés par l'EPA des É.-U. en 2008.

Aucune juridiction au Canada n'a encore implanté un plan de puits de monitorage de l'eau souterraine pour suivre la trace des mouvements des contaminants venant des forages pétroliers et gaziers dans l'eau souterraine.

Les chercheurs ont aussi découvert que l'industrie avait fracturé directement dans des nappes aquifères aussi peu profondément que 213 mètres avec des produits chimiques très toxiques, dont le benzène.

De façon routinière, l'industrie affirme que la fracturation hydraulique est sécuritaire parce qu'elle se fait à des milles sous terre.

Mais la fracturation peu profonde de gisements de houille et d'autres formations au Colorado, au Wyoming, en Alabama et en Alberta à partir des années 1980 ont déclenché des poursuites, des protestations de la part du public et des preuves de vastes contaminations d'eau souterraine.

La nouvelle étude a aussi trouvé que différentes compagnies à Pavillion, au Wyoming, utilisent de l'acide et des traitements de fracturations hydrauliques aux mêmes profondeurs que les puits d'eau potable de la région. Des puits d'injections de déchets ont aussi contaminé l'eau souterraine.

"Ceci est une prise de conscience," dit le principal auteur Dominic DiGiulio, du School of Earth, Energy & Environmental Sciences de Stanford dans un communiqué de presse. "C'est parfaitement légal d'injecter des fluides de stimulation dans la ressource d'eau potable souterraine. Ceci pourrait causer des impacts généralisés sur la ressource en eau potable."

"Des décennies d'activités à Pavillion mettent les gens à risque. Ce ne sont pas les meilleurs pratiques pour la plupart des foreurs," dit le co-auteur Rob Jackson, le professeur Michelle et Kevin Douglass Provotial à l'école de Stanford. "Il n'y a pas de règlements qui pourraient arrêter une compagnie de faire cela n'importe où ailleurs," ajoute Jackson.

Depuis ces dernières années, étude après étude ont soulevé des préoccupations sur les impacts de la fracturation hydraulique, qu'elle soit faite près de la surface ou à de très grandes profondeurs, sur l'eau potable, la migration des gaz, des trous de puits mal cimentés et les dangers de séismes.

Au Canada, la fracturation hydraulique a transformé des régions autrefois tranquilles en paysages secoués par des activités de tremblements petits et gros en Alberta et en Colombie-Britannique.

Des chercheurs en séismes Canadiens ont sonné l'alerte cette semaine que la technologie a causé tellement de séismes au-dessus de 3 que "la probabilité de voir des séismes causant des dommages et leurs conséquences potentielles a besoin d'être étudiée de près lors de projets d'opérations de fracturations hydrauliques" dans l'ouest du Canada.

De plus, l'an passé la compagnie Painted Pony Petroleum, un producteur de gaz naturel de la C.-B. a calcul que 130,000 puits pourraient être nécessaires pour extraire le méthane de la formation Montney dans la province à des fins d'exportation de gaz liquéfié. De telles activités pourraient exiger "possiblement deux millions de fracks."

L'industrie contestait les études précédentes

L'étude de Stanford s'ajoute à une multitude d'autres études qui trouvent de façon systématique des problèmes avec la technologie.

Une étude de l'université du Texas en 2014, par exemple, s'est penché sur 100 puits d'eau potable dans la formation de schiste du Barnett hautement fracturée et a trouvé qu'environ 30% des puits à moins de 2,9 kilomètres de sites de forage gaziers avaient une quantité à la hausse d’arsenic et d'autres métaux lourds.

En 2013, une étude de la même université suggérait que des niveaux élevés de strontium, de baryum, de sélénium et de méthanol dans des puits d'eau potable près des puits gaziers pourraient être causés par une variété de facteurs, dont des changements hydro-géo-chimiques à cause de la baisse de la nappe phréatique, ou des accidents industriels comme des coffrages de puits gaziers défectueux.

Après qu'Encana ait acheté et ensuite fracturé plusieurs puits gaziers non conventionnels en 2004 autour de Pavillion, des résidents ont commencé à se plaindre de leur eau potable contaminée qui sentait mauvais.

Les plaintes publiques ont déclenché des années de controverse sur la cause de contamination. Quand les régulateurs de l'état n'ont pas voulu faire d'enquête, l'EPA s'en ait mêlé.

Quand un rapport préliminaire de l'EPA de 2011 suggérait que le fracking à faible profondeur était à blâmer pour la contamination de l'eau souterraine, l'industrie l'a nié.

Encana et les lobbyistes de l'industrie on mis cette étude farouchement au défi et ont éventuellement forcé l'état du Wyoming de prendre l'enquête en main.

Les régulateurs du Wyoming sont arrivé à la conclusion que le fracking n'était pas à blâmer et que la contamination des puits d'eau potable était naturelle. Encana a aidé à financer cette étude avec un don de $1,5 million.

Une critique récente des régulateurs fédéraux a accusé les régulateurs du Wyoming de minimiser les préoccupations pour la santé dans leur études et de faire des affirmations infondées sur la source de contamination.

"En somme, les limitations et incertitudes des données.... suggèrent qu'on a besoin d'une enquête additionnelle pour appuyer les plusieurs conclusions du rapport en rapport aux mouvements de fluides, les sources de gaz et l'intégrité des puits," écrivait l'agence.

Des études scientifiques ont documenté la contamination des nappes aquifères d'eau douce par le fracking ou les produits chimiques du fracking depuis 1984. La fracturation dans les zones d'eau est un problème pour la technologie depuis les années 1950.

Des brevets présentés par l'industrie soulignent que "ce n'est pas rare pendant la fracturation hydraulique que la fracture se prolonge hors la zone d'intérêt de production et continue dans une zone sans intérêt de production, dont des zones contenant de l'eau."

L'industrie a caché de façon répétitive les abus fait à l'eau souterraine en offrant de l'argent aux propriétaires terriens et ensuite leur exiger de signer un accord de confidentialité.


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Fracking Contaminates Groundwater: Stanford Study

Another scientific report finds evidence of industry's impact on public resource.

By Andrew Nikiforuk, published today, TheTyee.ca

Another scientific study has confirmed that fracking, the controversial technology that blasts apart low-grade rocks containing molecules of hydrocarbons, can contaminate groundwater.

"We have, for the first time, demonstrated impact to Underground Sources of Drinking Water (USDW) as a result of hydraulic fracturing," says the study published in the journal Environmental Science & Technology.

Researchers from Stanford University published their findings after combing through publicly available data on the drilling, fracking and cementing of scores of tight gas wells in Pavillion, Wyoming.

"Given the high frequency of injection of stimulation fluids into USDWs to support [coalbed methane] extraction and unknown frequency in tight gas formations, it is unlikely that impact to USDWs is limited to the Pavillion Field, requiring investigation elsewhere."

The scientists matched chemical compounds used in fracking to chemicals found in two groundwater monitoring wells drilled by the U.S. Environmental Protection Agency in 2008.

