Fracturation hydraulique 101

Un aperçu du processus de fracturation et des enjeux et impacts liés à ce processus d'extraction de pétrole et de gaz.

Les formations géologiques peuvent contenir de grandes quantités de pétrole ou de gaz, mais ont un faible débit en raison d'une faible perméabilité, ou de dommages ou de colmatage de la formation pendant le forage. Cela est particulièrement vrai pour les sables compacts, les schistes et les formations de méthane de houille.

La fracturation hydraulique (aliasfractionnement , qui rime avec cracking) stimule le forage de puits dans ces formations, rentabilisant une extraction autrement prohibitive. Au cours de la dernière décennie, la combinaison de la fracturation hydraulique et du forage horizontal a ouvert des gisements de schiste à travers le pays et amené le forage de gaz naturel à grande échelle dans de nouvelles régions.

Le processus de fracturation se produit après qu'un puits a été foré et qu'un tuyau en acier (casing) a été inséré dans le puits de forage. Le tubage est perforé à l'intérieur des zones cibles qui contiennent du pétrole ou du gaz, de sorte que lorsque le fluide de fracturation est injecté dans le puits, il s'écoule à travers les perforations dans les zones cibles.

Finalement, la formation cible ne pourra pas absorber le fluide aussi rapidement qu'il est injecté. À ce stade, la pression créée provoque la fissuration ou la fracture de la formation. Une fois les fractures créées, l'injection cesse et les fluides de fracturation commencent à remonter à la surface.

Des matériaux appelés agents de soutènement (par exemple, généralement du sable ou des billes de céramique), qui ont été injectés dans le cadre du mélange de fluide de fracturation, restent dans la formation cible pour maintenir ouvertes les fractures.

En règle générale, un mélange d'eau, d'agents de soutènement et de produits chimiques est pompé dans la formation de roche ou de charbon. Il existe cependant d'autres moyens de fracturer les puits. Parfois, des fractures sont créées par l'injection de gaz tels que le propane ou l'azote, et parfois l'acidification se produit simultanément avec la fracturation. L'acidification consiste à pomper de l'acide (généralement de l'acide chlorhydrique) dans la formation pour dissoudre une partie du matériau rocheux afin de nettoyer les pores et permettre au gaz et au fluide de s'écouler plus facilement dans le puits.

Certaines études ont montré que plus de 90 % des fluides de fracturation peuvent rester sous terre. Les fluides de fracturation utilisés qui retournent à la surface sont souvent appelés reflux, et ces déchets sont généralement stockés dans des fosses à ciel ouvert ou des réservoirs sur le site du puits avant leur élimination.

Le processus de fracturation d'un puits est loin d'être bénin. Les sections suivantes donnent un aperçu de certains des problèmes et impacts liés à cette technique de stimulation de puits.

En 2010, l'Agence américaine de protection de l'environnement a estimé que 70 à 140 milliards de gallons d'eau sont utilisés pour fracturer 35 000 puits aux États-Unis chaque année. C'est approximativement la consommation annuelle d'eau de 40 à 80 villes de 50 000 habitants chacune. Les traitements de fracture dans les puits de méthane de houille utilisent de 50 000 à 350 000 gallons d'eau par puits, tandis que les puits de schiste horizontaux plus profonds peuvent utiliser de 2 à 10 millions de gallons d'eau pour fracturer un seul puits. L'extraction d'une telle quantité d'eau pour la fracturation a soulevé des inquiétudes quant aux impacts écologiques sur les ressources aquatiques, ainsi qu'à l'assèchement des aquifères d'eau potable.

On a estimé que le transport de deux à cinq millions de gallons d'eau (douce ou usée) nécessite 1 400 trajets en camion. Ainsi, non seulement l'eau utilisée pour la fracturation hydraulique épuise les réserves d'eau douce et a un impact sur l'habitat aquatique, mais le transport d'une telle quantité d'eau crée également des problèmes localisés de qualité de l'air, de sécurité et de réparation des routes.

Les puits de pétrole et de gaz conventionnels utilisent en moyenne 300 000 livres de soutènement, les traitements de fracture du lit de houille utilisent entre 75 000 et 320 000 livres de soutènement et les puits de gaz de schiste peuvent utiliser plus de 4 millions de livres de soutènement par puits.

