JULY 2010

  

Affirming 

Gasland  

A de-debunking document in response to specious and misleading 
gas industry claims against the film. 
 

Dear audience, press, and peers: 
 
I have been overwhelmed by the amazing, positive responses to the film. From the incredible reviews, the 
great HBO ratings, the effusive and impassioned response to our website and Facebook page, the powerful 
responses of the news media and the thousands of audience members at sold-out community screenings, I 
am humbled that 

Gasland 

has been so well received and is helping to bring the crisis of gas drilling in the 

USA to greater attention. 

Even before its release, the significance of the film was not lost on the gas industry. In the March 24th 
edition of the 

Oil and Gas Journal

, Skip Horvath, the president of the Natural Gas Supply Association said 

that 

Gasland 

is “well done. It holds people’s attention. And it could block our industry.” 

Although I am thoroughly dismayed and disappointed in the recent attacks on the veracity of 

Gasland 

and 

on my credibility as a filmmaker and journalist by Energy-In- Depth and other gas-industry groups, I can’t 
say that I am surprised. 

When I was investigating gas drilling across the United States, I heard time after time from citizens that the 
industry disputed the citizens’ claims of water and air contamination and denied responsibility for their 
health problems and other problems related to drilling. 

I now know how the people in my documentary feel, to have the things they know to be true and the 
questions they are raising so blatantly discounted and smeared. It is truly unfortunate that the gas-drilling 
industry continues to deny what is so obvious to Americans living in gaslands across the nation instead of 
taking responsibility for the damage they are causing. 

I am issuing the following point-by-point rebuttal of their claims, not because I feel obligated to address 
what are clearly falsehoods and smear tactics, but to show the depth of the industry’s assault on the truth and 
to point out their obfuscations, misleading spin on information, and attempts to shut down questions about 
their practices. We will be continuing to do the work necessary to have the film seen as much as possible 
and to offer the 

Gasland 

team’s expertise as we move forward. 

First, to reveal the accusers

: 

Energy-In-Depth

 

(E-I-D) is a PR firm/lobbying group funded by the American 

Petroleum Institute. It is a source of neither journalistic integrity nor educated opinion. There are no authors 
named on the document “Debunking GasLand,” but you can learn a bit about who they are 

here.

 

We wish both E-I-D and the gas industry as a whole would behave differently towards people living in 
gaslands across the globe. We urge them to see the problems that theyare causing and move swiftly to 
correct them — and if they cannot, to cease the practice of hydraulic fracturing immediately. 

Please see our responses below to their claims. 

I hope that you, too, continue to investigate the truth of gas drilling so that you can help us protect water, 
air, and public health from this unregulated industry. 

Thanks in advance for reading this statement. I hope it will be a resource and a jumping- off point for your 
continued research. 

Josh Fox 

www.gaslandthemovie.com

 

2

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010

 

Note:

 We have gone to our amazing team of experts to 

Affirm 

Gasland.

 You will see a tagline of 

the person responding to each point. Participating in this affirmation are 

Barbara Arrindell,

 

cofounder and director of Damascus Citizens for Sustainability; 

Ron Bishop,

 PhD, lecturer in 

chemistry and biochemistry at SUNY Oneonta; 

Steve Coffman,

 author, educator, and former chair 

of Committee to Preserve the Finger Lakes; 

Anthony R. Ingraffea,

 PhD, the D.C. Baum professor 

of engineering at Cornell University; 

Weston Wilson,

 retired EPA environmental engineer and 

myself; with additional comments from 

James Barth,

 member of the steering committee of 

Damascus Citizens for Sustainability; 

Laurie Spaeth,

 founding blogger of www.Un-

NaturalGas.org; 

Maura Stephens,

 who edited. 

 

Our Rebuttals in BLACK 

E-I-D in ORANGE 

LINKS in BLUE 

In 

“Debunking GasLand,”

 

E-I-D writes: 

For an avant-garde filmmaker and stage director whose previous work has been recognized by the 
“Fringe Festival” of New York City, HBO’s decision to air the GasLand documentary nationwide 
later this month represents Josh Fox’s first real foray into the mainstream – and, with the potential to 
reach even a portion of the network’s 30 million U.S. subscribers, a potentially significant one at 
that.... 

JOSH: 

This is the beginning of a recurring little rant on my life's work thus far, which is as artistic director 
of the innovative theater company 

International WOW

. I am happy to be associated with avant-garde 

work, the cutting edge of the art form.  

My company, International WOW, however, is far from being a fringe/unknown group. Our work 
has been produced all over the world and is the recipient of numerous awards and grants. Last year 
International WOW was nominated for a

 

Drama Desk Award

 for our production 

Surrender, 

which 

was a collaboration with decorated Iraq War Veterans. International WOW Company has received 
five prestigious MAP fund grants, NEA, NYSCA and FORD foundation funding, several 
fellowships from the Asian Cultural Council, and many other accolades. I am very proud of the more 
than 25 full-length works of the company, and I think the company's

 innovative working methods 

and aesthetics are at work in 

Gasland

.  

If you want to know more about International WOW Company, please visit our website: 

www.internationalwow.com

. 

E-I-D Writes: 

Misstating the Law 

[Quoting 

Gasland

] (6:05) "What I didn’t know was that the 2005 energy bill pushed through 

Congress by Dick Cheney exempts the oil and natural gas industries from Clean Water Act, the 
Clean Air Act, the Safe Drinking Water Act, the Superfund law, and about a dozen other 
environmental and Democratic regulations. " 

This assertion, every part of it, is false. The oil and natural gas industry is regulated 

under every 

single one of these laws

—under provisions of each that are relevant to its operations. See this fact 

sheet for a fuller explanation of that. 

 

 

3

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010

 

JOSH: 

The first major section of E-I-D’s piece is a denial that the industry is exempt from most major 
environmental laws. This is a blatant falsehood. 

We will go into this in detail below, but first, let’s let NRDC set the record straight. Click 

this link 

for a complete spreadsheet of the EXEMPTIONS.   

WESTON WILSON: 

Gasland

 asserts that the effect of the 2005 Energy Policy Act was to remove EPA oversight from 

hydrofracking. It is well established that hydrofracking fell within the regulatory provisions of the 
Safe Drinking Water Act and that the Bush/ Cheney administration actively pushed for 
hydrofracking exemptions in the Energy Policy Act of 2005. Therefore, it is patently disingenuous 
for “Debunker” to claim otherwise. 

WESTON WILSON’s extensive comments on EXEMPTIONS, please see the extended reading 
section starting on page 24. 

E-I-D: 

Far from being “pushed through Congress by Dick Cheney,” the Energy Policy Act of 2005 earned 
the support of nearly three-quarters of the U.S. Senate (74 “yea” votes), including the top Democrat 
on the Energy Committee; current Interior Secretary Ken Salazar, then a senator from Colorado; and 
a former junior senator from Illinois named Barack Obama. In the U.S. House, 75 Democrats joined 
200 Republicans in supporting the final bill, including the top Democratic members on both the 
Energy & Commerce and Resources Committees.  

STEVE COFFMAN: 

In his second week in office, George W. Bush created the energy task force, officially known as the 

National Energy Policy Development Group, with Vice President Dick Cheney as chairman.

 In 

its mission, NEPDG aimed to: “develop a national energy policy 

designed to help the private 

sector.

 . . .” 

Only when pressed by EPA chief Christie Todd Whitman did Cheney remove a recommendation to 
exempt fracturing from the task force’s final report. Whereupon, the Bush/Cheney Energy Bill of 
2003 included a provision to exempt fracturing from EPA drinking water regulation — but Congress 
removed the provision from the final draft. 

Whereupon, in the Energy Policy Act of 2005, Congressmen James Inhofe of Oklahoma and Joe 
Barton of Texas inserted language to “Amend the Safe Drinking Water Act of 1996 to exempt 
hydraulic fracturing related to oil and gas production . . . and, thus, exclude this practice from . . . 
regulations related to the protection of underground sources of drinking water.”  

E-I-D:  

[Quoting from 

Gasland

] (6:24) “But when the 2005 energy bill cleared away all the restrictions, 

companies … began to lease Halliburton technology and to begin the largest and most extensive 
domestic gas drilling campaign in history – now occupying 34 states.” 

Once again, hydraulic fracturing has never been regulated under SDWA – not in the 60-year history 
of the technology, the 36-year history of the law, or the 40-year history of EPA. Given that, it’s not 
entirely clear which “restrictions” in the law Mr. Fox believes were “cleared away”  

 

 

4

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010

 

by the 2005 energy bill. All the bill sought to do was clarify the existing and established intent of 
Congress as it related to the scope of SDWA. 

Interest in developing clean-burning natural gas resources from America’s shale formations began to 
manifest itself well before 2005. The first test well in the Marcellus Shale in Pennsylvania, for 
example, was drilled in 2004. In Texas, the first wells in the prolific Barnett Shale formation were 
spudded in the late 1990s. But even before natural gas from shale was considered a viable business 
model, energy producers had been relying on hydraulic fracturing for decades to stimulate millions 
of wells across the country. The technology was first deployed in 1948.  

JOSH: 

This is a common industry tactic, to claim that hydraulic fracturing [HF] has been used for 60 years. 
This is deliberately misleading.  

The new hydraulic fracturing that has brought about so much attention in the last few years is 
different in many ways from the historic fracturing:  

1) 

the pressure used is much higher and the duration of the frack job is longer. 

Today HF employs 

typically 13,500 pounds of pressure per square inch, whereas earlier HF was less than 10,000 pounds 
per square inch.  
2)  the volume of water used: two to seven million gallons per frack, with 

Multi Stage Fracks

 lasting 

up to three or four days, at 1,000 gallons per minute  
3)  the combination of HF with 

horizontal drilling,

 a huge new aspect, and  

4) 

the complexity of the chemical cocktail used in the process.

 

However, the industry frequently contradicts itself, wanting to tout both the reassurance that this 
technique is tried and true and that it has created an innovative technology that unlocks gas that was 
previously not considered recoverable. The industry touts the "new technological breakthrough" of 
HF as unlocking the 

Marcellus shale in ways that could not have been done years ago.

  

On Chesapeake Energy's Hydraulic Fracturing 

"

fact

"

 site, this contradiction is evident: "Hydraulic 

fracturing, commonly referred to as fracing, is a proven 

technological advancemen

t which allows 

natural gas producers to safely recover natural gas from deep shale formations. This 

discovery

 has 

the potential to.... [emphasis added].” Later in the 

same passage

 we get the same refrain: "Hydraulic 

fracturing has been used by the oil and gas industry since the 1940s..." 

To READ MORE on the TECHNICAL ASPECTS of HIGH-PRESSURE FRACKING, see 
extended reading section starting on page 24.

 

E-I-D:

  

The contention that current energy development activity represents the "largest … drilling campaign 
in history" is also incorrect. According to EIA, more natural gas wells were developed in 1982 than 
today. And more than two times the number of petroleum wells were drilled back then as well, 
relative to the numbers we have today. Also, while it may (or may not) be technically true that 
fracturing activities take place in 34 states, it’s also true that 99.9 percent of all oil and gas activity is 
found in only 27 U.S. states (page 9, Ground water Protection Council report). 

JOSH:                                                                                                                                              

This is yet another obfuscation of the facts that is disproven quickly by looking up the very chart  

 

 

 

5

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010 

that E-I-D references. While it is true that in 1982 there were more gas wells drilled than in 2010 
(and by the way, we're not done with 2010 yet), 

Gasland

 states that since 2005 a huge upswing in 

drilling took place. 

The chart that E-I-D references

 in this section shows this. Between 2005 and 

2009, more gas wells were drilled in the US than at any time in history.  
But what is even more significant is that leasing in unconventional drilling area plays throughout the 

34 states was incredibly active

 (follow this link and click on "drilling areas"), and that once the 

SDWA exemption came in, the gas industry charged forth into these areas full force and began 
planning for huge drilling campaigns in those regions, most notably perhaps in the 

Marcellus shale 

in NY/PA/OH/WV

, the Barnett Shale in the Fort Worth area, the Haynesville Shale in 

Louisiana/Arkansas, and the other major shale plays. 

E-I-D: 

 [Quoting from 

Gasland

] (32:34) "The energy task force, and $100 million lobbying effort on behalf 

of the industry, were significant in the passage of the ‘Halliburton Loophole’ to the Safe Drinking 
Water Act, which authorizes oil and gas drillers exclusively to inject known hazardous materials, 
unchecked, directly into or adjacent to underground drinking water supplies. It passed as part of the 
Bush administration’s Energy Policy Act of 2005."  

Not content with simply mischaracterizing the nature of existing law, here Fox attempts to assert that 
the law actually allows energy producers to inject hazardous chemicals “directly into” underground 
drinking water. This is a blatant falsehood. Of course, if such an outrageous thing were actually true, 
one assumes it wouldn’t have taken five years and a purveyor of the avant-garde to bring it to light. 

JOSH: 

This claim echoes the common industry line, “There has never been a proven case of water 
contamination caused by hydraulic fracturing.” Industry representatives and lobbyists said this over 
and over again in the film. It’s a carefully worded sentence that contains two major deceptions:  

1)  The word “proven” — How can you prove something that has never been investigated? HF has 
never been investigated fully by the EPA. The fact that non-naturally-occurring chemicals 
specifically associated with HF fluids and drilling muds are showing up in people’s water supplies is 
the first level of proof; E-I-D denies the testimony of the citizens. Very tricky wording, which belies 
the real truth. Quite deliberately. 
2)  The words 

"

hydraulic fracturing

"

 The industry here defines HF here as the moment underground 

fractures are split — and not the entire drilling process. The industry could never claim that there has 
never been a proven instance of water contamination due to the whole process of GAS DRILLING, 
but when they confine their definition to the single moment of the underground fracturing — a part 
of the process that has never been investigated — they can legally deny the obvious. 