No jurisdiction in Canada has yet set up long-term groundwater monitoring wells to track the movement of contaminants from oil and gas drilling into groundwater.

The researchers also discovered that industry fracked directly into aquifers at depths as shallow as 213 metres with highly toxic chemicals, including benzene.

The industry routinely contends that fracking is safe because it is occurring miles underground.

But shallow fracking of coal seams and other formations in Colorado, Wyoming, Alabama and Alberta from the 1980s onward has resulted in lawsuits, public protests and evidence of extensive groundwater contamination.

The new study also found that different companies in Pavillion, Wyoming used acid and hydraulic fracturing treatments at the same depths as water wells in the area. Waste disposal pits contaminated groundwater, too.

"This is a wake-up call," said lead author Dominic DiGiulio, a visiting scholar in Stanford's School of Earth, Energy & Environmental Sciences in a press release. "It's perfectly legal to inject stimulation fluids into underground drinking water resources. This may be causing widespread impacts on drinking water resources."

"Decades of activities at Pavillion put people at risk. These are not best practices for most drillers," said co-author Rob Jackson, the Michelle and Kevin Douglas Provostial Professor at the Stanford school. "There are no rules that would stop a company from doing this anywhere else," added Jackson.

In recent years, study after study has raised concerns about the impacts of both deep and shallow hydraulic fracking on drinking water, gas migration, badly cemented wellbores and earthquake hazards.

In Canada, hydraulic fracturing has turned previously quiet areas into landscapes rattled by both small and significant tremor activity in Alberta and British Columbia.

Canadian seismic researchers warned this week that the technology has caused so many tremors above a magnitude of three that "the likelihood of damaging earthquakes and their potential consequences needs to be carefully assessed when planning hydraulic fracturing operations" in Western Canada.

In addition, last year Painted Pony Petroleum, a B.C. natural gas producer, calculated that 130,000 wells might be needed to extract methane from the Montney formation in the province for liquefied natural exports. Such activity would require "two million possible fracs."

Industry challenged past studies

The Stanford study joins a host of other studies consistently finding problems with the technology.

A 2014 University of Texas study, for example, looked at 100 water wells in the heavily fracked Barnett Shale and found that approximately 30 per cent of the wells within 2.9 kilometres of gas drilling sites showed an increased amount of arsenic and other heavy metals.

An earlier 2013 University of Texas study suggested that elevated levels of strontium, barium, selenium and methanol in water wells near gas wells could be due to a variety of factors, including hydro-geochemical changes from lowering of the water table, or industrial accidents such as faulty gas well casings.

After Encana acquired and then fracked scores of tight gas wells in 2004 around Pavillion, residents started to complain about contaminated and foul-smelling drinking water.

The public complaints sparked years of controversy over what caused the contamination. When state regulators declined to investigate, the Environmental Protection Agency got involved.

When a preliminary 2011 EPA report suggested shallow fracking was to blame for groundwater contamination, industry called foul.

Encana and industry lobbyists fiercely challenged that study and eventually forced the state of the Wyoming to take over the investigation.

Wyoming regulators concluded last year that fracking wasn't to blame and the water well contamination was natural. Encana helped to finance that study with a $1.5-million donation.

A recent critique by federal regulators accused Wyoming regulators of minimizing health concerns in their study and making unsubstantiated claims about the source of contamination.

"In summary, the data limitations and uncertainties... suggest a need for additional investigation to provide support for many of the report's conclusions related to fluid movement, gas source and well integrity," the agency wrote.

Scientific studies have documented contamination of freshwater aquifers by fracking or fracking chemicals since 1984. Fracking into water zones has been an issue for the technology since the 1950s.

Patents filed by industry note "it is not uncommon during hydraulic fracturing for the fracture to grow out of the zone of productive interest and proceed into a zone of non-productive interest, including zones containing water."

Industry has repeatedly covered up abuses of groundwater by offering landowners money and then demanding that they sign non-disclosure agreements. [Tyee]

Link: http://www.thetyee.ca/News/2016/03/30/Stanford-Study-Fracking-Groundwater/

Joyeuses Pâques! Happy Easter!

...says the cottontail bunny!

Vivre vert

Je ne suis pas parfaite environnementalement parlant, mais je:

- marche ou prends le transport en commun quand ma destination le permet. Il y a des décennies que je n'ai pas pris l'avion.

- coupe mon gazon avec une tondeuse manuelle mécanique l'été et pelte à la main mon entrée l'hiver.

- entretiens mon jardin avec des outils manuels ou électriques.

- consomme très peu de viande et achète local le plus souvent que possible. Achète la nourriture en quantité qui sera mangée seulement. Je gèle mes restes pour un autre jour. Mes déchets de table vont dans mon composteur.

- utilise mon compost pour nourrir mon potager et mes plate-bandes de fleurs seulement. Je n'utilise pas d'engrais de synthèse ni de pesticides. Je ne prend pas d'eau d'aqueduc pour arroser mon terrain à part mes semis au printemps si je n'ai pas assez d'eau de pluie.

- laisse le soleil entrer dans la maison l'hiver pour m'aider chauffer (solaire passif) et ouvre des fenêtres l'été pour m'aider à me rafraîchir. Je ne surchauffe pas ma maison mais mets plutôt un chandail.

- suis à la retraite après plus de 30 ans sur le marché du travail, et j'use mes vêtements plutôt que de m'acheter du neuf.

- suis convaincue qu'il ne s'agit pas seulement de changer notre façon de faire, mais aussi de vivre plus simplement.

Nouvelle étude sur l'acidification et ses produits chimiques

Nouvelle étude: la toxicité des fluides d'acidification utilisés pour l'exploration pétrolière en Californie soulève des préoccupations de contamination de l'eau et de sécurité publique

Ma traduction libre d'une entrée du site Web ErnstversusEncana.ca

Une étude déterminante sur l'acidification dévoile que les pétrolières utilisent des douzaines de produits chimiques dangereux dans les puits en Californie. Communiqué de presse émis par le Centre for Biological Diversity le 18 mars 2016

Les compagnies pétrolières utilisent des douzaines de produits chimiques extrêmement dangereux pour acidifier des puis en Californie, ce qui soulève des préoccupations de contamination de l'eau et de sécurité publique selon une nouvelle étude publiée dans la revue scientifique Journal of Toxicological and Environmental Chemistry.

L'étude faite par l'université de Los Angeles en Californie, qui est d'une importance nationale parce qu'elle semble être la toute première à examiner la toxicité des produits chimiques d'acidification, découvre que tout près de 200 produits chimiques différents ont été utilisés durant le processus, souvent employé dans des régions urbaines du compté de Los Angeles.

Des chercheurs de l'institut Institute of the Environment and Sustainability du UCLA ont trouvé qu'au moins 28 de ces substances sont classées F produits chimiques dangereux, des carcinogènes, certains aux pouvoirs mutagènes, des produit toxiques pour le système de reproduction et de développement, des perturbateurs endocriniens ou des produits chimiques de toxicité grave et élevée. L'acide fluorhydrique, par exemple, est hautement toxique, et l'exposition à ses émanations ou un contact très court dans sa forme liquide peuvent causer des brûlures sévères.

