Decision Support System for Investigating Gas in Water ... - CSIRO, AU

CSIRO LAND AND WATER   

 

 

Decision Support System for  Investigating Gas in Water  Bores and Links to Coal Seam  Gas Development                  

Dirk Mallants, Matthias Raiber, and Phil Davies         August, 2016  For: Queensland Department of Natural Resources and Mines   

Copyright and disclaimer  © 2016 CSIRO To the extent permitted by law, all rights are reserved and no part of this publication  covered by copyright may be reproduced or copied in any form or by any means except with the written  permission of CSIRO.   

Citation  This report should be cited as:  Mallants D, Raiber M, and Davies P (2016) Decision Support System for investigating gas in water bores and  links to coal seam gas development. Project report prepared by the Commonwealth Scientific and Industrial  Research Organisation (CSIRO) for the Queensland Department of Natural Resources and Mines.   

Important disclaimer  CSIRO advises that the information contained in this publication comprises general statements based on  scientific research. The reader is advised and needs to be aware that such information may be incomplete  or unable to be used in any specific situation. No reliance or actions must therefore be made on that  information without seeking prior expert professional, scientific and technical advice. To the extent  permitted by law, CSIRO (including its employees and consultants) excludes all liability to any person for  any consequences, including but not limited to all losses, damages, costs, expenses and any other  compensation, arising directly or indirectly from using this publication (in part or in whole) and any  information or material contained in it.  CSIRO is committed to providing web accessible content wherever possible. If you are having difficulties  with accessing this document please [email protected]     

ii    

 

Table of Contents  Decision Support System for Investigating Gas in Water Bores and Links to Coal Seam Gas Development  i  Table of Contents ......................................................................................................................................... iii  Figures   .......................................................................................................................................................... v  Tables   ....................................................................................................................................................... viii  Acknowledgments ......................................................................................................................................... x  Executive summary 

xi 

1 

Introduction 

1 

2 

Desktop process to assess causes for increased gas in bores 

2 

2.1 

Properties of methane and associated risks ................................................................................... 2 

2.2 

Gas sources, release mechanisms, and transport pathways .......................................................... 4 

2.3 

Elements of the Decision Support System ...................................................................................... 7 

3 

LEVEL 1: desktop assessment 

3.1 

Methodology ................................................................................................................................. 10 

3.2 

Observed gas in water bores ......................................................................................................... 13 

3.3 

Aquifer protection level ................................................................................................................ 13 

3.4 

Immediately and long‐term affected areas .................................................................................. 18 

3.5 

Distance to gas pathway ............................................................................................................... 21 

3.6 

Proximity to CSG production wells ................................................................................................ 26 

3.7 

Bore construction and age ............................................................................................................ 28 

4 

LEVEL 2: Hydrochemical analyses 

4.1 

Previous studies in Australian coal basins .................................................................................... 34 

4.2 

Assigning hydrostratigraphic units at bore screens ...................................................................... 39 

4.3 

Normal distribution testing for hydrochemical data .................................................................... 41 

4.4 

Derivation of trigger levels for key hydrochemical parameters ................................................... 42 

4.5 

Trend analysis of hydrochemical data .......................................................................................... 45 

4.6 

Additional cluster analysis of hydrochemical parameters ............................................................ 49 

4.7 

Summary of Level 2 decision tree ................................................................................................. 52 

5 

LEVEL 3: Methane analyses 

5.1 

Previous studies in Australian coal basins .................................................................................... 54 

5.2 

Normal distribution testing for methane data .............................................................................. 55 

5.3 

Derivation of trigger levels for methane ....................................................................................... 58 

10 

34 

54 

iii   

5.4 

Trend analysis of methane data .................................................................................................... 60 

5.5 

Geographic mapping of methane concentrations ........................................................................ 61 

5.6 

Summary of Level 3 decision tree ................................................................................................. 62 

6 

Summary 

63 

Glossary 

64 

References 

65 

Appendix 1 Statistical analysis of hydrochemistry 

69 

Appendix 2 Hierarchical cluster analysis 

80 

Appendix 3 Geographic maps of methane concentration 

92 

Appendix 4 Hypothetical examples         

iv   

 

100 

 

Figures  Figure 1 Methane gas solubility as function of temperature and salinity at atmospheric pressure (based  on data from Wiesenburg and Guinasso (1979)). ........................................................................................ 3  Figure 2 Methane gas solubility as function of pressure and temperature (based on data from Duan et al.  1992). Right plot provides a magnified view of the shaded area in the left plot. ........................................ 4  Figure 3 Groundwater level decline for water bore in the Gubberamunda Sandstone – levels in m below  surface (top) and m AHD (Australian Height Datum) (bottom) (Coal Seam Gas Globe 2015). .................... 5  Figure 4 Three‐level Decision Support System to screen water impaired bores or bores with increased  gas. For LEVEL 1 trigger levels, see Table 4. Sampling for microbiological analysis is described in Smith‐ Comeskey (2015). ......................................................................................................................................... 9  Figure 5 Conceptual Model of the Groundwater Systems in the Surat Cumulative Management Area  (QWC 2012) ................................................................................................................................................ 14  Figure 6 Stratigraphy of the Surat basin (QWC, 2012). .............................................................................. 15  Figure 7 Stratigraphic table of the Surat Basin with indication of main aquifers, aquitards and APL  score. .......................................................................................................................................................... 17  Figure 8 Groundwater level variation for water bore in the Condamine River Alluvium (Coal Seam Gas  Globe 2015) ................................................................................................................................................ 18  Figure 9 Extent of immediately affected areas (Coal Seam Gas Globe 2015). ........................................... 20  Figure 10 Extent of the long‐term affected areas (Coal Seam Gas Globe 2015). ....................................... 21  Figure 11 Schematic representation of groundwater‐driven gas migration from a gas pathway to a water  bore. ........................................................................................................................................................... 22  Figure 12 Top: Conceptual model for simulating 3D solute transport in groundwater based on cylindrical  coordinates. Bottom: time history of chemical breakthrough at different bores. .................................... 22  Figure 13 Calculated breakthrough curves at five different times since gas release (v = 20 m/y). ........... 23  Figure 14 (a) Calculated dilution factor (Cmax/C0) for three values of pore velocity (v). (b) DGP score  derived from dilution factor for three values of pore velocity. ................................................................. 23  Figure 15 Conceptual diagram of gas migration in the Surat Basin near Roma due to pressure gradient  and buoyancy, and migration pathways (APLNG 2010). ............................................................................ 25  Figure 16 Conceptual model of potential gas flow towards CSG well and water bore. Gas pathway 1 is  potentially due to groundwater abstraction, gas pathway 2 is potentially due to CSG extraction. .......... 26  Figure 17 Minimum separation distance required to avoid neighbouring bores impacting one another. 27  Figure 18 Design of multiple aquifer bore (left) and flowing aquifer bore (NUDLC 2012). ....................... 28  Figure 19 Potential pathways for leakage along a bore with poor integrity, including flow along the  material interfaces (a, b, f) and through well cements and casings (c, d, e). (Nordbotten et al. 2005) .... 29  Figure 20 Schematic representation of potential coal seam gas preferential pathways via leaky bores and  faults. Preferential pathway (1) considers migration of methane into the water bore via corroded bore  casing while pathway (2) considers gas flow through fractured/degraded bore seal (for details of  pathway, see Figure 19 a, c, f). ................................................................................................................... 30  Figure 21 Bores in the Surat Basin, by age and depth and divided in age classes (source: SKM 2013). .... 33  Figure 22 Bores by depth age and casing material (source: SKM 2013). ................................................... 33 

