Department of energy office of fossil energy

 
93 
Table 6:  Water Intensity
212
 
Energy Source 
Range in Water Intensity 
(gallons/mmBtu) 
Conventional Natural Gas 
~0 
Shale Gas 
0.6 – 1.8 
Coal (no slurry transport) 
2 – 8 
Nuclear (uranium at plant) 
8 – 14 
Conventional oil 
1.4 – 62 
Oil Shale Petroleum (mining) 
7.2 – 38 
Oil Sands Petroleum (in situ) 
9.4 – 16 
Synfuel (coal gasification) 
11 – 26 
Coal (slurry transport) 
13 – 32 
Oil Sands Petroleum (mining) 
14 – 33 
Syn Fuel (coal Fischer-Tropsch) 
41 – 60 
Enhanced Oil Recovery 
21 – 2,500 
Fuel ethanol (irrigated corn) 
2,500 – 29,000 
Biodiesel (irrigated soy) 
13,800 – 60,000 
 
The Addendum also explains that, despite its relatively low long-term water intensity, shale gas 
production could impact water supply in specific areas, particularly arid regions such as the Eagle 
Ford Shale play in Texas.  The Addendum notes that the relationship between shale gas 
production and water quantity is principally a local issue, and that the degree of impact depends on 
“the local climate, recent weather patterns, existing water use rates, seasonal fluctuations, and 
other factors.”
213
  The following Table 7 shows the variation in the proportion of water usage by 
activity in shale gas regions:  
                                                 
212
 Id. at 11 (Table 2). 
213
 Id. at 12. 

---

 
94 
Table 7:  Water Usage in Shale Gas Regions
214
  
 
Play 
Public 
Suppl
y (%) 
Industr
y & 
Mining 
(%) 
Power 
Generatio
n (%) 
Irrigatio
n (%) 
Livestoc
k (%) 
Shal
e 
Gas 
(%) 
Total 
Water Use 
(Bgals/yr)
* 
Barnett 1 
82.7 
4.5 
3.7 
6.3 
2.3 
0.4 
133.8 
Eagle Ford
2 
17 
4 
5 
66 
4 
3 – 6 
64.8 
Fayetteville
1 
2.3 
1.1 
33.3 
62.9 
0.3 
0.1 
378 
Haynesville
1 
45.9 
27.2 
13.5 
8.5 
4.0 
0.8 
90.3 
Marcellus
1 
12.0 
16.1 
71.7 
0.1 
0.01 
0.06 
3,570 
Niobrara
3 
8 
4 
6 
82 
0.01 
1,280 
[*Bgal/yr = billion gallons per year] 
 
2.
 
Water Quality 
Observing that water quality concerns may have received more attention than any other 
aspect of unconventional natural gas production, the Addendum addresses water quality issues 
arising from four aspects of unconventional natural gas production:  construction, drilling, use of 
hydraulic fracturing fluids, and handling of flowback and produced waters. 
Runoff from the construction of access roads and other earth-disturbing activities can lead 
to temporary increases in turbidity and sedimentation in surface waters when well sites are being 
developed.  However, the Addendum states that “when standard industry practices and 
preventative measures are deployed, only minor impacts are likely to result.”
215
      
Drilling in unconventional natural gas production requires penetrating shallower fresh 
water aquifers.  Referring to NETL’s Modern Shale Gas Development in the United States: A 
Primer, the Addendum briefly explains the manner in which such drilling can be undertaken to 
protect fresh water aquifers.
216
  The Addendum acknowledges, however, that while 
                                                 
214
 Id. at 12 (Table 3) (citations omitted). 
215
 Id. at 13. 
216
 Addendum at 13-14 (citing GWPC and ALL Consulting.  2009.  Modern Shale Gas Develop. In the United 
States:  A Primer.  Nat’l Energy Tech. Lab.; available at:  http://www.netl.doe.gov/File%20Library/Research/Oil-
Gas/Shale_Gas_Primer_2009.pdf). 

---

 
95 
unconventional natural gas formations are thousands of feet below aquifers associated with public 
water supply or surface hydrological connection, poor construction practices may cause failure of 
a casing or cement bond.  This failure, in turn, could lead to potential contamination of an aquifer.  
The Addendum also observes that drilling may create connections with existing fractures or faults, 
or improperly plugged or abandoned wells, allowing contaminants to migrate through the 
subsurface.
217
  
The fluid used for hydraulic fracturing consists of over 98 percent water, but also may 
include several different chemical compounds.
218
  These compounds can vary from well to well 
based on site specific geological information.  The Addendum describes federal and state efforts to 
gather information and require disclosure of the types of chemical additives being used in 
hydraulic fracturing.  The risks posed by the use of these fluids may come from spills and leakages 
during transport to the well, storage on the well pad, or during the chemical mixing process.
219
  
Further, chemical additives may contaminate groundwater should the integrity of the casing or 
cement seal of the well be compromised.
220
   
The Addendum considers the potential environmental impacts associated with produced 
water recovered during flowback operations.  Produced water may contain elevated levels of total 
dissolved solids, salts, metals, organics, and natural occurring radioactive materials, as well as the 
chemicals included in the fracturing fluid noted above.  The Addendum discusses the three 
principal ways of mitigating the impacts associated with produced water:  minimization of the 
quantity of water used, recycling and re-use of produced water, and disposal. 
                                                 
217
 Id. at 14. 
218
 Id. at 14-15.  
219
 Id. at 18. 
220
 Id.  

---