"Cette étude inquiétante est une prise de conscience pour tous les habitants de la Californie qui habitent près d'un puits de pétrole," dit Hollin Kretzmann, un avocat du Center for Biological Diversity. "L'usage de produits chimiques cancérigènes par l'industrie pétrolière afin d'acidifier près des résidences et des écoles est une menace inacceptable pour la santé publique. Les autorités de l'état ne règlementent pas cette pratique dangereuse et nous avons besoin d'actions robustes pour protéger notre eau et notre air des risques de contamination."

L'acidification est l'un des procédés les plus utilisés pour stimuler les puits pétroliers et gaziers selon le American Petroleum Institute, mais il semblerait que ceci soit la première étude scientifique jamais faite pour examiner de près la toxicité des produits chimiques utilisés durant le procédé. La Californie est le seul état qui exige une divulgation publique des produits chimiques d'acidification, et cette divulgation n'a débuté que récemment.

Les chercheurs ont trouvé plus de 600 cas d'acidification dans le sud et le centre de la Californie entre 2013 et 2015. Les dossiers sur les puits gardés par la Division of Oil, Gas and Geothermal Resources démontrent que plusieurs puits acidifiés en Californie sont à moins de quelques centaines de pieds des résidences. (Combien sont fracturés près des communautés et des résidences au Canada?)

L'étude souligne le fait que les produits chimiques d'acidification comptent pour jusqu'à 18% des fluides utilisés durant ces pratiques. Chaque acidification, disent les chercheurs, peut consommer jusqu'à des centaines de millier de livres de certains de ces produits chimiques. Dans le cas des substances hautement toxiques comme l'acide fluorhydrique, d'importants volumes pourraient menacer la sécurité publique. "Le transport et le stockage de si grandes quantités de HF avant de l'utiliser sont très préoccupants," disent les chercheurs.

Les produits chimiques utilisés durant l'acidification menacent les sources d'eau de plusieurs façons, lit-on dans l'étude. Les eaux usées de l'exploitation pétrolière sont déversées de façon routinière dans des bassins sans toiles d'étanchéité dans Central Valley, et des quantités considérables de ces fluides ont été injectées dans des puits d'injection se trouvant dans des nappes aquifères protégées.

Des déversements accidentels peuvent aussi contaminer l'eau. Durant une période de 5 ans, note l'étude, "423 déversements de surface dans des champs pétroliers et gaziers en Californie ont relâché presque 2,8 millions de gallons d'eaux usées, en moyenne 6,500 gallons par cas."

Le nom et les auteurs de l'étude:

Toxicity of acidization fluids used in California oil exploration by Khadeeja Abdullaha, Timothy Malloya, Michael K. Stenstroma and I. H. (Mel) Suffeta, Received: 19 Nov 2015, Accepted: 26 Feb 2016, Published online: 17 Mar 2016, DOI:10.1080/02772248.2016.1160285, Journal of Toxicological & Environmental Chemistry

Le résumé de l'étude:

Il y a un intérêt considérable du public s'intéressant à la toxicité des produits chimiques utilisés pour la fracturation hydraulique, mais on en sait très peu sur la technique semblable, l'acidification. Peu ou pas de recherche n'a été faite sur les produits chimiques de l'acidification et quels impacts ils pourraient avoir sur les humains et l'environnement. Ce rapport discute des différences entre trois techniques d'acidification (maintenance à l'acide, l'acidification de la matrice, et la fracturation à l'acide) et quantifie les montants de produits chimiques utilisés pour chacune. L'outil utilisé est le Washington State's Quick Chemical Assessment Tool afin d'identifier les toxiques classés F qui sont des carcinogènes, des substances qui causes des mutagènes, des produits toxiques pour le système de reproduction et de développement, des perturbateurs endocriniens, ou des produits chimiques à très haute toxicité.

L'analyse de ces données démontrent qu'il y a eu plus de 600 cas d'acidification dans le sud et le centre urbanisé de la Californie entre avril 2013 et août 2015. Bien que la plupart des produits chimiques de l'acidification sont semblables à ceux de la fracturation hydraulique, ceux employés les plus souvent sont différents. Il y a près de 200 produits chimiques spécifiques utilisés pour l'acidification, et au moins 28 d'entre eux sont dans la classe F des produits chimiques dangereux. Certains sont souvent utilisés dans la gamme des 100 à 1,000 kg par traitement, comme l'acide fluorhydrique, le xylène, le glycol diéthylène et l’éthyle benzène. Près de 90 d'autres produits chimiques additionnels sont identifiés avec des noms non spécifiques comme étant des secrets industriels ou rapportés sans mentionnés les quantités utilisés. Contrairement à la fracturation hydraulique, les concentrations de produits chimiques dans l'acidification sont élevées, variant de 6% à 18%, et les déchets qui en ressortent peuvent être très acides, dans la gamme de pH de 0 à 3. Avec ce rapport, nous espérons que l'acidification fasse partie d'une discussion plus large sur les préoccupations qui viennent avec l'exploration pétrolière et soit évaluée par les autorités appropriées.


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New Study: Toxicity of acidization fluids used in California oil exploration raise water contamination and public-safety concerns
Posted on March 23, 2016 by admin of ErnstversusEncana.ca

Landmark Acidization Study Finds Oil Companies Using Dozens of
Hazardous Chemicals in California Wells Press Release by Centre for Biological Diversity, March 18, 2016

Oil companies use dozens of extremely hazardous chemicals to acidize wells in California, raising water contamination and public-safety concerns, according to a new study in the Journal of Toxicological and Environmental Chemistry.

The University of California-Los Angeles study, which has national significance because it seems to be the first ever to examine the toxicity of acidization chemicals, finds that almost 200 different chemicals have been used in the process, which is frequently employed in urban areas of Los Angeles County.

Researchers at UCLA’s Institute of the Environment and Sustainability found that at least 28 of these substances are F-graded hazardous chemicals — carcinogens, mutagens, reproductive toxins, developmental toxins, endocrine disruptors or high acute toxicity chemicals. Hydrofluoric acid, for example, is acutely toxic, and exposure to fumes or very short-term contact with its liquid form can cause severe burns.

“This disturbing study is a wake-up call to every Californian living near an oil well,” said Hollin Kretzmann, an attorney with the Center for Biological Diversity. “The oil industry’s use of cancer-causing chemicals to acidize near homes and schools is an unacceptable threat to public health. State oil officials don’t regulate this dangerous practice, and we need strong action to protect our water and air from contamination risks.”

Acidizing is one of the most widely used processes for stimulating oil and gas wells, according to the American Petroleum Institute, but this appears to be the first scientific study ever to closely examine the toxicity of chemicals used in the process. California is the only state requiring public disclosure of acidizing chemicals, and that disclosure only began recently.

Researchers found more than 600 instances of acidizing in South and Central California from 2013 to 2015. Well records maintained by the Division of Oil, Gas and Geothermal Resources show that many acidized wells in California are within a few hundred feet of homes. [How many are frac’d near communities and homes in Canada?]