E-I-D also claims here that hydraulic fracturing does not inject toxic fluids directly into drinking 
water supplies. Not true! Of course it does; in fact

, that is the biggest problem with HF — and it is 

exactly what the SDWA exemption allows.

  

Their continual pot-shots at the 

avant-garde

 are also disappointing, not to mention puerile. 

FURTHERMORE, drilling muds, which are multifunctional including acting as lubricants for the 
drill bit in the initial drilling process  

contain hazardous chemicals,  T

hey are injected directly  

 

 

6

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010 

into the aquifers as this initial drilling is into the raw earth before the well is cased. Indicators and 
substances related to the initial drilling and the drilling muds such as arsenic, barium, and strontium 

have been found in our subjects’ water tests

 just after drilling.  

Also see:  

http://ithaca.wishingwellmagazine.org/blogs/tompkins-weekly/2010/03/health-impacts-

gas-drilling-examined

  

http://carbonwaters.org/tag/drinking-water-contamination/

   

WESTON WILSON: 

The Energy Policy Act of 2005 defines hydraulic fracturing, unless the fluids contain diesel, as not 
subject to the Safe Drinking Water Act. Other provisions of the SDWA prohibit direct injection of 
hazardous materials directly into drinking water sources. Water underground that can be or is used 
for drinking water is known as an “underground source of drinking water” (USDW).  

The disingenuous E-I-D response here is that direct injection of hazardous materials was not a 
provision of the Energy Policy Act of 2005, but that is not the context of Josh’s statement here. The 
context of Josh’s statement is that 

all drillers must drill through USDWs to get to the natural gas.

 

Josh’s statement is accurate: the “Halliburton loophole” exempted HF wells from being tested under 
the SDWA for their mechanical integrity, which would have determined if they were adequately 
sealed to prevent hazardous materials from entering directly into a USDW or into an adjacent 
USDW (which could happen if the HF well releases methane and hazardous materials upwards into 
a USDW).  

JOSH on fracking with diesel, a federal crime: 

In spite of the fact that the fracking companies were not supposed to use diesel to 

frack, they did it 

anyway.

 As reported by 

The New York Times

 in February 2010, "Two of the world's largest oil-field 

services companies [Halliburton and BJ Services] have acknowledged to Congress that they used 
diesel in hydraulic fracturing after telling federal regulators they would stop injecting the fuel near 
underground water supplies."  

E-I-D: 

The subsurface formations that undergo fracture stimulation reside thousands and thousands of feet 
below formations that carry potable water. These strata are separated by millions of tons of 
impermeable rock, and in some cases, more than two miles of it. 

JOSH: 

That target layers of fracking are far below underground drinking water sources was never contested 
by 

Gasland. 

We don't know why fracking chemicals and fugitive natural gas are getting into water 

supplies, we just know that they are. Again, there has never been a thorough nationwide 
investigation by a highly qualified government agency. But that is beginning to change. The nine 
major fracking companies are currently being 

investigated by the U.S. Congress

. The 

EPA has been 

examining water contamination in Pavillion,

 Wyoming for the past year and is now scoping a major 

two-year study of HF at the behest of Congress

. 

E-I-D: 

Once again, to characterize the bipartisan 2005 energy bill as having a “loophole” for hydraulic 
fracturing requires one to believe that, prior to 2005, hydraulic fracturing was regulated by EPA 
under federal law. But that belief is mistaken. And so is the notion that the 2005 act contains a  

 

 

7

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010

 

loophole for oil and natural gas. As stated, hydraulic fracturing has been regulated ably and 
aggressively by the states. 

WESTON WILSON: 

But not so ably or aggressively as to prevent the well-documented oil and gas production problems 
in 

Garfield County

, Colorado; 

Pavilion, Wyoming

; 

DISH, Texas

; or 

Dimock, Bradford County, 

and 

Hickory

, 

Pennsylvania

. 

More

. 

JOSH: 

It should be noted that generally the state DEP (Department of Environmental Protection) or DEC 
(Department of Environmental Conservation) or DEQ (Department of Environmental Quality) or 
DEQC (Department of Environmental Quality Control) does not have adequate budget or staff to 
investigate, inspect, or monitor HF wells — especially as they are spreading so rapidly. Exempting 
HF from federal law leaves this responsibility to the 

states that have been overwhelmed by the 

drilling

. For example, in 

New Mexico there are only 18 inspectors

 to deal with 99,000 gas wells. It’s 

simply not possible for so few people to track so many wells. 

E-I-D: 

[Quoting 

Gasland

]

 

(1:32:34)

 

"Diana DeGette and Maurice Hinchey’s FRAC Act [is] a piece of 

legislation that’s one paragraph long that simply takes out the exemption for hydraulic fracturing to 
the Safe Drinking Water Act."  

Here Fox is referring to the 2008 iteration of the FRAC Act, not the slightly longer (though equally 
harmful) 2009 version of the bill. The legislation does not, as its authors suggest, "restore" the Safe 
Drinking Water Act to the way it was in 2004. It calls for a wholesale re-writing of it. 

JOSH: 

E-I-D is stating that the FRAC Act is "harmful." This is a strange choice of words when we are 
talking about restoring Safe Drinking Water Act protections. The SDWA aims to protect 
underground drinking water supplies from harmful chemical injection. So here E-I-D states that the 
Safe Drinking Water Act is considered "harmful" to the gas industry. (The FRAC Act and other 
efforts to regulate HF are in fact 

being advanced

 and negotiated currently.) 

E-I-D: 

Here’s the critical passage from the FRAC Act: "Section 1421(d)(1) of the Safe Drinking Water Act 
is amended by striking subparagraph (B) 

and inserting

: (B) includes the underground injection of 

fluids or propping agents pursuant to hydraulic fracturing operations related to oil and gas 
production activities." 

Why would you need to "insert" new language into a 36-year-old statute if all you were looking to 
do is merely "restore" it? 

JOSH: 

The insertion is to make it crystal clear that the bill is a reaction to the injection of fracking fluids 
and the t

housands of documented cases

 of contamination. 

 

 

 

 

 

8

 

 

Affirming Gasland - July 2010 

On FLAMMABLE TAP WATER and Its CAUSES 

JOSH: 

I am taking this point out of order because it is so important to the film I want to address it near the 
beginning of this document: 

E-I-D claims: 

Mike Markham in 

Gasland

]: Fox blames flammable faucet in Fort Lupton, Colo. on natural gas 

development. But that’s not true according to the Colorado Oil & Gas Conservation Commission 
(COGCC). “Dissolved methane in well water 

appears to be biogenic [naturally occurring] in 

origin

. … There are no indications of oil & gas related impacts to water well.” (complaint resolved 

9/30/08, signed by John Axelson of COGCC) 

JOSH: 
Biogenic gas can migrate as a result of gas drilling.

  And hiding behind “biogenic” gas 

classification is yet another common industry obfuscation tactic.   

 

E-I-D asserts that the gas that Mike Markham lights at his tap was classified as “biogenic” by the 
Colorado Oil and Gas Conservation Commission, so therefore the problem cannot be attributed to 
drilling. This is a very misleading assertion, and it is false in several ways.  

A distinction is being made here between “biogenic” and “thermogenic” natural gas. “Biogenic” gas 
is created by decomposing organic material, and is found in pockets close to the surface. 
“Thermogenic” natural gas is created by intense pressure in underground rock formations and can 
come only from deeper layers (including shale, which are targeted by fracking). The different types 
of gas can be identified by isotopic tests that “fingerprint” the gas. However, gas fingerprinting 
simply identifies the gas. 

It does not identify the migratory pathway of the gas

 — a key omission.  

Just because Mike Markham’s gas is “biogenic” doesn’t mean that its migration into water supplies 
was not caused by drilling. 

I asked Dr. Anthony Ingraffea, the D. C. Baum Professor of Engineering at Cornell University, 
whose research for more than 30 years has involved structural mechanics, finite element methods, 
and fracture mechanics

: "Can drilling and/or hydraulic fracturing liberate biogenic natural gas 

into a fresh water aquifer?"

  

His reply:

 "Yes, definitely.

 The drilling process itself can induce migration of biogenic gas by 

disturbance of previously blocked migration paths through joint sets or faults, or by puncturing 
pressurized biogenic gas pockets and allowing migration through an as-yet un-cemented annulus, or 
though a faulty cement job. The hydraulic fracturing process is less likely to cause migration of 
biogenic gas; however, the cumulative effect of many, closely spaced, relatively shallow laterals, 
each fracked (and possibly re-fracked) numerous times, could very well create rock mass 
disturbances that could, as noted above, open previously blocked migration paths through joint sets 
or faults." 

So, just because the COGCC labeled the gas "biogenic" doesn’t mean that they actually looked into 
how it got there. As Professor Ingraffea states above, there are several ways that drilling and 
fracking can cause biogenic natural gas to migrate into aquifers. COGCC did not conduct a hydro-
geologic study to determine the migratory pathways of the gas into the water supply — despite 
citizens' conviction that the problems with their water happened after fracking occurred nearby. 

 

 

9

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010 

At the very top of the 

Gasland

 interview with Mike Markham and his partner, Marsha Mendenhall, 

they state very clearly their intense frustration with the COGCC. Holding up the jar of their 
contaminated water, they explain that the COGCC had ruled that their contamination had nothing to 
do with gas drilling. This fact is not hidden by the film.  

Renee McClure, who also had flammable tap water, expressed frustration with the COGCC as well, 
stating: "I thought that the Colorado Oil and Gas Conservation Commission was there for the people. 
They are not there for the people, they are there to work and help the oil and gas companies. And I 
asked them—who's there for the people? And he told me, 'NOBODY, call an attorney!' " Renee 
McClure was also told her methane contamination was naturally occurring. Both Markham and 
McClure stated on the record that their water got worse after nearby fracking and gas-drilling 
activity had occurred. (And in both cases, water tests showed other contaminants related to oil and 
gas production in their water wells, which is a fact that E-I-D leaves out.) 

There are striking similarities between the industry's and regulators' responses in Weld County, 
Colorado and Dimock, Pennsylvania. In both cases, citizens had a fundamental distrust of the state 
regulatory agency, and in both cases gas companies called the gas "biogenic" until the claim was 
either disproved or additional cases of “thermogenic” gas contamination surfaced. 

Widespread frustration with state agencies Like COGCC and PA DEP 

Frustration among citizens with their state agencies was very common in my travels, in Colorado, in 
Pennsylvania, in Texas, and in Arkansas. Citizens pointed out time and time again how they felt 
their state environmental agencies were not up to the job, or even worse, were in cahoots with the 
gas companies. In Dimock, Pennsylvania, we were told that Cabot Oil and Gas and DEP reps often 
walked in together with an air of camaraderie; in Texas, complaints about the Texas Commission on 
Environmental Quality (TCEQ) and the Railroad Commission were rampant. It is indeed part of the 
thesis of 

Gasland

 that state agencies are either overwhelmed or not to be trusted when it comes to 

gas drilling. Mike and Marsha make that point quite clearly. Among folks living in gaslands, state 
agencies are not living up to their responsibilities to protect citizens and are widely suspected of 
corruption. 

I also experienced the same frustration with the Colorado Oil and Gas Conservation Commission 
(COGCC) and Pennsylvania Department of Environmental Protection. Dave Neslin, the COGCC 
executive director, scheduled an interview with me and then promptly canceled it when I asked him 
to sign a production release.  

We included that refusal in the film. PA DEP secretary John Hanger said there was no contamination 
of Dimock’s water in the beginning of his interview, but he promptly reversed his position when I 
offered him some Dimock water to drink, stating that the families that had been contaminated had 
been given replacement water by the gas companies. 

Biogenic/thermogenic reversal in Dimock 

As pointed out before, just because the gas industry says the gas is biogenic doesn’t mean that it 
actually is. 

When I got to Dimock I called Cabot Oil and Gas spokesman Ken Komoroski to ask about Dimock's 
flammable tap water. He gave me the same explanation, saying that Dimock's water had been 
flammable prior to drilling and that the gas was biogenic. A few months later the PA DEP did 
extensive testing that showed that the gas was in fact thermogenic. (You can see the  

10

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010 

attached PDF

 with PA DEP’s findings on the subject and Cabot Oil and Gas’s plea to DEP to not 

identify the gas as “Marcellus” gas.) Here is a key quote from a PA DEP internal memo on the 
subject. 

Sent: 

Thursday, January 29, 2OO9 6:54 AM 

To: Burch, Kelly; Bowman, Kenneth 
cc: sherman, Michael D; Schwartz, Ronald; Lobins, craig; Bialosky, Donald; carmon, Mark;Bedrin, 
Michael; Sexton, Barbara (DEP) 
Subject: 

RE: Stray gas incident - Dimock Twp,, Susquehanna County 

 

 

“Based on the existing geochemical data set, we can conclude that the origin of the stray gases 
detected in the Florentino and sautner [sic] water wells (nine samples analyzed thus far: two = stray 
gas, seven = potential sources) is thermogenic in origin, consistent with natural gas from Devonian 
production. The gas found in these water wells is not consistent with microbial gas that occurs in 
some shallow aquifer systems.” 

However, Cabot Oil and Gas's first response, like the gas industry's first response to 

Gasland

, was to 

try to discredit the claim. Ken Komoroski stated that Dimock residents either had gas in their water 
from before the drilling, which all the citizens dispute, or that somehow magically at exactly the 
same time as drilling started, an unrelated source of natural gas began to migrate into their water 
supply.  

