Из Википедии, бесплатной энциклопедии
Перейти к навигации Перейти к поиску

Вынужденный гидроразрыв пласта
HydroFrac2.svg
Схематическое изображение гидроразрыва сланцевого газа.
Тип процессаМеханический
Промышленный сектор (ы)Добыча полезных ископаемых
Основные технологии или подпроцессыДавление жидкости
Товары)Природный газ , нефть
ИзобретательФлойд Фаррис; Дж. Б. Кларк ( Stanolind Oil and Gas Corporation )
Год изобретения1947 г.
Гидроразрыв
Буровая установка на сланцевый газ недалеко от Альварадо, штат Техас
Буровая установка на сланцевый газ недалеко от Альварадо, штат Техас
По стране
Воздействие на окружающую среду
Регулирование
Технологии
Политика

Гидравлический разрыв пласта в Канаде был впервые применен в Альберте в 1953 году для извлечения углеводородов из гигантского нефтяного месторождения Пембина , самого большого традиционного месторождения нефти в Альберте, на котором было бы добыто очень мало нефти без гидравлического разрыва пласта. С тех пор в Западной Канаде было пробито более 170 000 нефтяных и газовых скважин. [1] [2] : 1298 Гидравлический разрыв пласта - это процесс, который стимулирует естественный газ или нефть в стволах скважин течь более легко, подвергая резервуары углеводородов давлению за счет закачки жидкости или газа на глубину, вызывая разрушение породы или расширение существующих трещин. . [3] : 4Были открыты новые районы добычи углеводородов, поскольку методы стимуляции гидроразрыва пласта сочетаются с более поздними достижениями в горизонтальном бурении . Сложные скважины, которые находятся на многих сотнях или тысячах метров под землей, расширяются еще дальше за счет бурения горизонтальных или направленных участков. [4] Массивный гидроразрыв широко используется в Альберте с конца 1970-х годов для извлечения газа из песчаников с низкой проницаемостью, таких как формация Спирит Ривер . [5] : 1044 Продуктивность скважин в формациях Кардиум , Дюверне и Викинг в Альберте ,Формы Баккен в Саскачеване , Монтни и Хорн Ривер в Британской Колумбии были бы невозможны без технологии гидроразрыва пласта. Гидравлический разрыв пласта привел к возрождению унаследованных нефтяных месторождений. [6] «Гидравлический разрыв горизонтальных скважин в нетрадиционных сланцевых, иловых и плотных песчаных коллекторах открывает доступ к добыче газа, нефти и жидкостей, что до недавнего времени считалось невозможным». [7] Обычная добыча нефти в Канаде снижалась примерно с 2004 года, но это изменилось с увеличением добычи из этих пластов с использованием гидроразрыва пласта. [6] Гидравлический разрыв пласта - одна из основных технологий, используемых для извлечениясланцевый газ или газ из нетрадиционных пластов. [3]

В 2012 году Канада насчитывала в среднем 356 действующих буровых установок, уступая Соединенным Штатам с 1919 активными буровыми установками. На Соединенные Штаты приходится чуть менее 60 процентов мировой активности. [8] : 21

Геологические образования [ править ]

Формы Spirit River, Cardium, Duvernay, Viking, Montney (AB и BC) и Horn River являются стратиграфическими единицами Западно-Канадского осадочного бассейна (WCSB), который лежит в основании 1400000 квадратных километров (540000 квадратных миль) Западной Канады и включает один крупнейших мировых запасов нефти и природного газа . Формация Монтни, расположенная на северо-востоке Британской Колумбии и западно-центральной части Альберты, и формация Дюверне, расположенная в центральной части Альберты, в настоящее время являются наиболее перспективными формациями в WCSB для разработки нетрадиционных залежей нефти и газа, требующих стимуляции гидроразрыва пласта. Формация Баккен - скальная единица бассейна Уиллистон.который простирается до южного Саскачевана. В начале 2000-х годов началось значительное увеличение добычи в Уиллистонском бассейне из-за применения методов горизонтального бурения , особенно в формации Баккен . [9]

  • Схема западноканадского осадочного бассейна

  • Обобщенная карта, показывающая расположение формации Монтни . [10]