The study notes that acidizing chemicals can make up as much as 18 percent of the fluid used in these procedures. Each acidization, researchers note, can use as much as hundreds of thousands of pounds of some chemicals. In the case of highly toxic substances like hydrofluoric acid, large volumes could threaten public safety. “Transport and storage of such large quantities of HF prior to use are serious concerns,” researchers note.

Chemicals used in acidization threaten water supplies in many ways, the study says. Oil wastewater is routinely dumped into unlined pits in the Central Valley, and considerable quantities of this fluid have been injected into disposal wells operating in protected aquifers.

Spills can also contaminate water. Over a recent five-year period, the study notes, “423 surface spills at oil and gas fields in California released nearly 2.8 million gallons of wastewater, or an average of 6,500 gallons per incident.” [Emphasis added]

Toxicity of acidization fluids used in California oil exploration by Khadeeja Abdullaha, Timothy Malloya, Michael K. Stenstroma and I. H. (Mel) Suffeta, Received: 19 Nov 2015, Accepted: 26 Feb 2016, Published online: 17 Mar 2016, DOI:10.1080/02772248.2016.1160285, Journal of Toxicological & Environmental Chemistry

ABSTRACT
There has been considerable public interest regarding the toxicity of chemicals used in hydraulic fracturing, but little is known about its sister technique, acidizing. Little to no research has been done on what the chemicals of acidization are and what impact they could have on humans and the environment. This paper discusses the differences between three acidizing techniques (acid maintenance, matrix acidization, and acid fracturing) and quantifies the amounts of the chemicals used for each. Washington State’s Quick Chemical Assessment Tool is used to identify F-graded toxins, which are known carcinogens, mutagens, reproductive toxins, developmental toxins, endocrine disruptors, or high acute toxicity chemicals.

The analysis of the present data shows that there have been over 600 instances of acidizing in urbanized Southern and Central California from April 2013 to August 2015. Although most of the chemicals of acidizing are similar to hydraulic fracturing, those used most frequently are different. There are close to 200 specific chemicals used in acidization, with at least 28 of them being F-graded hazardous chemicals. Some are used frequently in the range of 100–1000 kg per treatment, such as hydrofluoric acid, xylene, diethylene glycol, and ethyl benzene. Close to 90 more chemicals are identified using non-specific names as trade secrets or reported with no quantity. Unlike hydraulic fracturing the chemical concentrations in acidizing are high, ranging from 6% to 18%, and the waste returns can be highly acidic, in the range of pH 0–3. With this paper it is hoped that acidization becomes part of the larger discussion on concerns with oil exploration and be evaluated by appropriate authorities.

Link: http://www.ernstversusencana.ca/new-study-toxicity-of-acidization-fluids-used-in-california-oil-exploration-raise-water-contamination-and-public-safety-concerns

La fracturation hydraulique est à blâmer pour l'important déversement de bitume confirme le régulateur

Photo: CNRL

L'incident démontre la fragilité de la coûteuse extraction énergétique


Ma traduction libre d'un reportage d'Andrew Nikiforuk publié dans TheTyee.ca

Trois ans après l'éruption de 10,000 barils de bitume fondu qui ont contaminé la forêt boréale et l'eau souterraine près de Cold Lake, en Alberta, le régulateur énergétique provincial a maintenant jeté le blâme sur la fracturation hydraulique, ou l'injection à haute pression de la vapeur sous terre afin de fracturer la roche mère.

Le blowout de bitume s'est produit entre mai et juin 2013 dans le projet de Canadian Natural Resources Lté à Cold Lake, une opération qui utilise l'injection de la vapeur pour faire fondre le bitume et l'amener à la surface.

Dans ce cas-ci, la pression de la vapeur a fracturé la roche entre différentes formations, permettant au bitume fondu de trouver des fractures naturelles et rejoindre la surface à cinq endroits différents, dont l'un sous un lac.

À certains endroits, le bitume s'est faufilé dans des fissures du sol profonds jusqu'à 159 mètres.

L'évènement, pas le premier du genre comme une enquête du Tyee a révélé, a tué la faune et la flore sauvage et déversé presque 20 barils de bitume par jour dans une fondrière de mousse pendant cinq mois.

Dans un volumineux rapport, l'agence Alberta Energy Regulator est arrivé à la même conclusion que des experts disaient depuis longtemps, que les cinq évènements d'écoulement de bitume "ont été causés par des volumes excessifs de vapeur, grâce à un passage ouvert (trou de puits ou fissure ou fracture naturelle) ou des fracture verticales provoquées hydrauliquement."

Selon le régulateur un groupe d'experts indépendants qui ont aussi examiné le désastre de bitume sont arrivés à la conclusion que la compagnie, un important producteur de bitume, n'a pas bien tenu compte des fissures géologiques et des fractures de la région qu'elle vaporisait.

Ce groupe avance que "l'approche du CNRL ne tenait pas suffisamment compte des impacts de la variabilité géologique" et comment les fractures naturelles pourraient réagir aux augmentations de pression de la vapeur.

Particulièrement, la compagnie n'a pas examiné adéquatement un nouveau risque géologique des sables bitumineux: l'érosion des formations de sel sous les gisements de bitume causée par le déplacement de l'eau souterraine.

Le régulateur financé par l'industrie est arrivé à la conclusion que le "CNRL n'a pas enfreint à aucun règlement en utilisant leur stratégie spécifique en utilisant la vapeur," mais a depuis implanté des exigences réglementaires "désignées pour prévenir ces incidents dans le futur et réduire de façon permanente les volumes de vapeur."

Des opérations fragiles, inefficaces

L'incident, qui a coûté à la compagnie Canadian Natural Resources Lté presque $50 millions pour le nettoyage, met en lumière la fragilité des opérations qui fracturent les formations de bitume avec de la vapeur à haute pression.

Ces projets à haute consommation d'énergie qui souvent consomment plus de trois barils de vapeur pour produire un baril de bitume, maintenant produisent la majorité du bitume canadien destiné à l'exportation. Aux taux actuels du pétrole, de telles opérations ne sont pas rentables.

Environ 80% des gisements de bitume de l'Alberta se trouvent à plus de 75 mètres de profondeur et ne peuvent pas être extraits. La majorité de l'extraction du bitume vient maintenant des opérations à la vapeur qui se servent de la gravité ou des vagues de vapeur pour faire fondre la ressource qui est aussi dure qu'une rondelle de hockey (puck).

Par conséquence, les gisements profonds, recouverts d'une couche de roc, sont réchauffés à une température qui peut aller jusqu'à 300 degrés Celsius avec de la vapeur.

Pendant le processus de vapeur, la couche supérieure de roc agit comme un bouclier primaire mais pas toujours imperméable qui empêche le bitume amolli de se faufiler dans les nappes aquifères, les autres trous de puits de l'industrie et les autres formations géologiques, en même temps que le sous-bois des forêts et les lacs.