v   

Figure 23 Generic representation of aquifer interactions along the recharge flow path and methane  generation. Note: These processes are shown along the flow path, but they do not necessarily occur  sequentially (Dahm et al. 2014). ................................................................................................................ 35  Figure 24 (a) and (b): Na/Cl ratios versus alkalinity/Cl ratios and Na/Cl versus Na/alkalinity ratios  respectively for CSG groundwater samples from (a) and (b) Surat Basin (Roma and Dalby). (c) and (d):  Total chloride concentrations for CSG groundwaters from the Surat Basin (Roma and Dalby, QLD), the  Illinois Basin (USA) , and the Bowen Basin (QLD) versus: (a) residual alkalinity, where residual alkalinity is  defined as (HCO3+CO3) − (Ca + Mg); and (b) pH (Source: Owen et al. 2015). ............................................ 36  Figure 25 Surat Basin stratigraphic and hydrologic units (Hamilton et al. 2014) ....................................... 37  Figure 26 Schoeller plot of water quality data from the Roma (solid lines) and Dalby (dotted lines) field  studies (source: Papendick et al. 2011). ..................................................................................................... 38  Figure 27 Cross‐section through western Clarence‐Moreton Basin/eastern Surat Basin showing a  hypothetical example where multiple screens occur in different formations (Hutton Sandstone and  Evergreen assigned). In this example, the methane concentration cannot be included in the baseline  assessment. ................................................................................................................................................ 40  Figure 28  Negatively skewed distribution, normal distribution and positively skewed distribution. ....... 42  Figure 29 Truth table used in hypothesis testing. ...................................................................................... 43  Figure 30 EPA reference power curves for three typical yearly statistical evaluation schedules —  quarterly, semi‐annual, or annual (modified from US EPA 2009). ............................................................. 44  Figure 31 Normal distribution plot with indication of sigma (σ) levels and corresponding percentage of  outcomes within 1, 2, etc. sigma levels from the mean (µ). ...................................................................... 45  Figure 32 Time series of water quality parameters for bore # 22372 (data source: DNRM, 2015). .......... 48  Figure 33 Frequency of cluster membership for major aquifers................................................................ 50  Figure 34 Distribution of clusters in the Surat and western Clarence‐Moreton basins and simplified  surface geology for all aquifers. Major characteristics such as water type and median electrical  conductivity and methane concentrations are also shown. ...................................................................... 51  Figure 35 Level 2 decision tree regarding hydrochemical and microbiological analyses........................... 53  Figure 36 Box‐Whisker plots of methane gas concentration in eight aquifer groups. Caps or whiskers at  the end of each box indicate extreme values (10/90 percentiles), the box is defined by the lower and  upper quartiles, and the line in the centre of the box is the median (values indicated). Aquitard  formations in between aquifers are included. BMO = Bungil‐Mooga‐OralloOrallo Formation; WCM =  Walloon Coal Measures. ............................................................................................................................. 57  Figure 37 Cumulative probability plots for dissolved methane concentration in major aquifers in the  Surat. Vertical lines 3D and 4D represent mean concentration to detect a 3, respectively 4 standard  deviation increase above the true mean background concentration. ....................................................... 59  Figure 38 Map of the Surat Cumulative Impact Area with dissolved methane measurements in the  Bungil‐Mooga‐Orallo Formations (source data from the baseline surveys (CH4 concentrations) and  DNRM (2014) for CSG wells). ...................................................................................................................... 61  Figure 39 Level 3 decision tree regarding methane analyses (FA = forensic analysis). .............................. 62  Figure 40 Dendrogram of cluster analysis identifying seven major clusters. The separation threshold  could be lowered further to increase the number of clusters. The clustering is based on the major ions,  EC and methane concentrations. pH was not included into the clustering procedure as many  groundwater chemistry records did not have a measured value for pH. Furthermore, many samples had  either field pH or lab pH, but not both. All input parameters were log‐transformed prior to the clustering  procedure, and outliers were removed. .................................................................................................... 80 

