Tendance du gaz naturel Marcellus - Marcellus natural gas trend
La tendance du gaz naturel Marcellus est une vaste et prolifique zone d' extraction de gaz de schiste de la formation Marcellus Shale ou Marcellus d' âge Dévonien dans l'est des États-Unis. La zone de schiste couvre 104 000 miles carrés et s'étend à travers la Pennsylvanie et la Virginie-Occidentale, ainsi que dans l'est de l'Ohio et l'ouest de New York. En 2012, c'était la plus grande source de gaz naturel aux États-Unis, et la production était encore en croissance rapide en 2013. Le gaz naturel est piégé dans du schiste à faible perméabilité et nécessite la méthode de complétion de puits de fracturation hydraulique pour permettre au gaz de s'écouler vers le puits de forage. L'augmentation des activités de forage dans le schiste Marcellus depuis 2008 a généré à la fois des avantages économiques et une controverse considérable.
Bien qu'avant 2008, les schistes de Marcellus étaient considérés comme ayant un potentiel de gaz naturel sans importance, on pense maintenant qu'ils détiennent le plus grand volume de gaz naturel récupérable aux États-Unis. En 2011, l'US Geological Survey a estimé que les schistes de Marcellus contenaient de 42,954 à 144,145 milliards de pieds cubes (TCF) de gaz naturel techniquement récupérable non découvert. En septembre 2012, le schiste Marcellus a dépassé le schiste Haynesville du nord-ouest de la Louisiane en tant que premier producteur de gaz de schiste et de gaz naturel global aux États-Unis. En février 2014, les puits de gaz de Marcellus ont produit 14,0 milliards de pieds cubes par jour, soit une augmentation de 42 % par rapport à l'année précédente, et comprenant 21 % de tout le gaz sec produit ce mois-là aux États-Unis. En 2018, la production avait encore augmenté d'une moyenne de 19,4 Gpi3/j et avait atteint plus de 21 Gpi3/j en décembre 2018. Cette augmentation de la production, provenant du bassin le plus productif des États-Unis, a largement contribué à la baisse significative du prix des produits naturels. gaz mais la poursuite des investissements de production semble s'essouffler face à la faiblesse des prix
Formation géologique
Les couches calcaires imperméables de l' Onondaga directement sous le Marcellus et le calcaire de Tully au sommet du Groupe de Hamilton ont emprisonné de précieuses réserves de gaz naturel dans cette formation. Le gaz est produit par la décomposition thermogénique des matières organiques dans les sédiments sous la température et la pression élevées générées après que la formation a été enfouie profondément sous la surface de la terre. La roche contient la majeure partie du gaz dans les espaces interstitiels du schiste, avec des fractures ou des joints verticaux offrant un stockage supplémentaire ainsi que des voies d'écoulement du gaz; le gaz est également adsorbé sur les grains minéraux, et le carbone dans le schiste.
Historique du développement
L'industrie savait depuis longtemps qu'il y avait du gaz dans le Marcellus, mais il « s'est produit dans des poches et des flux qui ne pouvaient pas être soutenus pour faire un puits ». Avant 2000, certains puits de gaz à faible production ont été complétés jusqu'au Marcellus, mais ceux-ci avaient un faible taux de rendement et une période de récupération du capital relativement longue. Il y a des puits à Tioga et Broome County, New York qui ont 50 ans ou plus.
De 1976 à 1992, le département américain de l'Énergie a financé le projet Eastern Gas Shales, qui a étudié de nombreuses formations de schiste de l'Est. Le projet a foré et carotté cinq puits dans le Marcellus en Pennsylvanie. Les carottes ont établi qu'il y avait d'énormes quantités de gaz dans le Marcellus et ont défini des directions de fracture qui ont été utilisées dans le forage ultérieur du puits de Marcellus. Bien que les grands volumes de gaz piégé trouvés par le projet dans le Marcellus et d'autres schistes de l'Est aient suscité l'enthousiasme, le projet a moins bien réussi à trouver des moyens de récupérer le gaz de manière économique pendant les bas prix du gaz des années 1980.