Les mines de sable de fracturation apparaissent à travers le pays, du Wisconsin au Texas, apportant avec elles leur propre ensemble d'impacts. L'extraction de sable pour l'utilisation d'agents de soutènement génère sa propre gamme d'impacts, y compris la consommation d'eau et les émissions atmosphériques, ainsi que des problèmes de santé potentiels liés à la silice cristalline.

En plus de grands volumes d'eau, une variété de produits chimiques sont utilisés dans les fluides de fracturation hydraulique. L'industrie pétrolière et gazière et les groupes commerciaux n'hésitent pas à souligner que les produits chimiques ne représentent généralement que 0,5 et 2,0 % du volume total du fluide de fracturation. Cependant, lorsque des millions de gallons d'eau sont utilisés, la quantité de produits chimiques par opération de fracturation est très importante. Par exemple, une opération de fracturation de quatre millions de gallons utiliserait de 80 à 330 tonnes de produits chimiques.[1]

Dans le cadre du projet de déclaration d'impact environnemental générique supplémentaire (SGEIS) de l'État de New York concernant le forage horizontal et la fracturation hydraulique à grand volume dans les schistes de Marcellus, le Département de la conservation de l'environnement a établi une liste de produits chimiques et d'additifs utilisés lors de la fracturation hydraulique. Le tableau ci-dessous fournit des exemples de divers types d'additifs de fracturation hydraulique proposés pour une utilisation à New York. Les produits chimiques entre parenthèses [ ] n'ont pas été proposés pour une utilisation dans l'état, mais sont connus pour être utilisés dans d'autres états ou formations de schiste.

De nombreux produits chimiques des fluides de fracturation sont connus pour être toxiques pour les humains et la faune, et plusieurs sont connus pour causer le cancer. Les substances potentiellement toxiques comprennent les distillats de pétrole tels que le kérosène et le carburant diesel (qui contiennent du benzène, de l'éthylbenzène, du toluène, du xylène, du naphtalène et d'autres produits chimiques); les hydrocarbures aromatiques polycycliques ; méthanol; formaldéhyde; éthylène glycol; les éthers de glycol ; acide hydrochlorique; et l'hydroxyde de sodium.

De très petites quantités de certains produits chimiques de fracturation sont capables de contaminer des millions de gallons d'eau. Selon l'Environmental Working Group, les produits à base de pétrole connus sous le nom de distillats de pétrole tels que le kérosène (également connu sous le nom de distillats légers hydrotraités, d'essences minérales et de mélanges de distillats de pétrole) sont susceptibles de contenir du benzène, un cancérigène humain connu qui est toxique dans l'eau à des niveaux supérieurs à cinq parties par milliard (ou 0,005 partie par million).

D'autres produits chimiques, tels que le 1,2-dichloroéthane, sont des composés organiques volatils (COV). Il a été démontré que des constituants organiques volatils sont présents dans les déchets de reflux des fluides de fracturation à des niveaux qui dépassent les normes pour l'eau potable. Par exemple, les tests d'échantillons de reflux du Texas ont révélé des concentrations de 1,2-dichloroéthane à 1 580 ppb, soit plus de 316 fois le niveau maximal de contaminant de l'EPA pour le 1,2-dichloroéthane dans l'eau potable.

Les COV ne posent pas seulement un problème de santé lorsqu'ils sont dans l'eau, la nature volatile des constituants signifie qu'ils peuvent également pénétrer facilement dans l'air. Selon des chercheurs du Center for Healthy Environments and Communities de l'Université de Pittsburgh, les composés organiques amenés à la surface dans le reflux de fracturation ou l'eau produite vont souvent dans des bassins de retenue à ciel ouvert (étangs de fracturation), où les produits chimiques organiques volatils peuvent dégager des gaz dans l'air.

Lorsque les entreprises ont un excédent de fluides de fracturation hydraulique inutilisés, elles les utilisent à un autre poste ou les éliminent. Certaines fiches de données de sécurité (MSDS) contiennent des informations sur les options d'élimination des fluides de fracturation et des additifs. Le tableau ci-dessous résume les considérations d'élimination que la société Schlumberger Technology Corp. ("Schlumberger") inclut dans ses fiches signalétiques.[2]

Comme indiqué dans le tableau, Schlumberger recommande que de nombreux produits chimiques fluides de fracturation soient éliminés dans des installations de déchets dangereux. Pourtant, ces mêmes fluides (sous forme diluée) peuvent être injectés directement dans ou à côté des USDW. En vertu de la loi sur la salubrité de l'eau potable, les déchets dangereux ne peuvent pas être injectés dans les USDW. De plus, même si les déchets dangereux sont décaractérisés (par exemple, dilués avec de l'eau afin qu'ils soient rendus non dangereux), les déchets doivent toujours être injectés dans une formation qui se trouve en dessous de l'USDW.