vi   

  Figure 41 Distribution of clusters in the Surat and western Clarence‐Moreton basins and simplified  surface geology for the alluvial aquifers. Major characteristics such as water type and median electrical  conductivity and methane concentrations are also shown. ...................................................................... 84  Figure 42 Distribution of clusters in the Surat and western Clarence‐Moreton basins and simplified  surface geology for the BMO Group. Major characteristics such as water type and median electrical  conductivity and methane concentrations are also shown. ...................................................................... 85  Figure 43 Distribution of clusters in the Surat and western Clarence‐Moreton basins and simplified  surface geology for the Gubberamunda Sandstone. Major characteristics such as water type and median  electrical conductivity and methane concentrations are also shown. ....................................................... 86  Figure 44 Distribution of clusters in the Surat and western Clarence‐Moreton basins and simplified  surface geology for the Springbok Sandstone. Major characteristics such as water type and median  electrical conductivity and methane concentrations are also shown. ....................................................... 87  Figure 45 Distribution of clusters in the Surat and western Clarence‐Moreton basins and simplified  surface geology for the Walloon Coal Measures. Major characteristics such as water type and median  electrical conductivity and methane concentrations are also shown. ....................................................... 88  Figure 46 Distribution of clusters in the Surat and western Clarence‐Moreton basins and simplified  surface geology for the Hutton Sandstone. Major characteristics such as water type and median  electrical conductivity and methane concentrations are also shown. ....................................................... 89  Figure 47 Distribution of clusters in the Surat and western Clarence‐Moreton basins and simplified  surface geology for the Precipice Sandstone. Major characteristics such as water type and median  electrical conductivity and methane concentrations are also shown. ....................................................... 90  Figure 48 Distribution of clusters in the Surat and western Clarence‐Moreton basins and simplified  surface geology for the Clematis Group. Major characteristics such as water type and median electrical  conductivity and methane concentrations are also shown. ...................................................................... 91  Figure 49 Map of the Surat Cumulative Impact Area with dissolved methane measurements in the  Condamine alluvium (source data from the baseline surveys (CH4 concentrations) and DNRM (2014) for  CSG wells). .................................................................................................................................................. 93  Figure 50 Map of the Surat Cumulative Impact Area with dissolved methane measurements in the  Gubberamunda Sandstone (source data from the baseline surveys (CH4 concentrations) and DNRM  (2014) for CSG wells). ................................................................................................................................. 94  Figure 51 Map of the Surat Cumulative Impact Area with dissolved methane measurements in the  Springbok Sandstone (source data from the baseline surveys (CH4 concentrations) and DNRM (2014) for  CSG wells). .................................................................................................................................................. 95  Figure 52 Map of the Surat Cumulative Impact Area with dissolved methane measurements in the  Walloon Coal Measures (source data from the baseline surveys (CH4 concentrations) and DNRM (2014)  for CSG wells). ............................................................................................................................................. 96  Figure 53 Map of the Surat Cumulative Impact Area with dissolved methane measurements in the  Hutton Sandstone (source data from the baseline surveys (CH4 concentrations) and DNRM (2014) for  CSG wells). .................................................................................................................................................. 97  Figure 54 Map of the Surat Cumulative Impact Area with dissolved methane measurements in the  Precipice Sandstone (source data from the baseline surveys (CH4 concentrations) and DNRM (2014) for  CSG wells). .................................................................................................................................................. 98  Figure 55 Map of the Surat Cumulative Impact Area with dissolved methane measurements in the  Clematis Group (source data from the baseline surveys (CH4 concentrations) and DNRM (2014) for CSG  wells). .......................................................................................................................................................... 99    vii   

Tables  Table 1 Linkage between gas source/pathway and assessment parameters regarding gas in bores. ........ 6  Table 2 Parameters and their scores used to calculate SCORE1 of the Level 1 desktop assessment. High  scores mean higher likelihood that bore impairment is caused by CSG extraction................................... 11  Table 3 Likelihood levels, descriptors and their corresponding parameter score. Grey shaded cells will  trigger Level 2 assessment. ........................................................................................................................ 12  Table 4 Trigger level for Step 2 investigations and likelihood levels included (SCORE1≥324) or excluded  (SCORE1 0.05 (at the 95% confidence level). ......................................................................................... 47  Table 13 Descriptive statistics of methane concentrations (mg/L) for eight aquifers in the Surat Basin  (StDev=standard deviation). 3D = mean concentration to detect a 3 standard deviation increase above  the true mean background; 4D = mean concentration to detect a 4 standard deviation increase above  the true mean background. SW = Shapiro‐Wilk test for normality (p‐values > 0.05 indicate data is  normally distributed). ................................................................................................................................. 56  Table 14 Action levels for dissolved methane in water wells (source: Eltschlager et al. 2001;  Environmental Consultants 2012) .............................................................................................................. 60  Table 15 Descriptive statistics for calcium (Ca) concentration (mg/L) in groundwater bores. .................. 69  Table 16 Descriptive statistics for magnesium (Mg) concentration (mg/L) in groundwater bores. .......... 70  Table 17 Descriptive statistics for potassium (K) concentration (mg/L) in groundwater bores. ............... 71  Table 18 Descriptive statistics for sodium (Na) concentration (mg/L) in groundwater bores. .................. 72  Table 19 Descriptive statistics for chloride (Cl) concentration (mg/L) in groundwater bores. .................. 73  Table 20 Descriptive statistics for bicarbonate (HCO3) concentration (mg/L) in groundwater bores. ...... 74  Table 21 Descriptive statistics for sulfate (SO4) concentration (mg/L) in groundwater bores. ................. 75  Table 22 Descriptive statistics for total dissolved solids (TDS) concentration (mg/L) in groundwater  bores. .......................................................................................................................................................... 76  Table 23 Descriptive statistics for fluoride (F) concentration (mg/L) in groundwater bores. .................... 77  Table 24 Descriptive statistics for pH in groundwater bores. .................................................................... 78  Table 25 Descriptive statistics for alkalinity (mg/L) in groundwater bores. ............................................... 79  Table 26 Median major ion concentrations, EC, methane, pH and major ion ratios ................................. 81  viii   

  Table 27 Cluster membership of major hydrostratigraphic units. ............................................................. 82 

 

 

ix   

Acknowledgments  The authors would like to acknowledge the funding from the Queensland Government CSGCU. Useful  discussions were held with a number of people. In particular, David Free and Ross Carruthers gave much  useful information on the topic and provided data, technical reports and scientific papers. This report was  subject to peer review by Dr. Allison Hortle (CSIRO) and Mr. Stan Smith (CSIRO).   

