Nikiforuk: What’s Missing from Canada’s Academic Fracking Debate? “The Gritty Truth.” Qu’est-ce qui manque dans le débat sur la fracturation hydraulique au Canada?

What’s Missing from Canada’s Fracking Debate? This is a long read. Because the current ‘debate’ leaves out so much by Andrew Nikiforuk, July 2, 2014,

A number of academic papers of varying quality have contributed to the nation’s growing debate about hydraulic fracturing, a form of brute force mining for unconventional hydrocarbons.

The federally funded Council of Canadian Academies, for example, recommended a go-slow approach given the absence of good science on the impacts of hydraulic fracturing as well the lack of effective groundwater monitoring for hydrocarbons in Western Canada.

major paper by University of Waterloo professor Maurice Dusseault then suggested that leaky wellbores, an old and insidious industry liability, is the major issue at hand, and not hydraulic fracturing.

Dusseault’s thorough paper concluded that a substantial tweaking of the rules and regulations could fix a chronic problem: the significant leakage of methane from producing and inactive wells into groundwater and the atmosphere.

Another fracking paper by the University of New Brunswickassumes that fracking imposes no threat to groundwater as long as “best practices” are followed.

The Hydraulic Fracturing Review in Nova Scotia seems to think that good regulations can manage the impacts of this sprawling and intensive mining technology on people, water and the land.

All of these papers share a critical disconnect from the real world, where best practices are ignored; captive regulators turn a blind eye to rule breakers; and government knowingly abuses public water resources with impunity.

Nor have any of these papers seriously reflected the experience of real families and communities impacted by the industrialization and complexity of hydraulic fracturing. (The sprawling industry requires more land, water and energy and yet produces less energy over time than conventional resources. It is the energy equivalent of ocean-bottom trawling.)

Even in Tory-blue Alberta, landowners pointedly refer to fracking operations for shale oil north of Cochrane as “industrial terrorism” due to air pollution, truck traffic and property devaluation of 26 per cent.

So here’s what missing: the academic reports aren’t looking at the cost of cleaning up polluted groundwater; they don’t acknowledge the fact of regulatory capture; they’ve omitted key data about the complexity of fracturing; and they make little mention about the cruel world of gas migration. Let’s take these realities in order:

1. How do you fix polluted groundwater or, even worse, a fracked aquifer?

Most of the papers gloss over the importance of groundwater and the costly problem of cleaning up damaged aquifers. In fact more than 30 per cent of Canadians — nine million citizens — depend on groundwater for their drinking supply.

Groundwater is a precious, finite and irreplaceable resource. About one-third of the globe’s freshwater lies underground. There it may travel for as long as thousands of years before flowing into rivers, lakes, streams and oceans. Due to chronic over-pumping, chemical contamination and climate change, groundwater has become one of the world’s most threatened resources.

Here’s what Environment Canada (citing the excellent work of renowned hydrologist John Cherry) now has to say about groundwater pollution: Chemical contamination “can render groundwater unsuitable for use.” The overall extent of the problem across Canada remains unknown due to poor mapping and non-existent monitoring. There have been dramatic cases of groundwater pollution involving solvents, nitrates, de-icing salt, pesticides and methane. “In many cases, contamination is recognized only after groundwater users have been exposed to potential health risks. The cost of cleaning up contaminated water supplies is usually extremely high,” adds Environment Canada.

And the problem is getting worse due to population growth and “the large and growing number of toxic compounds used in industry and agriculture.” The federal government warns that “more contaminated aquifers will be discovered, new contaminants will be identified, and more contaminated groundwater will be discharged into wetlands, streams and lakes.”

Once an aquifer is contaminated, it may be unusable for weeks, decades, centuries or 10,000 years depending on the contaminant. (Some frack jobs in Alberta consist entirely of diesel fuel.)

Moreover groundwater contamination is an industrial curse that keeps on going. “Several studies have documented the migration of contaminants from disposal or spill sites to nearby lakes and rivers as this groundwater passes through the hydrologic cycle, but the processes are not as yet well understood.” As a consequence Environment Canada says that “preventing contamination in the first place is by far the most practical solution to the problem.” Any progress to date has been “hampered by a serious shortage of groundwater experts and a general lack of knowledge about how groundwater behaves.”

Despite documented cases of groundwater contamination throughout the Western Canadian Sedimentary Basin, no energy regulator has yet constructed a groundwater monitoring system to watch how oil and gas activity is changing the quality of groundwater over time. Not one, says John Cherry, the nation’s top hydrologist.

Despite strong recommendations by the Canadian Council of Ministers of the Environment more than a decade ago that governments do baseline studies on groundwater prior to allowing unconventional hydrocarbon production, Alberta, B.C. and Saskatchewan knowingly refused to link science to energy policy.

Given that governments dependent on hydrocarbon revenue have chosen to neglect groundwater for decades, why would the governments of New Brunswick, Newfoundland, Yukon and Nova Scotia fare any better?

Hydrologist John Cherry puts it this way: “Canadians are international delinquents when it comes to monitoring surface water and clueless when it comes to monitoring groundwater.”

2. How do you prevent regulatory capture?

All the academic papers assume energy regulators will do a grand job, but to date none have. Most are not only captured by industry representatives, but perform incompetently.

The Alberta Energy Regulator is one hundred per cent funded by industry levies. Gerard Protti, a former energy lobbyist and Encana executive, now directs this board. How responsible is it that a former Encana vice president, a firm that pioneered oilsands steam projects and hydraulic fracturing (and fracking controversies in Colorado, Michigan, Texas, Wyoming and Alberta) now oversees the regulation of hydraulic fracturing and oil sands in Alberta?