De toute évidence, certains fluides de fracturation hydraulique contiennent des produits chimiques considérés comme des « déchets dangereux ». Même si ces produits chimiques sont dilués, il est inadmissible que l'EPA autorise l'injection directe de ces substances dans des sources souterraines d'eau potable.

L'exposition humaine aux produits chimiques de fracturation peut se produire en ingérant des produits chimiques qui se sont déversés et sont entrés dans des sources d'eau potable, par contact cutané direct avec les produits chimiques ou les déchets (par exemple, par des travailleurs, des intervenants en cas de déversement ou des professionnels de la santé), ou en respirant les vapeurs des déchets de reflux stockés dans des fosses ou des réservoirs.

En 2010, Theo Colborn et trois co-auteurs ont publié un article intitulé Natural Gas Operations from a Public Health Perspective. Colborn et ses co-auteurs ont résumé les informations sur les effets sur la santé de 353 produits chimiques utilisés pour forer et fracturer des puits de gaz naturel aux États-Unis. Les effets sur la santé ont été divisés en 12 catégories : peau, yeux et organes sensoriels, respiratoire, gastro-intestinal et hépatique, cerveau et système nerveux, immunitaire, rénal, cardiovasculaire et sanguin, cancer, mutagène, perturbation endocrinienne, autres et effets écologiques. Le tableau ci-dessous illustre les effets possibles sur la santé associés aux 353 produits chimiques liés au gaz naturel pour lesquels Colborn et ses co-auteurs ont pu recueillir des données sur les effets sur la santé.

L'article de Colborn fournit une liste de 71 produits chimiques de forage et de fracturation particulièrement nocifs, c'est-à-dire ceux qui sont associés à au moins 10 effets sur la santé.

Produits chimiques de forage de gaz naturel et de fracturation hydraulique ayant au moins 10 effets sur la santé

Alors que Colborn et ses collègues se sont concentrés sur les produits chimiques utilisés dans le développement du gaz naturel, les produits chimiques utilisés pour fracturer les puits de pétrole sont très similaires ou identiques. En regardant certains des puits de pétrole qui ont été développés dans les schistes de Bakken dans le Dakota du Nord, les mélanges de fluides de fracturation comprennent certains des produits chimiques dont Colborn a montré qu'ils pouvaient causer 10 effets néfastes sur la santé ou plus. Les informations publiées sur les produits chimiques des fluides de fracturation hydraulique sur le site Web de FracFocus indiquent que les puits de pétrole de Bakken Shale peuvent contenir des produits chimiques toxiques tels que le distillat léger hydrotraité, le méthanol, l'éthylène glycol, le 2-butoxyéthanol (2-BE), le phosphonium, le sulfate de tétrakis (hydroxyméthyl) (acide phosphonique), l'acide acétique, l'éthanol et le naphtène.[3]

Depuis 2010, Earthworks a mené un certain nombre d'études sur la santé à travers le pays, en se concentrant sur la Californie, la Pennsylvanie et le Texas.

Les déversements de produits chimiques de fracturation et de déchets pendant le transport, les opérations de fracturation et l'élimination des déchets ont contaminé le sol et les eaux de surface. En 2013, 41 déversements ont touché les eaux de surface dans le seul Colorado. Cette section fournit quelques exemples de déversements liés à la fracturation hydraulique qui ont entraîné des impacts environnementaux.

Comme mentionné précédemment, la fracturation hydraulique est utilisée dans de nombreuses zones de production de méthane de houille (CBM). Certains gisements de charbon contiennent des eaux souterraines de qualité suffisamment élevée pour être considérées comme des sources souterraines d'eau potable (USDW).