Pendant des années, des géo scientifiques ainsi que des rapports annuels de l'industrie ont systématiquement démontré que les technologies utilisées pour vaporiser les gisements profonds ont créé les mêmes genres de problèmes causés par la fracturation hydraulique sur des ressources pétrolières et gazières non conventionnelles partout en Amérique du Nord.

Les deux technologies injectent des fluides à très haute pression (du gaz, de l'eau, de la vapeur ou des hydrocarbures) dans des formations, où la pression qui s'ensuit peut fissurer ou fracturer le roc et les coffrages de puits de façons qu'on ne peut pas prédire. Ces fractures peuvent faire ressurgir des fluides ou des gaz à la surface, contaminer l'eau souterraine ou faire des connections avec d'autres puits qui sont déjà en place.

Partout en Amérique du Nord, la fracturation hydraulique a déclenché des séismes, repoussé des gaz à la surface, s'est connecté à des failles naturelles et des fractures, "communiqué" avec d'autres puits, endommagé des trous de puits avoisinants et contaminé l'eau souterraine.

Le problème incessant pour l'industrie est qu'elle ne peut pas contrôler où iront les fractures et avec quelles failles naturelles elles se lieront.

La production de pétrole lourd du Canada, l'injection de vapeur, a cumulé une longue historique de problèmes, dont la fracturation des sites de forages et d'autres formations, des fuites de vapeur et des blowouts. Fracturer le bitume avec de la vapeur a aussi enclenché la migration de l’arsenic et contaminé l'eau souterraine.

Toujours en attente d'une étude sur la roche de couverture imperméable (caprock)

L'important déversement de bitume de Canadian Natural Resources Lté s'est produit exactement au même endroit où une autre grosse fuite s'est produite en 2009. Le régulateur n'a fait de rapport sur cet évènement qu'un an plus tard.

Le plus récent rapport du régulateur a confirmé que le roc imperméable de couverture (caprock) "est compromis pendant la stimulation de vapeur à haute pression cyclique" du projet de CNRL de Primrose East.

Les pressions des injections et les volumes de vapeur utilisés par le CNRL "soit activent les fractures et les failles existantes" du caprock ou "ont modifié suffisamment l'état de stress pour provoquer des fracturations afin de permettre des relâchements d'émulsions de bitume dans la formation Grand Rapids."

Le bitume a ensuite migré au travers de fractures, fissures naturelles ou des fractures verticales provoquées hydrauliquement vers la surface.

L'injection de vapeur cyclique, qui pompe de la vapeur dans un seul puits pendant des semaines à la fois, ce qui permet à la vapeur de bien tremper et accumuler de la pression sous terre, a connu des problèmes techniques pendant des années.

En 2002, Maurice Dusseault, un géologue pétrolier, a rapporté que l'injection de la vapeur, à cause des hautes pressions, causait "de la fracturation hydraulique hors zone, peut-être en entre-croisant avec des "zones brigands" et l'ouverture de passages de fractures vers l'eau ou la surface."

Pour gérer avec ces risques majeurs géologiques et le caprock menacé, l'agence Energy Resources Conservation Board (maintenant l'Alberta Energy Regulator) avait lancé un projet spécial prénommé Oilsands Caprock Integrity Project il y a sept ans.

À ce moment-là, le site web de l'OCRIP avertissait spécifiquement que "les relâchements non contrôlés de vapeur, de pétrole ou d'eau de formation causés par de la production pétrolière in situ (c'est-à-dire la stimulation cyclique de vapeur et le drainage par gravité grâce à la vapeur) étaient préoccupants pour la ressource et la conservation environnementale."

Mais l'OCRIP n'a pas encore rendu public une analyse promise sur "les dangers géologiques provoqués par l'humain" dans la région, ainsi qu'une banque de données sur les examens d'incidents des opérations à la vapeur qui ont cassé le caprock, la formation rocheuse imperméable qui recouvre les gisements de sables bitumineux. Le site web du projet ne semble plus exister.

Un rapport de 2011 écrit par des employés de Schlumberger, une multinationale qui dessert l'industrie pétrolière et experte du fracking, prévenait que l'injection de vapeur continue peut déformer les formations géologiques de bitume si gravement que cela peut "réduire la force du roc, provoquer des nouvelles fractures ou réactiver des fractures existantes ce qui pourrait mettre à risque l'imperméabilité du caprock."

À son tour, la fracturation du caprock "peut fournir des passages pour le bitume et la vapeur qui peut s'écouler dans des nappes aquifères ou vers la surface causant ainsi des risques importants pour la sécurité et l'environnement," prévient le rapport.

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Hydraulic Fracking to Blame for Big Alberta Bitumen Spill, Regulator Confirms

Incident highlights fragility of high-cost energy extraction.

By Andrew Nikiforuk, published Today, TheTyee.ca

Three years after an eruption of 10,000 barrels of melted bitumen contaminated the boreal forest and groundwater near Cold Lake, Alberta, the provincial energy regulator has now officially blamed hydraulic fracturing, or the pressurized injection of steam into the ground for fracturing nearby rock.

The bitumen blowout occurred sometime between May and June 2013 at Canadian Natural Resources Ltd.'s Cold Lake project, an operation that uses steam injection to melt bitumen and bring it to the surface.

In this case, the pressure from the steam cracked rock between different formations, allowing melted bitumen to find natural fractures and flow to the surface at five different locations, including under a lake.

In some places, the bitumen erupted through fissures in the ground as long as 159 metres deep.

The event, not the first of its kind as an earlier Tyee investigation revealed, killed wildlife and seeped nearly 20 barrels of bitumen a day into muskeg over a five-month period.

In a lengthy report, the Alberta Energy Regulator concluded what experts had suggested all along -- that all five bitumen seeping events "were caused by excessive steam volumes, along with an open conduit (wellbore or natural fracture or fault) or hydraulically induced vertical fractures."

According to the regulator, an independent third party expert panel that also reviewed the bitumen disaster found that the company, a major bitumen producer, had failed to properly account for geological faults and fractures in the region it was steaming.

That panel submitted "that CNRL's approach had insufficiently addressed the impact of geological variability" and how natural fractures would respond to increases in steam pressures.

In particular, the company did not properly address a new geohazard in the tarsands: the erosion of salt formations underneath bitumen deposits by the movement of groundwater.

The industry-funded regulator concluded that "CNRL did not contravene any rules in their use of their specific steaming strategy," but has since implemented regulatory requirements "designed to prevent a further incident and permanently reduce steaming volumes."

Fragile, inefficient operations

The incident, which cost Canadian Natural Resources Ltd. nearly $50 million to clean up, highlights the fragility of operations that fracture bitumen formations with high-pressure steam.

These energy-intensive projects, which often use more than three barrels of steam to produce one barrel of bitumen, now produce the majority of Canada's bitumen for export. At current oil prices, such inefficient operations are losing money.

Approximately 80 per cent of Alberta's bitumen deposits lie deeper than 75 metres and cannot be mined. The majority of bitumen extraction now comes from steaming operations that use gravity or waves of steam to melt a resource as hard as a hockey puck.