Because oil and gas advertising largely dominate Alberta’s media outlets, the local press rarely mentions this blatant conflict of interest. It is perhaps appropriate that recent changes to energy regulation in Alberta also removed the words “public interest” from the board’s mandate.

Now the most conservative landowners in North America routinely describe the board as conflicted, dysfunctional and unresponsive.

A former lobbyist from the Canadian Association of Petroleum Producers also set up B.C.’s Oil and Gas Commission. It, too, is also entirely funded by industry. In British Columbia’s Peace River Country landowners and First Nations refer to the OGC as “a facilitator.”

Nevertheless, Canadian academic papers suggest that Eastern Canada should “follow the industry model in Alberta” and that “it is a relatively straightforward task to establish good monitoring and regulatory practices.” But when dealing with Big Oil nothing could be further from the truth.

Also Alberta’s rules and their enforcement remain substandard. The regulator, for example, requires a risk assessment when a company does a fracture job within 100 metres of an aquifer. That’s not best practice and not even prudent practice. University of Durham researcher Richard Davies, a world expert on the subject (his studies were not cited in the CCA report), recommends a minimum 600 metre buffer “to prevent unintentional penetration of shallow rock strata.”

The province has also failed to map groundwater in a timely fashion. It has no competent methane investigation program, and it has failed to set up anything close to a responsible groundwater monitoring regime in either the oilsands or conventional gas fields. The same board now oversees water permits to the industry — another conflict of interest — and has consistently failed to regulate the growth of tailing pond wastewaters in the oilsands, a $20-billion liability for taxpayers. If that’s a good model of accountability, then eastern Canadians can expect little mercy for their water resources.

Captured energy regulators are the norm on the continent. In 2010 a public watchdog described the Railroad Commission of Texas, arguably the most important oil and gas regulator in the United States, as conflicted and reactive. Governed by three statewide elected commissioners whose campaigns are increasingly funded by oil and gas companies, the report fretted about TRC’s perceived bias. Moreover the TRC has been dogged by “inadequate enforcement efforts.” In 2012 TRC performed 118,000 inspections and found 55,000 violations. Incredibly, the agency issued only 217 penalties worth a paltry $1.9 million in fines to oil and gas operators.

When hydraulic fracturing operations caused earthquakes in both the Eagle Ford and Barnett Shale, the TRC pretended there was no connection with oil and gas activity. Glaring scientific evidence and the wrath of landowners finally forced them to hire a seismologist in 2014. Presented with uncomfortable evidence that methane from the Barnett Shale was migrating and contaminating aquifers, the commission ignored the evidence. It said the methane was naturally occurring.

In such a debased regulatory environment best practices mean nothing. A recent U.S. study looked at how 24 fracking companies scored against “32 indicators related to management of toxic chemicals, water and waste, air emissions, community impacts, and governance.” The companies included Encana, Talisman, Devon, Conoco Philips, Exxon and Apache. None passed. The highest grade was 14. The majority of the companies scored less than 10 out of 32.

That would come as no surprise to the Fort Nelson First Nation, which owns most of the land being fracked in northern B.C.

At a recent Munk Centre Program on Water Issues conference on hydraulic fracturing, Rod Visser, who works for the nation, outlined how companies repeatedly showed little understanding for First Nation’s concerns about water, culture, land or treaty rights.

Encana, for example, recently fought for a major water withdrawal (3 million cubic metres a year) from the Fort Nelson River against the wishes of the local community.

“They were the most difficult corporate group to deal with bar none,” said Visser.

Last April the Fort Nelson First Nation issued an LNG declaration that honestly reveals the difficult state of affairs in fracking country:

“For over five years now, we have been trying to work out a relationship with B.C. and have had little to no success; we have had a particularly difficult time with the Oil and Gas Commission.”

3. How do you control a non-linear process?

The Canadian academic papers generally assume that leaky wellbores are more likely the cause of extensive groundwater contamination in shale gas regions than pathways created by hydraulic fracturing. But no one has done the research yet.

In reality the evidence suggests that there are two serious engineering problems: uncontrolled well leakage due to industry and regulatory inaction and the uncontrolled creation of new pathways between man-made and natural fractures leading to methane seepage to the surface.

Shattering rock under stress with high-pressured fluids is not an exact science. Fractures frequently zip out of the target zone into other formations where they can connect to existing faults and natural fractures. Industry experts define the process as “non-linear” and often describe it as unpredictable. In 2005 the Oilfield Review noted that “[g]eologic discontinuities such as fractures and faults can dominate fracture geometry in a way that makes predicting hydraulic fracture behavior difficult.” The same paper added, “All hydraulic fracture models fail to predict fracture behavior precisely, and in many cases, models fail completely, largely because of incorrect information and assumptions used in the models.” A 2012 paper by the American Association of Petroleum Geologists emphasized these truths by concluding the process of hydraulic fracturing doesn’t make neat definable cracks in rock but rather produces “a complex, damaged fracture network.”

In the United States, shale formation fractures have travelled 588 metres in height. In offshore wells, fractures have extended 1106 metres. The fracturing of shallow coal seams (an issue these academic papers avoid with a peculiar blindness) has resulted in uncontrolled fractures into fresh groundwater in New Mexico, Alabama, Colorado and Alberta.

Fracking out-of-zone is a big issue for industry and one that the Canadian academic studies inexplicably ignore. In the Bakken formation in North Dakota the problem is particularly acute. There “the propagation of hydraulic fracturing outside the thin production zone and into the adjacent carbonate aquifers may result in increasing water co-production and reduction in well profitability.” Instances of “unexpected production of significant amounts of water” following frack jobs are even more common in the Canadian part of the Bakken.