Range Resources a foré un puits infructueux dans le grès d'Oriskany en 2003. Espérant économiser de la valeur en trouvant du gaz productif dans les formations moins profondes du puits de forage, les géologues de Range ont noté que la formation de Marcellus avait certaines des mêmes propriétés que les schistes de Barnett du nord du Texas. , qui était une source prolifique de gaz. À la fin de 2004, Range a complété le puits dans le Marcellus, en utilisant des techniques de fracturation hydraulique développées pour le Barnett, et a commencé à produire le puits en 2005.
Pour extraire le gaz de schiste à des taux plus viables commercialement, le forage directionnel est effectué à des profondeurs de 7 000 à 10 000 pieds (2 100 à 3 000 m) sous terre pour atteindre la formation, puis de l'eau et un mélange de produits chimiques sont pompés dans la roche sous haute pression. dans un processus connu sous le nom de fracturation hydraulique pour libérer le gaz du schiste à faible perméabilité . Le forage horizontal à travers le schiste Marcellus perpendiculairement aux fractures verticales a mieux connecté les voies naturelles d'écoulement du gaz. Les premiers résultats montrent que les puits horizontaux de cette formation produisent du gaz à un taux plus du double de celui des puits verticaux, et à un coût global légèrement inférieur, malgré le coût initial beaucoup plus élevé du forage. Étant donné que certaines parties de cette région ont produit du gaz à partir de puits forés dans le grès plus profond de la Formation d'Oriskany , les puits plus anciens qui ne sont plus viables peuvent être réutilisés, soit en fracturant la couche de Marcellus dans le puits de forage existant, soit en refinissant le puits à l'aide de forage horizontal. dans le Marcellus. La réutilisation de l'infrastructure existante présente à la fois des avantages environnementaux et économiques, car en plus d'éviter le développement de nouveaux sites de forage et de puits, les installations de transport existantes peuvent être réutilisées.
En 2008, la formation Marcellus était devenue le centre du développement du gaz de schiste , commençant en Pennsylvanie. Les agents de crédit-bail recherchaient agressivement des superficies pour louer des droits miniers en Pennsylvanie. Le prix de location est passé de 300 $ l'acre en février à 2 100 $ en avril 2008. Seuls quatre puits Marcellus ont été forés en Pennsylvanie en 2005, mais en 2010, 1 446 puits Marcellus ont été forés en Pennsylvanie.
En 2010, Range Resources a été la première entreprise à divulguer volontairement les produits chimiques utilisés sur chacun de ses sites de fracturation hydraulique. Les premières expériences dans le canton de Mount Pleasant ont conduit à de longues batailles juridiques au sujet de la pollution de l'eau et de l'air des puits. Le porte-parole de Range Resources a affirmé que plus de 2 100 puits de Marcellus avaient été forés en Pennsylvanie en 2010 et qu'à cette époque, il y avait « des milliers de propriétaires fonciers à travers l'État qui ont signé des baux permettant aux sociétés gazières de produire sur ou sous leurs propriétés » qui ne s'étaient pas plaints. et "de nombreux propriétaires terriens heureux parmi les centaines de titulaires de bail de Range dans le comté de Washington... profitent des avantages économiques".
Fusions et acquisitions
En novembre 2008, Chesapeake Energy , qui détenait 1,8 million d'acres nets de baux pétroliers et gaziers dans la tendance Marcellus, a vendu une participation de 32,5 % dans ses baux à Statoil of Norway , pour 3,375 milliards de dollars.
L' acquisition d' East Resources par Royal Dutch Shell pour 4,7 milliards de dollars en 2010, avec une superficie dans quatre États de Marcellus, s'est démarquée parmi une vague d'acquisitions.
Infrastructure
La construction de projets d'infrastructure a été signalée en Virginie-Occidentale, en Pennsylvanie et en Ohio pour répondre à la croissance de 2008-2009, y compris pour les services de canalisation et de traitement de l'eau.
