Szczelinowanie w Kanadzie
 Schematyczne przedstawienie szczelinowania hydraulicznego dla gazu łupkowego .
| |
| Typ procesu | Mechaniczny |
|---|---|
| Sektory przemysłowe | Górnictwo |
| Główne technologie lub podprocesy | Ciśnienie płynu |
| Produkt(y) | Gaz ziemny , ropa naftowa |
| Wynalazca | Floyda Farrisa; JB Clark ( Stanolind Oil and Gas Corporation ) |
| Rok wynalazku | 1947 |
 |
| Fracking |
|---|
| Według kraju |
| Wpływ środowiska |
| Rozporządzenie |
| Technologia |
| Polityka |
Szczelinowanie w Kanadzie zostało po raz pierwszy zastosowane w Albercie w 1953 r. do wydobycia węglowodorów z gigantycznego pola naftowego Pembina , największego konwencjonalnego pola naftowego w Albercie, które bez szczelinowania wyprodukowałoby bardzo mało ropy. Od tego czasu ponad 170 000 szybów naftowych i gazowych zostało spękanych w zachodniej Kanadzie. Szczelinowanie to proces, który stymuluje łatwiejszy przepływ gazu ziemnego lub ropy naftowej w odwiertach poprzez poddawanie zbiorników węglowodorów ciśnieniu poprzez wtłaczanie płynów lub gazu na głębokość, powodując pękanie skały lub poszerzanie istniejących pęknięć.
Nowe obszary wydobycia węglowodorów zostały otwarte, ponieważ techniki stymulujące szczelinowanie są połączone z nowszymi postępami w wierceniu poziomym . Złożone odwierty, które znajdują się wiele setek lub tysięcy metrów pod ziemią, są poszerzane jeszcze bardziej poprzez wiercenie odcinków poziomych lub kierunkowych. Masywne szczelinowanie jest szeroko stosowane w Albercie od późnych lat 70. XX wieku w celu odzyskiwania gazu z piaskowców o niskiej przepuszczalności, takich jak formacja Spirit River . Produktywność studni w Cardium , Duvernay i Viking formacje w Albercie , Bakken w Saskatchewan , formacje Montney i Horn River w Kolumbii Brytyjskiej nie byłyby możliwe bez technologii szczelinowania. Szczelinowanie zrewitalizowało stare pola naftowe. „Szczelinowanie hydrauliczne odwiertów poziomych w złożach niekonwencjonalnych łupków, mułu i ciasnych zbiorników piasku odblokowuje produkcję gazu, ropy i płynów, która do niedawna była uważana za niemożliwą”. Konwencjonalna produkcja ropy naftowej w Kanadzie spadała od około 2004 r., ale zmieniło się to wraz ze wzrostem produkcji z tych formacji przy użyciu szczelinowania. Szczelinowanie jest jedna z podstawowych technologii wykorzystywanych do wydobywania gazu łupkowego lub gazu zamkniętego ze złóż niekonwencjonalnych.
W 2012 roku Kanada miała średnio 356 aktywnych platform wiertniczych, zajmując drugie miejsce po Stanach Zjednoczonych z 1919 aktywnymi platformami wiertniczymi. Stany Zjednoczone reprezentują nieco poniżej 60 procent światowej działalności. Nowy Brunszwik , Nowa Fundlandia , Nowa Szkocja i Quebec zakazały szczelinowania.
Formacje geologiczne
Formacje Spirit River, Cardium, Duvernay, Viking, Montney (AB i BC) i Horn River to jednostki stratygraficzne zachodnio- kanadyjskiego basenu sedymentacyjnego (WCSB), który leży u podstaw 1 400 000 kilometrów kwadratowych (540 000 2) zachodniej Kanady i który zawiera jeden z największych na świecie rezerw ropy naftowej i gazu ziemnego . Formacja Montney, położona w północno-wschodniej Kolumbii Brytyjskiej i środkowo-zachodniej Albercie oraz formacja Duvernay położona w centralnej Albercie, są obecnie najbardziej perspektywicznymi formacjami w WCSB dla rozwoju niekonwencjonalne złoża ropy i gazu wymagające stymulacji szczelinowania hydraulicznego. Formacja Bakken to jednostka skalna Williston Basin , która rozciąga się na południowy Saskatchewan. Na początku XXI wieku znaczny wzrost wydobycia w Williston Basin rozpoczął się dzięki zastosowaniu wierceń poziomych , zwłaszcza w formacji Bakken .
Zarys zachodnio-kanadyjskiego basenu sedymentacyjnego
![Generalized map showing the location of the Montney Formation.[11]](//upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/2/27/Montney_Formation.jpg/93px-Montney_Formation.jpg)
Uogólniona mapa pokazująca położenie formacji Montney .
![Duvernay depositional extent in central Alberta, Canada.[12]](//upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/0/0a/Duvernay_depositional_extent_in_central_Alberta%2C_Canada.tif/lossless-page1-120px-Duvernay_depositional_extent_in_central_Alberta%2C_Canada.tif.png)
Duvernay w środkowej Albercie w Kanadzie.