x   

 

Executive summary 

Methane in water bores is a major concern in areas of coal seam gas (CSG) development. There are risks  associated with ignition and asphyxiation in closed spaces around bores that create real concern. There are  also other risks, such as gas lock in pumps, colour and odour impacts from water quality changes, toxicity  due to other gases and build‐up of gases affecting the integrity of the bores. In Queensland, increasingly the  complaints  are  related  to  increased  gas  in  bores  causing  problems  with  the  operation  of  pumps  in  sub‐ artesian bores and causing blockages in distribution lines from artesian bores.    A desktop based assessment tool and guidelines or Decision Support System (DSS) have been developed on  which  to  base  the  determination  of  coal  seam  gas  operations  as  a  likely  cause  of  increased  gas.  The  DSS  allows easy entry of bore information and is underpinned by a knowledge base that is derived from state‐of‐ the‐science in the Surat and southern Bowen basins. For instance, the current conceptual framework for the  regional model of the Surat Cumulative Management Area (CMA) and calculated groundwater impacts from  CSG has been used as an underpinning knowledge platform. Links to data from ongoing monitoring programs  such  as  the  Coal  Seam  Gas  Globe  online  tool  embedded  in  Google  EarthTM  can  also  be  built‐in.  The  DSS  involves a three‐level assessment, where the first level is a desktop assessment, the second level involves  hydrochemical and microbiological analyses, and level three involves methane analyses possibly followed by  further forensic investigations to identify the source of methane.      The desktop assessment (Level 1 of the DSS) involves an evaluation of site‐specific parameters relevant to  assess whether or not bore impairment is likely caused by nearby coal seam gas extraction. Six parameters  are considered in the assessment: i) observations of gas in bores, ii) number of aquitards between a bore  screen  and  a  coal  seam  gas  target  formation,  as  an  indication  of  the  isolation  of  water  bores  from  a  depressurised  coal  seam,  iii)  horizontal  distance  of  the  bore  to  the  Immediately  Impacted  Area  (IIA)  as  calculated with the groundwater model for the Surat CMA, iv) distance to a gas pathway, v) whether or not  the  bore  intersects  a  coal  seam  gas  target  formation  and  the  proximity  to  a  CSG  well,  and  vi)  the  bore  construction material and age as indicators of bore integrity. Scores assigned to each of these six parameters  are combined in an overall score and interpreted as a likelihood that the bore impairment may be caused by  coal seam gas extraction. If the score exceeds a threshold, Level 2 of the DSS is triggered.    The hydrochemical and microbiological analyses (Level 2 of the DSS) involve testing the hypothesis whether  the  hydrochemical  data  fall  within  the  range  of  natural  variability  and  therefore  are  not  an  indication  of  altered  geochemical  processes  triggered  by  increased  methane  gas.  Such  processes  can  occur  in  a  zone  distant from a water bore and requires such water to be transport to the bore (‘off‐site’ processes), and/or  in the bore field (‘on‐site’ processes). Typical ‘off‐site’ processes associated with (biogenic) methane (CH4)  formation under anaerobic conditions in the presence of organic matter (coal, peat bogs and lignite deposits)  include microbial sulfate (SO42‐) reduction, and bicarbonate (HCO3‐) enrichment which subsequently causes  calcium (Ca2+) and magnesium (Mg2+) precipitation. Additional ‘on‐site’ biogeochemical processes may occur  at the bore field, including sulfate‐to‐sulfide reduction (affecting the sulfur cycle) and methane‐to‐carbon  dioxide  oxidation  (affecting  the  carbonate  system  equilibrium).  Natural  variability  in  hydrochemistry  has  been established for key aquifers in the Surat Basin using up‐to‐date data. A rigorous statistical analysis of  about 560 water samples collected between 2010 to 2013 was undertaken to determine natural variability  of  hydrochemical  parameters.  If  more  than  four  samples  are  available  for  testing  and  the  data  are  not  significantly different from the background, a trend analysis is undertaken to test if the data may be showing  indications of geochemical processes triggered by increased methane concentrations. If the hydrochemical  parameters exceed their trigger values (the 3D or 4D statistics, i.e. mean concentration to detect a 3 or 4  standard deviation increase above the background mean), then methane analyses are recommended.    xi   

The methane analyses (Level 3 of the DSS) involve measurement of methane in water bores and comparison  of  methane  concentrations  with  trigger  values  (3D  or  4D  statistics).  Trigger  values  are  based  on  pre‐ development methane concentrations and account for spatial and, to a lesser degree, on temporal variability.  In developing the trigger values, statistical methods have been used that are scientifically rigorous. Exceeding  these trigger values is an indication of increased methane gas in groundwater, possibly related to coal seam  gas extraction. Additional forensic analysis to determine the source of methane is then recommended.

xii   

 

1 Introduction  

The rapid development of coal seam gas in Queensland has led to a number of issues, including complaints  associated with increased gas in bores and the problems it causes in operation of pumps. The Coal Seam Gas  Compliance  Unit  (CSGCU)  in  the  Queensland  Department  of  Natural  Resources  and  Mines  (DNRM)  is  responsible for investigating complaints associated with impacts to water bores from coal seam gas (CSG)  development  in  the  Surat  and  Bowen  basins  in  Queensland.    Increasingly  the  complaints  are  related  to  increased  gas  in  bores  causing  problems  with  the  operation  of  pumps  in  sub‐artesian  bores  and  causing  blockages in distribution lines from artesian bores.      The CSGCU had previously contracted CSIRO to undertake a literature review to support decision making  around the issue. The review addressed the issue of an accepted methodology for sampling, analysis, and  data  interpretation  to  address  risks  associated  with  gas  in  water  bores  (Walker  and  Mallants,  2014).  The  report includes i) the occurrence of gas in water bores prior to the commencement of the coal seam gas  industry in Queensland, ii) methods for undertaking investigations into gas in water bores, iii) methods for  determining  methane  gas  migration  potential  including  gas  migration  processes  and  mitigating  factors  affecting vertical/lateral gas migration, and (iv) Investigations undertaken into gas in water bores to date in  Australia and in particular the Surat and Bowen basins.    As a follow‐on from the literature review study, the CSGCU has currently contracted CSIRO to develop 1)  guidelines and assessment tool (desktop based) on which to base the elimination of coal seam gas operations  as a likely cause of increased gas; and 2) an operational procedure for undertaking field investigations and  analysis of the gas produced by a water bore (reported separately).    The terms of reference are specific with respect to Stage 2, namely:  