Proven examples of “thermogenic” natural gas in water supplies 

Just because Mike Markham’s gas may or may not be biogenic doesn’t mean that all of the examples 
of lighting water on fire in the film are due to biogenic gas.  

This leads me to discuss the case of Mike and Marsha and Renee's neighbors, Amee and Jesse 
Ellsworth, who are featured in the film just after Mike and Marsha. They light their water on fire in 
the film. Unlike Mike and Marsha, the methane in their water was ruled “thermogenic” by the 
COGCC, to have come directly from the deeper layers, i.e., from the layers targeted by gas drilling. 
Amee and Jesse’s tests were done a year after Mike and Marsha’s tests, which could indicate that 
thermogenic gas was pushing biogenic gas up to the surface. Biogenic would come up first into the 
aquifer as in Mike’s 2008 test followed by Amee’s thermogenic gas, tested in 2009. 

WHAT HAPPENED TO THESE FAMILIES: 

I will state again, that in neither case did the COGCC do any real hydro-geologic surveying; they 
only labeled the gas as “thermogenic” or “biogenic” and then walked away, leaving Mike and 
Marsha, Renee, and Amee with no option but to start hauling water into their houses from a nearby 
municipal water source, move away and start over, or enter into a negotiation with the gas company 
for water.  

Of the three cases, Mike and Marsha chose hauling water. They go to town once or twice a week to 
buy water from a coin-operated machine, as detailed in the film.  

Renee McClure moved out of the area, presumably because of her water and health problems in 
Weld County.  

Amee and Jess Ellsworth chose to negotiate with the gas company and have now been silenced, 
compelled to sign a non-disclosure agreement. I checked in with Amee recently to see how she  

 

11

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010 

was doing. She said, with regret in her voice, “I can’t talk to you about gas.” She can no longer talk 
on the record about what happened to her. I don’t know the details, but I do know that she is still 
being delivered water by the company. She cannot speak to me or anyone about the gag order she 
was compelled to sign, I found out from a third party. She had to trade her silence for water. At that 
moment, the truth lost a very powerful and articulate voice. Without water, you cannot sell your 
property, and without water you cannot stay on your property. Amee and Jesse’s backs were against 
the wall; they took the only way out of the nightmare. They sold their first amendment rights for 
water. 

In Dimock, the water problems continue. Cabot Oil and Gas is supplying water to 32 families as 
ordered by PA DEP, (up significantly from the 4 families that John Hanger notes in the film). In 
Hickory PA, replacement water is rampant, with some reports stating that over 200 families are 
receiving replacement water in exchange for non- disclosure agreements. Why should people have to 
sign an NDA to get clean water after a multi-billion-dollar corporation contaminates their water? Is 
it right for people to have to trade their silence for what should be their right? 

CONCLUSION on biogenic or thermogenic gas: 

Whether the gas is determined biogenic or thermogenic, we believe the citizens when they say the 
problem happened post-drilling and post-fracking. Testing of the drinking water in Dimock prior to 
drilling showed no gas of any kind in any significant quantities. 

The industry is using this 

biogenic/thermogenic distinction, often with the collusion of state agencies 

who are not properly 

investigating, to dispute citizen’s claims of contamination,

 but it has 

no basis in science. 

E-I-D: 

[following previous statement] Context from our friends at ProPublica: “Drinking water with 
methane, the largest component of natural gas, isn't necessarily harmful. The gas itself isn't toxic—
the Environmental Protection Agency doesn't even regulate it — and it escapes from water quickly, 
like bubbles in a soda.” (Abrahm Lustgarten, ProPublica, 4/22/09)  

STEVE COFFMAN

 

But Debunker might not have been so snarky had he quoted the entire passage the above quote was 
deviously plucked from. 

“

Drinking water with methane, the largest component of natural gas, isn't necessarily harmful. The 

gas itself isn't toxic -- the Environmental Protection Agency doesn't even regulate it -- and it escapes 
from water quickly, like bubbles in a soda. 

But the gas becomes dangerous when it evaporates out of the water and into people’s homes, where 
it can become flammable. It can also suffocate those who breathe it. According to the Agency for 
Toxic Substances and Disease Registry, a part of the U.S. Department of Health and Human 
Services, as the concentration of gas increases it can cause headaches, then nausea, brain damage 
and eventually death.” 

READ the ProPublica piece by Abrahm Lustgarten, "COLORADO STUDY LINKS 
METHANE in WATER to DRILLING," whence the E-I-D excerpt came, in our extended 
reading section starting on page 24.  

 
 

 

12

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010

 

E-I-D: 
Misrepresenting the Rules  

(1:00:56) “Because of the exemptions, fracking chemicals are considered proprietary … The only 

reason we know anything about the fracking chemicals is because of the work of Theo Colborn … 

by chasing down trucks, combing through material safety data sheets, and collecting samples.” 

With due respect to eminent environmental activist and former World Wildlife Fund staffer Theo 

Colborn, no one has ever had to "chas[e] down a truck" to access information on the materials used 

in the fracturing process. 

That’s because there’s actually a much easier way to obtain that information: simply navigate to this 

website hosted by regulators in Pennsylvania, this one from regulators in New York (page 130), this 

one for West Virginia, this one maintained by the Ground Water Protection Council and the U.S. 

Department of Energy (page 63), and this one on the website of Energy In Depth. 

JOSH: 

Theo’s chemical lists were published at least two years before John Hanger’s DEP published the list 
of the chemicals on the PA DEP website in the spring of 2009. Activist groups like Damascus 
Citizens in Pennsylvania  had complained that the 

DEP was stating that the process used no fracking 

fluids, only “water and sand.”

 Of course, after they released the list, the DEP asserted that they never 

said that fracking used only water and sand.  

Dr. Theo Colborn’s research is 

here. 

 

WESTON WILSON: 

This is Orwellian reasoning indeed — as it was not until Dr. Colborn published her data on HF 
fluids that these data became available in the NY Supplemental Generic Environmental Impact 
Statement (SGEIS). The Groundwater Protection Council (GWPC) and Department of Energy 
(DOE) source entitled “Shale Gas: A Primer,” prepared by ALL Consultants, lists only classes of 
chemicals and their function in the well—there are no CAS (Chemical Abstracts Service) numbers 
provided by the GWPC/DOE. CAS registry numbers are unique numerical 

identifiers

 

for 

chemical 

elements

, 

compounds

, 

polymers

, biological sequences, mixtures and 

alloys

. Yet neither the West 

Virginia statement cited by E-I-D, nor the E-I-D list contain CAS numbers, which are necessary to 
identify the chemical and its toxicity.  

http://en.wikipedia.org/wiki/CAS_registry_number - cite_note-crc-1#cite_note-crc-1

  

Chemical Abstracts Service

 (CAS), a division of the 

American Chemical Society

, assigns these 

identifiers to every chemical that has been described in the literature. The intention is to make 
database searches more convenient, as chemicals often have many names.  

JOSH: 

Gas companies also told NY DEC

 that frack fluid was just water and sand. 

E-I-D:

 

(1:03:33) Dr. Colborn: “Once the public hears the story, and they’ll say, ‘Why aren’t we out there 
monitoring’? We can’t monitor until we know what they’re using. There’s no way to monitor. You 
can’t.” 

Theo continues to investigate and discover more chemicals. Her list is up to 944.  

According to environmental regulators from Josh Fox’s home state of Pennsylvania, “

Drilling 

companies must disclose the names of all chemicals to be stored and used at a drilling site

 ... 

These plans contain copies of material safety data sheets for all chemicals ... This information is on 
file with DEP and is available to landowners, local governments and emergency responders.” 

 

13

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010

 

JOSH:

 

Although I applaud PA DEP's disclosure of some of the fracking chemicals, its list is still incomplete 
and 

lists certain chemicals as "proprietary"

 (At the link, see the listing for Super Pen, among others, 

third page, fourth column)  

E-I-D: 

Environmental regulators from Fox’s 

adopted

 state of New York also testify to having ready access 

to this information. From the NY Dept. of Environmental Conservation (DEC) information page: 
“The [state] is assessing the chemical makeup of these additives and will ensure that all necessary 
safeguards and best practices are followed.” 

According to the Ground Water Protection Council (GWPC), “[M]ost additives contained in fracture 
fluids including sodium chloride, potassium chloride, and diluted acids, present low to very low risks 
to human health and the environment.” GWPC members include state environmental officials who 
set and enforce regulations on ground water

 

protection and underground fluid injection.

 

WESTON WILSON: 

PA DEP requires, as do most states, that MSDS (materials safety data sheets) be posted on chemicals 
shipped and stored. The purpose of an MSDS is to provide information to a first responder, such as a 
fireman, in the case of spill or fire. Dr. Theo Colborn [of the 

Endocrine Disruption Exchange

] 

obtained various MSDS sheets from chemicals shipped for the purposes of HF. However, MSDS 
sheets do not contain CAS numbers. Dr. Colborn provided them where the chemical name was 
specific, but about 50 percent or so of these MSDS sheets lack a specific chemical name, and some 
MSDS sheets simply claim ‘proprietary’ status and list none of the chemicals in that container

. 

STEVE COFFMAN: 

E-I-D rightly tells us that lists of hundreds of added chemicals have recently been divulged in PA 
and NY. But E-I-D fails to add that the 

specific 

chemical formula of each individual well’s fracking 

is still being held by companies as "proprietary trade secrets." 

JOSH: 

MSDS sheets are photographed in the film, as are some of the chemicals' health effects, which 
include cancer and acute aquatic toxicity. Of course, what all this means is that the industry is 
acknowledging that they are injecting toxic chemicals in huge quantities underground. Most of this 
fluid stays under the ground. Only 25 to 50 percent of the toxic, non-biodegradable material is 
recovered. The rest is just left there, infused into the landscape forever or until it can be cleaned, 
which is enormously expensive and high in energy costs as well. To 

build a treatment plant for New 

York City's water supply would cost $20 billion

 and would cost approximately $1 million a day to 

run. As a 

Tennessee Water Fact Sheet

 points out, "Once groundwater becomes contaminated, it is 

extremely costly and sometimes impossible to clean up." 

E-I-D:

 

Mischaracterizing the Process 

(6:50) “[Hydraulic fracturing] blasts a mix of water and chemicals 8,000 feet into the ground. The 
fracking itself is like a mini-earthquake. … In order to frack, you need some fracking fluid – a mix 
of over 596 chemicals.” 

As it relates to the composition of fluids commonly used in the fracturing process, greater than 99.5 
percent of the mixture is comprised of water and sand. The remaining materials, used to help deliver 
the water down the wellbore and position the sand in the tiny fractures created in the  

 

 

14

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010

 

formation, are typically components found and used around the house. The most prominent of these, 
a substance known as guar gum, is an emulsifier more commonly found in ice cream. 

STEVE COFFMAN (who fortunately has a sense of humor): 

Yum.  

Never mind that typical fracking chemicals like BE-6, Aldecide G, FDP-S798, and Borate 
Crosslinker J532 are carcinogenic, mutagenic, causes of chemical pneumonia, and highly toxic to 
aquatic organisms.  

These you would find in ice cream of the Jim Jones frozen Kool-Aid variety. And a great majority of 
the 596 are similarly delectable!

 

RON BISHOP: 

"Where guar gum is used as a thickener, it is used along with a borax-type cross-linker and requires 
significant addition of biocides to prevent microbes from feasting on the guar gum. Then, when it's 
time to 'break' the gel, breaker additives — all of them toxic — must be used to thin the slurry so it 
can return from the well. A popular blend with guar gum includes "hydrotreated light petroleum 
distillates" (deodorized kerosene). This mixture is extremely toxic."  

E-I-D: 

From the U.S. Dept. of Energy / GWPC report: “Although the hydraulic fracturing industry may 
have a number of compounds that can be used in a hydraulic fracturing fluid, 

any single fracturing 

job would only use a few of the available additives

 [not 596!]. For example, in [this exhibit], there 

are 12 additives used, covering the range of possible functions that could be built into a fracturing 
fluid.” (page 62) 

WESTON WILSON: 

The industry can claim that 99.5 percent is sand and water or that a particular HF fluid only contains 
12 chemicals, but since the industry doesn’t submit any of its HF fluids for government testing due 
to proprietary claims, this remains an unknown by any state or the EPA. That is the point of the 
FRAC Act, to require that disclosure.  

Note that guar gum is food for bacteria underground, so a biocide is always used in HF fluids that 
contain gaur gum to prevent bacteria from fowling and clogging the well.  

Of the 596 chemicals on Dr. Colborn’s 2009 list, approximately 2/3 lack either a CAS number or 
have a CAS number but lack any published toxicity information in the scientific literature (source: 
personal communication with Dr. Chris Poulet, ASTDR toxicologist in Denver.) Dr. Colborn’s 
current list is just under 1000 chemicals. 

E-I-D:

 

As it relates to the composition of fluids commonly used in the fracturing process, greater than 99.5 
percent of the mixture is composed of water and sand.  

BARBARA ARRINDELL does the math: 

According to basic arithmetic, this 0.5% is actually 

20 tons of chemicals per million gallons of 

water. 

Their 99.5% of water and sand is by weight, so even figuring the sand as weighing the same 

as water (to keep this simple), even though we know that it is denser (sand sinks when swirled 
around with water) . . . water weighs 8.35 pounds per U.S. gallon: 8.35 pounds per gallon  

 

 

15

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010 

times 1,000,000 gallons (this is the million gallons of water and sand) times .005 (this is the 0.5%) = 
41,750 pounds. 

41,750 pounds divided by 1 ton (2,000 pounds) = 

20.875 tons of chemicals,  So over 20 tons of 

chemicals are used with every million gallons of water. 