  • Протяженность отложений Дюверне в центральной провинции Альберта, Канада. [11]

  • Северная Америка с указанием положения бассейна Уиллистон

  • Расположение бассейна Уиллистон (USGS)

Технологии [ править ]

Первое коммерческое применение гидроразрыва пласта было осуществлено компанией Halliburton Oil Well Cementing Company (Howco) в 1949 году в округе Стивенс, штат Оклахома, и в округе Арчер, штат Техас, с использованием смеси сырой нефти и проппанта из просеянного речного песка в существующие скважины без горизонтальных скважин. бурение. [3] : 5 [12] : 27 В 1950-х годах было использовано около 750 галлонов США (2800 л; 620 имп галлонов) жидкости и 400 фунтов (180 кг). К 2010 году обработки в среднем составляли примерно 60 000 галлонов США (230 000 л; 50 000 имп гал) жидкости и 100 000 фунтов (45 000 кг) расклинивающего агента, при этом наибольшая обработка превышала 1 000 000 галлонов США (3 800 000 л; 830 000 имп галлонов) жидкости и 5 000 000 фунтов (2 300 000 кг) проппанта ". [12] : 8[13]

В 2011 году Wall Street Journal обобщил историю гидроразрыва пласта [4].

«Всего десять лет назад инженеры-нефтяники Техаса пришли к идее объединения двух устоявшихся технологий для высвобождения природного газа, застрявшего в сланцевых пластах. Горизонтальное бурение, при котором скважины поворачиваются вбок после определенной глубины, открывает новые большие производственные площади. 60-летняя технология, называемая гидравлическим разрывом пласта, при которой вода, песок и химикаты закачиваются в скважину под высоким давлением, чтобы разрыхлить сланец и выпустить газ (и все чаще нефть) ».

-  Wall Street Journal 2011.

Горизонтальные нефтяные или газовые скважины были необычным явлением до 1980-х годов. Затем, в конце 1980-х годов, операторы на побережье Мексиканского залива в Техасе начали заканчивать тысячи нефтяных скважин путем горизонтального бурения на месторождении Остин-Мел и обработки стволов скважин «массивным» гидроразрывом пласта. Горизонтальные скважины оказались намного эффективнее вертикальных при добыче нефти из плотного мела. [13] В конце 1990-х годов в Техасе сочетание методов горизонтального бурения и многостадийного гидроразрыва пласта сделало возможной крупномасштабную промышленную добычу сланцевого газа. С тех пор скважины сланцевого газа стали длиннее, а количество ступеней на каждую скважину увеличилось. [14] Поскольку компании, занимающиеся добычей сланцевого газа, нацелены на более глубокие, более горячие и нестабильные пласты, технологии бурения были разработаны для решения проблем в различных средах.

Технология буренияОписаниеСреда
Бурение на депрессии [15] [16] [17]- Буровой раствор работает при давлении ниже порового.

- Использование сжатого газа или пены

- Повышает скорость проходки, снижает затраты на бурение и повреждение пласта

Истощенные зоны, сильно трещиноватые и пористые образования
Ударное / ударное бурение [18]- многократный удар для разрушения породы на буровом долоте;

- Контакт бурового долота с пластом составляет 2% рабочего времени

- Меньший износ инструмента

- Удар и отскок могут быть самодостаточными и самоподдерживающимися

Образования твердых пород
Радиальное сверление [19] [20] [21]- отводы от материнского колодца длиной от 50 до 100 метров;

- Контролируемое направление

- Увеличить радиус дренажа и профиль потока у стволов скважин

- Роторный, струйно-ударный, плазменный методы бурения.

Около покрышки, уровень грунтовых вод, разломы и истощенные зоны
Бурение с хвостовиком / обсадной колонной [22] [23]- Установка хвостовика без извлечения бурового снаряда

- Предотвращает разрыв, закрытие и обрушение ствола скважины

Набухающие сланцы, ползучие образования, зоны высокого давления и истощенные зоны
Хвостовик монодиаметр [24]- Создает непрерывный диаметр обсадной колонны с использованием технологии расширяемых труб.

- Уменьшает количество бурового раствора и цемента, вес обсадной колонны и удаление шлама.