En 2010, l' usine de traitement de l'eau de Warren, dans l' Ohio , a annoncé son intention de devenir la première de l'État à accepter les eaux usées provenant du forage de schiste, tandis qu'au Sommet Marcellus 2010 à State College, en Pennsylvanie , les responsables de l'État ont annoncé qu'ils travaillaient avec les autorités locales sur problèmes de cautionnement pour les nouvelles infrastructures. En août 2010, Kinder Morgan a annoncé son intention de construire un pipeline souterrain de 230 à 240 milles de long, qui transporterait les approvisionnements de gaz naturel récupérés dans l'ouest de la Pennsylvanie de la Virginie-Occidentale à Toledo , pour finalement se connecter aux pipelines existants du Michigan et du sud de l' Ontario . Le projet, nommé Rover Pipeline , a connu de nombreux déversements au cours de son processus de construction. L' Agence de protection de l'environnement de l'Ohio a infligé à l'entreprise une amende de plus de 2,3 millions de dollars de dommages et intérêts, mais les amendes n'ont pas encore été payées.
Plusieurs projets de pipeline achevés en 2013 acheminent le gaz Marcellus vers New York et le New Jersey, et devraient entraîner une baisse des prix du gaz pour les consommateurs de ces régions. Les prolongements du pipeline Algonquin Incremental Market et Salem Lateral achemineront le gaz naturel du Marcellus jusqu'en Nouvelle-Angleterre, où les prix du gaz naturel à la consommation sont plus élevés.
L' Atlantic Coast Pipeline est un pipeline de 600 miles (970 km) qui devrait entrer en service en 2019 et tirera du gaz de la formation Marcellus en Virginie-Occidentale et se dirigera vers le sud jusqu'en Caroline du Nord.
Estimations des ressources et réserves
Les estimations de gaz naturel récupérable dans les schistes de Marcellus varient considérablement et varient encore. Notez que « ressources » et « réserves » ont des définitions différentes et sont calculées différemment. Néanmoins, le premier à se présenter avec un nombre énorme était Terry Engelder (un professeur de géosciences à l' Université d'État de Pennsylvanie , et également co-directeur avec Gary G. Lash de la société Appalachian Fracture Systems Inc., une société de conseil) qui a annoncé son calcul surprenant de gaz naturel en 2008.
Gaz récupérable estimé
- 2002, United States Geological Survey : 0,8 à 3,7 billions de pieds cubes (TCF) de gaz naturel non découvert et techniquement récupérable
- 2008, Terry Engelder, professeur de géosciences à la Pennsylvania State University (et également co-directeur avec Gary Lash de la société Appalachian Fracture Systems Inc., une société de conseil) : 363 billions de pieds cubes (10,3 billions de mètres cubes) de gaz naturel récupérable
- 2008, Gary G. Lash , professeur de géologie à l'Université d'État de New York à Fredonia (et également co-principal avec Terry Engelder de la société Appalachian Fracture Systems Inc., une société de conseil) : 49 TCF récupérables
- 2009, Département de l'Énergie des États-Unis : 262 TCF de gaz récupérable.
- 2011 United States Geological Survey : 42,954 à 144,145 billions de pieds cubes (TCF) de gaz naturel non découvert et techniquement récupérable
- 2011, US Energy Information Administration : 410 trillions de pieds cubes de gaz techniquement récupérable
- 2012, US Energy Information Administration : 141 billions de pieds cubes de gaz techniquement récupérable
Réserves prouvées
- 2010, US Energy Information Administration : 13 200 milliards de pieds cubes de gaz
- 2011, US Energy Information Administration : 31 900 milliards de pieds cubes de gaz
- 2012, US Energy Information Administration : 42,8 billions de pieds cubes de gaz
- 2015, US Energy Information Administration : 148 700 milliards de pieds cubes de gaz
Effets économiques
Emploi
Selon le Financial Post , le boom de la production de pétrole de schiste aux États-Unis, grâce au forage horizontal et à la fracturation hydraulique, a créé des milliers d'emplois et réduit la dépendance des États-Unis à l'égard du gaz importé. Au cours de la campagne présidentielle de 2012, le candidat principal du GOP, Rick Perry, a cité une étude financée par la Marcellus Shale Coalition selon laquelle la fracturation de la formation Marcellus devrait créer un quart de million d'emplois dans le cadre des politiques actuelles de l'administration Obama. L'État de New York a déclaré que la croissance des permis de forage pétrolier et gazier avait doublé entre 2000 et 2008, contribuant à 36 000 emplois et à un impact économique de 8 milliards de dollars en 2008. L'économie de la Virginie-Occidentale a augmenté de 1,3 milliard de dollars en 2009 en raison de la ruée. En 2010, la division Marcellus Shale de Range Resources a déclaré avoir produit 200 millions de pieds cubes (5,7 millions de mètres cubes) de gaz. avantages de la location de droits miniers sur leurs propriétés ». En juillet de la même année, le département américain du Travail a annoncé une subvention de 5 millions de dollars pour former des travailleurs au forage de schiste de Marcellus. À la fin de 2010, il a été signalé que davantage de plates-formes de forage se déplaçaient dans Ohio, où le schiste est plus peu profond.