 

LAURIE SPAETH:  

This claim takes advantage of the difference between percent by weight and percent by volume. The 
.5 percent to 1 percent of additives frequently cited by industry is reckoned by weight, which, given 
that water is denser than many of the additives, misleadingly gives the impression to the public of a 
lower 

volume

 of additives as a percentage of volume of water.

 

RON BISHOP: 

Typical hydrocarbon density is about 0.7 kilograms per liter; water is 1.0 Kg/L. An insidious effect 
of this density difference is that organic compounds in aqueous brine solutions (in flowback fluids, 
for example) will float to the surface. So, additives that make up 0.5 % of the bulk solution are much 
more concentrated at the surface of a holding pit, where some will affect the air quality of 
'downwinders.'"  

JOSH: 

A note on the deceptively named 

Groundwater Protection Council.

 During U.S. Representative 

Maurice Hinchey's cross-examination of Scott Kell of the GWPC before Congress in June 2004 (the 
hearings excerpted in 

Gasland)

, Kell was forced to admit that 

the GWPC takes large contributions 

from the oil and gas industry

 and, unlike true conservation/water advocacy groups, the GWPC often 

sides with industry

. In 

Gasland,

 Scott Kell of 

GWPC testifies against reinstating the SDWA

 for HF 

before Congress.  

Most of these fracking chemicals are highly toxic. For example, one of the chemicals used is

 2 

Butoxy Ethanol.  

2BE. 

Learn about 2BE from Dr. Theo Colborn.  

E-I-D:

 

In the documentary, Fox graphically depicts the fracturing process as one that results in the absolute 
obliteration of the shale formation. In reality, the fractures created by the procedure and kept open by 
the introduction of proppants such as sand are typically less than a millimeter thick. 

JOSH: 

Journalist Abrahm Lustgarten of ProPublica describes the process as "brute force," deploying 

"enough pressure to strip paint off of a car."

 But, to be clear, in the film we don’t show the shale 

formation being obliterated. We show it being fractured: cracks open up and liquid rushes through. 
The fracking process is extremely violent, loud, and intense. When I have been on site 

during frack 

jobs

, the noise from the trucks and equipment is deafening, and the ground rumbles and shakes. You 

can feel it coming up though the soles of your shoes. 

E-I-D: 

(50:05) “Each well completion, that is, the initial drilling phase plus the first frack job, requires 
1,150 truck trips.” 

·  Suggesting that every well completion in America requires the exact same number of truck trips is 
absurd. As could be guessed, the number of trips required to supply the well site with the needed 
equipment and personnel will vary (widely) depending on any number of factors. 

 

 

16

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010

 

·  As it relates to a source for Fox’s identification of “1,150 truck trips,” none is given – although it 
appears he may have derived those numbers from a back-of-the-envelope calculation inspired by a 
chart on page 6-142 of this document from NY DEC. As depicted on that page, the transportation of 
new and used water supplies, to and from the wellsite, account for 85 percent of the trips 
extrapolated by Fox. 

JOSH: 

This statistic of 1,150 truck trips comes directly from the NY State Department of Environmental 
Conservation's 

Draft Supplemental Environmental Impact Statement

, the agency's official projection 

on truck traffic. 

STEVE COFFMAN elaborates: 

Josh Fox’s figure is well within the ballpark of experience and expectations. This from NY DEC’s 
dSGEIS (6.13.1): 

Truck Traffic for a Single Pad of Eight Wells 

Drill Pad and Road Construction Equipment    10 – 45 Truckloads 

 

Drilling Rig                   60 Truckloads 

 

Drilling Fluid and Materials          200 – 400 Truckloads 

 

Drilling Equipment (casing, drill pipe, etc.)    200 – 400 Truckloads 

 

Completion Rig                 30 Truckloads 

 

Completion Fluid and Materials         80 – 160 Truckloads 

 

Completion Equipment – (pipe, wellhead)        10 Truckloads 

 

Hydraulic Fracture Equipment (pump trucks, tanks) 300 – 400 Truckloads  

Hydraulic Fracture Water         3,200 – 4,800 Tanker Trucks 

 

Hydraulic Fracture Sand              160 – 200 Trucks 

 

Flow Back Water Removal        1,600 – 2,400 Tanker Trucks 

 

That’s as many as 8,900 truckloads for one pad. Or an average of 1,112 truckloads per well (and, at 
some point, one would presume that those trucks are going to have to go 

back,

 too.) 

JOSH: 

It should be noted here that these estimations of truck traffic were averages. I also chose not to 
emphasize the highest figures. I worked with the middle ground. DEC says that these companies use 
400-600 truck trips for water. My figure of 1,150 comes from using the number 500 for truck trips 
for water, so 1,150 is the mid-range. So some frack jobs require more, some less. 

E-I-D: 

Unrepresented in this chart is the enormous growth in the amount of produced water that is currently 
being recycled in the Marcellus – with industry in Pennsylvania reusing and recycling on average 
more than 

60 percent of its water

, according to the Marcellus Shale Coalition.

  

WESTON WILSON: 

The Marcellus Shale Coalition is an industry consortium, and its claims, generally, are theirs and 
theirs alone. See 

SourceWatch

  

PROFESSOR INGRAFFEA weighs in on "Recycling" and "Air Drilling": 

When the industry began commercial scale development in Pennsylvania about three years ago, 
“recycling” was not even being attempted by most companies. It is another example of the  

 

17

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010 

technology-come-lately approach of the industry wherein new technologies are developed only after 
a foreseeable problem becomes a major safety/environmental issue. 

READ MORE on RECYCLING in the extended reading section starting on page 24. 

E-I-D:

 

According to GWPC: “

Drilling with compressed air is becoming an increasingly popular

 

alternative to drilling with fluids due to the increased cost savings from both reduction in mud costs 
and the shortened drilling times as a result of air based drilling.” (page 55) 

PROFESSOR INGRAFFEA:  

E-I-D should have included the reference for this quotation. 

Here it is, and note the year of 

publication: 

Singh, M. M., Jr. The Pennsylvania State University. Goodwin, Robert J. Gulf 

Research and Development Company.

 1965. 

Mechanism of Drilling Wells with Air as the Drilling 

Fluid. 

SPE 1052-MS.

  

Drilling with compressed air probably 

was

 becoming “increasingly popular” in 1965. It is deceptive 

to imply that gas shale wells with total lengths of 10,000 feet or more can be drilled completely with 
compressed air. They can’t, and [E-I-D] know it. Compressed air drilling is used only in the upper 
section of the vertical portion of a well.  

Further, to be honest and thorough, the E-I-D review should have finished the above quotation from 
the GWPC report by continuing on its Page 55 to note: “Air drilling is generally limited to low-
pressure formations, such as the Marcellus shale in New York.”  
The citation of this neglected part of the complete quote is: Kennedy, J. 

Technology Limits 

Environmental Impact of Drilling

. Drilling Contractor. July/August 2000. 33-35.  

Please show us your industry data from test wells in the Marcellus in New York that it is, in fact, a 
“low pressure formation.”  

Please tell us where/how you are disposing of used drilling mud and wet cuttings?  

WESTON WILSON: 

By the way, this is a misprint by E-I-D, since page 55 of the shale primer does not discuss 
compressed air drilling. Page 55 deals with pits, and is referenced later in this critique by E-I-D 
correctly regarding pits. 

BARBARA ARRINDELL: 

Drilling with compressed air is also highly 

explosive

. 

E-I-D:

 

(51:12) “Before the water can be hauled away and disposed of somewhere, it has to be emptied into 
a pit – an earthen pit, or a clay pit, sometimes a lined pit, but a pit – where a lot of it can seep right 
back down into the ground. 

·  The vast majority of energy-producing states – 27 in total, including all the ones to which Fox 
travels for GasLand – have explicit laws on the books governing the type of containment structures 
that must be used for temporarily storing flowback water. A number of producers today choose to 
store this water in steel tanks, eliminating all risk of that water re-entering the surrounding 
environment. 

GWPC (May 2009) “In 23 states, pits of a certain type or in a particular location must have a natural 
or artificial liner designed to prevent the downward movement of pit fluids into the  

 

18

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010

 

subsurface. … Twelve states also explicitly either prohibit or restrict the use of pits that intersect the 
water table.” (page 28-29) 

GWPC (April 2009): “Water storage pits used to hold water for hydraulic fracturing purposes are 
typically lined to minimize the loss of water from infiltration. … In an urban setting, due to space 
limitations, steel storage tanks may be used.” (page 55) 

JOSH: 

Energy-In-Depth's own website features 

a virtual tour of a gas well which includes a waste pit.

 

Everywhere I went, 

evaporation pits

 to hold waste were used. They are common practice in most 

states, as most energy producers don't "choose" to use safer means. Many pit liners I saw were 
leaking, full of holes and in some instances, the pit liner, along with the fluids had been 

ground up 

and buried

 by a backhoe when the well was put on line.  

E-I-D:

 

[Accusing Josh Fox/

Gasland 

of] Flat-Out Making Stuff Up 

(53:36) “The Pinedale Anticline and the Jonah gas fields [of Wyoming] are directly in the path of the 
thousand year old migration corridor of pronghorn antelope, mule deer and sage grouse. And yeah, 
each of these species is endangered, and has suffered a significant decline of their populations since 
2005.” 

WESTON WILSON: 

E-I-D makes it claims about "endangered," which they put in quotes, since "endangered" usually 
refers to a specific government shorthand, meaning the word "endangered" is used only when 
explicitly referring to a species listed by the USFWS as officially "endangered" pursuant to Section 
7 of the Endangered Species Act.  

The Bureau of Land Management does consider that in Pinedale Anticline Project Area (PAPA) in 
Wyoming, oil and gas activities could significantly impact the sage grouse particularly by noise from 
drilling, which interferes with sage grouse breeding at their leks (places where male grouse call 
females), see 

http://www.blm.gov/pgdata/etc/medialib/blm/wy/field-

offices/pinedale/papadocs.Par.50955.File.dat/PAPA-SGNoiseRpt.pdf

). 

A recent report by the Wyoming Wildlife Consultants, LLC, states: "Consistent with the 2008 
annual report, the 2009 data [suggest] that sage-grouse are avoiding habitats near natural gas 
development with relatively high levels of activity." See: 

http://www.prnewswire.com/news-

releases/greater-sage-grouse-study-interim-results-released-89934752.html

. 

 

BARBARA ARRINDELL:  
Greater Yellowstone herds are down 46 percent.

  

The Jonah gas field is in the Greater Yellowstone ecosystem. It had herds of pronghorn, mule deer, 
and elk numbering 100,000 and was down more than 46 percent as of 2007. For at least 6,000 years, 
a herd of pronghorn have been migrating a 160-mile round trip, the longest land migration of any 
animals in the lower 48. These sturdy animals, who survive snowstorms, coyotes, badgers, bears, 
subdivisions, and SUVs, may not survive the industrial zone that the Jonah fields have been 
transformed into by fracking: 

http://www.youtube.com/watch?v=H_lod2O2H2k&feature=related

.

 

Mule deer abundance steadily declined by 46 percent in the first four years of [gas] development 
(2000-2004) and then appeared to stabilize in the fifth year (2005). The WGFD reported a 19 percent 
decline in deer numbers for the entire herd following the severe 2003-2004 winter,  

 

19

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010 

leading to the conclusion that the additional 27 percent reduction in the study area is likely the result 
of a combination of emigration and reduced survival rates. Read more from the summary at 

http://www.ourpubliclands.org/resources/SawyerSummary

. 

This linked from scientific studies on that page: 

http://www.ourpubliclands.org/resources

 

 are links to a 

dozen

 studies of the degradation of populations of big game and other wildlife, and in 

particular mule deer, sage grouse, different kinds of fish, etc. Look at the summaries and then the 
full articles. They are quite clear and well written. 

E-I-D:

 

[Quoting 

Gasland

]

 

(8:07) “And now they’re coming east. They’re proposing 50,000 gas wells along 

a 75-mile stretch of the Delaware River and hundreds of thousands more across New York, 
Pennsylvania, Ohio and West Virginia. From 1972 until now – my whole life – all of this has been 
protected.” 
·  Not even the most optimistic scenario for future development in the Marcellus Shale in general, or 
along the Delaware River in particular, 

comes anywhere close

 to 50,000 natural gas wells. A recent 

study by Penn State Univ. projects that by the year 2020, producers will have developed 3,587 shale 
gas wells. A study conducted for policymakers in the Southern Tier of New York predicted a 
maximum of 4,000 wells for that region. 

·  Where Fox comes up with his 50,000 figure is unknown. The protections to the area apparently in 
place since 1972 to which he refers are also unknown 

(19:27) “One thing was resoundingly clear: If the industry’s projections were correct, then this 
would be the end of the Catskills and the Delaware River Basin as we knew it. And it would mean a 
massive upheaval and redefinition of all of New York State and Pennsylvania.” 

·  According to the Energy Information Administration, Pennsylvania is already home to 55,631 
active natural wells; New York, according to DEC, is home to roughly 14,000. Again, even 
assuming the most active development scenario, Marcellus wells are expected to account for less 
than 10 percent of all wells in these two states over the next 10 to 20 years – not exactly the type of 
dramatic “upheaval” and “redefinition” that Fox suggests in his film.

 

JAMES BARTH:  

Andrew Maykuth, in the article "Gas Drilling Going Deep" published in the 

Philadelphia Inquirer

 

on March 14, 2010, writes the lease-holding acreage for the 18 top gas companies in the Marcellus 
Shale area amounts to 13,717 square miles under control of these lease companies. 

Chesapeake Energy Corporation, among other industry sources, has claimed that 

eight horizontal 

wells on one pad per square mile is a current optimum production plan.