  1) Development of a desktop process to identify bores where increased gas is not associated with CSG  operations (Activity 1).  Given the number and type of gas complaints received to date, there is a need to develop a desk top  procedure to determine the likelihood of coal seam gas operations as a cause of increased gas in water  bores. This might consist of a decision support system (DSS) that could assess information available such  as bore construction and bore history, hydrogeological relationship between an ‘increased gas’ aquifer  and CSG target formation, distance from bore to gasfield, presence of other sources of methane, etc.  This desktop process should put the CSG Compliance Unit in a position to undertake or direct complex  investigations required to quantify and analyse the presence of gas in bores if required.  

  2) Development of an operational procedure for undertaking a field investigation and analysis of the gas  produced by a water bore (Activity 2).  The  key  issue  raised  by  landholders  is  that  the  gas  being  produced  by  their  bore  is  increasing  and  is  believed to be a result of CSG development. It is suggested that an operational procedure be developed  for undertaking a field investigation and analysis of the gas produced by a water bore, both artesian and  sub‐artesian.  This  should  include  the  development  of  a  method,  field  testing,  risk  assessment  and  workers health and safety (WHS) requirements, a fully documented procedure and training.  The CSG  Compliance Unit is available to assist with sourcing field testing sites and other resources if necessary.  An information sheet, “Methane Gas in Water Bores – Recommendations for Field Sampling” (CSIRO, 2015)  will be developed in conjunction with the review.  The word ‘bore’ has been used in this report to refer  collectively to both agricultural bores, domestic bores and industrial bores. 

1   

2 Desktop process to assess causes for increased  gas in bores  

2.1 Properties of methane and associated risks  Methane is a primary component of natural gas along with other light hydrocarbons. Natural gas is typically  accumulated in a subsurface reservoir ‐ any rock formation with adequate porosity, fractures, or sorption  potential that can store liquid or gas hydrocarbons. The different forms of natural gas are generally  categorised into conventional and unconventional gas. Conventional gas is obtained from reservoirs that  largely consist of porous sandstone formations capped by impermeable rock. The gas can move to the  surface through the gas wells without the need to pump. Unconventional gas is generally produced from  complex geological systems that prevent or significantly limit the migration of gas and require innovative  technological solutions for extraction. The difference between conventional and unconventional gas is the  geology of the reservoirs from which they are produced (Cook et al. 2013).     There are several types of unconventional gas such as coal seam gas, shale gas and tight gas. Coal seam gas  is entirely adsorbed onto the coal matrix. Movement of coal seam gas to the surface through gas wells  normally requires extraction of formation water from the coal cleats and fractures. Shale gas is generally  extracted from a clay‐rich sedimentary rock which has naturally low permeability. Tight gas is trapped in  ultra‐compact reservoirs characterised by very low porosity and permeability (Cook et al. 2013).    Methane is the largest component of the gas causing concern in water bores in the Surat and Bowen  basins. It is a colourless, odourless and non‐toxic gas, but poses an asphyxiation hazard if it collects in an  enclosed space (e.g. basement) at concentrations high enough to displace existing air and create an  oxygen‐deficient environment (at a concentration of over 50% in air) (ATSDR 2001; Gov. Canada 2004).  Many of the specific properties of methane can be found in Stalker (2013).    Methane in water bores may be present as ‘dissolved gas’ or as ‘free gas’ and ‘dissolved gas’ (if methane is  present in a bore, some of it will always be dissolved, even in the presence of free gas.). One of the  analogies used to differentiate these two forms is that of the soda bottle. While the lid is sealed, pressure  keeps the gas dissolved in the liquid. Removing the lid causes a drop in pressure, allowing the previously  dissolved gas to form bubbles (exsolve1) and rise to the liquid surface as free gas. Agitation due to pumping  and movement through samplers can lead to free gas release at under‐saturated conditions.      Methane usually only exsolves from a still solution, if the concentration of methane in the fluid exceeds its  dissolved gas saturation point or solubility (Jackson et al. 2013). For a sample at the land surface, the  solubility at normal levels of atmospheric pressure is 24.7 mg/L (or 34.6 mL/L) at 20 °C and 20.7 mg/L (or 29  mL/L) at 30 °C (Wiesenburg and Guinasso 1979; Hirsche and Mayer 2009).     Gas solubility decreases with increasing temperature and salinity and increases with increasing pressure.  The effects are non‐linear in all cases. A temperature difference of 20 °C (e.g. between 10 and 30 °C) for  fresh water (zero salinity) results in a difference in solubility of 10 mg/L/atm. At 20 °C, methane solubility  ranges from 25 mg/L for fresh water to 19.3 mg/L at 40,000 mg/L salinity (Figure 1).                                                                    1

 Gas to separate out from groundwater and form a free phase 

2   

  Hirsche and Mayer (2009) cite the example of a 360 m column of water leading to a methane solubility of  863 mg/L at 25 °C. Pressure effects can lead to water degassing as it is brought from depth to atmospheric  pressure at the surface. This is similar to removing the lid of a soda bottle resulting in free gas coming to  the surface.  The combined effect of pressure and temperature on methane solubility is shown in Figure 2.  In the pressure range relevant to coal seam gas extraction in Australia, i.e. from 0 to approximately 100  bar2 (=10 MPa or approximately 1020 meter of head), the solubility at 30⁰ C increases from 20.7 mg/L at 0  bar to 1520 mg/L at 100 bar, respectively. In other words, methane is 73 times more soluble at depths  corresponding to 1020 m of head compared to atmospheric conditions.    