Те же условия окружающей среды, что и при установке обычного телескопического кожуха
Неинвазивные буровые растворы [25]- Полимерно-водно-масляная смесь

- Полимерное уплотнение пор и трещин

- Предотвращает проникновение жидкости в пласт

Истощенные зоны, сильно трещиноватые и пористые образования
Обратимая обратимая эмульсионная жидкость [26]- Может переключаться между эмульсией вода в масле и масло в воде

- Жидкость вода в масле предотвращает потерю жидкости, вымывание и набухание

- Нефть в воде обеспечивает лучшую очистку для лучшего цементирования

Набухающие сланцы, соляные зоны, сильно трещиноватые и пористые образования

Параллельно с развитием технологий бурения, технологии закачки также претерпели изменения.

Инъекционная технологияОписаниеНедостатки
Газ [27] [28] [29] [30]- Обычно используют углекислый газ и азот;

- Не закупоривает поры

- Двуокись углерода заменяет адсорбированный природный газ в коллекторе

- Более быстрый возврат

- Избегает использования воды

- Более высокая производительность при использовании углекислого газа.

- Низкая несущая способность проппанта

- Высокоскоростной проппант разрушает оборудование

- Герметичные контейнеры для транспортировки и хранения

Жидкая двуокись углерода [28] [30] [31]- Жидкость при -34,5 ° C и 1,4 МПа

- Высокая несущая способность проппанта

- превращается в газ в пласте

- Заменяет адсорбированный газ в резервуаре

- Не закупоривает поры

- Быстрый возврат

- Избегает использования воды

- Высшее производство.

- Транспортировка и хранение низкотемпературного газа

- Возможный парниковый эффект

Сверхкритический диоксид углерода (SC-CO2) [32]- Обычно на глубинах более 1000 м.

- Не ниже температуры (L-CO2).

- Вязкость SC ‐ CO2 намного ниже, чем у обычного L-CO2.

- Давление пробоя SC ‐ CO2 ниже, чем L-CO2

- Трудно перейти в это жидкое состояние

- Трудно получить такую ​​низкую температуру

- В этом случае трудно достичь глубины и давления.

Сжиженный углеводородный газ (СУГ) [33]- Безотходное производство и экологичность

- Почти 100% пропана перекачивается обратно

- Только 50% жидкости ГРП остается под землей

- Намного дороже воды

- Возможные риски при использовании в полевых условиях.

- Транспортировка и хранение - проблема

ГРП высокоэнергетического газа (HEGF) [34]- Для образования множественных радиальных трещин в пласте

- Дешевая операция

- Простая реализация

- Незначительное загрязнение пласта

- Не подходит для преодоления определенных типов повторяющихся механизмов повреждения, таких как отложение солей.
Пена [28]- Жидкость газированная, обычно с N 2

- Имеет широкий диапазон вязкости в зависимости от соотношения пены.

- Меньшее потребление воды

- Уменьшает отек, но не может его устранить

- Уменьшает блокировку воды

- Уменьшает, но не может устранить проблемы набухания и блокировки воды
Импульсный гидроразрыв пласта [35]- Эффективный и экологически чистый

- Значительно увеличить добычу скважин

- Уменьшить объем проппанта ГРП

- Снижает риск забивания песком

- Высокий начальный расход жидкости

- Дорогой

- Длительные операции по закупорке

Стоимость и срок службы гидроразрыва пласта [ править ]

Производители нефти тратят 12 миллионов долларов США авансом на бурение скважины, но она настолько эффективна и дает такие хорошие результаты в течение своего короткого 18-месячного срока службы, что производители нефти, использующие эту технологию, могут получать прибыль даже при цене нефти в 50 долларов за баррель. [36]

Продолжительность ГРП:

Жизненный цикл разработки сланцевого газа может варьироваться от нескольких лет до десятилетий и состоит из шести основных этапов, как описано Natural Resources Canada (NRC), при условии получения всех разрешений от различных регулирующих органов:

  • Этап первый: разведка, которая включает подачу заявки на получение соответствующих лицензий и разрешений, сдачу в аренду прав на добычу полезных ископаемых, консультации с коренными народами, консультации с сообществами и геофизические исследования, включая геологические оценки и сейсмические исследования; [37]
  • Второй этап: подготовка площадки и строительство скважины, которое включает разведочное бурение для определения физических и химических характеристик породы, а также для оценки качества и количества ресурса; [37]
  • Этап третий: бурение, включающее горизонтальное бурение; [37]
  • Этап четвертый: стимуляция, которая представляет собой использование гидравлического разрыва пласта для обеспечения перетока углеводородов в ствол скважины; [37]
  • Пятый этап: эксплуатация и добыча скважин, срок эксплуатации от 10 до 30 лет; и, [37]
  • Этап шестой: Завершение добычи и рекультивация, требующие от компании надлежащего уплотнения скважины, очистки и осмотра площадки. Рекультивация происходит в течение нескольких лет, поскольку компания устраняет любые загрязнения, восстанавливает почвенный профиль, повторно засаживает естественную растительность и выполняет любые другие мелиоративные работы, требуемые местными правилами. [37]

Альберта [ править ]

Из-за огромных запасов нефти и газа Альберта является самой загруженной провинцией с точки зрения гидроразрыва пласта. Первой скважиной, подвергшейся гидроразрыву в Канаде, была открытая скважина гигантского нефтяного месторождения Пембина в 1953 году, и с тех пор было разбито более 170 000 скважин. Месторождение Пембина представляет собой «золотую середину» в гораздо более крупной формации Кардиум , и важность этой формации по-прежнему растет, поскольку все чаще используется многоступенчатый горизонтальный разрыв пласта.

Геологическое Alberta оценили потенциал новых технологий гидроразрыва пласта для добычи нефти и газа из сланцевых пластов в провинции, и обнаружили , по крайней мере , пяти перспектив , которые показывают немедленное обещание: в Formation Duvernay , то формирование Muskwa , то формирование Montney , то Nordegg член , и базальные формации Банф и Эксшоу . [38] Эти пласты могут содержать до 1,3 квадриллиона кубических футов (37 × 10 12  м 3 ) газовых месторождений.^

В период с 2012 по 2015 год в формации Дюверне было пробурено 243 горизонтальных скважины с многостадийным ГРП с добычей 36,9 миллиона баррелей (5,87 миллиона кубических метров ) нефтяного эквивалента , распределенных в 1,6 миллиона баррелей (250 тысяч м 3 ) нефти, 11,7 миллиона баррелей (1,86 миллиона кубических метров ). м 3 ) конденсата природного газа и 23,6 млн баррелей (3,75 млн м 3 ) природного газа . [39]201 из этих скважин была пробурена в оценочной зоне Кайбоб, в то время как 36 скважин были пробурены в зоне Эдсон-Виллесден Грин и 6 скважин в зоне Иннисфейл с горизонтальной длиной от 1000 до 2800 метров и расстоянием между скважинами от 150 до 450 метров. Разработка богатых конденсатом областей в формации Дюверне остается стабильной, поскольку конденсат природного газа является ключевым продуктом для разбавления битума, добываемого из близко расположенных месторождений нефтеносных песков в Атабаске , Пис-Ривер и Холодном озере , и продается с та же справочная цена, что и нефть WTI .

Несмотря на то, что в 2014 году цена на нефть резко упала, гидроразрыв пласта в так называемых «сладких точках», таких как Кардиум и Дюверне в Альберте, оставался жизнеспособным с финансовой точки зрения. [40]

Британская Колумбия [ править ]

Наибольшая активность в сфере добычи сланцевого газа в Канаде наблюдается в провинции Британская Колумбия. [14] В 2015 году 80% добычи природного газа в провинции было добыто из нетрадиционных источников, где часть формации Монтни, расположенная в Британской Колумбии (Британская Колумбия), давала 3,4 миллиарда кубических футов (96 миллионов кубических метров) в день, что составляет 64,4% от общей добычи газа в провинции. Этот пласт содержит 56% извлекаемого неочищенного газа провинции, что соответствует оценке в 29,8  триллиона кубических футов (840  миллиардов кубических метров ), а оставшийся извлекаемый газ распределяется в других нетрадиционных газовых месторождениях, таких как бассейн Лиард, река Хорн.Бассейн и бассейн Кордовы, все они расположены в северо-восточной части провинции. [41]

Talisman Energy , которая была приобретена испанской компанией Repsol в 2015 году, является одной из компаний-операторов, которая «ведет обширные операции в области добычи сланцевого газа в Монтни». [42] В конце июля 2011 года правительство Британской Колумбии дало Talisman Energy, чей головной офис находится в Калгари, двадцатилетняя долгосрочная лицензия воды черпать воду из BC Hydro акций банки принадлежит Уиллистону водохранилищу .