As a consequence, the deep deposits, all capped by rock, are currently being heated to as high as 300 C with steam.

During the steaming process, the overlaying caprock acts as a primary but not always impermeable seal that keeps steamed bitumen from seeping into aquifers, industry wellbores and other geological formations, as well as the forest floor and lakes.

For years, geoscientists as well as annual industry progress reports to the Alberta Energy Regulator consistently showed that the technologies used to steam deep deposits have created the same sort of problems now plaguing the hydraulic fracturing of unconventional oil and gas resources across North America.

Both technologies inject highly pressurized fluids (gas, water, steam or hydrocarbons) into formations, where the resulting pressure can crack or fracture overlying rock and well casings in unpredictable ways. These fractures can bring fluids or gases to the surface, contaminate groundwater or connect with other existing wells.

Across North America, hydraulic fracturing has triggered earthquakes, pushed gases to the surface, connected to natural faults and fractures, "communicated" with other wells, damaged nearby wellbores and contaminated groundwater.

The ongoing problem for industry is that it can't control where the fractures will go or what natural faults they might connect with.

In Canada's heavy oil production, the injection of steam has amassed a long case history of problems, including fracturing into well sites and other formations, steam leaks and blowouts. Fracking bitumen with steam has also mobilized arsenic and fouled groundwater.

Still waiting on caprock study

The large Canadian Natural Resources Ltd. bitumen spill occurred exactly at the same place where another major leak occurred in 2009. The regulator did not report on that event until years later.

The new regulator report confirmed that caprock "is being compromised during high pressure cyclic steam stimulation" at CNRL's Primrose East project.

Injection pressures and steam volumes used by CNRL "either activated existing fracturing and faulting" of caprock or "altered the stress state enough to induce fracturing to enable releases of bitumen emulsion into the Grand Rapids Formation."

The bitumen then migrated up through natural fractures, faults, or vertical hydraulically induced fractures to the surface.

Cyclic steam injection, which pumps steam into a single well for weeks at a time allowing the steam to soak and build up pressure underground, has been plagued with technical problems for years.

In 2002, petroleum geologist Maurice Dusseault reported that steam injection due to high pressures caused "hydraulic fracturing out of zone, perhaps intersection with 'thief zones' and the opening of fracture pathways to water or the surface."

To deal with these major geohazards and the threat to caprock, the Energy Resources Conservation Board (now the Alberta Energy Regulator) created a special Oilsands Caprock Integrity Project seven years ago.

At the time, OCRIP's website specifically warned that "uncontrolled releases of steam, oil or formation water caused by in situ oil production (e.g. cyclic steam stimulation and steam-assisted gravity drainage) create concerns for resource and environmental conservation."

But OCRIP has yet to publicly release a promised analysis of "human-induced geological hazards" in the region, as well as an incident review database of steam operations that have broken the caprock. The project's website appears to no longer exist.

A 2011 paper written by employees of Schlumberger, an oil servicing multinational and fracking expert, warned that continuous steam injection can deform a bitumen formation so badly that it can "reduce rock strength, induce new fractures or re-activate existing fractures posing contained risk of containment of breach of caprock."

In turn, the fracturing of caprock "can provide pathways for bitumen and steam to flow to aquifers or to the surface causing significant risk to safety and the environment," warned the paper. [Tyee]

Link: http://thetyee.ca/News/2016/03/23/Fracking-Bitumen-Spill-Alberta/

Nathalie Normandeau arrêtée par l'UPAC tôt ce matin!

She who wanted to frack us back in 2010 has been arrested early this morning.

And top of the morning to you too!!!!

Nos pensées sont avec toi, Odette!

Being an activist

Le fracking "à petite échelle", çà n'existe pas!

Photo: Swarthmore

Couillard est à l’aise avec la fracturation hydraulique «à petite échelle»


Article paru dans Le Devoir du 10 mars 2016 19h44 | Alexandre Robillard - La Presse canadienne à Québec

Le premier ministre Philippe Couillard est à l’aise avec le recours à la fracturation hydraulique dans le cadre du programme d’exploration d’hydrocarbures sur l’île d’Anticosti, a indiqué jeudi son cabinet.

Charles Robert, responsable des relations avec les médias au cabinet du premier ministre, a affirmé que M. Couillard n’a pas d’objection à l’utilisation de cette méthode controversée, à petite échelle, sur l’île du golfe Saint-Laurent.

Cette position contraste avec les déclarations de M. Couillard, en février, quand il s’était engagé à « tout faire » pour empêcher la fracturation hydraulique à Anticosti.

À ce moment, le premier ministre avait clairement laissé planer un doute sur la possibilité que la société Pétrolia obtienne les permis nécessaires pour passer à cette nouvelle étape.

Lors d’une entrevue téléphonique, M. Robert a déclaré que M. Couillard serait mal à l’aise avec un recours à la fracturation hydraulique à grande échelle, avec plus que les trois puits prévus pour l’étape actuelle d’exploration.

« Il a toujours manifesté l’idée que la fracturation à grande échelle sur Anticosti, pour lui, c’est un malaise, ça là-dessus, il n’y a pas d’équivoque », a-t-il dit.

Ces précisions ont été données 24 heures après une rencontre, mercredi, entre M. Couillard et le président de Pétrolia, Alexandre Gagnon, au cabinet du premier ministre.

Lors d’un point de presse, jeudi, le ministre des Ressources naturelles, Pierre Arcand, a répété l’engagement de M. Couillard à respecter le contrat qui associe le gouvernement au programme d’exploration sur Anticosti.

« Je ne pense pas qu’on recule d’aucune façon, a-t-il dit. Le premier ministre maintient ce qu’il a dit, son malaise face à une exploitation à Anticosti. Il l’a répété devant les gens de Pétrolia. »

Au cabinet du ministre, l’attachée de presse Véronique Normandin a précisé qu’avec ses propos, M. Arcand ne faisait clairement pas référence au processus d’exploration.

M. Robert a déclaré que les propos de M. Arcand témoignent de l’intention du gouvernement de respecter les engagements contractuels du gouvernement, qui prévoient trois forages par fracturation hydraulique.

« L’engagement du gouvernement vis-à-vis Pétrolia et Anticosti, c’est d’honorer les ententes contractuelles entre le gouvernement et Pétrolia dans la phase d’exploration, a-t-il dit. C’est l’engagement auquel on se tient et c’est celui qu’on va honorer, et c’est celui de la phase d’exploration. »

Jusqu’ici, Pétrolia n’avait effectué que des sondages stratigraphiques sur l’île d’Anticosti. L’entreprise a déposé en février une demande d’autorisation réglementaire au ministère de l’Environnement pour passer à l’étape suivante du programme d’exploration, qui prévoit la fracturation hydraulique.

Après avoir exprimé son intention de « tout faire » pour empêcher la fracturation hydraulique sur Anticosti, au début de février, M. Couillard avait déclaré que les fonctionnaires, qui doivent évaluer les demandes d’autorisations réglementaires, « feront ce qu’on leur dira ».

