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