Ameryka Północna pokazująca położenie Williston Basin
Lokalizacja basenu Williston (USGS)
![Generalized map showing the location of the Montney Formation.[11]](https://commons.wikimedia.org/wiki/File:Montney_Formation.jpg)
![Duvernay depositional extent in central Alberta, Canada.[12]](http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/0/0a/Duvernay_depositional_extent_in_central_Alberta%2C_Canada.tif/lossless-page1-120px-Duvernay_depositional_extent_in_central_Alberta%2C_Canada.tif.png)
Technologie
Pierwsze komercyjne zastosowanie szczelinowania hydraulicznego zostało przeprowadzone przez firmę Halliburton Oil Well Cementing Company (Howco) w 1949 r. W hrabstwie Stephens w stanie Oklahoma oraz w hrabstwie Archer w Teksasie przy użyciu mieszanki ropy naftowej i proppantu przesianego piasku rzecznego do istniejących studni bez wiercenia poziomego. W latach pięćdziesiątych XX wieku zużyto około 750 galonów amerykańskich (2800 l; 620 galonów IMP) płynu i 400 funtów (180 kg). Do 2010 r. Zabiegi obejmowały średnio „około 60 000 galonów amerykańskich (230 000 l; 50 000 galonów IMP) płynu i 100 000 funtów (45 000 kg) środka podsadzkowego, przy czym największe zabiegi przekraczały 1 000 000 galonów amerykańskich (3 800 000 l; 830 000 galonów IMP) płynu i 5 000 000 0 funt (2 300 000 kg) środka do podsadzki”.
W 2011 roku Wall Street Journal podsumował historię szczelinowania hydraulicznego,
„Zaledwie dekadę temu inżynierowie naftowi z Teksasu wpadli na pomysł połączenia dwóch uznanych technologii w celu uwolnienia gazu ziemnego uwięzionego w formacjach łupków. 60-letnia technika zwana szczelinowaniem hydraulicznym, w której woda, piasek i chemikalia są wtryskiwane do odwiertu pod wysokim ciśnieniem w celu rozluźnienia łupków i uwolnienia gazu (i coraz częściej ropy).
— Wall Street Journal 2011
Poziome odwierty naftowe lub gazowe były niezwykłe aż do lat 80. Następnie, pod koniec lat 80., operatorzy na wybrzeżu Zatoki Meksykańskiej w Teksasie zaczęli drążyć tysiące szybów naftowych, wiercąc poziomo w Austin Chalk. , oraz przeprowadzanie zabiegów „masowego” szczelinowania hydraulicznego w odwiertach. Odwierty poziome okazały się znacznie skuteczniejsze niż odwierty pionowe w wydobywaniu ropy ze zwartej kredy. Pod koniec lat 90. w Teksasie połączenie technik wiercenia poziomego i wieloetapowego szczelinowania hydraulicznego umożliwiło komercyjną produkcję gazu łupkowego na dużą skalę. Od tego czasu odwierty gazu łupkowego stały się dłuższe, a liczba etapów przypadających na odwiert wzrosła. Ponieważ firmy zajmujące się wydobyciem gazu łupkowego celują w głębsze, gorętsze i bardziej niestabilne zbiorniki, opracowano technologie wiercenia, aby sprostać wyzwaniom w różnych środowiskach.
| Technologia wiercenia | Opis | Środowisko |
|---|---|---|
| Niezrównoważone wiercenie | - Płuczka wiertnicza działająca pod ciśnieniem niższym niż ciśnienie porowe - Używanie sprężonego gazu lub piany - Przyspiesza tempo penetracji, zmniejsza koszty wiercenia i uszkodzenia formacji |
Strefy zubożone, silnie spękana i porowata formacja |
| Wiercenie udarowe/udarowe | - Powtarzające się uderzenie w celu rozbicia skały wiertłem; - Kontakt wiertła z formacją wynosi 2% czasu pracy - Mniejsze zużycie narzędzia - Uderzenie i odbicie mogą być samowystarczalne i samowystarczalne |
Twarde formacje skalne |
| Wiercenie promieniowe | - odwierty o długości od 50 do 100 metrów od studni macierzystej; - Kontrolowany kierunek - Zwiększenie promienia drenażu i profilu przepływu w pobliżu odwiertów - Metody wiercenia obrotowego, strumieniowego, plazmowego |
W pobliżu skał czapowych, wód gruntowych, uskoków i stref zubożonych |
| Wiercenie z wkładką/obudową | - Instalowanie wkładki bez wyjmowania zespołu wiertniczego - Zapobiega pękaniu, zamykaniu i zapadaniu się odwiertu |
Pęczniejące łupki, formacje pełzające, strefy wysokiego ciśnienia i strefy zubożone |
| Wykładzina wiertnicza jednośrednicowa | - Tworzy ciągłą średnicę osłonki za pomocą rozszerzalnej technologii rurowej - Zmniejsza ilość płuczki wiertniczej i objętości cementu, wagę obudowy i ilość urobku |
To samo środowisko, co w przypadku konwencjonalnej instalacji obudowy teleskopowej |
| Nieinwazyjne płuczki wiertnicze | - Mieszanina polimeru, wody i oleju - Polimerowe uszczelnienie porów i pęknięć - Zapobiega przenikaniu płynu do formacji |
Strefy zubożone, silnie spękane i porowate |
| Płyn odwracalnej emulsji inwertowanej | - Może przełączać się między emulsją woda w oleju i olej w wodzie - Płyn typu woda w oleju zapobiega utracie płynu, wypłukiwaniu i pęcznieniu - Olej w wodzie zapewnia lepsze czyszczenie w celu lepszego cementowania |
Pęczniejące łupki, strefy solne, silnie spękane i porowate formacje |
Równolegle z postępem technologii wiertniczych zmiany zaszły również w technologiach iniekcyjnych.