En 2004, l'Agence américaine de protection de l'environnement (EPA) a publié une étude finale sur l'évaluation des impacts sur les sources souterraines d'eau potable par la fracturation hydraulique des réservoirs de méthane houiller. Dans l'étude, l'EPA a constaté que dix des onze bassins de CBM aux États-Unis sont situés, au moins en partie, dans les USDW. En outre, l'EPA a déterminé que dans certains cas, des produits chimiques de fracturation hydraulique sont injectés directement dans les USDW au cours des opérations de fracturation normales.

Les calculs effectués par l'EPA dans la version préliminaire de son étude montrent qu'au moins neuf produits chimiques de fracturation hydraulique peuvent être injectés dans ou à proximité des USDW à des concentrations qui constituent une menace pour la santé humaine. Le tableau ci-dessous est une reproduction des données du projet d'étude de l'EPA. Comme le montre le tableau, les produits chimiques peuvent être injectés à des concentrations allant de 4 à près de 13 000 fois la concentration acceptable dans l'eau potable.

Non seulement l'injection de ces produits chimiques constitue une menace à court terme pour la qualité de l'eau potable, mais il est fort possible que ces fluides de fracturation aient des conséquences négatives à long terme pour les USDW. Selon l'étude de l'EPA, des études menées par l'industrie pétrolière et gazière et des entretiens avec l'industrie et les régulateurs, 20 à 85 % des fluides de fracturation peuvent rester dans la formation, ce qui signifie que les fluides pourraient continuer à être une source de contamination des eaux souterraines pour les années à venir.

Les conséquences potentielles à long terme de l'assèchement et de la fracturation hydraulique sur les ressources en eau ont été résumées par un hydrogéologue professionnel qui a passé 32 ans au US Geological Survey :

Les aquifères houillers actuellement utilisés comme sources d'eau potable sont les plus exposés au risque de contamination. Par exemple, dans le bassin de Powder River (PRB), les gisements houillers sont les meilleurs aquifères. La production de CBM dans le PRB détruira la plupart de ces puits d'eau ; BLM prédit des rabattements… qui rendront les puits d'eau dans le charbon inutilisables car les niveaux d'eau chuteront de 600 à 800 pieds. La production de CBM dans le PRB devrait être largement terminée d'ici 2020. D'ici 2060, les niveaux d'eau dans les gisements de charbon devraient avoir récupéré à moins de 95% de leurs niveaux actuels; les gisements houillers redeviendront des aquifères utiles. Cependant, la contamination associée à l'hydrofracturation dans le bassin pourrait menacer l'utilité des aquifères pour une utilisation future.

Comme mentionné précédemment, plus de 90 % des fluides de fracturation restent dans le sol. Certains gels de fracturation restent bloqués dans la formation, même lorsque les entreprises ont essayé de les éliminer à l'aide d'eau et d'acides forts. De plus, des études montrent que les agents gélifiants dans les fluides de fracturation hydraulique diminuent la perméabilité des charbons, ce qui est le contraire de ce que la fracturation hydraulique est censée faire (c'est-à-dire augmenter la perméabilité des formations de charbon). Parmi les autres effets secondaires similaires et indésirables de la fracturation à base d'eau et de produits chimiques, citons: les solides colmatant les fissures; rétention d'eau dans la formation; et des réactions chimiques entre les minéraux de formation et les fluides de stimulation. Tous ces facteurs entraînent une réduction de la perméabilité des formations géologiques.

Pour plus de détails sur les études qui ont examiné les fluides de fracturation échoués et le potentiel de fracturation hydraulique d'affecter les sources souterraines d'eau potable, voir Our Drinking Water at Risk, notre examen de l'étude de l'EPA sur les impacts de la fracturation hydraulique des réservoirs de méthane de houille sur l'eau potable.

Dans de nombreuses régions productrices de pétrole et de gaz, il y a eu une dégradation de la qualité de l'air à mesure que le forage augmente. Par exemple, au Texas, des niveaux élevés de benzène ont été mesurés dans l'air à proximité de puits dans les champs gaziers de Barnett Shale. Ces toxiques atmosphériques volatils peuvent provenir de diverses sources de champs gazeux telles que des séparateurs, des déshydrateurs, des condenseurs, des compresseurs, des déversements de produits chimiques et des fuites de tuyaux et de vannes.