In Norway one offshore frack job travelled 900 metres through Cenozoic rock and came to the surface.

Throughout North America the oil and gas industry routinely fractures into other wellbores. In simple terms the growing number of horizontal, multi-stage hydraulic fracture wells are now colliding with existing (and leaky) infrastructure on the landscape and pose a high risk to groundwater. In the last couple of years there have been 30 “frack hits” or “communication events” in B.C. and more than 20 reported frack hits in Alberta. Some frack hits travelled 2400 metres through pre-existing fractures.

In most cases the incidents spewed thousands of gallons of frack fluids and water onto the surface. When industry fractures into other wellbores and breaks cement seals, it is likely contaminating groundwater and breaching into local water wells too.

Energy/Wire recently reported that nearly 30 per cent of the wellbores in the Montney formation that are less than 500 metres apart now experience fracking hits. The U.S. oil company Denbury Resources recently reported to the U.S. Environmental Protection Agency, “as well density increases, it becomes increasingly probable that wells will communicate either through previously created fractures or through adjacent wellbores and then into previously created fractures.”

Next comes several damning cases involving the injection of hazardous fluids (including steam, acids and dirty water) into the ground. The evidence shows that they have a bad habit of moving along natural fractures and in unexpected ways. In northern Alberta pressurized steam injections to melt bitumen have repeatedly connected to fractures or old wells and erupted to surface. In the Cold Lake region they have also contaminated groundwater and mobilized arsenic.

In Edmonton the oil and gas industry disposes of acid gas collected from the Redwater oilfield by blasting it, much like hydraulic fracturing fluid, deep into the ground. But this toxic gas is on the move: “After 13 years of injection, [carbon dioxide] has been detected at an offset producing well at 3,625 m distance in the same gas pool.” In southern Alberta at the Retlaw-Mannville gas pool, sour gas travelled over two kilometres from an injection well to a gas producing well in less than nine months. A federal report noted: “Several acid gas injection operations in Alberta have experienced unique reservoir behavior such as pressuring or acid gas breakthrough at offsetting wells.” And an acid injection site in Edson, Alberta is likely involved in the widespread contamination of drinking water wells with sulfolane, a chemical used to scrub down sour gas.

At 62 facilities in Florida, three gigatons of wastewater injected into deep formations 1,000 metres below the surface was supposed to stay put. It didn’t: the dirty water migrated and contaminated drinking water.

None of this critical scientific data on the hazards of fluid and gas migration were addressed in any of the Canadian academic studies.

4. What about shallow formations and the case of Jessica Ernst?

All of the academic reports assume that industry only fracks deep shales, 2,000 metres or more below the ground. Most scientists suspect the fracking fluids should stay there and not affect groundwater. And they may be right.

But industry has fractured shallow formations and lots of intermediate formations. And in some places it is fracking deep formations below heavily fracked intermediate zones or previously fracked shallow zones. The CCA report, for example, avoided this uncomfortable reality: industry is now fracturing shallow shales and coal formations with high pressures and massive fluid volumes with vertical wells.

Quebec’s Utica formation consists of shallow- to medium-depth shale gas and experimental test wells are already leaking methane. In Manitoba the government may allow industry to frack shales as shallow as 100 metres. In Saskatchewan industry wants to target “shallow, biogenic tight-shale” at depths of 300 to 700 metres. And in Nova Scotia the industry has fracked coal seams that are only 540 metres deep.

In Alberta industry has already carpet-bombed a coal formation (the Horseshoe Canyon) with 16,000 wells. The formation is 400 metres deep and often crops to the surface and contains drinking water. Manitoba researcher Dennis LeNeveu has noted that “fractures from CBM, typically less than 20 m in length, can penetrate through the protective shale layers into the aquifers. Induced fractures from horizontal wells can be over 100 m. The injection of fracturing fluids generates pressure waves that can open existing fractures in rock and damage well cement liners beyond the extent of the injected fluids.” Since the government allowed this science experiment, extensive contamination of groundwater wells with methane and nitrogen (a fracking ingredient) has been found.

The Jessica Ernst case remains the grand elephant in the room. The veteran oil patch consultant has documented extensive groundwater contamination and can even set her own well water on fire. Her case, the subject of a major lawsuit, presents more evidence that industry knowingly fractured coal seams about 100 metres in depth nearly a decade ago in rural central Alberta. In fact public data shows the industry fractured coal seams with 62 gas wells less than 200 metres below the surface and 11 wells less than 175 metres and another 133 wells above the so-called Baseline of Groundwater Protection at Rosebud, Alberta alone.

Gas wells in other Alberta communities have also been fracked above the base of groundwater protection. As a result, contaminants found in drinking water supplies in central Alberta included methane, ethane, butane, hydrogen sulfide, hexavalent chromium, arsenic and man-made petroleum distillates such as diesel and kerosene.

And how did regulators respond? They withheld data or told landowners that the contamination was natural. If Ernst lived in a jurisdiction with model regulations, best practices and judicious regulators, why would she have to exhaust her life savings and spend seven years suing the responsible authorities to make them accountable for their actions? And why have the academics ignored this case along with the damning public evidence on fracturing of shallow coal beds?

The answer is simple: it provides uncomfortable evidence that hydraulic fracturing imposes real risks to groundwater, property values, land integrity and political accountability.