| Technologia wtrysku | Opis | Wady |
|---|---|---|
| Gaz | - Powszechnie stosować dwutlenek węgla i azot; - Nie zatyka porów - Dwutlenek węgla zastępuje zaadsorbowany gaz ziemny w zbiorniku - Szybszy powrót - Unika używania wody - Wyższa produkcja przy użyciu dwutlenku węgla. |
- Niska nośność środka podsadzkowego - Środek podsadzkowy o dużej prędkości powoduje erozję sprzętu - Pojemniki ciśnieniowe do transportu i przechowywania |
| Ciekły dwutlenek węgla | - Ciecz o temperaturze -34,5°C i ciśnieniu 1,4 MPa - Wysoka nośność środka podsadzkowego - Przełącza się na gaz w zbiorniku - Zastępuje zaadsorbowany gaz w zbiorniku - Nie zatyka porów - Szybki powrót - Unika używania wody - Wyższa produkcja. |
- Transport i magazynowanie gazów niskotemperaturowych - Potencjalny efekt cieplarniany |
| Dwutlenek węgla w stanie nadkrytycznym (SC-CO2) | - Zwykle na głębokościach większych niż 1000 m - Nie niższe niż temperatury (L-CO2). - Lepkość SC-CO2 jest znacznie niższa niż normalnego L-CO2. - Ciśnienie przebicia SC-CO2 jest niższe niż L-CO2 |
- Trudno przejść do tego stanu płynnego - Trudno uzyskać tak niską temperaturę - W tym przypadku głębokość i ciśnienie również trudne do osiągnięcia |
| Gaz płynny (LPG) | - Brak produkcji odpadów i przyjazny dla środowiska - Prawie 100% gazu propanowego jest pompowane z powrotem - Tylko 50% płynu do szczelinowania hydraulicznego pozostaje pod ziemią |
- Znacznie droższe niż woda - Potencjalne zagrożenia podczas pracy w terenie - Transport i przechowywanie to wyzwanie |
| Szczelinowanie gazowe o wysokiej energii (HEGF) | - Aby wytworzyć wiele pęknięć promieniowych w formacji - Tania operacja - Prosta implementacja - Małe zanieczyszczenie formacji |
- Niezbyt dobrze nadaje się do przezwyciężania pewnych rodzajów powtarzających się mechanizmów uszkodzeń, takich jak osadzanie się soli |
| Piana | - Ciecz napowietrzona, zwykle z N 2
- Posiada szeroki zakres lepkości w oparciu o stosunek piany - Mniejsze zużycie wody - Zmniejsza obrzęk, ale nie może go wyeliminować - Zmniejsza blokowanie wody |
- Zmniejsza, ale nie może wyeliminować problemów z pęcznieniem i blokowaniem wody |
| Impulsowe pękanie piasku | - Skuteczny i przyjazny dla środowiska - Znacznie zwiększa produkcję studni - Zmniejszyć objętość proppantu szczelinującego - Mniejsze ryzyko zatykania piaskiem - Wysoka początkowa prędkość przepływu |
- Drogi - Długotrwałe operacje podłączania |
Koszt i żywotność szczelinowania hydraulicznego
Producenci ropy wydają z góry 12 milionów dolarów na wywiercenie odwiertu, ale jest on tak wydajny i daje tak dobre wyniki w ciągu krótkiego, 18-miesięcznego okresu eksploatacji, że producenci ropy korzystający z tej technologii mogą nadal osiągać zyski nawet przy cenie ropy 50 USD za baryłkę.
Żywotność szczelinowania hydraulicznego:
Cykl życia wydobycia gazu łupkowego może wahać się od kilku lat do dziesięcioleci i obejmuje sześć głównych etapów, zgodnie z opisem Natural Resources Canada (NRC), przy założeniu uzyskania wszystkich zgód różnych organów regulacyjnych:
- Etap pierwszy: Eksploracja, która obejmuje ubieganie się o odpowiednie koncesje i pozwolenia, dzierżawę praw do kopalin, Konsultacje rdzennych mieszkańców, konsultacje społeczne oraz badania geofizyczne, w tym oceny geologiczne i badania sejsmiczne;
- Etap drugi: Przygotowanie terenu i budowa odwiertu, który obejmuje odwierty poszukiwawcze w celu określenia właściwości fizycznych i chemicznych skały oraz oceny jakości i ilości zasobu;
- Etap trzeci: wiercenie, które obejmuje wiercenie poziome;
- Etap czwarty: stymulacja, czyli zastosowanie szczelinowania hydraulicznego w celu umożliwienia przepływu węglowodorów do odwiertu;
- Etap piąty: Eksploatacja i produkcja studni, która może działać od 10 do 30 lat; I,
- Etap szósty: Zakończenie produkcji i rekultywacji, co wymaga od firmy należytego uszczelnienia odwiertu, oczyszczenia i skontrolowania terenu. Rekultywacja trwa kilka lat, ponieważ firma usuwa wszelkie zanieczyszczenia, przywraca profile glebowe, przesadza rodzimą roślinność i wszelkie inne prace rekultywacyjne wymagane przez lokalne przepisy.