Devant ces déclarations, Alexandre Gagnon avait exprimé la crainte que le cheminement administratif de sa demande de certificat d’autorisation soit « vicié » par l’opposition du premier ministre.

Jeudi, le chef caquiste François Legault a affirmé que cette déclaration sur le travail des fonctionnaires pourrait fournir à Pétrolia un motif de poursuite dans le cas où l’entreprise n’obtient pas son certificat d’autorisation environnementale.

« Les fonctionnaires doivent délivrer le certificat, mais ce que je comprends de M. Gagnon, c’est que si jamais il ne l’avait pas, il pourrait peut-être poursuivre M. Couillard pour avoir dit: les fonctionnaires vont faire ce que je vais leur demander de faire », a-t-il dit.

Lors d’un point de presse, jeudi, M. Legault a estimé que M. Couillard n’a eu d’autre choix que d’être prudent lors des échanges avec M. Gagnon.

« Je pense que M. Couillard s’est fait dire par ses conseillers juridiques qu’il était allé trop loin, qu’il était en contravention avec le contrat pour ses déclarations, a-t-il dit. La nouvelle stratégie qu’il adopte, c’est de répéter, comme un perroquet: je vais respecter le contrat, je vais respecter le contrat. Mais il n’y croit pas. »

Le chef péquiste Pierre Karl Péladeau a déclaré jeudi que le contrat qui lie le gouvernement au projet d’exploration sur Anticosti prévoit le recours à la fracturation hydraulique.

Selon M. Péladeau, M. Couillard n’a eu d’autre choix que de nuancer sa position lors de ses échanges avec M. Gagnon, mercredi.

« Il s’est certainement fait entretenir, excusez-moi l’expression, par les avocats du gouvernement qui lui ont dit: ’écoutez, Monsieur le premier ministre, si vous persistez dans cette perspective-là, bien, nous risquons, un, d’une part, évidemment, d’être poursuivis et, dans la poursuite, bien, de pouvoir être condamnés à des dommages exemplaires’. Parce que sa position est tout à fait inacceptable », a dit le chef péquiste.

Lien: http://www.ledevoir.com/environnement/actualites-sur-l-environnement/465230/couillard-est-a-l-aise-avec-la-fracturation-hydraulique-a-petite-echelle

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My translation of above article from the Canadian Press in Quebec:


Couillard is okay with fracking "on a small scale"

Prime Minister Philippe Couillard is comfortable with fracking for the exploration of hydrocarbons on Anticosti Island said his office Thursday (March 10).

Charles Robert, responsible of media relations for the office of the Prime Minister, said that Mr Couillard does not have any objections to use this controversial method on a small scale on the island in the Gulf of the St. Lawrence.

This position is in contrast with Mr Couillard's declarations in February when he promised to do "everything" to stop hydraulic fracturing on Anticosti.

For the moment, the PM had clearly left a doubt of the possibility that Petrolia would obtain the necessary permits to go ahead to this new stage.

During a telephone interview, Mr Robert declared that Mr Couillard would be uncomfortable to use fracking on a large scale with more than the three wells planned for the actual stage of exploration.

"He has always expressed the fact that fracking on a large scale on Anticosti, makes him uneasy. On this, there is no equivocal." he said.

These precisions were out 24 hours after a meeting Wednesday between Mr Couillard and the president of Petrolia Alexandre Gagnon in the PM's office.

During a press briefing Thursday, minister of natural resources Pierre Arcand repeated the promise made by Mr Couillard to respect the contract that ties the government to the exploration program on Anticosti.

"I don't think we are backing out in any way, he said. The prime minister maintains what he said about his uneasiness to exploitation on Anticosti. He repeated it in front of the Petrolia people."

In the minister's office, press agent Véronique Normandin added that with his words, Mr Arcand was clearly not referring to the exploration process.

Mr Robert declared that the words of Mr Arcand reflect of the government's intention to respect the contract the government signed that plans three drilling sites with fracking.

"The commitment of the government towards Petrolia and Anticosti, is to honor the contract engagements between the government and Petrola during the exploration phase, he said. It is a commitment we will keep and honor, and it is regarding the exploration phase."

Up to now, Petrolia had only done stratigraphic surveying on Anticosti Island. The company had presented back in February a request for a regulator authorization from the Environment Ministry to go to the next stage of the exploration program that involves hydraulic fracturing.

After expressing his intention of "doing everything" to prevent fracking on Anticosti, in the beginning of February, Mr Couillard had declared that the civil servants that must assess the requests of regulatory authorizations "will do what they are told".

Hearing this, Alexandre Gagnon had expressed his fear that the administrative progress of his request for an authorization certificate will be "vitiated" by the PM's opposition.

Thursday, the head of the CAQ François Legault said that this declaration about the work of the civil servants could give Petrolia a motive to sue in the eventuality that the company does not receive it's environmental authorization certificate.

"Civil servants must deliver the certificate, but if I understand Mr Gagnon correctly, if ever he did not get it, he could sue Mr Couillard for having said: civil servants will do what I will tell them to do", he said.

At a press briefing Thursday, Mr Legault said that he thinks Mr Couillard does not have any choice but to be very cautious during his meeting with Mr Gagnon.

"I think that Mr Couillard was told by his legal council that he went too far, that he was not respecting the contract with his declarations, he said. The new strategy he is adopting is repeating like a parrot: I will respect the contract, I will respect the contract. But he does not believe it."

The head of the PQ Pierre Karl Péladeau declared Thursday that the contract that ties the government with the exploration project on Anticosti includes the use of hydraulic fracturing.

As per Mr Péladeau, Mr Couillard does not have any other choice but to qualify his position when he talked to Mr Gagnon Wednesday.

"He was surely told by the government lawyers that told him: listen, Mister Prime Minister, if you continue like this, well, we risk, for one certainly, to get sued, and because of this, we could have to pay for exemplary damages. Because his position is simply unacceptable", said the head of the PQ.

Ménage du printemps

Dans la photo, 2 peupliers de Lombardie déjà morts le 30 mai 2011

Sur le bord de la rivière Richelieu devant chez moi, deux évènements se sont réunis pour provoquer la mort de grands arbres qui y poussaient naturellement depuis plusieurs décennies: la maladie qui ravageait les peupliers de Lombardie, et la fameuse crue du printemps 2011.

Le changement du niveau de la rivière causée par l'érosion de l'île centrale qui servait de voie de service à Hydro-Québec et l'érosion des berges de la rive est de la rivière Richelieu ont sonné le glas pour une rangée d'arbres qui avaient pris racine sur la ligne des hautes eaux et que mon voisin avait épargné durant son "ménage" du printemps 1998.

Donc depuis leur agonie durant l'été de 2011 et ce printemps 2016, ces arbres morts ont servi de perchoir de chasse pour les martin-pêcheurs et les hérons durant l'été, de source de nourriture pour les pics en toute saison, et combien de micro-créatures et d'insectes dont l'inventaire ne se fera jamais.