Le nombre de permis délivrés par la Pennsylvanie a triplé entre 2008-2009, dont 3,5 milliards de dollars d'acquisitions foncières. Une étude parrainée par l'industrie par la Pennsylvania State University estime qu'il y aura 200 000 nouveaux emplois en Pennsylvanie d'ici 2020 si le schiste est développé à son plein potentiel. D'autre part, les chiffres du ministère du Travail et de l'Industrie de Pennsylvanie montrent qu'environ 30 000 emplois seulement ont été créés pendant le boom du gaz de 2008-2009. Il a également été constaté que les entreprises n'embauchent pas de travailleurs locaux, mais embauchent plutôt des équipes expérimentées du Texas et de l'Oklahoma pour le travail bien rémunéré sur les plates-formes de forage.
Prix du gaz
La production de gaz de Marcellus a abaissé le prix du gaz naturel dans les États du centre de l'Atlantique des États -Unis, qui dépendaient auparavant presque entièrement du gaz acheminé par gazoduc en provenance de la côte américaine du golfe du Mexique. De 2005 à 2008, les prix de gros du gaz dans les États du centre de l'Atlantique étaient de 0,23 $ à 0,33 $ par million de BTU supérieurs aux prix du principal point d'échange de la côte du golfe, le Henry Hub . L'US Energy Information Administration a signalé en 2012 que la production de Marcellus avait abaissé les prix du gaz régional à un niveau presque égal à celui d'Henry Hub, et en octobre 2013, a signalé que les marchés futurs prévoyaient que les prix du gaz des Appalaches chuteraient à 0,30 $ en dessous d'Henry Hub en 2016. De manière inattendue, Henry Le prix moyen du gaz naturel au hub en 2016 était en moyenne de 2,36 $ par million de BTU.
Une enquête du New York Times de juin 2011 sur des e-mails industriels et des documents internes a révélé que les avantages financiers de l'extraction de gaz de schiste non conventionnel peuvent être moindres qu'on ne le pensait auparavant, en raison des entreprises surestimant intentionnellement la productivité de leurs puits et la taille de leurs réserves. Le forage a ralenti en 2012 lorsque les prix du gaz ont chuté, mais Nature Conservancy prévoit que jusqu'à 60 000 puits seront forés en Pennsylvanie d'ici 2030. Un rapport de 2017 de l' Agence internationale de l'énergie prévoit que l'extraction de gaz de Marcellus augmentera jusqu'à 45% entre 2016 et 2022 en raison à une efficacité accrue malgré la baisse des prix prévus du gaz.
Politique
Fédéral
En 2005, l' Energy Policy Act a été adoptée par le Congrès, qui a exempté la fracturation hydraulique des réglementations définies dans la Safe Drinking Water Act , sauf lorsqu'elle impliquait l'injection de carburant diesel. En 2009, la loi sur la responsabilité de fracturation et la sensibilisation aux produits chimiques (FRAC) a été présentée au Congrès pour modifier la loi de 2005 sur la politique énergétique. Son objectif était de soumettre le fluide de fracturation à la loi sur la sécurité de l'eau potable, mais aurait en outre obligé les entreprises à divulguer les constituants chimiques du fluide de fracturation. La loi FRAC n'a pas dépassé l'examen du comité.