Alberta
Ze względu na ogromne zasoby ropy i gazu Alberta jest prowincją najbardziej ruchliwą pod względem szczelinowania hydraulicznego. Pierwszym odwiertem, który został spękany w Kanadzie, było odkrycie gigantycznego pola naftowego Pembina w 1953 roku i od tego czasu spękano ponad 170 000 odwiertów. Pole Pembina jest „słodkim punktem” w znacznie większej formacji Cardium , a znaczenie tej formacji wciąż rośnie, ponieważ coraz częściej stosuje się wieloetapowe szczelinowanie poziome.
Alberta Geological Survey oceniła potencjał nowych technik szczelinowania do wydobycia ropy i gazu z formacji łupkowych w prowincji i znalazła co najmniej pięć obiecujących miejsc perspektywicznych: formacja Duvernay , formacja Muskwa , formacja Montney , członek Nordegg , oraz podstawowe formacje Banff i Exshaw . Formacje te mogą zawierać do 1,3 biliarda stóp sześciennych (37 000 km 3 ) gazu na miejscu.
W latach 2012-2015 w formacji Duvernay wykonano 243 poziome, wielostopniowe odwierty szczelinowe, w wyniku których wydobyto 36,9 miliona baryłek (5,87 miliona metrów sześciennych ) ekwiwalentu ropy naftowej , rozmieszczonych w 1,6 miliona baryłek (250 tysięcy m 3 ) ropy, 11,7 miliona baryłek (1,86 miliona m 3 ) kondensatu gazu ziemnego oraz 23,6 mln baryłek (3,75 mln m 3 ) gazu ziemnego . 201 z tych odwiertów wykonano na obszarze oceny Kaybob, podczas gdy 36 odwiertów wykonano na obszarze Edson-Willesden Green i 6 odwiertów na obszarze Innisfail, o długości poziomej między 1000 a 2800 metrów i odstępach między otworami między 150 a 450 metrów. Rozwój obszarów bogatych w kondensat w formacji Duvernay utrzymuje się na stałym poziomie, ponieważ kondensat gazu ziemnego jest kluczowym produktem do rozcieńczania bitumu produkowanego z blisko położonych złóż piasków roponośnych w Athabasca , Peace River i Cold Lake i jest notowana po tej samej cenie referencyjnej, co ropa WTI .
Nawet gdy cena ropy naftowej drastycznie spadła w 2014 r., szczelinowanie hydrauliczne w tak zwanych „słodkich miejscach”, takich jak Cardium i Duvernay w Albercie, pozostało opłacalne finansowo.
Brytyjska Kolumbia
Największa aktywność gazu łupkowego w Kanadzie miała miejsce w prowincji Kolumbia Brytyjska. W 2015 roku 80% produkcji gazu ziemnego w prowincji pochodziło ze źródeł niekonwencjonalnych, gdzie część formacji Montney położona w Kolumbii Brytyjskiej (BC) dostarczała 3,4 miliarda stóp sześciennych (96 milionów metrów sześciennych) dziennie, co odpowiada 64,4 % całkowitej produkcji gazu w województwie. Ta formacja zawiera 56% możliwego do odzyskania surowego gazu w prowincji, co odpowiada szacunkowej ilości 29,8 biliona stóp sześciennych (840 miliardów metrów sześciennych). ), a pozostały możliwy do odzyskania gaz jest rozprowadzany w innych niekonwencjonalnych złożach gazu, takich jak basen Liard, basen Horn i basen Kordowa, wszystkie zlokalizowane w północno-wschodniej części prowincji.
Talisman Energy , który został przejęty przez hiszpańską firmę Repsol w 2015 r., jest jedną z firm operatorskich, która „prowadzi rozległą działalność w obszarze gazu łupkowego Montney”. Pod koniec lipca 2011 r. rząd Kolumbii Brytyjskiej udzielił firmie Talisman Energy, której siedziba znajduje się w Calgary, dwudziestoletnią długoterminową licencję wodną na pobór wody ze zbiornika Williston Lake należącego do BC Hydro .
W 2013 roku Fort Nelson First Nation , odległa społeczność w północno-wschodniej BC z 800 członkami społeczności, wyraziła frustrację z powodu opłat licencyjnych związanych z gazem produkowanym przez szczelinowanie hydrauliczne na ich terytorium. Trzy z czterech rezerw gazu łupkowego w Kolumbii Brytyjskiej – Horn River, Liard i Cordova Basins znajdują się na ich ziemiach. „Te baseny są kluczem do ambicji BC LNG”.
Saskatchewan
Boom na ropę i gaz łupkowy Bakken trwający od 2009 roku, napędzany technologiami szczelinowania hydraulicznego, przyczynił się do rekordowego wzrostu, wysokich wskaźników zatrudnienia i wzrostu liczby ludności w prowincji Saskatchewan. Szczelinowanie hydrauliczne przyniosło korzyści małym miastom, takim jak Kindersley , w których liczba ludności wzrosła do ponad 5000 wraz z boomem. Kindersley sprzedaje oczyszczone ścieki komunalne firmom świadczącym usługi na polach naftowych do wykorzystania w szczelinowaniu hydraulicznym. Ponieważ cena ropy naftowej drastycznie spadła pod koniec 2014 r., częściowo w odpowiedzi na boom na ropę łupkową, miasta takie jak Kindersley stały się podatne na zagrożenia.
Quebec
Łupki Utica , jednostka stratygraficzna z epoki środkowego ordowiku , leżą u podstaw większości północno-wschodnich Stanów Zjednoczonych oraz pod powierzchnią w prowincjach Quebec i Ontario .