  Figure 1 Methane gas solubility as function of temperature and salinity at atmospheric pressure (based on data  from Wiesenburg and Guinasso (1979)). 

  Because it is odourless, methane can accumulate undetected in bores and bore enclosures that are not  properly vented. Methane is extremely flammable and can be easily ignited by heat, sparks or flames.  Methane is explosive at volumes of 5 per cent to 15 per cent (50,000 to 150,000 mg/L) in air. Methane is  also an asphyxiant at a concentration of over 50 per cent in air. Although methane will rise, it can displace  oxygen in confined spaces and hence such spaces can become vulnerable. Such risks can be mitigated  through monitoring and proper ventilation. There are a number of useful sources of information on this  (National Groundwater Association (NGWA) 2013a; NGWA 2013b; Indiana Department of Natural  Resources; Pennsylvania Department of Environmental Protection (DEP) 2011; Griffiths 2007).  Gas may  also leak from the bore into the shallow sub‐surface and then leak into closed buildings (Pennsylvania DEP  2013). Some water quality issues can be treated with some form of treatment plants.      The bubbling of gas in water bores can also lead to total bore impairment. For example, it can affect pumps  as the gas bubbles can lead to a “gas lock”, in which the gas bubbles adhere to the impeller and impede the  water flow. Harris et al. (2012) reported on the need to replace bore pumps due to the motors burning out  as a result of “cavitation” when the dissolved gas comes out of solution.  Pump shrouds or sleeves could be                                                                 2

 Gauge pressure = absolute pressure minus atmospheric pressure  3 

 

used or the type of pump changed (NGWA 2013a). The shroud or sleeve is a tube open only at its base  enclosing the submersible pump.    Gas bubbling can affect water quality in at least two ways. First, bubbles cause sediments that accumulate  at the bottom of water bores to move through the water column, which in turn leads to water being used  going from being clear to being “coloured, turbid, slimy, and smelly”.  Secondly, in certain circumstances, it  can lead to the conversion of dissolved sulfate into “odiferous, noxious, and toxic” sulfides due to sulfate‐ reducing bacteria (Gorody 2012).     

  Figure 2 Methane gas solubility as function of pressure and temperature (based on data from Duan et al. 1992).  Right plot provides a magnified view of the shaded area in the left plot. 

2.2 Gas sources, release mechanisms, and transport pathways  An assessment of the possible causes of increased gas in water bores involves an analysis of primary gas  sources, primary release mechanisms, transport pathways, secondary gas trapping or storage and  secondary release mechanisms (Walker and Mallants 2014). Moreover, the presence of gas in water bores  may be due to a combination of mechanisms, which work sequentially or in parallel. Because  understanding of these sources, mechanisms and pathways is critical to assess causes of gas in bores in a  particular hydrogeological setting, a summary is provided that will form the basis for developing the  Decision Support System.    Primary gas sources refers to the location where gas originated from, by desorption of methane to the free  gas phase due to depressurisation. For the Surat Basin, this mainly refers to coal seams in the Walloon Coal  Measures, although there exist shallower coal seams in the upper portion of the Springbok Sandstone that  may form a primary source of gas (Baldwin and Thomson 2014). For the Bowen Basin, the Bandana  Formation is the target formation.    Secondary gas sources exist where migrating gas has been trapped by physical barriers, such as faults or  changes in geological facies (e.g. transition from coarse to fine particles with corresponding decrease in  pore size). Gas migration may have occurred in earlier times due to desorption, followed by upward  migration by buoyancy through permeable sandstones, faults and fractures. For example, where the lower  Springbok Sandstone had eroded into the Walloon Coal Measures, the sandstones can become charged  with methane from the underlying Walloon Coal Measures (Scott et al. 2006). It is believed such secondary  4   

  gas sources have been responsible for some of the historical blowouts that have occurred during drilling  water bores (Walker and Mallants 2014).     Depressurisation of coal seams is the primary gas release mechanism responsible for releasing sorbed  methane. Depressurisation may be due to a combination of reasons, including i) water extraction from  water bores for domestic use and stock (Figure 3) and CSG wells, ii) drilling for bore construction which will  release pressure from below confining layers, iii) water migration from deeper to shallower formations  through preferential pathways (abandoned coal exploration bores, conventional gas and petroleum wells,  and water bores), and/or iv) natural water pressure changes following droughts (pressure decrease) and  floods (pressure increase). In case of depressurisation due to groundwater abstraction from water bores or  water loss via pathways provided by abandoned bores and wells, the gas may be transported via such bores  or via other pathways such as faults, fractures or more permeable zones.    

  Figure 3 Groundwater level decline for water bore in the Gubberamunda Sandstone – levels in m below surface  (top) and m AHD (Australian Height Datum) (bottom) (Coal Seam Gas Globe 2015). 

  In addition to the above anthropogenically enhanced mechanisms, both short‐term and long‐term natural  mechanisms exist. The short‐term mechanisms include pressure changes in shallower formations due to i)  flooding causing trapped gas to dissolve and migrate with the groundwater, and ii) infiltration of nutrient‐  and bacteria‐rich floodwaters triggering production of biogenic methane. An example of a long‐term  mechanisms is long‐term climate change causing groundwater levels to drop which reduces the hydrostatic  pressure in coals seams and thus reduces its capacity to retain the gas.    Transport pathways refers to the routes that may be taken by the free methane gas from its primary or  secondary source to a CSG well, a productive water bore, abandoned bores or overlying aquifers. Free gas  will migrate vertically upwards through the formation due to buoyancy. This pathway can be quite tortuous  or winding, depending on the vertical and horizontal permeabilities of the formations through which it  migrates, dipping geological strata, or by sudden changes in permeability due to conduits or barriers (e.g.  faults).   