 Indeed, in western 

Pennsylvania, this is being borne out by the first few years of Marcellus drilling. These figures are 

initial, and

 

conservative, extraction averages.  

As we have seen, 

the industry revises as it learns, and things change

, and that 

normally results 

in an increase,

 not a decrease, in numbers.  

Even if only one-half of that leased acreage is drilled 

at that rate, it would result in 54,868 wells. 

And again, this is for 

only the top 18 

gas companies out of a much larger number that are operating 

in the Marcellus Shale. 

On a separate note, Steve McConnell, writing in the 

Wayne Independent 

on January 23, 2009 

("Oregon Township May See Natural Gas Drilled"), referred to the 

partnership between  

20

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010

 

Chesapeake and StatoilHydro:

 “The companies will also enter a strategic alliance to 

explore 

natural gas deposits worldwide.

 In Marcellus, the companies could develop 

between 13,500 and 

17,000 horizontal wells

 during the next 20 years, covering more than 32,000 leases 

in 

Pennsylvania, New York, West Virginia and Ohio.

” This stated goal 

by Chesapeake alone

 

wildly contradicts

 the 3,587 figure. Mr. Fox’s projection has nothing to do with the year 2020.  

Energy-In-Depth is misleading, to say the least. 

As to the upper Delaware River Basin, the four counties that make up the acreage in the basin — 
Delaware, Sullivan, Wayne and Pike — total 3,712 square miles. According to Professor Anthony 
Ingraffea, who has a PhD in rock fracture mechanics, has taught at Cornell for 33 years, and who 
developed computer simulations on hydraulic fracturing for Sclumberger, Exxon, the Gas 
Technology Institute, and the National Science Foundation over a 20-year period, calculated that we 

can expect an average of eight directional wells per square mile, over 70 percent of the land.

 

He has based his calculations on the numbers provided by Chesapeake and Professor Terry Engelder 
of Penn State. 

This conservative, initial estimate would amount to 20,787 horizontal wells in 

these four counties of the upper Delaware River Basin alone.

  

Recently, Deborah Goldberg, the lead attorney for Earthjustice, attended a forum sponsored by 
Energy Vision. Ms. Goldberg quoted David Spigelmyer, a vice president of government relations for 

Chesapeake,

 as saying the company is 

considering increasing the optimum average number of 

horizontal wells to 18 per pad, per square mile.

 If this revision were to take place, then 

development over the same area would increase to 46,771 wells.

  

The point is, everyone is projecting numbers, and the industry itself has changed them radically over 
the past two years. Who is to say that only 70 percent of the land will be drilled in this fashion?  

 

 

STEVE COFFMAN: 

Another recent study by Penn State University projects the Marcellus Shale to be more than 10 times 
as big as the Texas Barnett Shale, which already has more than 10,000 active wells. Similarly, 
Anthony Ingraffea predicts 

80,000 wells in New York and 100,000 in Pennsylvania.

 Sierra Club 

member Carl Arnold, in a press conference speech to promote a moratorium on hydrofracking (June 
11, 2010), said, “We can expect, conservatively, about 65,000 wells drilled across the Southern 
Tier. 

The Hudson Valley Business Journal 

states that an estimated 200,000 wells will be sunk

.”  

E-I-D:

 

(31:32) “In 2004, the EPA was investigating a water contamination incident due to hydraulic 
fracturing in Alabama. But a panel rejected the inquiry, stating that although hazard materials were 
being injected underground, EPA did not need to investigate.” 

JOSH: 

This voiceover was corrected before 

Gasland'

s release on HBO. Note that the only correction was to 

the 

scope

 of the EPA study. EPA was investigating water contamination incidents 

across the 

country,

 not only in Alabama. The court case is mentioned below in Weston Wilson’s extensive 

comments on the exemptions.  

 

READ MORE on EXEMPTIONS in the extended reading section starting on page 24. 

 

 

21

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010

 

E-I-D:

 

·  No record of the investigation described by Fox exists, so E-I-D reached out to Dr. Dave Bolin, 
deputy director of Alabama’s State Oil & Gas Board and the man who heads up oversight of 
hydraulic fracturing in that state. In an email, he said he had 

“no recollection”

 of such an 

investigation taking place. 

·  That said, it’s possible that Fox is referring to EPA’s study of the McMillian well in Alabama, 
which spanned several years in the early- to mid-1990s. In 1989, Alabama regulators conducted four 
separate water quality tests on the McMillian well. The results indicated no water quality problems 
existed. In 1990, EPA conducted its own water quality tests, and found nothing. 

·  In a letter sent in 1995, then-EPA administrator Carol Browner (currently, President Obama’s top 
energy and environmental policy advisor) characterized EPA’s involvement with the McMillian case 
in the following way: “Repeated testing, conducted between May of 1989 and March of 1993, of the 
drinking water well which was the subject of this petition [McMillian] 

failed to show any 

chemicals that would indicate the presence of fracturing fluids

. The well was also sampled for 

drinking water quality, and no constituents exceeding drinking water standards were detected.” 

JOSH: 

As stated earlier, fracking in the 1980s and '90s was very different from fracking now; therefore, 
results from testing between '89 and '93 is not relevant to looking at the widespread contamination 
today. 

READ more on HIGH-PRESSURE FRACKING in the extended section starting on page 24. 

E-I-D:

 

(1:28:06) “Just a few short months after this interview, the Pennsylvania Department of 
Environmental Protection suffered the worst budget cuts in history, amounting to over 700 staff 
either being fired or having reduced hours and 25 percent of its total budget cut.” 

· DEP press release, issued January 28, 2010: “Governor Edward G. Rendell announced today that 
the commonwealth is strengthening its enforcement capabilities. At the Governor's direction, the 
Department of Environmental Protection 

will begin hiring 68 new personnel

 who will make sure 

that drilling companies obey state laws and act responsibly to protect water supplies. DEP also will 
strengthen oil and gas regulations to improve well construction standards.” 

BARBARA ARRINDELL:  

See this link for how many firings and total cuts:  

http://republicanherald.com/news/environmental-

protection-suffers-deep-state-budget-cuts-1.338592

  

http://www.pennbpc.org/senate-budget-calls-deep-sweeping-cuts

 

has comparison of % of various 

agency cuts. Most other agencies were cut much less drastically than the DEP. 

JOSH: 

The film was finished January 20, 2010, eight days before Rendell’s press release, above. However, 
as Barbara notes below, it is not clear whether or not new staff has actually been hired. 

BARBARA ARRINDELL: 

PA DEP has its budget cut again - see 

here

 

  

 

22

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010 

Attacks on Weston Wilson, EPA 

JOSH: 

Herein follows a series of attacks on Weston Wilson, whom I consider to be a true American hero. 
He risked his job and reputation by pointing out the flaws of the 2004 EPA report on hydraulic 
fracturing. The foresight he exhibited in blowing the whistle on that report is evident by how much 
widespread contamination as well as widespread concern hydraulic fracturing is causing today.  

"WESTON WILSON Defends Himself" in the extended reading section starting on page 24. 

E-I-D:

 

Dunkard Creek

: Fox includes images of dead fish along a 35-mile stretch of Dunkard Creek in 

Washington Co., Pa.; attributes that event to natural gas development. 

(01:23:15)

  

Fox’s attempt to blame the Dunkard Creek incident on natural gas exploration is contradicted by an 
EPA report – issued well before GasLand was released – which blamed the fish kill on an algal 
bloom, which itself was fed by discharges from coal mines. 

JOSH: 

EPA ruled that Dunkard Creek was killed by chronic exposure to mine drainage. Those mines have 
been draining to the creek for decades. So what changed, suddenly, to kill off the creek? EPA is 
overlooking the testimony of several residents who claim that gas-drilling waste was being dumped 
into those mines just before the fish kill. Gas-drilling wastewater is highly saline and can cause an 
algae bloom like the one that killed Dunkard Creek. See 

this video

 and 

READ MORE on 

DUNKARD CREEK in the extended reading section starting on page 24. 

E-I-D:

 

Lisa Bracken: Fox blames methane occurrence in West Divide Creek, Colo. on natural gas 
development. 

·  That assertion has also been debunked by COGCC, which visited the site six separate times over 
13 months to confirm its findings: “Stable isotopes from 2007 consistent with 2004 samples 
indicting gas bubbling in surface water features is of biogenic origin.” (July 2009, COGCC 
presentation by Margaret Ash, environmental protection supervisor) 

JOSH: 

 E-I-D is in contradiction to the facts.  

Geoffrey Thyne’s detailed investigation of the gas in Divide Creek shows it to be thermogenic in 
nature and therefore could not be shallow gas. Thyne is a geologist and an academic with three 
decades of fieldwork and experience as a research scientist in the oil and gas industry, including the 
last 13 years at Colorado School of Mines in Golden.  

See this report 

http://www.highbeam.com/doc/1G1-115967938.html 

  

E-I-D:

 

·  Email from COGCC supervisor to Bracken: “Lisa: As you know since 2004, the COGCC staff has 
responded to your concerns about potential gas seepage along West Divide Creek on your property 
and to date 

we have not found any indication that the seepage you have observed is related to 

oil and gas activity

.” (email from COGCC’s Debbie Baldwin to Bracken, 06/30/08) 

 

 

 

23

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010

 

JOSH: 

Geoffrey Thyne's hydro-geologic study

 contradicts this. It shows very clearly that the gas in Divide 

Creek was thermogenic gas, and it diagrams the migratory pathway from the producing layers to the 
creek via natural fissures widened by fracking. Thyne concludes: “The methane in Divide Creek is 
primarily thermogenic and essentially identical to produced gas.“ He also adds: “long-term 
ecological effects are unknown.” 

Additionally Thyne examines Garfield County’s increasing problem of water contamination as gas 
drilling increases in the area: 

http://s3.amazonaws.com/propublica/assets/methane/thyne_review.pdf

. 

E-I-D: 

Calvin Tillman: Fox interviews mayor of DISH, Texas; blames natural gas development, transport 
for toxins in the air, benzene in blood. 

·  Tillman in the press: "Six months ago, nobody knew that facilities like this would be spewing 
benzene. Someone could come in here and look at us and say, 'You know what? They've sacrificed 
you. You've been sacrificed for the good of the shale.'" (Scientific American, 3/30/10) 

·  A little more than a month later, Texas Dept. of State Health Services debunks that claim: 
“Biological test results from a Texas Department of State Health Services investigation in Dish, 
Texas, indicate that residents' exposure to certain contaminants 

was not greater than that of the 

general U.S. population

.” (DSHS report, May 12, 2010) 

·  More from the agency: “DSHS paid particular attention to benzene because of its association with 
natural gas wells. 

The only residents who had higher levels of benzene in their blood were 

smokers

. Because cigarette smoke contains benzene, finding it in smokers' blood is not unusual.” 

JOSH: 

E-I-D is misstating the facts as well as spinning the results of this test to their purpose. The Texas 
DSHS report shows that of the 15 hazardous chemicals reported in the initial DISH Air Quality 
Study, that 

50 percent of the people in DISH had levels elevated above what are over the 

standard for the United States.

  

Wilma Subra, MacArthur Foundation Genius Award-winning chemist and first responder analyzed 
the new data at a recent public meeting: "According to DSHS, 50 percent of the people in DISH 
have levels of chemicals associated with compressor station and pipeline emissions over the general 
population of the United States in their blood, urine and tap water. 
"Half the population is a huge percentage for people being exposed to the chemicals that are being 
released in DISH. And the chemicals that were found in the blood, the urine, and in the tap water are 
the same chemicals that are being found in the air in DISH. They found benzene in six people, and 
DSHS are saying that those people are smokers. Five of those 

were 

smokers. But they are trying to 

dismiss all of the chemicals in the 50 percent of DISH residents affected as being associated with 
smoking. This is not the case, it wasn’t just benzene; 15 of the chemicals in the blood were over the 
standard for the United States. Ten of those 15 chemicals were more prevalent in nonsmokers than 
smokers. Two were equal in nonsmokers and smokers, and only three of the 15 chemicals were 
higher in smokers than nonsmokers. So it is not the issue that the people of DISH who smoke who 
have high concentrations of these chemicals in their blood and in their urine. The issue is 50 percent 
of the people in DISH have concentrations of those 15 chemicals over the average in the United 
States." 

 

 

24

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010 

To READ more on DISH and the TCEQ, see section starting below.  

 

SUPPLEMENTAL READING SECTION STARTS HERE 

More on EXEMPTIONS from WESTON WILSON, EPA 

The Safe Drinking Water Act requires EPA to promulgate regulations for states to administer these 
provisions of the law in order to protect underground sources of drinking water. However, although 
the SDWA gave the EPA the authority to regulate underground injection practices, Congress also 
directed that the EPA should not prescribe unnecessary regulation on oil- and gas-related injection. 
Therefore, after the Safe Drinking Water Act passed, the EPA erroneously took the position that 
hydraulic fracturing did not fall within the regulatory definition of underground injection as provided 
in the Act.  

In 1997 the 11th Circuit Court of Appeals laid the matter to rest when it conclusively ruled in LEAF 

v

 EPA, 118 F.3d 1467 (11th Cir. 1997) that hydraulic fracturing activities constituted “underground 

injection” under Part C of the SDWA.  

As a result of the court’s ruling, in 1999 the state of Alabama amended its rules and made 
hydrofracking subject to the provisions of Part C of the SDWA by requiring Class II permits for 
each hydrofracking well. 