De plus en plus, des recherches sont menées sur les émissions atmosphériques potentielles libérées lors de l'étape de reflux de fracturation, lorsque les eaux usées remontent à la surface. Les schistes contiennent de nombreux hydrocarbures organiques, et des produits chimiques supplémentaires sont injectés sous terre pendant le forage du gaz de schiste, la stimulation des puits (par exemple, la fracturation hydraulique) et les reconditionnements des puits.

Le Pittsburgh University Center for Healthy Environments and Communities (CHEC) a examiné comment les composés organiques du schiste peuvent être mobilisés lors des processus de fracturation et d'extraction de gaz. Selon les chercheurs du CHEC, ces composés organiques sont amenés à la surface dans le reflux de fracturation ou l'eau produite, et vont souvent dans des bassins de retenue à ciel ouvert (étangs de fracturation), où les eaux usées "dégazeront leurs composés organiques dans l'air. Cela devient un problème de pollution de l'air, et les composés organiques sont maintenant appelés polluants atmosphériques dangereux (HAP)."

L'ébauche initiale de l'ébauche de déclaration supplémentaire sur les impacts environnementaux de New York liée au forage dans le schiste Marcellus (qui n'est plus disponible en ligne) comprenait des informations sur la modélisation des impacts potentiels sur l'air des déchets de fluide de fracturation stockés dans des bassins de retenue centralisés. Une analyse a porté sur le composé organique volatil méthanol, qui est connu pour être présent dans les fluides de fracturation tels que les tensioactifs, les agents de réticulation, les inhibiteurs de tartre et les additifs de contrôle du fer. L'État a calculé qu'une retenue centralisée de déchets de fracturation à reflux desservant 10 puits (5 millions de gallons de reflux par puits) pourrait avoir une émission annuelle de 32,5 tonnes de méthanol.

L'US EPA rapporte que "l'inhalation chronique ou l'exposition orale au méthanol peut entraîner des maux de tête, des étourdissements, des vertiges, de l'insomnie, des nausées, des troubles gastriques, une conjonctivite, des troubles visuels (vision floue) et la cécité chez l'homme".

Les fosses à ciel ouvert, les réservoirs ou les bassins de retenue qui acceptent les déchets de reflux d'un puits auraient une émission beaucoup plus faible de composés organiques volatils (COV) comme le méthanol que les installations acceptant les déchets de plusieurs puits. Mais il existe des installations de reflux centralisées comme celles appartenant à Range Resources dans le comté de Washington, en Pennsylvanie, qui ont été conçues pour une "utilisation à long terme" et sont donc susceptibles d'accepter les déchets de plus d'un puits.

La modélisation de l'air de New York a en outre suggéré que l'émission de polluants atmosphériques dangereux (PAD) provenant des bassins de retenue centralisés pourrait dépasser les seuils d'air ambiant à 1 000 mètres (3 300 pieds) du bassin de retenue, et pourrait faire en sorte que le bassin de retenue soit considéré comme une source majeure de HAP.

Le méthanol n'est qu'un des COV contenus dans l'eau de reflux. Les émissions combinées de tous les COV présents dans les reflux stockés dans les bassins de retenue centralisés pourraient être très importantes, selon la composition des fluides de fracturation utilisés aux puits. Les données publiées sur les eaux de reflux des puits en Pennsylvanie révèlent que de nombreux produits chimiques organiques volatils reviennent à la surface, parfois à des concentrations élevées. Le département de la protection de l'environnement de Pennsylvanie a recherché 70 composés organiques volatils dans le reflux et 27 produits chimiques différents sont apparus.

Dans une analyse des effets sur la santé menée par Theo Colborn et d'autres, 37 % des produits chimiques utilisés lors du forage, de la fracturation et de la production de gaz naturel (pour lesquels des données sur la santé étaient disponibles) se sont révélés volatils, avec la capacité de se propager dans l'air. Colborn et ses co-auteurs ont comparé les impacts potentiels sur la santé des produits chimiques volatils avec ceux des produits chimiques que l'on trouve le plus dans l'eau (c'est-à-dire les produits chimiques à haute solubilité). Ils ont découvert que "beaucoup plus de produits chimiques volatils (81%) peuvent nuire au cerveau et au système nerveux. Soixante et onze pour cent des produits chimiques volatils peuvent nuire au système cardiovasculaire et au sang, et 66% peuvent nuire aux reins", produisant un profil qui "affiche une fréquence plus élevée d'effets sur la santé que les produits chimiques solubles dans l'eau". Les chercheurs ajoutent que le risque d'exposition à des produits chimiques volatils est accru s'ils peuvent être inhalés, ingérés et absorbés par la peau.