So what’s missing from the academic debate is really the gritty truth. In the real world regulators fail to regulate. In the base world governments fail to protect groundwater. In the human realm accidents happen. In the corporate world best practices get talked not walked. And in the messy political world, the globe’s most powerful industry buys public opinion and openly undermines the integrity of government. [Emphasis added]

[Refer also to:

Industry Fuming because Study Finds Newer and Unconventional Gas Wells Leak Methane More than Older and Conventional Wells; Problem Could be Nation-wide Putting Aquifers and Families at Risk

FrackingCanada The science is deafening Industry’s Gas Migration:

In 2004, Encana fractured directly into the drinking water aquifers at Rosebud: “The top perforation was stimulated with 3,000 m3 [3,000,000 litres] of nitrogen (at standard temperature and pressure) at a rate of 500 m3/min [500,000 litres/min] for six minutes. The top set of perforations in this CBM well (125.5 to 126.4 mKb) was in the Weaver coal zone, the same as many of the local water wells….”155

There were six perforations into the fresh water aquifer and 18 more below them. Water wells in the community started to go bad and EnCana retained Hydrogeological Consultants Ltd. (HCL) to investigate. HCL is the same company that did the regional groundwater assessments for 45 Alberta counties and municipal districts, including Wheatland County in 2003 (Refer also to Page 23). Testing of the gas from the aquifer in 2004 showed high concentrations of methane and nitrogen. Nitrogen
was as high as 30% in the gas in the first water well that went bad.156
A publicly available gas analysis on the Encana CBM well that frac’d the aquifer shows it contained 29.65% nitrogen even after it was
flowed for months.157 HCL admitted in their report that “there is an elevated concentration of nitrogen in the gas from the aquifer” but dismissed it by:

1) Ignoring Encana’s data from the gas well with 29.65% nitrogen, and instead using data from gas wells up to 27 kilometres away that had 4.1, 3.9 and 2.9% nitrogen and concluding: “the
concentration of nitrogen in gas in the groundwater pumped from the…water wells is elevated above the concentration of nitrogen in gas from gas wells in the area;”
2) Using expectations instead of the data: “there is no reason to expect any significant nitrogen remained…;” and
3) Stating “the concentration of nitrogen in the gas from the…water wells is similar to the nitrogen concentration of a gas sample from a domestic water well…southwest of Calmar” (a town near
Edmonton, about 300 kilometres away; refer also to #7).158

The Alberta Research Council dismissed the high nitrogen levels in the Signer and Lauridsen wells at Rosebud by also ignoring Encana’s data from the gas well with 29.65% nitrogen and claiming:

1) the water wells might be breathing wells;
2) there might be an “aquifer connection to the atmosphere at some distant point;” and
3) “[n]itrogen concentrations in energy wells are less than 15%.”

Regulator tests in 2007 on the Ernst well showed 881,000 ppmv methane, 26.70 ppmv ethane and 137,000 ppmv nitrogen in free gas collected, and 24.3 mg/l methane, 0.021 mg/l ethane and 12.3 mg/l
nitrogen dissolved in the water. Canadian Drinking Water Guidelines are 10 mg/l total nitrogen.159

May 7, 2014: ANOTHER COVER UP? Alberta Government had report of sulfolane leak and excedance since 2009, no fines or punishments against company levied, watchdog did not tell residents

May 3, 2014: Alberta Government, regulators, health agency and company silent for years as groundwater contamination spreads and families poisoned ]

Qu’est-ce qui manque dans le débat sur la fracturation hydraulique au Canada? Translation by Amie du Richelieu, July 4, 2014

Cet article est long à lire parce que le “débat” actuel passe à côté de trop de choses.

Un bon nombre de rapports académiques de qualités diverses ont contribué au débat de plus en plus présent sur la fracturation hydraulique dans notre pays. La fracturation hydraulique, une méthode minière de force brutale pour extraire les hydrocarbures non conventionnels.

Par exemple, le Conseil des académies canadiennes, financé par le fédéral, recommande une approche d’aller de l’avant mais en douceur, vu l’absence de science valable sur les impacts de la fracturation hydraulique, ainsi que le manque de monitorage efficace de l’eau souterraine pour surveiller les hydrocarbures dans l’ouest du Canada.

Une thèse importante du professeur Maurice Dusseault de l’université de Waterloo suggère que les puits qui fuient, une vieille responsabilité insidieuse de l’industrie, est le problème le plus criant en ce moment, et non pas la fracturation hydraulique.

La thèse approfondie de Dusseault arrive à la conclusion que des changements importants aux règlements et aux règles pourraient être la solution pour résoudre un problème chronique: les fuites importantes de méthane des puits en production et inactifs dans l’eau souterraine et dans l’atmosphère.

Une autre thèse faite par l’université du Nouveau-Brunswick prend pour acquis que la fracturation hydraulique n’est pas une menace pour l’eau souterraine si les “meilleurs pratiques” sont respectées.

L’évaluation “Hydraulic Fracturing Review” de la Nouvelle-Écosse semble penser que des bonnes règlementations peuvent gérer les impacts de cette technologie minière intensive, en pleine expansion, sur les gens, l’eau et les sols.

Tous ces ouvrages partagent la même déconnexion critique du vrai monde, où les meilleurs pratiques sont ignorées; les régulateurs captifs (NDRL: achetés) sont aveugles devant les fautifs qui ne respectent pas les règles; et le gouvernement abuse des ressources en eau publique en toute connaissance de cause et en toute impunité.

De plus, aucun de ces ouvrages ne reflète sérieusement l’expérience de vraies familles et des communautés qui sont impactées par l’industrialisation et la complexité de la fracturation hydraulique. (L’industrie envahissante a besoin de plus d’espace, d’eau et d’énergie, et pourtant produit moins d’énergie à long terme que les ressources conventionnelles. C’est l’équivalent énergétique des dragages du fond des mers.)