Cheney’s Halliburton (a prime developer and leading practitioner of hydraulic fracturing) began 
lobbying Washington to exempt fracturing from regulation under the Safe Drinking Water Act. Then 
in 2001, during his second week in office, George W. Bush created the Energy Task Force, with 
Vice President Dick Cheney as chairman. The mission of the task force aimed to “develop a national 
energy policy designed to help the private sector.” Its final report included a recommendation to 
exempt fracturing from regulation. Cheney removed the exemption from the draft only after being 
pressed by EPA chief Christie Whitman. The exemption surfaced again in the Bush/Cheney Energy 
Bill of 2003 which did not pass, and reemerged one final time, in the Energy Policy Act of 2005, 
thanks, in part, to the efforts of Congressmen James Inhofe of Oklahoma and Joe Barton of Texas. 
To avoid the effect of the ruling in LEAF 

v

 EPA, Sec 322 of the Act specifically provides that the 

term “underground injection” excludes the underground injection of fluids pursuant to hydraulic 
fracturing operations related to oil, gas, or geothermal production activities. This clause from the law 
is actually photographed in 

Gasland 

at 31:42. 

The 2005 Energy Policy Act also altered the Clean Water Act stormwater provisions. Pub.L. No. 
109-58, § 323, 119 Stat. 694 (codified as amended at 33 U.S.C. § 1362(24). Section 323 modified 
the Clean Water Act's definition of an oil and gas exploration and production activity to include oil 
and gas construction activities. Because the Clean Water Act mandates that the EPA not require a 
stormwater permit for oil and gas exploration and production activities, it has been argued that the 
change in the Energy Policy Act of 2005 excluded oil and gas construction activities from 
stormwater permit coverage, without regard of the size of acreage disturbed. 

Previous laws exempted oil and gas drilling, known as oil and gas exploration and production, from 
Superfund (CERCLA) and RCRA (hazardous waste). CERCLA includes substances that are 
elements of petroleum as hazardous in Section 101(14), yet crude oil and petroleum are specifically 
exempt from coverage under the last clause of the section. Thus, hazardous chemicals that would 
otherwise fall under the ambit of CERCLA are immune from the statute  

 

25

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010 

when encompassed in petroleum or crude oil. Likewise, the Solid Waste Disposal Act (SWDA) of 
1980 exempted oil field wastes from Subtitle C of the RCRA. 

Oil and gas drilling is not typically covered by Clean Air Act permitting since EPA’s CAA 
regulations do not allow EPA to aggregate or group a set of wells as a single source of air emissions. 
EPA has proposed rules that if promulgated would allow EPA and the states to aggregate air 
emissions coming from one company when the facilities are connected to one set of piping. Some oil 
and gas machines emit large enough air emissions to be subject to air permit requirements, for 
example gas dehydradation units emitting over 10 tons per year of volatile organic compounds 
(VOCs) and gas compressions engines emitting over 50 tons of NOx per year.  

However, the industry remains mostly unregulated under this statute by using many smaller 
compressors and dehydrators which individually emit less VOCs than the limits. If these units were 
to be aggregated and counted as one larger source (which they should be, in our view) the 
regulations would be in effect. In addition, neither the diesel engines used to drill nor the volatiles 
that come off the reserve pits are subject to CAA permit regulations. 

For a more complete list of these exemptions please see the following websites: 

http://www.ewg.org/reports/Free-Pass-for-Oil-and-Gas/Oil-and-Gas-Industry-Exemptions

 

http://www.earthworksaction.org/pubs/PetroleumExemptions1c.pdf

 

http://www.nrdc.org/land/use/down/contents.asp

 

http://www.nrdc.org/media/2007/071031.asp

 

The Energy Policy Act negated the effect of the Alabama LEAF case by expressly defining HF as 
not subject to the SDWA, provided that HF fluids did not contain diesel; HF that contains diesel 
remains subject to SDWA limitations.  

HIGH-PRESSURE FRACKING  

 

From Pumps and Systems: 

http://www.pump-zone.com/upstream-pumping/frac-pumps/the-

evolution-of-hydraulic-fracturing-and-its-effect-on-frac-pump-technology.html

 

Up to the early 2000s, frac pumps traditionally came in two types, triplex or quintuplex, and ranged 
in horsepower capacity from 1,300 to 2,000 bhp. The majority of fracturing operations took place on 
gas wells, almost entirely vertical in nature, requiring only one or two fracturing stages to complete 
the stimulation process. Being dependent on the formation's geologic makeup, pressure requirements 
were most often less than 10,000 psi. Pump design advancements during this time period were 
minimal. Pumps that had operated successfully for decades were capable of meeting the pressure and 
flow rate demands of the time. 

The first dynamic shift in operation requirements for frac pumps occurred in the early 2000s with the 
widespread commercialization of the Barnett Shale unconventional resource play. The Barnett Shale 
represented a dramatic shift in pumping requirements, with horizontal drilling used for the first time 
on a wide scale as pumping pressures and operating times increased. This harsher pumping 
environment demanded stronger pumps capable of operating at pressures of 9,000 psi and pumping 
intervals of more than 8 hours. During the drilling boom of 2006 through 2008, well service 
companies in the Barnett Shale were pumping at nearly all hours of every day. 

With the low permeability of these newer premium shale gas formations, new fracturing techniques 
have been developed in recent years to increase production rates to overcome the high  

 

26

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010 

costs of drilling and completion. Horizontal drilling and its associated multistage fracturing 
techniques have become the norm as shale formations have now become the leading sources of 
natural gas in North America. At the time of the writing of this article, the horizontal rig count is at 
an all time high, 659 rigs, or 49 percent of all U.S. operating rigs, up from 37 percent just one year 
ago, according to Baker Hughes. 

The Haynesville Shale has put increased pressure on pumping equipment due to the severe pumping 
requirements of the wells. The average Haynesville wells are currently being fracced at pressures 
around 13,500 psi with frac stages numbering as high as 20 per well. In the Barnett, a pump may 
operate onsite for 6 to 8 hours, complete the job and then be returned to the shop for maintenance 
before being sent out on another job. In the Haynesville Shale, however, hydraulic fracturing 
operations might last several days with continuous pumping intervals of 3 to 4 hours and only a 
limited window between stages for rapid maintenance procedures while the next frac stage is 
prepared. These difficult operating conditions have required operators to place upwards of 50 
percent spare horsepower capacity onsite to instantly replace any equipment that may fail during 
operation, whether it is the engine, transmission or pumping system. In addition to increased 
pressure requirements, Haynesville wells often require extremely hard synthetic proppant (sand). 
The new synthetic proppant, such as bauxite, wear pump expendable components and fluid ends at 
increasingly rapid rates. 

The Haynesville Shale represents a major challenge for frac pump manufacturers. Pumping service 
companies demand a pump that can operate in a greater working envelope with no sacrifice on pump 
lifespan. Pump manufacturers are currently developing products to meet these challenging demands 
through innovative design features and new developments in pump expendable fabrication. 

The challenge is to provide greater reliability and maintenance predictability, reducing the product 
downtime at frac sites and the user's need to have significant excess pumping equipment available to 
ensure continuity of pumping in the unlikely event of equipment failures. Manufacturers are 
responding to these requirements by evolving existing, well-established products, and in parallel, 
integrating new clean-sheet innovations and design programs with the latest computer analysis and 
simulation tools. Design engineers must further enhance the mechanical integrity of the frac pump to 
support higher pumping pressures, ensuring longer times between maintenance events, and making 
the maintenance activity itself safer, easier and faster. 

For instance, one manufacturer has taken an existing frac pump and completly redesigned the power 
frame geometry, allowing an increase in rated maximum rod load while at the same time reducing its 
weight. The strength of the steel alloy forging used to manufacture the fluid cylinder was enhanced 
to provide greater fatigue life, while the geometry of the fluid end was further optimized to increase 
the rigidity. The pump's stay-rods were completely redesigned to reliably accommodate the 
additional loads. The increase in rod load allowed the pump to be comfortably rated at 2,400 bhp. 
This new horsepower capability was confirmed through intensive durability testing during which the 
pump was subjected to nearly 10 percent above the rated loads for much of the test's duration. The 
cylinder spacing, crankshaft stroke and all the geometry around expendable components was 
untouched during the redesign to ensure that the changes had no impact on currently accepted 
maintenance processes. This also allows the fluid end assembly to be retrofitted onto older power 
ends. 

 

 

27

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010 

As the global demand for natural gas continues to grow, new pumping technologies must be 
developed to ensure service companies can efficiently operate in more intense geological formations. 
Innovation has always been the key to success in the oilfield. 

 

Entire, in-context ProPublica piece by Abrahm Lustgarten, 

 "COLORADO STUDY LINKS METHANE in WATER to DRILLING" 

Jesse Ellsworth thought something was wrong with his water when it began to smell funny and 
popped out of his faucet in bursts. Then, in February, the Fort Lupton resident launched an 
experiment: he flipped on the kitchen tap and took a cigarette lighter to the stream. As flint sparked 
steel, the water lit on fire like a torch. 

Ellsworth is one of at least 29 residents in small farming communities northeast of Denver who have 
asked either the energy companies or the Colorado Oil and Gas Conservation Commission to test for 
natural gas in their water wells. 

Now the commission is trying to figure out how the gas got there. Are some of Weld County's 
13,957 gas wells leaking methane into drinking water? Or is methane seeping into the water 
naturally, as it has done from time to time over the years? 

So far, officials have determined that at least nine of those contamination cases are not drilling-
related; they are likely the result of a water well intersecting with gas underground. But the 
Ellsworth's well -- which has stronger evidence tying it to drilling -- remains a mystery. 

"This one I think is best characterized as an isolated circumstance," said David Neslin, director of 
the COGCC, "We can't, sitting here today, say ‘Yes’ that this is coming from somebody's gas well." 

While the search for clues continues in Weld County, investigations about methane contamination in 
Garfield County and other parts of the country have clearly tied the contamination to energy 
development, strengthening arguments across the country that drilling can put drinking water at risk. 

Near Cleveland, Ohio, a house exploded in late 2007 after gas seeped into its water well. The Ohio 
Department of Natural Resources later issued 

a 153-page report

 that blamed a nearby gas well's 

faulty cement casing and 

hydraulic fracturing

 -- a deep-drilling process that shoots millions of 

gallons of water, sand and chemicals into the ground under explosive pressure -- for pushing 
methane into an aquifer and causing the explosion. 

In Dimock, Pa., where drilling recently began in the mammoth Marcellus shale deposit, several 
drinking water wells have exploded and nine others were found with so much gas that one 
homeowner was told to open a window if he planned to take a bath. In February, the Pennsylvania 
Department of Environmental Protection charged Cabot Oil & Gas with two violations that it says 
caused the contamination, theorizing that gas leaked from the well casing into fractures 
underground. 

Industry representatives say methane contamination incidents are statistically insignificant, 
considering that 452,000 wells produced gas in the United States last year. They point out that  

 

 

28

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010 

methane doesn't necessarily come from gas wells -- it's common in nature and can leak into water 
from biological processes near the surface, like rotting plants. 

The industry also defends its construction technology, saying it keeps gas and drilling fluids -- 
including any chemicals used for hydraulic fracturing -- safely trapped in layers of steel and 
concrete. Even if some escapes, they say, thousands of feet of rock make it almost impossible for it 
to migrate into drinking water aquifers. When an accident happens, the blame can usually be traced 
to a lone bad apple -- some contractor who didn't follow regulations, they say. Those arguments 
helped the gas drilling industry win rare exemptions from the Safe Drinking Water Act and the 
Clean Water Act when Congress enacted the 2005 Energy Policy Act. 

Now an exhaustive examination of a methane problem on Colorado's Western Slope is offering a 
strong scientific repudiation of that argument. Released in December by Garfield County, the report 
concludes that gas drilling has degraded water in dozens of water wells. 

The three-year study used sophisticated scientific techniques to match methane from water to the 
same rock layer -- a mile and a half underground -- where gas companies are drilling. The scientists 
didn't determine which gas wells caused the problem or say exactly how the gas reached the water, 
but they indicated with more clarity than ever before that a system of interconnected natural 
fractures and faults could stretch from deep underground gas layers to the surface. They called for 
more research into how the industry's practice of forcefully fracturing those deep layers might 
increase the risk of contaminants making their way up into an aquifer. 

"It challenges the view that natural gas, and the suite of hydrocarbons that exist around it, is isolated 
from water supplies by its extreme depth," said Judith Jordan, the oil and gas liaison for Garfield 
County who has worked as a hydrogeologist with DuPont and as a lawyer with Pennsylvania's 
Department of Environmental Protection. "It is highly unlikely that methane would have migrated 
through natural faults and fractures and coincidentally arrived in domestic wells at the same time oil 
and gas development started, after having been down there ...for over 65 million years." 

The Garfield County analysis comes as Congress considers legislation that would toughen 
environmental oversight of drilling and reverse the exemptions enjoyed by the gas companies. 
Colorado has already overhauled its own oil and gas regulations, despite stiff resistance from the 
energy industry. The new rules, which went into effect earlier this month, strengthen protections 
against, among other things, methane contamination. 

Drinking water with methane, the largest component of natural gas, isn't necessarily harmful. The 
gas itself isn't toxic -- the Environmental Protection Agency doesn't even regulate it -- and it escapes 
from water quickly, like bubbles in a soda. 

But the gas becomes dangerous when it evaporates out of the water and into people’s homes, where 
it can become flammable. It can also suffocate those who breathe it. According to the Agency for 
Toxic Substances and Disease Registry, a part of the U.S. Department of Health and Human 
Services, as the concentration of gas increases it can cause headaches, then nausea, brain damage 
and eventually death. 

The Garfield County report is significant because it is among the first to broadly analyze the ability 
of methane and other contaminants to migrate underground in drilling areas, and to find  

 

29

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010 

that such contamination was in fact occurring. It examined over 700 methane samples from 292 
locations and found that methane, as well as wastewater from the drilling, was making its way into 
drinking water not as a result of a single accident but on a broader basis. 