Les citoyens du champ gazier subissent des effets sur la santé liés aux produits chimiques volatils provenant des fosses.

Il a été rapporté que de 25 à 100 % des fluides de fracturation hydraulique contenant des produits chimiques retournent à la surface à partir des opérations de Marcellus Shale. Cela signifie que pour certains puits de gaz de schiste, des millions de gallons d'eaux usées sont générés et nécessitent soit un traitement pour réutilisation, soit une élimination.

À mesure que l'industrie se développe, le volume de déchets générés augmente également rapidement. Entre 2010 et 2011, il a augmenté de 70 % en Pennsylvanie pour atteindre plus de 610 millions de gallons.

Le volume considérable de déchets, combiné aux concentrations élevées de certains produits chimiques dans le reflux des opérations de fracturation, pose des problèmes majeurs de gestion des déchets pour les États de Marcellus Shale.

En outre, l'US Geological Survey a découvert que le reflux peut contenir une variété de matériaux de formation, y compris des saumures, des métaux lourds, des radionucléides et des matières organiques, ce qui peut rendre le traitement des eaux usées difficile et coûteux.

Selon un article de ProPublica, le département de la santé de la ville de New York a fait part de ses inquiétudes concernant les concentrations de matières radioactives dans les eaux usées des puits de gaz naturel. Dans une lettre de juillet 2009 obtenue par ProPublica, le Département a écrit que "la manipulation et l'élimination de ces eaux usées pourraient être un problème de santé publique". La lettre mentionnait également que l'État pourrait avoir des difficultés à éliminer les déchets, que des tests approfondis seront nécessaires dans les usines de traitement de l'eau et que les travailleurs pourraient devoir être surveillés pour les radiations autant qu'ils pourraient l'être dans les installations nucléaires.

Les options d'élimination des reflux radioactifs ou de l'eau produite comprennent l'injection souterraine dans des puits UIC de classe II et le traitement hors site. L'Agence américaine de protection de l'environnement a indiqué que les puits d'élimination par injection UIC de classe II sont rares à New York et que les puits existants ne sont pas autorisés à recevoir des déchets radioactifs. Les puits d'injection de classe II ont également été liés à des tremblements de terre.

En termes de traitement hors site, on ne sait pas si l'une des installations de traitement de l'eau de New York est capable de traiter les eaux usées radioactives. ProPublica a contacté plusieurs directeurs d'usine du centre de New York qui ont déclaré qu'ils ne pouvaient pas prendre les déchets ou qu'ils n'étaient pas familiers avec les réglementations de l'État.

Les régulateurs de l'État de Pennsylvanie et l'industrie du gaz naturel sont également confrontés à des défis concernant la manière d'assurer l'élimination appropriée des millions de gallons d'eaux usées contenant des produits chimiques générés quotidiennement par la fracturation hydraulique et la production de gaz dans le schiste de Marcellus.

Les installations de traitement de l'eau potable en Pennsylvanie ne sont pas équipées pour traiter et éliminer de nombreux contaminants de reflux, mais dépendent plutôt de la dilution des chlorures, des sulfates et d'autres produits chimiques dans les eaux de surface utilisées pour l'approvisionnement en eau potable.

Au cours de l'automne 2008, l'élimination de grands volumes d'eau de reflux et d'eau produite dans des stations d'épuration publiques (POTW) a contribué à des niveaux élevés de solides dissous totaux (TDS) mesurés dans la rivière Monongahela en Pennsylvanie et ses affluents. Des études ont montré qu'en plus de la rivière Monongahela, de nombreuses autres rivières et ruisseaux de Pennsylvanie avaient une capacité très limitée à assimiler des TDS, des sulfates et des chlorures supplémentaires, et que les fortes concentrations de ces constituants nuisaient aux communautés aquatiques. Des recherches menées par des experts de l'Université Carnegie Mellon et de la Pittsburgh Water and Sewer Authority suggèrent que l'industrie du gaz naturel a contribué à des niveaux élevés de bromure dans les rivières Allegheny et Beaver. Les bromures réagissent avec les désinfectants utilisés par les stations d'épuration municipales pour créer des trihalométhanes bromés, qui ont été associés à plusieurs types de cancer et de malformations congénitales.