Wiercenie i wydobycie ze złoża Utica Shale rozpoczęto w 2006 roku w Quebecu, koncentrując się na obszarze na południe od rzeki Świętego Wawrzyńca, między Montrealem a miastem Quebec. Zainteresowanie tym regionem wzrosło od czasu, gdy firma Forest Oil Corp. z siedzibą w Denver ogłosiła znaczące odkrycie po przetestowaniu dwóch odwiertów pionowych. Forest Oil powiedział, że jego aktywa w Quebecu mają podobne właściwości do łupków Barnett w Teksasie.
Forest Oil, który ma kilku młodszych partnerów w regionie, wykonał odwierty zarówno pionowe, jak i poziome. Talisman Energy z siedzibą w Calgary wykonał pięć pionowych odwiertów Utica i rozpoczął wiercenie dwóch poziomych odwiertów Utica pod koniec 2009 roku wraz ze swoim partnerem Questerre Energy, który dzierżawi ponad 1 milion akrów brutto ziemi w regionie. Inne firmy biorące udział w grze to Gastem z Quebecu i Canbriam Energy z Calgary.
Łupki Utica w Quebecu potencjalnie zawierają 4 biliony stóp sześciennych (110 km 3 ) przy wydajności 1 miliona stóp sześciennych (28 000 m 3 ) dziennie. W latach 2006-2009 wykonano 24 odwierty, zarówno pionowe, jak i poziome, w celu przetestowania Utica. Zgłoszono pozytywne wyniki testów przepływu gazu, chociaż pod koniec 2009 r. żaden z odwiertów nie dawał wydobycia. Gastem, jeden z producentów łupków Utica, wykorzystał swoją wiedzę Utica Shale do odwiertów za granicą w stanie Nowy Jork.
W czerwcu 2011 r. firma Pétrolia z Quebecu twierdziła, że odkryła około 30 miliardów baryłek (4,8 km 3 ) ropy naftowej na wyspie Anticosti , co jest pierwszym przypadkiem, gdy w prowincji znaleziono znaczące rezerwy.
Debaty na temat zalet szczelinowania hydraulicznego toczą się w Quebecu co najmniej od 2008 roku. W 2012 roku rząd Parti Québécois nałożył pięcioletnie moratorium na szczelinowanie hydrauliczne w regionie między Montrealem a miastem Quebec, zwanym St. Lawrence Lowlands , z populacją około 2 milionów ludzi.
W lutym 2014 r., przed ogłoszeniem kampanii wyborczej w prowincji, była premier Quebecu i była przywódczyni Partii Québécois (PQ), Pauline Marois , ogłosiła, że rząd prowincji pomoże sfinansować dwie eksploracyjne operacje gazu łupkowego jako wstęp do szczelinowania hydraulicznego na wyspie, a prowincja obiecała 115 milionów dolarów na sfinansowanie odwiertów dla dwóch oddzielnych wspólnych przedsięwzięć w zamian za prawa do 50% licencji i 60% wszelkich zysków komercyjnych. Była to pierwsza umowa na ropę i gaz dowolnej wielkości dla prowincji. Wraz ze zmianą rządu, która nastąpiła w kwietniu 2014 r., liberałowie Philippe'a Couillarda mogli zmienić tę decyzję.
Petrolia Inc., Corridor Resources i Maurel & Prom utworzyły jedną spółkę joint venture, podczas gdy Junex Inc. wciąż poszukiwała prywatnego partnera.
W listopadzie 2014 r. Raport opublikowany przez biuro doradcze Quebecu ds. Przesłuchań środowiskowych, Bureau d'audiences publiques sur l'environnement (BAPE), stwierdził, że „wydobycie gazu łupkowego w regionie Montreal-Quebec City nie byłoby opłacalne”. BAPE ostrzegł przed „wielkością potencjalnych skutków związanych z przemysłem gazu łupkowego na obszarze tak zaludnionym i wrażliwym jak Nizina Świętego Wawrzyńca”. Quebec Oil and Gas Association zakwestionowało dokładność raportu BAPE. W dniu 16 grudnia 2014 r. Premier Quebecu Philippe Couillard odpowiedział na raport BAPE, stwierdzając, że szczelinowania hydraulicznego nie będzie ze względu na brak interesu gospodarczego lub finansowego oraz brak akceptacji społecznej.
Nowy Brunszwik
Zwiększonemu zużyciu gazu ziemnego w Nowym Brunszwiku ułatwiło jedno wydarzenie: przybycie gazu ziemnego z projektu Sable Offshore Energy Project w Nowej Szkocji przez rurociąg Maritimes and Northeast Pipeline (MNP) w styczniu 2000 r.
Zwiedzanie i produkowanie
Poniższy harmonogram ilustruje rozwój przemysłu produkcji gazu ziemnego w Nowym Brunszwiku po 1999 roku.
2003: Odkrycie gazu ziemnego w McCully. Zbiornikiem produkcyjnym jest piaskowiec formacji Hiram Brook.
2007: Budowa rurociągu o długości 45 km w celu połączenia pola gazowego McCully z główną linią Maritimes i Northeast oraz budowa zakładu przetwarzania gazu w rejonie McCully.