As the number of gas wells in the area increased from 200 to 1,300 in this decade, methane levels in 
nearby water wells increased too. The study found that natural faults and fractures exist in 
underground formations in Colorado, and that it may be possible for contaminants to travel through 
them. 

Conditions that could be responsible include "vertical upward flow" "along natural open-fracture 
pathways or pathways such as well-bores or hydraulically-opened fractures," states the section of the 
report done by S.S. Papadopulos and Associates, a Maryland-based environmental engineering firm 
specializing in groundwater hydrology. 

The researchers did not conclude that gas and fluids were migrating directly from the deep pockets 
of gas the industry was extracting. In fact, they said it was more likely that the gas originated from a 
weakness somewhere along the well's structure. But the discovery of so much natural fracturing, 
combined with fractures made by the drilling process, raises questions about how all those cracks 
interact with the well bore and whether they could be exacerbating the groundwater contamination. 

"One thing that is most striking is in the area where there are large vertical faults you see a much 
higher instance of water wells being affected," said Geoffrey Thyne, the hydrogeologist who wrote 
the report's summary and conclusion. He is a senior research scientist at the University of 
Wyoming's Enhanced Oil Recovery Institute, a pro-extraction group dedicated to tapping into hard-
to-reach energy reserves. 

The report, referred to as the Garfield County Hydrogeologic Study, has been met with cautious 
silence by the industry and by its regulators. 

The Colorado Oil and Gas Conservation Commission, the state's regulatory body, would not respond 
to questions from ProPublica because it hasn't thoroughly analyzed the data behind the November 
report, said its acting director, David Neslin. 

Neither the Colorado Oil and Gas Association nor Encana, the Canadian energy company that drills 
in the study area, would comment on the Garfield County report. Both referred questions to Anthony 
Gorody, a Houston-based geochemist who specializes in oil and gas issues and frequently is 
employed by the energy industry. 

Gorody dismissed the report's conclusions as "junk science." 

"This is so out of whack. There are a handful of wells that have problems. These are rare events," 
said Gorody, president of Universal Geosciences Consulting. "They are like plane crashes -- the 
extent tends to be fairly limited. I do not see any pervasive impact." 

Most of the methane in the study area, Gorody said, came from shallow gas-bearing rock or 
decaying matter near the surface -- not from the deep gas produced by the energy industry. He 
criticized the report's methodology, saying the way that researchers linked the stray gas with the 
deep gas formations was speculative at best. 

 

30

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010 

Thyne, standing by his report, said researchers had traced the origin of the gas by conducting the 
equivalent of a forensic investigation, analyzing its isotopic signature, or molecular fingerprint. The 
molecular structure showed that most of it was thermogenic, meaning it matched the deeply buried 
deposit where gas was being drilled, called the Williams Fork Formation. A minority of the samples 
were difficult to identify by this method, so Thyne used another scientific process to study them. He 
is confident they, too, were thermogenic in origin. 

In most cases, the study couldn't pinpoint the exact pathway the contaminants had used to travel a 
mile and a half up into the drinking water aquifer. So Thyne could only reason the possibilities. 

The methane could be seeping into water wells through natural fractures, he said, or through leaks in 
the well casings or cement, or from the well heads. 

When a pipe extends 8,000 feet below the earth's surface, he said, "there are numerous potential leak 
points along the way. So is it leaking at 8,000 feet and coming up a well bore, a natural fault or 
fracture? Or is it leaking 500 feet from the surface? We don't know." 

The most plausible explanation, Thyne said, is that the same type of well casing and cementing 
issues that had proved problematic in Ohio and are suspected in Pennsylvania were presenting 
problems in Colorado too. 

"The thesis is that because of the way the wells are designed they could be a conduit," said Garfield 
County's Jordan, who commissioned the report. 

Jordan worries that the methane leaks could be a sign of worse to come. 

"We suspect the methane would be the most mobile constituent that would come out of the gas 
fields. Our concern is that it's a sort of sentinel, and there are going to be worse contaminants behind 
it," she said. "It's not just sitting down there as pure CH4 (methane). It's in a whole bath of 
hydrocarbons," she said, and some of those "can be problematic." [end]   

 

MORE on RECYCLING of "PRODUCED" WATER: 

PROFESSOR INGRAFFEA, continued: 

We would like to see the industry continuously reveal their industry-wide data to completely explain 
the “reusing and recycling on average more than 60 percent of its water” quote. Here are some 
problems with it:  

It is possible that 

over the last few months of development

 in Pennsylvania a significant amount of 

flowback fluid recycling is happening. However, 

here are direct quotes from the industry that 

clearly indicate that this is a very recent development:

 

From the 

AP,

 Sunday, February 7, 2010 

With fortunes, water quality and cheap energy hanging in the balance, exploration companies, 
scientists and entrepreneurs are scrambling for an economical way to recycle the wastewater. 
"Everybody and his brother is trying to come up with the 11 herbs and spices," said Nicholas 
DeMarco, executive director of the West Virginia Oil and Natural Gas Association. “  

From the 

Houston Chronicle,

 Fri 12/11/2009 

"...The industry is also trying to find ways to recycle the water used in fracturing in order to reduce 

the effect on local water supplies. "We're still in the infancy of trying to figure out  

 

31

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010 

how to recycle the water," said Ron Hyden, the manager for Halliburton's production                                     
enhancement business. "We're trying to be good corporate citizens on that front."  

From the 

Chesapeake

 website

: 

Recycling Technology: Why can’t the water generated from natural gas production be 
recycled? 

• Most of the water generated from natural gas production contains too many naturally occurring 
minerals, such as salt, to be recycled effectively. There has been some success in recycling the first 
5% of produced water during flowback operations.

 

However, by the end of the first few days after 

fracing (and in some cases a few hours), salt content of the produced water can reach as high as 
70,000 parts per million (ppm), more than twice the salinity of seawater (30,000 ppm). The majority 
(95%) of the produced water returned from the well, with its high salt content, is too saturated to 
make recycling currently economically viable. Chesapeake and others in the industry are constantly 
evaluating opportunities to treat produced water, so that less of it will need to be injected into 
saltwater disposal wells.”  
 

WESTON WILSON Defends Himself 

E-I-D:

 

Weston Wilson

 (EPA “whistleblower”): “One can characterize this entire [natural gas] industry as 

having a hundred year history of purchasing those they contaminate.” 

(33:36)

 

•

 

Mr. Wilson, currently on staff at EPA’s Denver office, was not part of the team of scientists and 

engineers that spent nearly five years studying hydraulic fracturing for EPA. That effort, released in 
the form of a landmark 2004 study by the agency, found “no evidence” to suggest any relationship 
between hydraulic fracturing and the contamination of drinking water. 
•

 

 

•

 

Wilson has a well-documented history of aggressive opposition to responsible resource and 

mineral development. Over his 35-year career, Mr. Wilson has invoked “whistleblower” status to 
fight dam construction in Colorado, oil and gas development in Montana, and the mining of gold in 
Wyoming.   
•

 

 

•

 

Wilson in his own words: “The American public would be shocked if they knew we make six 

figures and 

we basically sit around and do nothing

.”

 

WESTON WILSON:

 

The first part, that I was not part of the EPA team working on the HF in coal report issued June 
2004, is correct—see my Oct 2004 report to Congress where I stated:  
"I was not involved in either the preparation or review of EPA’s report on the hydraulic fracturing of 
coal bed methane reservoirs."  

EPA's June 2004 report

 did establish—as I said in my 

whistleblower response to that report

 

delivered to  Congress, that: "EPA has established that: 1) coal bed methane hydraulic fracturing 
occurs within underground sources of drinking water, 2) hydraulic fracturing fluids contain toxic 
components that are not entirely removed during methane gas production, and 3) this fracturing 
process can create pathways which allow methane to migrate into high quality ground water." 
There was a pivotal press article at that time by Tom Hamburger of the 

Los Angeles Times: 

"Halliburton's Interests Assisted by White House": 
The administration has lent support to a lucrative drilling technique. Some in the EPA consider it  

 

32

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010 

an environmental concern

.

"

 

See 

 http://www.commondreams.org/headlines04/1014-07.htm

 

or

 http://articles.latimes.com/2004/oct/14/nation/na-frac14

 

Incidentally, this White House influence done then in early 2000 on fracking, is under some intense 
scrutiny again related to how Cheney apparently obtained limits on the use of blowout preventers 
and the BP Gulf disaster. 

Here’s another source for history from the Western Organization of Resource Councils on the LEAF 
case and EPA IG 2005 investigation: 

http://www.worc.org/userfiles/file/EPA-

FracStudyFactSheet.OA.pdf

 

Here’s the Waxman 2005 letter to EPA IG Nikki 
Tinsley:

http://waxman.house.gov/UploadedFiles/Letter_to_EPA_IG.pdf

 

The part I particularly appreciate is this: "The concerns expressed by Weston Wilson find 
substantiation in the body of the (EPA) report." 

Here is a copy of my talking points I used to respond to the press in late 2004. This deals with my 
professional expertise, experience at EPA, and why I objected to Congress about EPA's 
shortcomings in that 2004 report on coal bed fracking. 

*Talking Points, Oct 19, 2004, prepared by Wes Wilson

 

Who I am — I am an environmental engineer with 30 years experience at EPA. Since 1972 the 
Clean Air Act has required that EPA conduct independent reviews of other federal agencies' 
environmental impact statements. That’s what I do. I review the environmental impacts of oil and 
gas development on the nation’s public lands – lands managed by the Bureau of Land Management 
or the National Forest Service. 

What I did — I objected to EPA’s conclusion that injecting toxic fluids, fluids that are carcinogenic, 
into underground sources of drinking water poses little or no threat to drinking water and need not be 
studied any further. I objected because this practice is improper under the Safe Drinking Water Act, 
egregiously improper in my view. On October 8th, I sent an 18-page report to my congressional 
delegation requesting they investigate EPA’s failures to protect underground sources of drinking 
water. 

Why I did it — I have 3 reasons for blowing the whistle. 

1. EPA did not follow its own science policy, which required EPA to obtain water quality data 
in each coal basin where hydraulic fracturing is occurring. 

a.  EPA found that toxic and carcinogenic fluids were injected into the ground where the water is 
used, or could be used, to supply drinking water, and found that some but not all of these fluids 
would be pumped out and simply assumed that the remainder would be diluted to some unspecified 
degree. 
b.  EPA’s own science-based Quality Assurance Plan, EPA’s scientific basis for this study, specified 
EPA would obtain data in each coal basin if it found toxic fluids were injected.[1] 
c.  EPA has no data on the amount of toxic fluids are injected, what remains in the ground, whether 
the water will still be usable for drinking, and what the health risks are. 
d.  Yet EPA reached the unsupportable and scientifically unsound conclusion that hydraulic 
fracturing poses little or no threat to drinking water sources. 
 

2. EPA’s decision is inconsistent with the purposes of the law. 

 

 

33

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010

 

a.  The Safe Drinking Water Act requires EPA to protect drinking water sources. 80% of Americans 
rely of water from wells for fresh drinking water. EPA does this with a program called the 
Underground Injection Program, and although a federal court ordered EPA to regulate the injection 
of fluids for hydraulic fracturing, EPA has done this only in Alabama where the case began. 
b.  Prior to the court ruling, way back in 1996, EPA had the view that the primary purpose of these 
wells was to produce natural gas, and EPA claimed it should not regulate gas production wells. The 
court ruled EPA’s view was “inconsistent with the plain language of the law — the Safe Drinking 
Water Act.”[2] The court found that hydraulic fracturing wells fit squarely within a certain class of 
well which must be regulated. 
c.  So all states should be regulating this practice[3], but they are not. 
d.  EPA’s only response was to obtain a voluntary agreement[4] with 3 oil service companies. These 
3 companies voluntarily agreed not to inject diesel fuel, a very toxic part of the injection fluids 
because diesel fuel contains benzene which is

 carcinogenic in drinking water at just 5 parts per 

billion. But this agreement does not apply to: 
 

1. any other company doing the same thing 

 

2. any other toxic or carcinogenic chemical in the fluids. And, since the fluids are considered 

"proprietary," the public does not know what else may be in these hydraulic fracturing fluids. 

3. EPA relied on an expert Peer Review Panel whose members had potential conflicts of 
interest. 

a.  Once again, EPA did not follow its own science policy. 
b.  EPA’s policy is that peer reviewers should be free of real or perceived conflicts-of-interest and 
there should be a balancing of interests among peer reviewers. Obtaining a fair and credible peer 
review is essential to maintaining the credibility and scientific validity at EPA.[5] 
c.  Yet most of EPA’s 7-member expert peer review panel appear to have conflicts of interest: 
An engineer at Halliburton, 
A manager of an industry-funded group that previously worked for Halliburton, 
An engineer at BP Amoco, 
Two academics who had worked for the industry, 
A state regulator who also worked for Amoco. 
The 7th panel member is from DOE’s Sandia National Labs. 
d.  It’s a hand-picked, conflicted small group, who failed to even read the final report and met only 
once. 
e.  This is not peer review — this is a mockery of what is supposed to be an independent and 
balanced review. This is the thin veneer cover to a scientifically unsound study while the scientific 
process of Peer Review was abandoned. 
 

 

**End of these talking points. 

[1] Evaluation of Impacts to Underground Sources of Drinking Water by Hydraulic Fracturing of 
Coalbed Methane Reservoirs, EPA, June 2004, Appendix B, Quality Assurance Plan, page App. B-5.  
[2] Legal Environmental Assistance Foundation vs. United States Environmental Protection Agency, 
United States Court of Appeals for the Eleventh Circuit, No. 00-10381, EPA No. 65-02889-Fed. 
Reg., December 21, 2001. 