En août 2010, la Pennsylvanie a promulgué de nouvelles règles limitant le rejet des eaux usées provenant du forage gazier à 500 milligrammes par litre de solides dissous totaux (TDS) et à 250 milligrammes par litre pour les chlorures. Le nombre d'installations municipales autorisées à prélever les eaux usées de forage et de fracturation est passé de 27 en 2010 à 15 en 2011.

L'élimination des eaux usées de forage et de fracturation continuera de poser un défi aux gouvernements locaux et étatiques à mesure que de nouveaux puits seront développés à travers le pays.

Un problème potentiellement frustrant pour les propriétaires de surface est qu'il n'a pas été facile de savoir quels produits chimiques sont utilisés lors des opérations de fracturation hydraulique dans votre quartier. Selon le Natural Resources Defense Council, à la fin des années 1990 et au début des années 2000, les tentatives de diverses organisations de défense de l'environnement et de l'élevage pour obtenir les compositions chimiques des fluides de fracturation hydraulique ont été largement infructueuses parce que les sociétés pétrolières et gazières ont refusé de révéler ces "informations exclusives".

Au milieu des années 2000, le Oil and Gas Accountability Project et The Endocrine Disruption Exchange (TEDX) ont commencé à compiler des informations sur les produits chimiques de forage et de fracturation à partir d'un certain nombre de sources, y compris les fiches de données de sécurité obtenues par le biais des demandes de la Freedom of Information Act des agences d'État. TEDX a ensuite produit des rapports sur les produits chimiques toxiques utilisés dans le développement pétrolier et gazier dans plusieurs États de l'ouest, dont le Montana, le Nouveau-Mexique, le Wyoming et le Colorado, et a travaillé avec le groupe de travail environnemental pour produire un rapport sur les produits chimiques injectés dans les puits de pétrole et de gaz au Colorado.

En 2006, le premier effort visant à exiger la divulgation des produits chimiques a été lancé. En juin 2006, le projet de responsabilité pétrolière et gazière d'Earthworks a soumis une lettre à la Colorado Oil and Gas Conservation Commission (COGCC) et au Colorado Department of Public Health and the Environment (CDPHE) au nom de cinq organisations citoyennes du Colorado. Les groupes ont demandé que les agences d'État exigent la divulgation des produits chimiques utilisés et la surveillance des produits chimiques et des déchets rejetés par l'industrie pétrolière et gazière du Colorado.

Depuis lors, le projet de responsabilité pétrolière et gazière d'Earthworks et d'autres ont travaillé pour faire adopter des projets de loi sur la divulgation dans les États du pays. Le Wyoming, l'Arkansas, la Pennsylvanie, le Michigan et le Texas exigent désormais un certain niveau de divulgation, bien que les lois sur les secrets commerciaux empêchent toujours la divulgation complète dans la plupart des États.

En mai 2014, l'EPA a annoncé un préavis de proposition de réglementation sur les informations qui pourraient être signalées et divulguées pour les produits chimiques et les mélanges de fracturation hydraulique et les approches pour obtenir ces informations, y compris les approches non réglementaires.

Du point de vue de la santé publique, si une stimulation par fracturation hydraulique a lieu, la meilleure option est de fracturer les formations en utilisant du sable et de l'eau sans aucun additif, ou du sable et de l'eau avec des additifs non toxiques. Des additifs non toxiques sont utilisés par l'industrie pétrolière et gazière offshore, qui a dû développer des fluides de fracturation non toxiques pour les organismes marins.

Il est courant d'utiliser du diesel dans les fluides de fracturation hydraulique. Cela devrait être évité, car le diesel contient du benzène cancérigène, ainsi que d'autres produits chimiques nocifs tels que le naphtalène, le toluène, l'éthylbenzène et le xylène.

Selon la société Halliburton, "le diesel n'améliore pas l'efficacité du fluide de fracturation; c'est simplement un composant du système de livraison." Il est technologiquement faisable de remplacer le diesel par des « systèmes de distribution » non toxiques, comme l'eau ordinaire. Selon l'EPA, "des alternatives à base d'eau existent et d'un point de vue environnemental, ces produits à base d'eau sont préférables".