Même dans l’Alberta qui vote surtout bleu, les propriétaires terriens qualifient les opérations de fracking pour le pétrole de schiste au nord de Cochrane de “terrorisme industriel” à cause de la pollution de l’air, de la circulation lourde de camions et la dévaluation des propriétés de 26%.

Alors voici ce qui manque: les rapports académiques ne regardent pas les coûts pour nettoyer l’eau souterraine polluée; ils ne reconnaissent pas le fait que les régulateurs sont “capturés” (achetés); ils omettent des données critiques sur la complexité du fracking; et ils font très peu mention du monde cruel de la migration du gaz. Regardons ces réalités une à la fois:

1. Comment réparez-vous l’eau souterraine polluée, ou pire, une nappe aquifère fracturée?

La plupart des thèses passent à côté de l’importance de l’eau souterraine et le problème coûteux de nettoyer les nappes aquifères endommagées. En réalité, plus de 30% des Canadiens, 9 millions de citoyens, dépendent de l’eau souterraine pour leur source d’eau potable.

L’eau souterraine est une ressource précieuse, finie et irremplaçable. Environ un tiers de l’eau douce du globe est souterraine. L’eau peut voyager sous terre pendant des milliers d’années avant de se retrouver dans des rivières, des lacs, des ruisseaux et dans les océans. À cause des abus chroniques de pompage, de contamination de produits chimiques et des changements climatiques, l’eau souterraine est devenue la ressource la plus menacée de la planète.

Voici ce qu’Environnement Canada (une citation dans l’excellent ouvrage de l’éminent hydrologiste John Cherry) dit maintenant sur la pollution de l’eau souterraine: la contamination chimique “peut rendre l’eau souterraine inapproprié à la consommation.” L’étendue du problème au travers le Canada demeure inconnue à cause d’une cartographie qui laisse à désirer et un monitorage quasi inexistant. Il y a eu des cas graves de pollution d’eau souterraine impliquant des solvants, des nitrates, des sels de déglaçage, des pesticides et du méthane. “Dans plusieurs des cas, la contamination est reconnue seulement après que les consommateurs de l’eau souterraine aient été exposés aux risques potentiels pour leur santé. Le coût de nettoyer les sources d’eau contaminés est habituellement très élevé,” ajoute Environnement Canada.

Et le problème prend de l’ampleur à cause d’une hausse de la population et “le nombre important et à la hausse de composés toxiques utilisés par l’industrie et l’agriculture.” Le gouvernement fédéral nous avertit que “davantage de nappes aquifères contaminées seront découvertes, de nouveaux contaminants seront identifiés, et plus d’eaux souterraines contaminées aboutiront dans des milieux humides, des ruisseaux et des lacs.”

Une fois une nappe aquifère est contaminée, elle peut être inutilisable pendant des semaines, des décennies, des siècles ou 10,000 ans, selon le contaminant. (Certaines fracturations en Alberta sont faites uniquement avec du diesel.)

De plus, la contamination de l’eau souterraine est une malédiction industrielle qui continue de se produire. “Plusieurs études ont documenté la migration de contaminants venant des sites d’enfouissement ou de déversements près de lacs ou de rivières: l’eau souterraine circule dans le cycle hydrologique, mais le processus n’est pas encore bien compris.” Par conséquence, Environnement Canada dit que “prévenir la contamination avant qu’elle ne survienne est la solution la plus pratique pour éviter ce problème.” Tout progrès jusqu’à date a été “entravé par une pénurie sérieuse d’experts en eau souterraine et un manque en général de connaissance sur le comportement de l’eau souterraine.”

Malgré les cas documentés de contamination d’eau souterraine partout dans le Bassin sédimentaire de l’ouest canadien, aucun régulateur n’a encore conçu un système de monitorage de l’eau souterraine pour observer comment les activités pétrolières et gazières changent la qualité de l’eau souterraine au fil du temps. Personne, dit John Cherry, le meilleur hydrologue de la nation.

Malgré les importantes recommandations faites par le Conseil canadien des ministres de l’environnement, qui datent déjà d’une décennie, que les gouvernements fassent des études de niveaux de référence (baseline studies) sur l’eau souterraine avant de permettre la production d’hydrocarbures non conventionnels, l’Alberta, la Colombie-Britannique et la Saskatchewan ont refusé, en toute connaissance de cause, de faire des liens entre la science et les politiques énergétiques.

Vu que les gouvernements se fient sur les revenus tirés d’hydrocarbures, ils ont choisi de négliger l’eau souterraine pendant des décennies, pourquoi est-ce que les gouvernements du Nouveau-Brunswick, de Terre-Neuve, du Yukon et de la Novelle-Écosse feraient autrement?

L’hydrologue John Cherry en conclut: “Les Canadiens sont des délinquants internationaux quand il s’agit de faire le monitorage de l’eau de surface et n’ont aucune idée comment faire le monitorage de l’eau souterraine.”

2. Comment éviter la capture régulatrice?

Toutes les thèses académiques prennent pour acquis que les régulateurs énergétiques vont faire du bon travail, mais jusqu’à date, aucun ne l’a fait. La plupart sont non seulement capturés (achetés) par des représentants de l’industrie, mais sont incompétents.

Celui de l’Alberta appelé Alberta Energy Regulator, reçoit sont financement uniquement par des perceptions de l’industrie. Gerard Protti, un ancien lobbyiste énergétique et exécutif d’Encana, est maintenant à la tête de ce conseil. Comment est-ce responsable d’avoir un ancien président d’Encana, une compagnie qui a lancé les projets de vapeur pour exploiter les sables bitumineux et la fracturation hydraulique (et qui est impliqué dans des controverses de fracturation au Colorado, au Michigan, au Texas, au Wyoming et en Alberta) maintenant est responsable de règlementer la fracturation hydraulique et les sables bitumineux en Alberta?