5   

It is important to recognise that depressurisation due to CSG wells can result in some of the gas not being  captured by the wells. For example, the depressurisation may be propagated from a producing CSG well to  coal seams not in the vicinity of the well, but still within the “cone of depression”; gas released from such  distant coals may not be captured by that CSG well and will migrate in a direction controlled by the  reservoir properties. When gas desorption occurs relatively close to a producing CSG well, gas migrates  generally updip due to buoyancy. In this case, the effect spreads generally updip at a rate governed by the  geologic dip and the reservoir properties. In case the cement bond between the casing and the borehole is  incomplete, channels have developed through the cement allowing gas to migrate from the production  zone up and into overlying formations, aquifers, and potentially into water bores (Baldwin and Thomson  2014).    While the effect of depressurisation, gas mobilisation and migration may be observed at a considerable  distance from a gas source, especially under conditions of a geological dip, assessments by Baldwin and  Thomson (2014) seem to indicate that methane would probably not travel beyond a distance of 10‐15 km  from a CSG well.      The discussion on gas source, gas pathway and release mechanism is relevant to understanding the causes  of gas in bores and helps define practical parameters that capture one or several features of gas source and  pathway and link them to the hydrogeological settings of the water bore. Table 1 identifies six parameters  that will be used to develop a decision support system to assess the possible causes of gas in bores, and  links each parameter with a gas source or gas pathway as a means to evaluate the likelihood of a cause‐ effect relation.  Table 1 Linkage between gas source/pathway and assessment parameters regarding gas in bores. 

Gas source, gas  Relevance to gas in bores  pathway, release  mechanism,  impact 

Assessment parameter in DSS 

Primary gas source 

Immediately Affected Area (IAA)  

Free gas will mainly be present in  depressurised production areas of the  SCMA, identified as Immediately Affected  Area (IAA) and Long‐term Affected Area  (LAA) (QWC 2012). Bores present in these  areas may be directly affected if water is  taken from within the target coal seam  formation, or indirectly when water is taken  from aquifers above or below the  depressurised coal seams, provided the  depressurisation has propagated into these  aquifers. For overlying aquifers, bores may  also be impacted if gas has been transported  through preferential pathways from the  primary source area into a beneficial  aquifer.  The 2012 IAA and LAA will be updated once  the new OGIA groundwater impact study  becomes publicly available.  This will also  include changes in CSG development  scenarios. 

Primary gas source 

6   

The screened section of a water bore  residing within the primary gas source is a  strong indication for the likelihood for gas in  water bores being related to this gas source. 

For bores outside the IAA the likelihood for  gas entering a bore being related to CSG  extraction is small but not impossible  because depressurisation may still occur  due to other reasons, e.g. groundwater  abstraction for agricultural and stock and  domestic use. The likelihood is evaluated on  the basis of comparing the observed head  decrease in an impacted bore with annual  head variations.  For bores inside the IAA the likelihood of  gas entering a bore being related to CSG  extraction is determined by comparing the  observed head decrease with threshold  values and with annual head variations (not  related to CSG extraction). 

Aquifer protection level (APL)   As the number of aquitards between  aquifers and target coal seam formation  increases, so does the degree of protection 

 

Gas pathway  

Gas pathway 

Impact 

Bores within a primary gas source have no  physical protection against gas migration  towards the bore; the likelihood that bores  separated from the gas source by physical  barriers (typically an aquitard) will contain  this particular gas is much smaller, and in  most cases probably negligible.  

of the water bore. The higher the protection  level the lower the likelihood for gas‐related  bore impairment being caused by CSG  extraction. Aquitards are effective barriers  between a primary gas source and an  aquifer, although short‐circuiting may occur  via preferential flow paths. The likelihood  for short‐circuiting to be effective across  multiple aquitards is much smaller than for  a single aquitard. 

Several preferential gas pathways such as abandoned coal exploration bores, leaky  conventional gas and petroleum wells and  water bores, and faults may provide a  pathway for gas transport from the primary  or secondary gas source towards aquifers  used for groundwater. When the gas  pathway intersects the aquifer, it becomes a  source itself with groundwater now  becoming the main transport mechanism  potentially taking the gas towards a nearby  bore. 

Distance to gas pathway (DGP) 

Whenever gas is not captured by CSG wells,  it spreads generally updip and may be  intercepted by a water bore. 

This captures several ways free gas can  affect a bore’s capacity to supply water. 

The farther away a bore from a potential  gas pathway, the smaller the probability for  this gas to enter a bore. The conceptual  model adopted in the DSS assumes  horizontal groundwater flow and gas  transport from a preferential pathway to  the bore.  Bore construction and age (BCA)  The degree of bore integrity defines  whether or not there is a likely pathway for  gas migration from a CSG target formation  into the water bore. Bore construction  material and age may be used to assess  bore integrity.  Proximity to CSG production wells (PTP) For water bores located within coal seam  target formations, the greater the distance  between CSG well and water bore, the less  likely migrating gas will reach the bore.  Observed gas in water bores (GIB)  Impacts range from zero impact (no  observation of gas), to reported gas issues  causing bore operation problems to gas and  water blow‐outs. 

2.3 Elements of the Decision Support System  The primary objective here is to develop a Decision Support System (DSS) that is able to assess the  likelihood for coal seam gas operations to be the cause of increased gas in water bores. The DSS will be  more broadly applicable to any impairment of bore supply caused by the extraction of groundwater,  whether by petroleum tenure holders, for agricultural uses or for industrial use. Note that the supply from  a water bore may be impaired because of the cumulative impacts from water extraction by multiple  groundwater users (CSG related and non‐CSG related).     The methodology involves a three‐level assessment where the first level is a desktop assessment, the  second level involves hydrochemical and microbiological analyses, and level three involves methane  analyses possibly followed by a forensic analysis (Figure 4). Whereas the first level is mainly a desktop  assessment using existing geological and hydrogeological information accessible from existing databases  and geological and hydrogeological models, the second and third step involve actual measurements and  analysis of hydrochemical and microbiological data and methane, respectively. In some instances the level  7   