Car pour une raison que je ne comprends toujours pas, les hommes tiennent à faire du ménage du printemps et s'imaginent que la Nature a besoin d'être "nettoyée". Alors après trois jours de délibérations, des employés de la municipalité de Richelieu se sont mis à l'ouvrage aujourd'hui, et ont passé la journée à couper les arbres morts sur le bord de la rivière et à les dépecer.

Est-ce à la demande de nouveaux propriétaires riverains qui veulent profiter de la "vue"? Est-ce suite aux pressions des agents d'immeubles qui veulent faire des belles photos pour écouler bien vite les maisons qui affichent leurs pancartes "À Vendre"?

Que sont devenus mes textes qui militaient pour la protection du bord de la rivière? Que sont devenus les Politiques de protection des rives du Ministère de l'Environnement? Que sont devenues les promesses de Conservation de la Nature qui m'ont assuré que l'échange de terrains et le fait de céder le bord de l'eau à ma municipalité garantissait une meilleure protection pour les zones tampons autour du Refuge faunique Pierre-Étienne Fortin?

Le terrain où se sont fait les coupes d'arbres aujourd'hui appartenait à Conservation de la Nature auparavant, et des pancartes proclamaient que ce terrain était une "Aire naturelle" où toute coupe de végétation était interdite. Qu'arrive-t-il aujourd'hui de cette protection? Des arbres morts, rappelons-le encore une fois, servent d'abri, de nourriture et de nutriments pour leur milieu. Un endroit qualifié de "naturel" doit pouvoir les héberger, même une fois morts.


My some 30 year long battle with my town is resurfacing again. Even before 1985, I objected to the clearing of shrub and trees along the riverside in my municipality. It was done systematically every 2 to 3 years on the strip of land between the street and the Richelieu River. On the other side of the street, residents wanted a clear view, and if the town did not do the cutting, they did.

In 1998 finally came out the Quebec environmental policy on the protection of riverbanks that the government had been planning for at least 2 years. It finally gave me reference points that I could monitor then report to the Environment Ministry. But it was only a policy, not a law, so the document only served as a guideline. Notices of violations were issued. No penalties as far as I can tell. But finally tree cutting and shrub clearing slowed down. The fact that the riverbanks served as buffer strips for the nature preserve in the middle of the river finally was grasped by civil servants and elected officials.

But the temptation is great. New residents move in. Houses come up for sale and agents want nice pictures to sell their wares. Finally, victims of my own success, some trees died, especially in front of my property, mostly because they were Lombardy Poplars that had succumbed to the plague that swept the province.

So men being men, wanting to "clean up" Nature, especially during Spring cleaning, decided that the dead trees, some of them already felled, had to be removed this year. I have pictures of them already dead in 2011. So why remove them 5 years later?

The reasons given are safety and the emerald ash borer. But if the dead tree is already down, why remove it? It is no longer a threat. If the tree is dead for more than 5 years and is not an ash, why think by cutting it down or removing the stump, that would help with the fight against the ash borer?

The riverbank was artificially created when the hydro-electric dam was built during the last century. The soil is very poor and holds very little viable soil. It is mostly broken down shale. So in my eyes, those dead trees are essential to rebuild the structure of the topsoil. In the meantime, they were used as look-outs by herons and kingfishers. I could see 3 kinds of woodpeckers, 2 kinds of nuthatches and brown creepers feed on them, all natural tools to fight the ash borer.

I think it was counter-productive to cut down, cut up and remove those dead trees that had been there for 5 years or more. The steep bank and natural vegetation made the place very seldom visited by people, except maybe by fully geared fishermen who are used to deal with dense vegetation to reach a prized fishing spot anyways.

More than 3 municipal employees spent the whole day cutting, clearing and shredding. And exactly for what reason, pray tell.

Çà pue!

Ce matin, entre 2AM et 3AM, mon avertisseur de fumée installé l'été passé, a lancé un avertissement court qui m'a réveillée. Après avoir constaté qu'il n'y avait pas d'incendie dans la maison, j'ai vu que la lumière rouge de l'avertisseur clignotait rapidement, mais que le rythme ralentissait doucement. Résignée, j'ai retourné me coucher.

Ce matin, vers 8h45, j'avais une course à faire à Saint-Hubert. J'ai constaté qu'il y avait une forte odeur de produits chimiques dans l'air dehors chez moi à Richelieu. J'ai constaté que la même odeur se faisait sentir très fort à Saint-Hubert, et à Chambly également vers 10h30.

Je trouve nulle part sur la Toile un avertissement de smog pour ma région, ni de forte odeur ou d'incident de pollution sur le fil des nouvelles. Je ne peux croire que cette puanteur chimique ne dérange que moi!

Women I admired

Photo: Marie-Ange is standing besides my mother in front of her piano. Note one of the birdcages on the left. I'm sitting on the stool in front.

If by chance somebody would ask me point blank who where my role models, I would have to say Marie-Ange, one of my father's aunts, and Yvette, one of his sisters.

Marie-Ange was the youngest child of her family, and once her brothers and sisters left their home in Montmagny, Marie-Ange stayed at home to take care of her parents. Eventually, with one of her sisters, she opened a millinery shop in one room facing the street. When that sister married, she closed the shop and rented rooms in the family home, providing the meals and clean sheets.

When I knew Marie-Ange, there was only one or two roomers left, but she was glad to take us in for a night or two, making jars of baked beans in her woodstove and an upside-down pineapple cake for us to eat. I remember her two canaries in separate cages singing to each other in the living-room, and how she would sing her sad love songs while playing on her piano.

She was the only one who dared put my father in his place when he talked nonsense, and wasn't shy to do so, pronto. She died of a heart attack, still earning her keep by renting rooms. The Dion home in Montmagny had then to be put up for sale.


Photo: Yvette in the foreground, with a sister and a brother

Then there was Yvette. Yvette was my mother's best friend when she was single and worked to provide for the family, her mother, 3 sisters and small brother. I guess my mother met my father through Yvette.

When I was born, Yvette came to stay with my parents for a week or two at a time. I guess it was to help my mother, since my father was working full time and had nothing to do with changing diapers and stuff.

My mother, Yvette and I as a child would go for long walks by the river. The conversation was often in English, to make my mother practice hers and make me learn a second language while I was still young.

Yvette was a working spinster: she worked for Bell Canada for the longest time, and also worked for Southern Bell in Florida for a while. She never married, and it never occurred to me while she was still alive that she could have been a lesbian. So I will never know. Maybe that is why she had to live in Florida for a while. But she came back to live in my town for many years with whom I assumed was a co-worker, then in Montreal. She is the one that kept the Dion family talking to each other, but when she died, a lot of family members lost touch with one another for good.

Yvette died of cancer: it started with skin cancer, then they found a lump in one breast that she had removed, then had treatments that made her so sick that when they found cancer in the other breast, she refused more treatments and let nature take its course. That, to me, is very telling of her character. She proceeded to give her belongings away to family and friends.

When she died, nobody bothered to tell my mother or myself. One day, my mother showed up at the hospital to visit Yvette, but she had died a few days earlier.