Parce que la publicité pétrolière et gazière domine les médias de l’Alberta, la presse locale fait rarement mention de ce conflit d’intérêt flagrant. C’est peut-être bien que les changements récents de la règlementation énergétique en Alberta a aussi retiré les mots “intérêt public” du mandat de son conseil.

Maintenant, les propriétaires terriens les plus conservateurs en Amérique du Nord régulièrement décrivent le conseil comme étant en conflit, dysfonctionnel et indifférent.

Un ancien lobbyiste de l’Association canadienne des producteurs de pétrole (CAPP) a aussi organisé la commission pétrolière et gazière (OGC) de la C.-B. Ce groupe est aussi entièrement financé par l’industrie. Les propriétaires terriens du Peace River Country et les Premières Nations considèrent que le OGC est un “facilitateur.”

Malgré tout cela, les thèses académiques du Canada suggèrent que les régions dans l’est du Canada devraient “imiter le modèle industriel de l’Alberta” et que “c’est une tâche relativement simple d’implanter du monitorage efficace et de bonnes pratiques régulatrices.” Mais quand on a affaire avec les pétrolières, c’est loin d’être le cas.

Aussi, en Alberta, les règles et la tâche de les faire respecter demeurent de qualité inférieure. Par exemple, le régulateur exige une évaluation de risques quand une compagnie fait une fracturation en dedans de 100 mètres d’une nappe aquifère. Çà, ce n’est pas la meilleure pratique qui soit, ni même une pratique prudente. Richard Davies, un chercheur de l’université de Durham, un expert mondial sur le sujet (ses études ne sont pas mentionnées dans le rapport de la CCA), recommande une zone tampon d’un minimum de 600 mètres “pour éviter la pénétration non voulue dans le stratum de roc peu profond.”

La province a aussi manqué à ses devoirs en ne cartographiant pas l’eau souterraine à temps. Elle n’a pas de programme d’enquête sur le méthane, et n’a pas établit un régie de monitorage de l’eau souterraine responsable, ni dans les sables bitumineux, ni dans les régions exploitées pour le gaz conventionnel. Le même conseil maintenant supervise les permis d’eau accordés à l’industrie – un autre conflit d’intérêt – et constamment manque à règlementer la croissance des étangs de décantation des eaux usées dans les sables bitumineux, une responsabilité de $20 milliards qui retombe sur les épaules des contribuables. Si c’est çà un bon modèle de recevabilité, alors des Canadiens de l’est du pays peuvent s’attendre à très peu de pitié pour leurs ressources en eau.

Les régulateurs énergétiques capturés sont la norme sur le continent. En 2010, un chien de garde du public décrivait la Railroad Commission of Texas, probablement le plus important régulateur pétrolier et gazier des É.-U., comme étant en conflit et en mode réactif. Gouverné par trois commissaires élus pour tout l’état dont les campagnes d’élection sont de plus en plus financées par des compagnies pétrolières et gazières, le rapport s’inquiétait que l’apparence biaisée perçue du TRC. De plus, le TRC a été affligé d’efforts inadéquats pour faire respecter les règlements.” En 2012, le TRC a fait 118,000 inspections et a trouvé 55,000 infractions. Incroyablement, l’agence a infligé seulement 217 pénalités valant un dérisoire $1,9 million en amendes pour les opérateurs pétroliers et gaziers.

Quand les opérations de fracturations hydrauliques provoquent des séismes dans le schiste de Eagle Ford et du Barnett, le TRC prétend qu’il n’y a pas de lien avec les activités pétrolières et gazières. Des preuves scientifiques flagrantes et la colère des propriétaires terriens l’a finalement forcé à engager un sismologue en 2014. Face à des preuves inconfortables que le méthane du schiste de Barnett migrait et contaminait des nappes aquifères, la commission a ignoré les preuves. Elle disait que le méthane s’y retrouvait naturellement.

Dans un tel environnement régulateur dégradé, les meilleures pratiques ne veulent rien dire. Une étude récente aux É.-U. a regardé comment 24 compagnies de fracking se mesuraient sur “32 indicateurs sur la gérance des produits toxiques, l’eau, les déchets, les émissions aériennes, les impacts sur la communauté et la gestion.” Parmis les compagnies étudiées, il y avait Encana, Talisman, Devon, Conoco Philips, Exxon et Apache. Toutes les compagnies ont échoué. La meilleure note était 14. La majorité des compagnies ont eu moins de 10 sur 32.

Cela ne devrait pas surprendre la Première Nation de Fort Nelson, propriétaire de la majorité des régions fracturées au nord de la C.-B.

À une conférence récente sur la fracturation hydraulique qui a eu lieu au Munk Centre Program on Water Issues, Rod Visser, qui travaille pour la nation, a décrit comment les compagnies ont plusieurs fois failli à comprendre comment les Premières Nations se soucient de l’eau, de leur culture, du territoire ou des traités.

Encana, par exemple, s’est débattu dernièrement pour avoir droit à un prélèvement massif d’eau (3 million de mètre cubes par année) de la rivière Fort Nelson, malgré l’opposition de la communauté locale.

“Ils ont été le groupe corporatif le plus difficile à négocier,” dit Visser.

Le mois d’avril dernier, la Première Nation Fort Nelson a émis une déclaration LNG (liquid natural gas – gas naturel liquéfié) qui révèle honnêtement les problèmes vécus dans les régions fracturées:

“Pendant 5 années maintenant, nous avons tenté d’établir des relations avec la C.-B. et avons eu très peu, sinon pas de succès; nous avons eu particulièrement de la misère avec la commission Oil an Gas Commission.”