2007: Budowa dwóch rurociągów zbiorczych gazu ziemnego (o długości 450 m i 2000 m) w celu połączenia dwóch istniejących odwiertów (F-28 i L-38) z istniejącym systemem zbiorczym.
2007: Rozbudowa wydobycia gazu ziemnego McCully, w tym budowa sześciu nowych odwiertów i rurociągów zbiorczych.
2008: Dalsza rozbudowa systemu gazu ziemnego McCully, w tym budowa 3,4-kilometrowego rurociągu do przyłączenia do odwiertu I-39.
2009: Pierwsze szczelinowanie hydrauliczne poziomego odwiertu w New Brunswick w rejonie McCully.
2009: Rozpoczęcie wierceń poszukiwawczych i szczelinowania hydraulicznego w rejonie Elgin, na południe od Petitcodiac.
2009–2010: W New Brunswick wiercone są pierwsze odwierty ukierunkowane na łupki – cztery odwierty w rejonie Elgin, na południe od Petitcodiac. Żaden nie produkuje.
2014: Ostatnie jak dotąd szczelinowanie hydrauliczne w Nowym Brunszwiku. Firma Corridor Resources przeprowadziła szczelinowanie hydrauliczne przy użyciu ciekłego propanu w pięciu odwiertach w obszarach McCully i Elgin.
Płyn do szczelinowania hydraulicznego
Zgodnie z kanadyjską ustawą o eksploatacji ropy i gazu, National Energy Board (NEB) żąda od operatorów przedstawienia składu płynów do szczelinowania hydraulicznego używanych w ich działalności, który zostanie opublikowany online do publicznego ujawnienia na stronie internetowej FracFocus.ca.
Większość operacji szczelinowania hydraulicznego w Kanadzie odbywa się przy użyciu wody. Kanada jest również jednym z krajów, które odnoszą największe sukcesy w stosowaniu dwutlenku węgla jako płynu szczelinującego, z 1200 udanymi operacjami do końca 1990 roku. Brunszwik.
, że gwałtowny wzrost aktywności sejsmicznej obserwowany w ostatnich latach w basenie sedymentacyjnym zachodniej Kanady został wywołany operacjami szczelinowania hydraulicznego. Większość zdarzeń sejsmicznych zgłoszonych w tym okresie ma miejsce blisko odwiertów szczelinowania hydraulicznego wykonanych w zachodniej Albercie i północno-wschodniej Kolumbii Brytyjskiej . W odpowiedzi na tę zwiększoną aktywność sejsmiczną, w 2015 r. Alberta Energy Regulator wydał rozporządzenie w sprawie podpowierzchniowej nr 2, które wymaga obowiązkowego wdrożenia protokołu sygnalizacji świetlnej (TLP) w oparciu o wielkość lokalną ( ML ) zdarzeń sejsmicznych wykrytych podczas monitorowanych działań. Zgodnie z TLP szczelinowania hydraulicznego mogą być kontynuowane zgodnie z planem, gdy ML wykrytych zdarzeń sejsmicznych jest poniżej 2,0 (zielone światło), należy je zmodyfikować i zgłosić organowi regulacyjnemu, gdy wystąpi zdarzenie sejsmiczne ML między 2,0 a 4,0 (światło pomarańczowe) i należy je natychmiast przerwać, gdy w odległości 5 km od odwiertu do szczelinowania hydraulicznego zostanie wykryte zdarzenie sejsmiczne o sile ML > 4,0 (światło czerwone). Komisja Ropy i Gazu BC wdrożyła podobny TLP, zgodnie z którym sejsmiczność i ruchy powierzchni gruntu muszą być odpowiednio monitorowane podczas operacji szczelinowania hydraulicznego i muszą zostać zawieszone, jeśli M L > 4 zostanie wykryty w odległości 3 km od odwiertu. ML > 4 został wybrany jako próg czerwonego światła przez obie jurysdykcje w zachodniej Kanadzie ( Alberta i Kolumbia Brytyjska ) jako zdarzenie sejsmiczne o sile poniżej 4 odpowiada niewielkiemu trzęsieniu ziemi, które może być lekko odczuwalne, ale nie powoduje spodziewanych szkód materialnych. W poniższej tabeli wymieniono niektóre zdarzenia sejsmiczne TLP o barwie bursztynowej lub czerwonej, odnotowane w dorzeczu rzeki Horn w północno-wschodniej pne oraz w Fox Creek w Albercie . Zwiększoną aktywność sejsmiczną w tych dwóch obszarach ściśle przypisuje się operacjom szczelinowania hydraulicznego.