1 assessment will suffice to exclude coal seam gas extraction as the likely cause of bore impairment; there  will thus not be a need to sample groundwater for hydrochemical and microbiological analyses. In other  cases there will be sufficient site‐specific evidence to trigger the level two hydrochemical and  microbiological analyses. On the basis of groundwater hydrochemical and microbiological analyses, it may  then be possible to exclude coal seam gas extraction as the most likely cause of bore impairment. If,  however, the concentrations of major ions or microbiological indicators exceed their trigger values, the  level three investigation will be activated; this requires methane gas measurements in water bores. Finally,  in case methane concentrations exceed their trigger values, a forensic analysis can be undertaken to  identify the source of methane, and thus the cause for bore impairment.  In undertaking this stepwise  assessment, the amount and breadth of site‐specific information increases from one step to another,  effectively decreasing the uncertainty or increasing the confidence in the assessment. In the subsequent  sections each of the three assessment levels will be discussed in detail.       In the current three‐level assessment the hydrochemical analysis (Level 2) is undertaken prior to  measurement and testing of methane concentrations (Level 3). The reason for choosing this sequence of  analysis is that standard hydrochemical parameters generally require a simpler sampling protocol than  dissolved gases such as methane, allowing sampling even when accessibility to the well is poor (e.g. due to  presence of a pump that limits use of down‐hole samplers). Furthermore, methane analysis requires a very  careful and slightly more technical sampling protocol (Smith 2015). For these reasons methane sampling is  recommended only if the hydrochemical (and microbiological) parameters give evidence of changes  potentially related to increased methane. Finally, exceptions to this general rule may be invoked (and  samples taken for gas analysis) when there is clear evidence of presence of gas in a bore.     While quantitative information will provide the most reliable input for a robust assessment, other sources  of information may be utilised to help explain the reasons for bore impairment. For example, anecdotic  historical information about gas in bores during drilling or soon after bore completing may be insightful.  Many of the water bores drilled in the Surat that access water from the Walloon Coal Measures (many of  them are not deeper than 100‐200 m) have had gas during their lifetime (DNRM 2012; Walker and Mallants  2014). In one instance a bore started producing gas only after 3 years of pumping, probably the time  needed to depressurise groundwater around the bore sufficiently for the gas to be released.

8   

     

Uncertainty

Confidence

Figure 4 Three‐level Decision Support System to screen water impaired bores or bores with increased gas. For LEVEL 1 trigger levels, see Table 4. Sampling for microbiological  analysis is described in Smith‐Comeskey (2015).

9   

3 LEVEL 1: desktop assessment 

3.1 Methodology  The desktop assessment involves an evaluation of different site‐specific parameters relevant to assess  whether or not bore impairment is likely caused by nearby coal seam gas extraction. For instance, by  considering the proximity of water bores to CSG wells and predicted impacted zones the likelihood of  contamination by CSG operations can be assessed. Furthermore, the water bore screen location  determines which aquifer or aquifers are being accessed for water production, and if the same aquifer is  considered for CSG extraction or whether one or more aquitards protect the bores from being impacted by  CSG extraction. Bore screen location also defines the background groundwater hydrochemistry that will be  evaluated at a Level 2 assessment if a set trigger value is exceeded. Methane concentrations will be  considered in the assessment if the trigger value for the Level 3 assessment is exceeded (Figure 4).  Six parameters are considered in the Level 1 assessment (also see Figure 4):        

recent observations of presence of gas in water bores (parameter GIB),  vertical proximity of the bore screen to a coal seam gas target formation (the aquifer protection  level or parameter APL),   distance of the bore to the Immediately Impacted Area (parameter IAA) as calculated for SCMA,   distance to a gas pathway or source (parameter DGP),   if a coal seam gas target formation is intersected, the proximity between bore and CSG well  (parameter PTP), and finally   the bore construction material and age as indicators of bore integrity (parameter BCA).  

These six parameters each are given a score, with a low score indicating a low likelihood that the parameter  contributes or is a cause for the bore impairment. The scores are then combined in a multiplicative model  to produce an overall score, as shown in Equation 1. The overall score is subsequently interpreted as a  likelihood that the bore impairment may be caused by coal seam gas extraction. High values of the total  score will trigger the Level 2 analyses of the DSS.    

 

 

 

Equation 1 

  Each of the parameters is given specific scores according to the conditions shown in Table 2. Methods used  to derive the different scores and their significance is discussed in the subsequent sections. Using Equation  1, the calculated values for SCORE are then grouped into five likelihood levels according to the SCORE  ranges of Table 3. Likelihood level E includes those parameter combinations for which the likelihood that  bore impairment is related to coal seam gas extraction is highly unlikely (Table 3).  Likelihood level A, on the  other hand, represents a combination of parameters that indicate there is a high likelihood (almost certain)  that bore impairment is related to coal seam gas extraction, and therefore triggers Level 2 of the DSS.    

10   

  Table 2 Parameters and their scores used to calculate SCORE1 of the Level 1 desktop assessment. High scores mean  higher likelihood that bore impairment is caused by CSG extraction. 

Parameter 

Score 

Observed gas in water bores  (GIB)  

1: no observed gas in water bore  2: reported gas issues causing bore operation problems  4: recent gas and water blow‐out 

Aquifer Protection Level (APL)  [number of aquitards between  water bore and target  formation]. For details, see  Section 3.3. 

1: bore screen separated from target formation by 3  aquitards  2: bore screen separated from target formation by 2  aquitards  4: bore screen separated from target formation by 1  aquitards  8: bore screen within CSG target formation 

Immediately Affected Area (IAA)  [inside IAA: bores with screened  interval in affected aquifers, see  Figure 9]. For details, see Section  3.4. 

1: Outside IAA, head drop  mean annual head variation  3: Inside IAA, head drop  2000 m 

For details, see Section 3.5. 

2: 2000 – 1000 m  4: 1000 – 400 m  6: 400 – 200 m  8:  10 km  2: distance from CSG well 5‐10 km  3: distance from CSG well 2‐5 km  4: distance from CSG well 1‐2 km  5: distance from CSG well