État
Une grande partie de la formation Marcellus sous-tend le bassin versant de la baie de Chesapeake, sensible à l'environnement, ainsi que le bassin de la rivière Delaware. La Commission du bassin de la rivière Delaware , qui détient la compétence réglementaire sur l'utilisation, l'extraction ou la contamination potentielle de l'eau, a pris une « détermination » qui exige que toute composante d'une opération de fracturation hydraulique dans les limites de leurs eaux de protection spéciale doit être autorisée par le DRBC, que l'opération ait été soumise ou non à un permis auparavant. Face à l'opposition à la fracturation hydraulique dans la zone du bassin versant de la ville de New York, Chesapeake Energy s'est engagée à ne pas forer sur cinq milles autour du bassin versant ; mais la société s'est opposée à toute législation comme celle présentée par Jim Brennan (D-Brooklyn), octobre 2009.
Le Département de la protection de l'environnement de Pennsylvanie (PA DEP) a apporté de nombreux changements depuis 2008, notamment en doublant le nombre de personnel d'inspection du pétrole et du gaz et en mettant en œuvre de nouvelles normes de qualité de l'eau. En 2010, les modifications apportées à la loi de Pennsylvanie concernant les exigences de tubage et de cimentation des puits ont été révisées et des inspections de routine des puits existants sont désormais requises. Les sociétés gazières sont également tenues de soumettre les résultats des tests d'eau de pré-forage à la PA DEP et aux propriétaires d'approvisionnement en eau en vertu de ces nouvelles modifications. Toujours en 2010, le Pennsylvania Environmental Quality Board a révisé les règlements concernant le traitement et l'élimination des eaux usées. Seules les eaux usées qui sont traitées dans une station d'épuration centralisée et qui répondent à certaines normes de qualité peuvent être rejetées dans les eaux de surface.
La ville de New York, en vertu du New York City Gas Fuel Code, a rendu illégal le forage dans les limites de la ville. En 2010, Pittsburgh a interdit la fracturation hydraulique dans les limites de la ville.
Depuis 2017, New York, le Vermont et le Maryland ont interdit l'utilisation de la fracturation hydraulique dans leur État.
Problèmes environnementaux
Les impacts environnementaux de la fracturation hydraulique des schistes de Marcellus sont divers. Les effets sur les eaux de surface, les eaux souterraines , le trafic, l'activité sismique et la santé humaine sont discutés ici. Les autres problèmes associés comprennent l'élimination de l'eau produite, la sécurité du forage, la fragmentation des forêts, l'empiètement sur les communautés résidentielles, les émissions de méthane et la remise en état des terres .
Utilisation de l'eau
La fracturation hydraulique massive du Marcellus utilise de trois à cinq millions de gallons d'eau par puits, généralement prélevée dans les eaux de surface. En Pennsylvanie, les prélèvements pour la fracturation de Marcellus représentent 0,2 % de l'utilisation totale de l'eau à l'échelle de l'État. En raison des prélèvements importants d'eau de surface, de nombreux plans d'eau peuvent connaître une salinisation et un réchauffement accrus.
La Susquehanna River Basin Commission , qui supervise cette autre partie du bassin versant, et le Pennsylvania Department of Environmental Protection , ont ordonné la suspension des opérations de plusieurs puits en mai 2008 parce que les eaux de surface étaient détournées par les foreurs sans les permis et précautions nécessaires. pour protéger les cours d'eau des eaux de ruissellement contaminées ont été remis en question.
Les eaux de surface
Les trois principales voies de contamination des eaux de surface résultant de l'extraction du gaz de schiste sont les déversements d' eau produite , le déversement illégal d'eaux usées et un traitement inadéquat avant le rejet de l' eau produite . Les deux polluants les plus courants associés aux déversements sont les solides dissous totaux et la conductivité ; l'augmentation de la conductivité peut être principalement attribuée aux concentrations de bromure et de chlorure .