 

http://www.epa.gov/safewater/uic/leaf2.pdf

 

 

 

 

34

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010 

[3] Letter to EPA Administrator Michael Leavitt from Senators Jeffords and Boxer, October 14, 
2004. 

[4] Memorandum of Agreement Between the United States Environmental Protection Agency and 
BJ Services Company, Halliburton Energy Services, Inc. and Schlumberger Technology 
Corporations, Elimination of Diesel Fuel in Hydraulic Fracturing Fluids Injected into Underground 
Sources of Drinking Water During Hydraulic Fracturing of Coalbed Methane Wells, signed bG. 
Tracy Mehan, III; EPA Office of Water and representatives of the above companies, 

[5] Science Policy Handbook, Office of Science Policy, U.S. Environmental Protection Agency, 
Office of Research and Development, December 2000, EPA 100-B-00-001, Sections 3.4.5-6. 

http://epa.gov/osa/spc/htm/prhandbk.pdf

 

More on DUNKARD CREEK 

BARBARA ARRINDELL: 

Golden algae do not grow and flourish in fresh water, only in saline (salty) water  environments. 
Dunkard Creek went from fresh to salt from Marcellus gas well waste being dumped into coal mine 
voids. Legal or illegal, this is what changed Dunkard Creek to a saline environment.  

STEVE COFFMAN: 

The following article was written by environmental reporter Don Hopey of 

Pittsburgh Post-Gazette

 

(Sunday, September 20, 2009): 

Sudden Death of Ecosystem Ravages Long Creek. 'Everything is being killed': 161 aquatic 
species have died along Dunkard Creek 

An early and continuing focus of the investigation has been discharges from a mine water treatment 
facility located at Consol Energy's Blacksville No. 2 mine in West Virginia. 

But state and federal investigators are confounded because chemical analysis shows the creek water 
at the treatment facility site contains extremely high total dissolved solids, or TDS, and chlorides—
properties found in wastewater from Marcellus Shale gas well drilling operations but not mine water. 
Total dissolved solids may include metals, salts and other elements. 

Marcellus Shale well drilling water contains about 100 chemicals added to reduce friction, eliminate 
algae growth and perform other functions when water is pumped underground under pressure to 
fracture the shale and release natural gas. 

Up to 4 million gallons are used for each Marcellus Shale well. Disposal of wastewater from the 
wells has caused problems throughout Pennsylvania, including TDS readings that exceeded federal 
safe drinking water standards in the Monongahela River last winter and this year. 

On Thursday, investigators found dead fish for the first time about a mile and a half up the creek 
above the treatment plant discharge. 

"Our hypothesis was that it's coming out of the Blacksville No. 2 mine, but the finding of dead fish 
upstream from the Blacksville discharge indicates the sole cause cannot be Blacksville," said West 
Virginia DEP spokeswoman Kathy Cosco. 
[end] 
 
 

 

35

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010 

More on METHANE MIGRATION/FLAMMABLE WATER 

 
WESTON WILSON: 

I talked to an oil industry insider who doesn't want to be named. He told me a plausible explanation 
of how the methane in Mike Markham's well and the other domestic wells in Weld County could be 
the result of drilling. As a geologist I believe this theory is relevant and in need of testing by the 
state: 

Drilling in this geologic basin, the Denver-Julesburg Basin, requires drilling through coals that 
contain some gas. Since those shallow coals have bacterial decay, the biogenic gas is there—
biogenic gas is what the Colorado Oil and Gas Conservation Commission inspector found in 
Markham's well. The biogenic gas in these near-surface coals will remain there as long as there is 
groundwater on top of it to hold it in place.  

This near-surface gas in these coals is not what the companies are drilling for — they are drilling 
deeper in the basin for economically recoverable gas deposits. However, when the industry takes out 
massive amounts of water for drilling and fracking purposes, they obtain that water from the upper 
aquifer that includes the coals. This causes the water table to drop and release the biogenic gas in 
those coals. If there is a domestic well nearby, then it can show up at the tap and be burned.  

The groundwater drawdown in this geologic basin is also due to water pumped for irrigation, so this 
might be a combination of too much ground water pumping by both oil/gas drilling and irrigation, 
but the point is that it is a plausible cause and effect relationship to prior drilling. This fits the basic 
pattern that gas in people's wells comes AFTER drilling. 

If this is accurate, then the COGCC would have been in error concluding that the gas in Markham's 
well was not due to drilling, but keep in mind the COGCC is using the phrase "not due to oil and gas 
activities" based only on the point that such gas is not DIRECTLY due to a driller's mistake. In this 
case, if this theory holds, it could be due to the combined impacts of groundwater drawdown from 
the combination of both drilling in the RED zone and irrigation drawdown. 

More on DISH and TCEQ 

Original DISH air tests quoted in the film: 

http://www.townofdish.com/objects/DISH_emergency_res_report_pdf.pdf

 

Texas state agencies have a history of obfuscation on gas issues. TCEQ’s spin is similar to the DSHS 
spin: 
Read the Texas 

Observer

’s startling exposé on the Texas Commission on Environmental Quality: 

Agency of Destruction 

Texas' environmental commission serves its customers well. Too bad they're not the public. 

Last September, the tiny town of DISH—frustrated by the lack of action on TCEQ’s part—
announced the results of a bombshell air-quality study it spent 10 percent of the town’s annual 
budget to commission from outside experts. Air samples from residential areas near gas-compressor 
stations contained high levels of benzene, and other carcinogens and neurotoxins—much higher than 
TCEQ health-based standards. Evidence in hand, DISH Mayor Calvin Tillman,  

 

 

 

36

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010 

a conservative who’s become the bane of North Texas gas interests, called on the industry to clean 
up its act or get out of town. 

The fallout from the DISH study prompted TCEQ to do its own testing during three days in 
December. On Jan. 12, Deputy Director John Sadlier presented the much-anticipated results to the 
Fort Worth City Council. 

“Everything you hear today will be good news,” Sadlier told the packed council meeting. The 
commission staff, he said, had visited 126 sites in the Fort Worth area and found no evidence of 
benzene or other cancer-causing chemicals. “Based on this study, the air is safe,” Sadlier told the 
council. 

Later, Mayor Mike Moncrief, who comes from a prominent oil and gas family, pronounced himself 
“grateful” for the results. Since that burst of good news, Fort Worth city officials, including 
Moncrief, have generally resisted calls to impose more stringent rules on gas drilling. “Sadlier’s 
comments only emboldened the council’s belief that the air quality is okay,” wrote Don Young, a 
drilling reform activist in Fort Worth. 

If council members had squinted, they would have seen a disclaimer stamped at the bottom of each 
page of Sadlier’s PowerPoint presentation: “This data is for screening purposes only and may 
include samples that did not meet the established quality control acceptance criteria,” the disclaimer 
read. 

As drilling activists discovered, the state’s study was rubbish. The testing was done on cold days, 
when benzene tends to be inactive. The inspectors took samples only if the levels measured 140 
times the Metroplex average—far above state health standards. Only eight samples were collected. 

Confronted with these facts, commission PR staffers stuck with the original message. “We were 
trying to do that really fast,” TCEQ spokesperson Terry Clawson told the 

Fort Worth Weekly

. “If 

you are going to do testing and use certified labs and have it legal quality, that takes a long time.” 

TCEQ used those results to “prove” that benzene wasn’t a problem. And an internal investigation 
prompted by an anonymous fraud complaint revealed that upper managment, including Sadlier and 
Executive Director Mark Vickery, knew the study was flawed. In fact, they ordered that the eight 
canister samples “be analyzed using a more sensitive laboratory technique.” The results came back 
on Jan. 22, 10 days after Sadlier’s rosy depiction at the Fort Worth meeting. Four of the eight 
samples measured benzene at levels above what the state considers safe for long-term health. Still, 
the fraud investigation states, Sadlier was “not confident in accuracy [sic] of the results from the 
field” or the fresh lab findings, and ordered inspectors to return to Fort Worth for more samples. 

 article: http://www.texasobserver.org/cover-story/agency-of-destruction 

 

REFERENCES: 

Gas industry opposition to scientific studies and 
regulation:

http://www.propublica.org/article/broad-scope-of-epas-fracturing-study-raises-ire-of-

gas-industry

 

 

 

 

37

 

 

 

Affirming Gasland - July 2010

 

Fracking with diesel: 

http://www.nytimes.com/gwire/2010/02/19/19greenwire-two-oil-field-companies-acknowledge-
fracking-w-90863.html

 

200,000 wells: 

http://www.indypendent.org/2010/06/14/hydrofracking-june11-rally/

 

Texas Sharon

 on water contamination: 

http://www.youtube.com/watch?v=1KqFsR4HQpk&feature=channel

 

Frack pressure: 

http://www.pump-zone.com/upstream-pumping/frac-pumps/the-evolution-of-hydraulic-
fracturing-and-its-effect-on-frac-pump-technology/page-2.html

 

Horizontal drilling: 

http://www.horizontaldrilling.org/

 

 

Dr. Theo Colborn and chemicals  

http://7bends.com/2010/05/26/world-renowned-scientist-illuminates-health-effects-of-water-
contamination-from-fracking/

 

http://www.endocrinedisruption.com/chemicals.introduction.php

 

http://wsppn.org/janitorial/tools/butoxy.htm

 

http://www.prx.org/pieces/20015

 

GWPC: 

http://fossil.energy.gov/programs/oilgas/publications/naturalgas_general/Shale_Gas_Primer_2009
.pdf

 

http://www.gwpc.org/e-library/documents/general/Kell%20House%20Testimony%206-4-2009.pdf

 

Pits: 

http://coloradoindependent.com/56391/frequent-pit-liner-leaks-argue-against-hickenlooper-call-
for-less-regs

 

http://www.energyindepth.org/rig/index.html

 

Air drilling: 

http://drillingcontractor.org/dcpi/dc-marapr07/DC_Mar07_malloy.pdf

 

FRAC Act: 

http://www.nytimes.com/gwire/2010/06/24/24greenwire-dems-natural-gas-industry-negotiating-
fracking-36910.html

 

 
 

          Affirming Gasland - July 2010

 

Aquifers: 

http://www.gwpc.org/e-library/documents/state_fact_sheets/tennessee.pdf

 

Contamination/General facts: 

http://www.vanityfair.com/business/features/2010/06/fracking-in-pennsylvania-201006

 

38

 

 

http://www.propublica.org/article/pa-residents-sue-gas-driller-for-contamination-health-concerns-
1120

 

http://www.propublica.org/article/natural-gas-drilling-what-we-dont-know-1231

 

http://www.propublica.org/article/frack-fluid-spill-in-dimock-contaminates-stream-killing-fish-921

 

http://www.youtube.com/watch?v=A7Uviw56Iew

 

http://www.youtube.com/watch?v=1KqFsR4HQpk&feature=player_embedded

 

http://www.youtube.com/watch?v=1KqFsR4HQpk&feature=channel

 

http://baddish.blogspot.com/search?updated-max=2010-06-13T06%3A23%3A00-07%3A00&max-
results=7

 

http://www.youtube.com/watch?v=iVquGvKwVkA

 

http://www.youtube.com/watch?v=PNagpWtKIvY&feature=related

 

Fracking fluids: 

http://www.dep.state.pa.us/dep/deputate/minres/Oilgas/FractListing.pdf

 

2004 EPA report: 

http://www.riverreporter.com/issues/08-03-20/head1-gas.html

 

http://wsppn.org/janitorial/tools/butoxy.htm

 

http://www.nodirtyenergy.org/index.php?option=com_content&task=view&id=62&Itemid=111

 

Problems with state regulation: 

http://www.santafenewmexican.com/Local%20News/Inspectors-struggle-to-monitor-vast-area

 

http://thetimes-tribune.com/news/state-lacks-consistent-record-keeping-for-natural-gas-drilling-
contamination-leak-incidents-1.857449

 

http://www.texasobserver.org/cover-story/agency-of-destruction

 

 

http://coloradoindependent.com/53081/state-backlogged-with-gas-contamination-cases-dating-
back-years

 

http://www.dec.ny.gov/energy/58440.html

 

 
New drilling methods: 

http://www.horizontaldrilling.org/

 

http://www.pump-zone.com/upstream-pumping/frac-pumps/the-evolution-of-hydraulic-
fracturing-and-its-effect-on-frac-pump-technology/page-2.html

 

http://www.hydraulicfracturing.com/Pages/information.aspx?utm_source=OPM&utm_medium=C
PC&utm_campaign=Paid_Search&gclid=CLnUmKanx6ICFSQ65QodAyHY6A

 

http://www.indypendent.org/2010/06/14/hydrofracking-june11-rally/

 

http://www.youtube.com/watch?v=PNagpWtKIvY&feature=related

 

 

Congressional investigation: 

39

 

 

http://www.youtube.com/watch?v=1KqFsR4HQpk&feature=channel

 

http://www.nytimes.com/gwire/2010/02/19/19greenwire-two-oil-field-companies-acknowledge-
fracking-w-90863.html

 

http://www.propublica.org/article/broad-scope-of-epas-fracturing-study-raises-ire-of-gas-industry

 

http://resourcescommittee.house.gov/index.php?option=com_jcalpro&Itemid=32&extmode=view
&extid=260

 

Drilling muds: 

http://www.osha.gov/SLTC/etools/oilandgas/drilling/drillingfluid.html#drilling_fluid_additives

 

Cost of clean up/treatment: 

http://assembly.state.ny.us/mem/?ad=060&sh=story&story=34949