| Czas (lokalny) | M | Epicentrum | Uwagi | Współrzędne | Notatki |
|---|---|---|---|---|---|
| 4 października 2014 10:17:24 | 4.3 | 139 km (86 mil) na południe od Fort Nelson, pne | Lekko odczuwalny w Fort Nelson i Fort St. John, BC. Brak doniesień o uszkodzeniach. | ||
| 14 stycznia 2015 09:06:25 | 3.8 | 38 km (24 mil) na zachód od Fox Creek , AB | Nie zgłoszono żadnych uszkodzeń | ||
| 22 stycznia 2015 23:49:18 | 4.4 | 36 km (22 mil) na zachód od Fox Creek, AB | Lekko wyczuwalny w Fox Creek | ||
| 13 czerwca 2015 17:57:55 | 4.6 | 36 km (22 mil) na wschód od Fox Creek, AB | Czułem się lekko w Drayton Valley , Edmonton i Edson | ||
| 17 sierpnia 2015 13:15:00 | 4.6 | 114 km (71 mil) na północny zachód od Fort St. John, pne | Lekko wyczuwalny w Charlie Lake, BC. Brak doniesień o uszkodzeniach. | ||
| 12 stycznia 2016 12:27:21 | 4.4 | 25 km (16 mil) na północ od Fox Creek, AB | Czułem się tak daleko na południe, jak St. Albert , na północny zachód od Edmonton. |
Przepisy wojewódzkie związane ze szczelinowaniem hydraulicznym
W Kanadzie operacje szczelinowania hydraulicznego są regulowane przez szereg prowincjonalnych ustaw, rozporządzeń, wytycznych i dyrektyw. W tej sekcji istniejące instrumenty regulacyjne są wymienione według prowincji. Uwaga: wykazy przepisów regulujących prowincję nie są wyczerpujące, a nowe dyrektywy są opracowywane i wdrażane przez rząd prowincji w razie potrzeby.
| Dzieje | Notatka |
|---|---|
| Ustawa o działalności związanej z ropą naftową i gazem Ustawa | |
| o ropie naftowej i gazie ziemnym Ustawa | |
| o zarządzaniu środowiskiem | |
| Ustawa o zrównoważonej gospodarce wodnej | |
| Przepisy prawne | Notatka |
| Rozporządzenie dotyczące wiercenia i produkcji | |
| Rozporządzenie w sprawie ochrony środowiska i zarządzania nim | |
| Rozporządzenie w sprawie konsultacji i powiadamiania | |
| Ustawa o działalności związanej z ropą i gazem Rozporządzenie ogólne | |
| Wytyczne | Notatka |
| Wytyczne dotyczące redukcji spalania i odpowietrzania | |
| Dyrektywy British Columbia Oil and Gas Commission (BCOGC). | Notatka |
| Dyrektywa 2010-07: Raportowanie produkcji wody i płynów zwrotnych |
| Dzieje | Notatka |
|---|---|
| Ustawa o ochronie ropy i gazu Ustawa | |
| o odpowiedzialnym rozwoju energii Ustawa o | |
| ochronie środowiska i ochronie środowiska Ustawa | |
| o wodzie | |
| Przepisy prawne | Notatka |
| Przepisy dotyczące ochrony ropy i gazu Ustawa | |
| o odpowiedzialnym rozwoju energii Rozporządzenie ogólne | |
| Rozporządzenie w sprawie oceny oddziaływania na środowisko | |
| Publikacja rozporządzenia w sprawie sprawozdawczości | |
| Dyrektywy Alberta Energy Regulator (AER). | Notatka |
| Dyrektywa 008: Głębokość cementowania obudowy | |
| Dyrektywa 009: Minimalne wymagania dotyczące | |
| cementowania obudowy Dyrektywa 010: Minimalne wymagania projektowe obudowy | |
| Dyrektywa 047 | |
| : Wymagania dotyczące zgłaszania odpadów dla obiektów gospodarowania odpadami z pól naftowych | |
| Dyrektywa 050: Dyrektywa dotycząca gospodarowania odpadami wiertniczymi Wymagania dotyczące pozyskiwania drewna i testowania | |
| Dyrektywa 055: Wymagania dotyczące przechowywania dla górniczego przemysłu naftowego | |
| Dyrektywa 058: Wymagania dotyczące gospodarowania odpadami z pól naftowych dla górniczego przemysłu naftowego | |
| Dyrektywa 059: Wymogi dotyczące wierceń i prac wykończeniowych w zakresie archiwizacji danych | |
| Dyrektywa 060: Wydobywanie ropy naftowej w pochodniach, spalaniu i odpowietrzaniu | |
| Dyrektywa 070: Wymagania dotyczące gotowości i reagowania na sytuacje awaryjne dla przemysłu naftowego | |
| Dyrektywa 080: Dyrektywa w sprawie rejestrowania | |
| odwiertów 083: Szczelinowanie hydrauliczne — integralność podpowierzchniowa |
| Dzieje | Notatka |
|---|---|
| Ustawa o ochronie ropy i gazu Ustawa | |
| o Agencji Bezpieczeństwa Wodnego | |
| Przepisy prawne | Notatka |
| Rozporządzenie w sprawie ochrony ropy i gazu | |
| Przepisy dotyczące łupków naftowych, 1964 | |
| Wytyczne | Notatka |
| Wytyczne PNG026: Migracja gazów | |
| Saskatchewan Płyny do szczelinowania hydraulicznego i środki podsadzkowe Przechowywanie i usuwanie Wytyczne | |
| Dyrektywy Ministerstwa Gospodarki Saskatchewan (ECON). | Notatka |
| Dyrektywa PNG005: Dyrektywa dotycząca obudów i cementowania | |
| PNG006: Dyrektywa dotycząca poziomych odwiertów naftowych | |
| PNG015: Dyrektywa dotycząca opuszczania odwiertów | |