Eaux souterraines
Les émissions de gaz fugitives peuvent s'infiltrer dans les aquifères locaux autour des plateformes de puits de fracturation hydraulique à travers des fractures souterraines naturelles, ainsi que celles créées pendant le processus de fracturation hydraulique. Dans de nombreux cas, il y a un manque important de données de référence pour déterminer si la migration du méthane peut être attribuée à l'extraction de gaz ou si elle se produit naturellement. Des études récentes évaluant les concentrations de gaz rares, les isotopes stables des hydrocarbures et les ratios de carbone moléculaire ont été utilisées pour déterminer si la source de contamination par le méthane est due à l'extraction de gaz. Des analyses ont également été effectuées pour tester la présence de composés de carburant diesel afin de comprendre si la contamination de l'aquifère provenait d'une infiltration de surface ou d'une migration souterraine. La déstabilisation de la roche environnante peut provoquer la migration involontaire de matériaux de fracturation hydraulique ou d'eaux usées dans les puits d'injection. Une étude de 2013 qui a évalué les données de 1701 puits d'eau dans le comté de Susquehanna, dans le nord-est de la Pennsylvanie , a conclu que le méthane était courant dans les puits d'eau et que la présence de méthane est mieux corrélée à la topographie et à la géochimie des eaux souterraines, plutôt qu'aux activités d'extraction de gaz de schiste. Les auteurs ont conclu que "Cette découverte suggère que l'extraction de gaz de schiste dans le nord-est de la Pennsylvanie n'a pas entraîné d'impacts régionaux du gaz sur les ressources en eau potable".
Le Département de la protection de l'environnement de Pennsylvanie a conclu que les puits de gaz de Marcellus avaient causé la contamination par du méthane dissous jusqu'à 15 puits d'eau domestique dans le canton de Dimock, dans le comté de Susquehanna, en Pennsylvanie . Cette conclusion est contestée par Cabot Oil & Gas Corp., qui a été citée pour avoir causé la contamination. Il est également contesté par d'autres résidents de longue date de la région qui ont noté que des niveaux élevés de méthane étaient présents depuis plus de 60 ans avant la fracturation hydraulique à Dimock . La loi de l'État de Pennsylvanie établit une « présomption réfutable » pour la contamination survenant dans les puits d'approvisionnement en eau à proximité des puits de pétrole et de gaz, ce qui signifie que la loi tient automatiquement les opérateurs pétroliers et gaziers responsables de la contamination dans les puits d'eau à proximité, à moins que les entreprises ne puissent démontrer qu'elles n'étaient pas responsables . La nouvelle loi sur le pétrole et le gaz de Pennsylvanie adoptée en février 2012 a augmenté la distance de présomption réfutable autour de chaque puits de pétrole et de gaz, de 1 000 pieds à 2 500 pieds, et a augmenté le délai de 6 mois à un an après le forage, l'achèvement ou la modification d'un bien ennuyer.
Émissions de méthane
En 2018, les scientifiques de l' Environmental Defense Fund ont découvert que l'industrie du schiste de Marcellus en Pennsylvanie émet deux fois plus de méthane que ce qui est signalé au Pennsylvania Department of Environmental Protection . Une étude a indiqué que les grands puits de schiste de Marcellus ont perdu 0,3 % de leur gaz, tandis que les 70 000 puits de gaz conventionnels de Pennsylvanie forés dans des formations peu profondes perdaient environ 23 % de leur gaz ; cependant, la quantité totale d'émissions de méthane en 2015 était à peu près équivalente pour les deux types de puits. Les nouvelles normes de l'État nécessiteront une surveillance périodique des puits pour éviter les super-émetteurs.
Trafic
Il y a également des impacts du trafic plus lourd et de la construction autour des puits d'extraction et d'injection qui peuvent augmenter l'érosion et entraîner la sédimentation dans les cours d'eau environnants. Les ingénieurs du ministère des Transports de Pennsylvanie ont documenté les dommages causés par les camions lourds et les pétroliers. Les dommages comprennent l'écrasement des tuyaux de drainage, les nids-de-poule, l'orniérage et la défaillance par fatigue de la chaussée. Le coût de ces réparations est souvent beaucoup plus élevé que ce que le ministère des Transports de Pennsylvanie est autorisé à facturer pour l'utilisation des routes. En plus de causer des dommages aux routes, lorsque les camions lourds et les camions-citernes roulent sur les terres agricoles, ils compactent le sous-sol, ce qui augmente le ruissellement et diminue la productivité des cultures pendant des années. Les écologistes s'inquiètent également de l'impact écologique sur les forêts lorsque les arbres sont coupés pour faire place aux routes d'accès.