Les déchets pétroliers et gaziers sont souvent renvoyés et stockés dans des fosses à la surface. Souvent, ces fosses ne sont pas doublées. Mais même s'ils sont doublés, les revêtements peuvent se déchirer et contaminer le sol et éventuellement les eaux souterraines avec des produits chimiques toxiques. (En savoir plus sur les fosses.)

Comme mentionné ci-dessus, des produits chimiques toxiques sont utilisés lors des opérations de fracturation hydraulique. Les mêmes produits chimiques qui sont injectés reviennent à la surface dans les déchets reflués. De plus, les hydrocarbures provenant de la formation fracturée peuvent retourner dans les fosses à stériles. Une manière préférable de stocker les déchets serait de les renvoyer dans des réservoirs en acier.

Obtenir des informations sur les produits chimiques de fracturation : La loi exige que tous les employés aient accès à une fiche de données de sécurité (MSDS), qui contient des informations sur les risques pour la santé, les ingrédients chimiques, les caractéristiques physiques, les mesures de contrôle et les procédures de manipulation spéciales pour toutes les substances dangereuses dans la zone de travail. Les fiches signalétiques sont produites et distribuées par les fabricants et les distributeurs de produits chimiques. Il convient de noter que les fiches signalétiques peuvent ne pas répertorier tous les produits chimiques ou constituants chimiques utilisés (s'il s'agit de secrets commerciaux). Les propriétaires fonciers peuvent être en mesure d'obtenir des copies des fiches signalétiques auprès des employés de l'entreprise, des fabricants de produits chimiques ou éventuellement de représentants d'agences d'État.

Avant la promulgation de certaines lois d'État concernant la divulgation de la fracturation hydraulique et d'autres produits chimiques de forage, il existait deux sources d'information sur les produits chimiques utilisés lors du développement pétrolier et gazier. Ces sources étaient : les fiches signalétiques et les rapports de niveau II. Désormais, des informations chimiques limitées peuvent également être obtenues via des sites Web tels que Frac Focus ou des sites d'agences d'État. Mais des critiques ont été soulevées concernant les registres des fluides de fracturation, tels qu'ils ne fournissent pas suffisamment d'informations détaillées sur les concentrations et les volumes chimiques, ni ne fournissent des informations dans un format facile à utiliser.

Theo Colborn de The Endocrine Disruption Exchange a énuméré plusieurs problèmes avec les informations contenues dans les fiches signalétiques et les rapports de niveau II.

Les fiches signalétiques et les rapports de niveau II présentent de nombreuses lacunes dans les informations sur la formulation des produits. L'Occupational Safety and Health Administration (OSHA) des États-Unis ne fournit que des directives générales pour le format et le contenu des fiches signalétiques. Les fabricants des produits sont libres de déterminer quelles informations sont révélées sur leurs fiches signalétiques. Les formulaires ne sont pas soumis à l'OSHA pour examen, sauf s'ils font partie d'une inspection en vertu de la norme de communication des risques (US Department of Labor 1998). Certaines fiches signalétiques rapportent peu ou pas d'informations sur la composition chimique d'un produit. Les fiches signalétiques qui le font peuvent ne rapporter qu'une fraction de la composition totale, parfois moins de 0,1 %. Certaines fiches signalétiques ne fournissent qu'une description générale du contenu, comme « plastifiant », « polymère », tandis que d'autres décrivent les ingrédients comme « propriétaires » ou simplement une classe chimique. Dans le cadre du système réglementaire actuel, tous les "identifiants" ci-dessus sont autorisés. Par conséquent, il n'est pas surprenant qu'une étude du General Accounting Office des États-Unis (1991) ait révélé que les fiches signalétiques pouvaient facilement être inexactes et incomplètes. Les rapports de niveau II peuvent également être peu informatifs, car les exigences de déclaration varient d'un État à l'autre, d'un comté à l'autre et d'une entreprise à l'autre. Certains formulaires de niveau II incluent uniquement un nom de catégorie fonctionnelle (par exemple, « matériaux de poids » ou « biocides ») sans nom de produit. Le pourcentage de la composition totale du produit est rarement indiqué sur ces formulaires.

Rapport sur les déchets de fracturation du Dakota du Nord

Rapport sur les déchets de New York