3. Comment contrôler un processus non linéaire?

Les thèses académiques au Canada prennent habituellement pour acquis que les puits qui fuient sont probablement plus souvent la source de contamination importante de l’eau souterraine dans les régions de gaz de schiste, plutôt que les passages créés par la fracturation hydraulique. Mais personne n’a fait la recherche encore.

En réalité, les preuves laissent penser qu’il y a 2 problèmes d’ingénierie sérieux: des fuites non contrôlées des puits à cause de l’inaction de l’industrie et des agences régulatrices, et la création incontrôlée de nouveaux passages entre les fractures faites par l’homme et les naturelles, ce qui provoque des fuites vers la surface.

Faire éclater le roc soumis à des stress avec des fluides sous haute pression n’est pas une science exacte. Les fractures s’élancent souvent hors de la zone visée vers d’autres formations où elles peuvent communiquer à des failles existantes et des fractures naturelles. Des experts de l’industrie qualifient le processus comme étant “non-linéaire” et le décrivent souvent comme étant imprévisible. En 2005, la publication Oilfield Review remarquait que “les discontinuités géologiques comme des fractures et des failles peuvent dominer la géométrie de fractures de façon à rendre la prédiction du comportement de la fracturation hydraulique difficile.” La même thèse dit aussi, “Tous les modèles de fracturation hydraulique ne réussissent pas à prédire les comportements des fractures de façon précise, et dans plusieurs cas, les modèles échouent complètement, surtout à cause de l’information incorrecte et des hypothèses utilisées dans les modèles.” Une thèse de 2012 du American Association of Petroleum Geologists confirmait ces vérités en concluant que le processus de fracturation hydraulique ne fait pas des fissures nettes et définies dans le roc mais plutôt produit “un réseau complexe et endommagé de fractures.”

Aux États-Unis, les fractures dans les formations de schiste ont parcouru 588 mètres de hauteur. Dans des puits offshore, des fractures se sont étendues sur une distance de 1106 mètres. La fracturation de formations de houille peu profondes (un problème que ces thèses académiques évitent aveuglément) a provoqué des fractures non contrôlées dans de l’eau douce souterraine au Nouveau Mexique, en Alabama, au Colorado et en Alberta.

Les fractures hors zone est un gros problème pour l’industrie, ce que les études académiques canadiennes ignorent inexplicablement. Dans la formation géologique du Bakken au Dakota du Nord, le problème est particulièrement sérieux. Là, “la propagation de la fracturation hydraulique en dehors de la mince zone de production et dans les nappes aquifères carbonates adjacentes pourraient provoquer une augmentation de co-production d’eau et une réduction de rentabilité des puits.” Des cas de “production inattendue d’importantes quantités d’eau” suite à des fracturations sont encore plus usuelles dans la partie canadienne du Bakken.

En Norvège, une opération de fracturation offshore a voyagé sur 900 mètres au travers du roc Cénozoïque et est remontée à la surface.

Partout en Amérique du Nord, l’industrie pétrolière et gazière fracture de façon routinière dans d’autres trous de puits. En d’autres mots, l’augmentation du nombre de puits horizontaux, avec fracturations hydrauliques à plusieurs étapes, entrent maintenant en collision avec des infrastructures existantes (qui ont déjà des fuites) dans le paysage et posent un risque élevé pour l’eau souterraine. Depuis quelques années, il y a eu 30 “collisions de fracturations” ou “d’évènements de communication” en C.-B., et plus de 20 rapportés en Alberta. Certaines collisions de fracturations ont voyagé 2,400 mètres au travers de fractures pré-existantes.

Dans la plupart des cas, les incidents ont éjecté des milliers de gallons de fluides de fracturations et d’eau à la surface. Quand l’industrie fracture dans d’autres trous de puits et brise les sceaux de ciment, elle contamine probablement l’eau souterraine et fait un trou dans des puits d’eau potable locaux également.

Energy/Wire rapportait récemment que presque 30% des trous de puits dans la formation Montney qui sont séparés de moins de 500 mètres connaissent maintenant des collisions de fracking. La compagnie américaine Denbury Resources a rapporté récemment à l’EPA que “quand la densité de puits augmente, cela devient plus probable que les puits communiqueront, soit par des fractures créées au préalable, ou grâce aux trous de puits adjacents puis ensuite avec les fractures créées auparavant.”

Ensuite, il y a les cas accablants impliquant l’injection des fluides dangereux (incluant la vapeur, les acides et l’eau sale) dans le sol. Les preuves démontrent qu’ils ont la mauvaise habitude de voyager le long de fractures naturelles et de façon inattendue. Dans le nord de l’Alberta, des injections de vapeur sous pression pour faire fondre le bitume ont connecté plusieurs fois avec des fractures ou des vieux puits et ont éclaté à la surface. Dans la région de Cold Lake, elles ont aussi contaminé l’eau souterraine et mobilisé l’arsenic.

À Edmonton, l’industrie pétrolière et gazière se débarrasse du gaz acide amassé dans la région d’exploitation de Redwater en l’injectant, comme on le fait avec les fluides de fracturations hydrauliques, bien creux dans le sol. Mais ce gaz toxique aime se déplacer: “Après 13 années d’injections, le dioxyde de carbone a été détecté dans un puits décalé en production d 3,625 mètres de distance dans le même bassin de gaz.” Dans le sud de l’Alberta, dans le bassin de gaz Retlaw-Mannville, le gaz sulfureux s’est déplacé sur plus de 2 kilomètres d’un puits d’injection vers un puits gazier en production en moins de 9 mois. Un rapport fédéral dit: “Quelques opérations d’injection de gaz acide en Alberta ont connu des comportements uniques comme la hausse de pression ou des percées de gaz acide dans des puits décalés.” Et un site d’injections à Edson, en Alberta, est probablement impliqué dans une vaste contamination de puits d’eau potable au sulfalone, un produit chimique utilisé pour nettoyer le gaz sulfureux.