Activité sismique
Youngstown, Ohio a subi un tremblement de terre de magnitude 4,0 le 31 décembre 2011, le 11e tremblement de terre de la région en 10 mois. Les experts pensent qu'il s'agit d' une sismicité induite déclenchée par l'évacuation des eaux usées des puits de gaz Marcellus dans des puits d'injection souterrains de classe II . Le Ohio Seismic Network (OhioSeis) du ministère des Ressources naturelles de l' Ohio a déterminé que les tremblements de terre de 2011 sont distincts de l'activité sismique précédente dans la région en raison de leur proximité avec le Northstar 1, un puits d'injection profond de classe II. Tous les tremblements de terre ont été regroupés à moins d'un mile autour du puits. L'ODNR a alors ordonné à l'entreprise d'arrêter ses opérations et de boucher le puits. L'ODNR a continué de signaler une augmentation de l'activité sismique jusqu'en 2017 dans l'est de l'Ohio à proximité des puits d'injection.
Problèmes sociaux
Impacts sur la santé humaine
La dépendance vis-à-vis de l'eau de puits non traitée dans les régions rurales du Marcellus laisse les communautés fortement désavantagées en cas de contamination de l'aquifère. Il a été constaté que les concentrations de méthane dans l'eau de puits à moins d'un kilomètre d'un puits de gaz actif étaient 17 fois plus élevées que dans celles en dehors de la zone de production de gaz active. L'eau produite comprend des matières radioactives naturelles, ainsi que des niveaux élevés de saumure, de baryum, de strontium et de radium. À des niveaux d'exposition élevés, il a été démontré que ces contaminants provoquent des éruptions cutanées, des nausées, des douleurs abdominales, des difficultés respiratoires, des maux de tête, des étourdissements, des irritations des yeux, de la gorge et des saignements de nez. Les résidents sont également exposés à une myriade de polluants atmosphériques par le biais de mécanismes tels que la ventilation des puits et le torchage . Les composés organiques volatils, les particules diesel et le méthane se trouvent à des niveaux élevés autour des puits de production, souvent à des concentrations qui dépassent les directives de l'EPA pour les risques cancérigènes pour la santé. Malheureusement, aucune étude n'a été menée pour tenter de quantifier les impacts cumulatifs de multiples expositions à de faibles doses.
De plus, il y a des impacts négatifs sur la santé mentale. Les membres de la communauté des gisements de gaz souffrent d'anxiété, de dépression, d'inquiétudes quant au mode de vie, à la santé des enfants, à la sécurité, à la sécurité financière, aux changements de paysage et à l'exposition aux toxines.
Affaires juridiques
Liste des cas en cours identifiés dans le « Résumé des litiges relatifs à la fracturation hydraulique » du 28 octobre 2017.