| S-10: Dyrektywa Saskatchewan Upstream w sprawie ochrony gazu związanego z przemysłem naftowym | |
| S-20: Wymagania dotyczące spalania na pochodniach i spalaniu na wydobyciu Saskatchewan |
| Dzieje | Notatka |
|---|---|
| Ustawa o Ropie i Gazie | |
| Ustawa o prawach wodnych | |
| Ustawa o ochronie wód Ustawa o | |
| wodach podziemnych i studniach | |
| Przepisy prawne | Notatka |
| Przepisy dotyczące wiercenia i produkcji |
| Dzieje | Notatka |
|---|---|
| Ustawa o zasobach ropy naftowej, gazu i soli Ustawa o | |
| ochronie środowiska Ustawa | |
| Ontario o zasobach wodnych | |
| Przepisy prawne | Notatka |
| Rozporządzenie 245/97: Poszukiwanie, wiercenie i produkcja | |
| Rozporządzenie 387/04: Pobieranie i przesyłanie wody | |
| Zasoby ropy naftowej, gazu i soli w prowincji Ontario Standardy operacyjne |
| Dzieje | Notatka |
|---|---|
| Ustawa o zasobach ropy naftowej | |
| Ustawa o górnictwie | |
| Ustawa o jakości środowiska | |
| Przepisy prawne | Notatka |
| Rozporządzenie w sprawie ropy naftowej, gazu ziemnego i podziemnych zbiorników | |
| Rozporządzenie w sprawie stosowania Ustawy o jakości środowiska | |
| Rozporządzenie w sprawie poboru i ochrony wód |
| Dzieje | Notatka |
|---|---|
| Ustawa o ropie naftowej i gazie ziemnym Ustawa | |
| o podziemnych magazynach | |
| Ustawa o łupkach bitumicznych | |
| Ustawa o czystym środowisku Ustawa o | |
| czystej wodzie Ustawa | |
| o czystym powietrzu | |
| Przepisy prawne | Notatka |
| Rozporządzenie w sprawie jakości powietrza | |
| Rozporządzenie w sprawie oceny oddziaływania na środowisko | |
| Licencja na poszukiwanie, pozwolenie na budowę i rozporządzenie w sprawie dzierżawy | |
| Odpowiedzialne zarządzanie środowiskiem działalności związanej z ropą naftową i gazem ziemnym w Nowym Brunszwiku — zasady dla przemysłu |
| Dzieje | Notatka |
|---|---|
| Ustawa o zasobach ropy naftowej | |
| Ustawa o podziemnym składowaniu węglowodorów | |
| Przepisy prawne | Notatka |
| Przepisy dotyczące zasobów ropy naftowej | |
| Przepisy dotyczące odwiertów ropy | |
| naftowej na lądzie Przepisy dotyczące geofizycznych poszukiwań ropy naftowej na lądzie | |
| Przepisy dotyczące odwiertów i produkcji ropy naftowej na morzu |
| Dzieje | Notatka |
|---|---|
| Ustawa o ropie naftowej i gazie ziemnym | |
| Ustawa o ochronie środowiska | |
| Przepisy prawne | Notatka |
| Przepisy dotyczące jakości powietrza | |
| Przepisy dotyczące ochrony cieków wodnych i terenów podmokłych Przepisy | |
| dotyczące ochrony ropy naftowej i gazu ziemnego | |
| Przepisy dotyczące systemu zezwoleń, dzierżawy i pomiarów |
| Dzieje | Notatka |
|---|---|
| Ustawa o ropie naftowej i gazie ziemnym | |
| Ustawa o ochronie środowiska | |
| Ustawa o zasobach wodnych | |
| Nowa Fundlandia i Labrador Wdrażanie porozumienia atlantyckiego Ustawa o Nowej Fundlandii i Labradorze |
| Dzieje | Notatka |
|---|---|
| Ustawa o ropie i gazie | |
| Ustawa o środowisku | |
| Ustawa o wodach | |
| Przepisy prawne | Notatka |
| Przepisy dotyczące odwiertów i produkcji ropy naftowej i gazu |
| Dzieje | Notatka |
|---|---|
| Ustawa o zarządzaniu zasobami Mackenzie Valley (MVRMA) Ustawa | |
| o wodach Terytoriów Północno-Zachodnich Ustawa | |
| o ochronie środowiska | |
| Przepisy prawne | Notatka |
| Przepisy dotyczące wód Terytoriów Północno-Zachodnich | |
| Przepisy dotyczące planowania awaryjnego i zgłaszania wycieków |
Zobacz też
- Gaz łupkowy według kraju
- Lista krajów według wydobywalnego gazu łupkowego
- Wiercenie kierunkowe
- Wpływ szczelinowania hydraulicznego na środowisko
- Wpływ ropy naftowej na środowisko
- Wpływ na środowisko przemysłu łupków bitumicznych
- ExxonMobil Electrofrac
- Fractured Land , film dokumentalny o szczelinowaniu hydraulicznym rdzennych narodów w Kanadzie
Cytaty
- „Procedury National Energy Board for the Public Disclosure of Hydraulic Fracturing Fluid Composition Information” , NEB , 1 października 2014 r ., dostęp 3 grudnia 2014 r.
Linki zewnętrzne
Słownikowa definicja szczelinowania w Kanadzie w Wikisłowniku
-
„Shale Gas” , Canadian Association of Petroleum Producers , 2015, zarchiwizowane od oryginału w dniu 1 marca 2015 r. , pobrane 2 stycznia 2015 r.
{{ cytowanie }}: CS1 maint: bot: oryginalny adres URL nieznany ( link ) - „Zrozumienie szczelinowania hydraulicznego” (PDF) , Canadian Society for Unconventional Gas , Calgary, Alberta, nd , pobrane 2 stycznia 2014 r.