Dans 62 installations en Floride, trois gigatonnes d’eaux usées injectées dans des formations profondes à 1,000 mètres sous la surface étaient supposées d’y rester. Le contraire s’y produisit: l’eau sale a migré et a contaminé l’eau potable.

Aucunes de ces données scientifiques critiques sur les dangers des migrations de fluides et de gaz ne sont mentionnés dans aucune des études académiques canadiennes.

4. Et les formations peu profondes et le dossier de Jessica Ernst?

Tous les rapports académiques prennent pour acquis que l’industrie ne fracture que les schistes profonds, 2,000 mètre ou plu sous la surface. La plupart des scientifiques assument que les fluides devraient y rester et ne pas affecter l’eau souterraine. Et ils pourraient avoir raison.

Mais l’industrie a fracturé des formations peu profondes et beaucoup de formations intermédiaires. Et dans certains endroits, elle fracture des formations profondes sous des zones fracturées intermédiaires ou des zones peu profondes déjà fracturées précédemment. Le rapport CCA, par exemple, évite de parler de cette réalité inconfortable: l’industrie, en ce moment, fracture des schistes peu profonds et des formations de houille à grande pression et avec d’énormes quantités de fluides dans des puits verticaux.

La formation de l’Utica au Québec est composée de gaz de schiste à de faibles ou moyennes profondeurs et des puits expérimentaux ont déjà des fuites de méthane. Au Manitoba, le gouvernement peut permettre à l’industrie de fracturer le schiste à si peu que 100 mètres de la surface. En Saskatchewan, l’industrie veut viser “le schiste serré peu profond et biogénique” à des profondeurs entre 300 et 700 mètres. Et en Nouvelle-Écosse, l’industrie a fracturé des filons de houille qui sont à seulement 540 mètres de profondeur.

En Alberta, l’industrie a déjà bombardé une formation de houille (Horseshoe Canyon) avec 16,000 puits. La formation n’est qu’à 400 mètres de profondeur et souvent remonte à la surface en plus de contenir de l’eau potable. Dennis LeNeveu, un chercheur du Manitoba, a remarqué que “les fractures dans le CBM (coal bed methane, houille qui contient du méthane), qui sont habituellement de moins de 20 mètres de longueur, peuvent pénétrer au travers les couches protectrices de schiste et dans les nappes aquifères. Des fractures provoquées dans des puits horizontaux peuvent être de plus de 100 mètres. L’injection de fluides de fracturation génère des vagues de pression qui peuvent ouvrir des fractures déjà existantes dans le roc et endommager les cimentations des puits au-delà de la portée des fluides injectés.” Depuis que le gouvernement a permis cette expérimentation scientifique, de considérable contaminations de méthane et d’azote (un ingrédient du fracking) dans des puits d’eau souterraine ont été constatées.

Le dossier de Jessica Ernst demeure le gros éléphant dans le salon. La consultante vétérante des régions pétrolières exploitées a documenté d’importantes contaminations de l’eau souterraine et peut même faire brûler son eau de puits. Son cas, le sujet d’un procès majeur, soumet plus de preuves que l’industrie fracturait en toute connaissance de cause des veines de houille à environ 100 mètres de profondeur il y a une décennie en pleine ruralité au coeur de l’Alberta. En fait, des données publiques démontrent que l’industrie fracturaient des veines de houille avec 62 puits de gaz à moins de 200 mètres sous la surface et 11 puits à moins de 175 mètres et 133 autres bien au-dessus de la ligne appelée Baseline of Groundwater Protection (niveau limite pour protéger l’eau souterraine), tout çà uniquement à Rosebud, en Alberta.

D’autres puits gaziers dans d’autres communautés en Alberta ont aussi été fracturés au-dessus de ce niveau limite pour protéger l’eau souterraine. En conséquence, des contaminants détectés dans les sources d’eau potable au coeur de l’Alberta incluent le méthane, l’éthane, le butane, le sulfure d’hydrogène, du chrome hexavalent, de l’arsenic et des distillats fabriqués par l’homme comme le diesel et le kérosène.

Et qu’en ont fait les régulateur? Ils ont cachés des données ou dit aux propriétaires terriens que la contamination était naturelle. Si Mme Ernst vivait dans une juridiction qui avait des règlement modèles, les meilleures pratiques et des régulateurs judicieux, pourquoi doit-elle épuiser ses économies de toute une vie et passer 7 longues années à poursuivre les autorités responsables pour les forcer à répondre de leurs actions? Et pourquoi est-ce que les académiciens ignorent ce procès et toutes les preuves publiques accablantes sur les fracturations dans des gisements houillers peu profonds?

La réponse est bien simple: il fournit des preuves gênantes que la fracturation hydraulique pose des risques réels à l’eau souterraine, à la valeur des propriétés, à l’intégrité des terres et la responsabilité politique.

Alors ce qui manque au débat académique, c’est la vérité si difficile à avaler. Dans le vrai monde, les régulateurs manquent à leur devoir. Dans le fond, les gouvernements ne protègent pas l’eau souterraine. Dans le monde des humains, il survient des accidents. Dans le monde corporatif, on parle beaucoup des meilleurs pratiques, mais on ne les pratiquent pas. Et dans le monde désordonné de la politique, l’industrie la plus puissante de la planète achète l’opinion publique et mine sans vergogne l’intégrité du gouvernement.

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