| Année remplie | Nom du cas | Statut | État |
|---|---|---|---|
| 2009 | Maring contre Nalbone | En attente | New York |
| 2011 | Baker c. Anschutz Exploration Corp | Fermé | New York |
| 2008 | Siers c. John D. Oil and Gas Co | Installé | OH |
| 2009 | Payne c. Ohio Valley Energy Systems Corp. | Installé | OH |
| 2010 | Alford c. East Gas Ohio Co. | Verdict du jury confirmé | OH |
| 2012 | Boggs contre Landmark 4 LLC | Installé | OH |
| 2012 | Mangan v. Landmark 4, LLC | Installé | OH |
| 2016 | Crothers c. Statoil USA Propriétés onshore | En attente | OH |
| 2009 | Zimmermann c. Atlas America, LLC | Installé | Pennsylvanie |
| 2009 | Fiorentino (Ely) c. Cabot Oil and Gas Corp. | Verdict du jury en attente | Pennsylvanie |
| 2010 | Stephanie Hallowich, H/W, c. Range Resources Corporation | Installé | Pennsylvanie |
| 2010 | Berish c. Southwestern Energy Production Co. | Fermé | Pennsylvanie |
| 2010 | Armstrong c. Chesapeake Appalachia, LLC | En attente | Pennsylvanie |
| 2010 | Bidlack contre Chesapeake Appalachia, LLC | Fermé | Pennsylvanie |
| 2010 | Otis contre Chesapeake Appalachia, LLC | Fermé | Pennsylvanie |
| 2011 | Burnett contre Chesapeake Appalachia, LLC | Rejeté | Pennsylvanie |
| 2011 | Phillips c. Chesapeake Appalachia, LLC | Installé | Pennsylvanie |
| 2011 | Becka c. Antero Ressources | Installé | Pennsylvanie |
| 2011 | Dillon c. Antero Resources | Installé | Pennsylvanie |
| 2011 | Kamuck c. Shell Energy Holdings GP, LLC | Décidé | Pennsylvanie |
| 2012 | Roth c. Cabot Oil & Gas Corporation | Installé | Pennsylvanie |
| 2012 | Manning c. WPX Energy Inc. | Installé | Pennsylvanie |
| 2012 | Kalp contre WPX Energy Appalachia, LLC | Installé | Pennsylvanie |
| 2012 | Haney v. Range Resources | En attente | Pennsylvanie |
| 2012 | Butts c. Southwestern Energy Production Company | Installé | Pennsylvanie |
| 2013 | Bezjak c. Chevron Appalachia LLC | En attente | Pennsylvanie |
| 2013 | Leighton contre Chesapeake Appalachia, LLC | Installé | Pennsylvanie |
| 2013 | Brown contre WPX Appalachia LLC | Installé | Pennsylvanie |
| 2013 | Russell contre Chesapeake Appalaches | En attente | Pennsylvanie |
| 2014 | Arbitrage entre J. Place et Chesapeake | Décidé | Pennsylvanie |
| 2014 | Chaffee c. Talisman Energy USA Inc. | Décidé | Pennsylvanie |
| 2014 | Tiongco c. Southwestern Energy Production Co. | En attente | Pennsylvanie |
| 2014 | Lauff c. Range Resources - Appalachia LLC | En attente | Pennsylvanie |
| 2014 | Chito c. Hilcorp Energy Company | Rejeté | Pennsylvanie |
| 2015 | Dubrasky c. Hilcorp Energy Company | Fermé | Pennsylvanie |
| 2015 | Baumgardner c. Chesapeake Appalaches | En attente | Pennsylvanie |
| 2017 | Kemble c. Cabot Oil & Gas Corporation | Rejeté | Pennsylvanie |
| 2017 | Cabot Oil & Gas Corporation c. Speer | En attente | Pennsylvanie |
| 2010 | Magers contre Chesapeake Appalachia, LLC | Installé | VM |
| 2010 | Hagy c. Equitable Production Co. | Rejeté ; Affirmé | VM |
| 2010 | Teel contre Chesapeake Appalachia, LLC | Rejeté ; Affirmé | VM |
| 2011 | Whiteman c. Chesapeake Appalachia, LLC | Décidé; Affirmé | VM |
| 2011 | Rine contre Chesapeake Appalachia, LLC | Installé | VM |
| 2011 | Bombardiere c. Schlumberger Technology Corp | Rejeté | VM |
| 2011 | Cain c. XTO Energy Inc | Installé | VM |
| 2011 | Perna c. Réserve pétrolière et gazière, Inc | Rejeté | VM |
| 2010 | Dent c. Chesapeake Appalachia, LL | Installé | VM |
| 2013 | Dytko c. Chesapeake Appalachia, LLC | Rejeté | VM |
| 2014 | Locker c. Encana Oil and Gas (USA) Inc. | En attente | VM |
| 2014 | Bertrand c. Gastar Exploration | En attente | VM |
| 2016 | Easthom c. EQT Production Co. | Installé | VM |
D'autres cas fédéraux concernant l'extraction de gaz dans le Marcellus peuvent être consultés ici.