В 2013 году представители Fort Nelson First Nation , удаленного поселения на северо-востоке Британской Колумбии, насчитывающего 800 членов сообщества, выразили разочарование по поводу лицензионных платежей, связанных с газом, добываемым посредством гидроразрыва пласта на их территории. Три из четырех запасов сланцевого газа Британской Колумбии - бассейны Хорн-Ривер, Лиард и Кордова - находятся на их землях. «Эти бассейны являются ключом к амбициям Британской Колумбии в области СПГ». [43]

Саскачеван [ править ]

Масло Баккен: плотное, сладкое, с низкой пористостью, низкой проницаемостью (трудно извлекается); [44] Взято из CSUR "Понимание Tight масло"

Бум добычи сланцевой нефти и газа в Баккене, начавшийся с 2009 года благодаря технологиям гидроразрыва пласта, способствовал рекордному росту, высокому уровню занятости и увеличению населения в провинции Саскачеван. Гидравлический разрыв пласта принес пользу малым городкам, таким как Киндерсли, население которого увеличилось до более чем 5 000 человек. Kindersley продает очищенные городские сточные воды нефтесервисным компаниям для использования в гидроразрыве пласта. [6] Поскольку в конце 2014 года цены на нефть резко упали, частично в ответ на бум добычи сланцевой нефти, такие города, как Киндерсли, стали уязвимыми.

Квебек [ править ]

Utica Shale , стратиграфическая единица среднего ордовика возраста лежит в основе большей части северо - востоке Соединенных Штатов и в недрах в провинциях Квебек и Онтарио . [45]

Бурение и добыча на сланце Ютика начались в 2006 году в Квебеке, сосредоточившись на районе к югу от реки Святого Лаврентия между Монреалем и Квебеком. Интерес к региону вырос после того, как базирующаяся в Денвере компания Forest Oil Corp. объявила о важном открытии там после испытания двух вертикальных скважин. Forest Oil сообщила, что ее активы в Квебеке [46] по своим свойствам аналогичны сланцам Барнетта в Техасе.

Forest Oil, у которой есть несколько младших партнеров в регионе, пробурила как вертикальные, так и горизонтальные скважины. Компания Talisman Energy из Калгари пробурила пять вертикальных скважин Utica и начала бурение двух горизонтальных скважин Utica в конце 2009 года со своим партнером Questerre Energy, который владеет в аренду более 1 миллиона акров земли в регионе. Другие компании в игре - Gastem из Квебека и Canbriam Energy из Калгари.

Сланец Ютика в Квебеке потенциально содержит 4 × 10 12  куб футов (110 × 10 9  м 3 ) при дебите 1 × 10 6  куб футов (28 000 м 3 ) в сутки [46] [47] С 2006 по 2009 год 24 скважины как вертикальные, так и горизонтальные, были пробурены для испытания Utica. Сообщалось о положительных результатах испытаний потока газа, хотя на конец 2009 года ни одна из скважин не работала по добыче . [48] Gastem, один из производителей сланца в Ютике, воспользовался своим опытом сланцевого месторождения Ютика для бурения скважин через границу в штате Нью-Йорк. [49]^^^

В июне 2011 года фирма Quebec Petrolia утверждал, что обнаружила около 30 млрд баррелей по нефти на острове Антикости, что в первый раз , что значительные резервы были найдены в провинции. [50]

Дебаты о достоинствах гидроразрыва пласта ведутся в Квебеке по крайней мере с 2008 года. [51] [52] В 2012 году правительство Партии Квебеков ввело пятилетний мораторий на гидроразрыв пласта в регионе между Монреалем и Квебек-сити, который называется Лоуренс низменность Санкт - , с населением около 2 миллионов человек. [52]

В феврале 2014 года, до объявления ее провинциальной избирательной кампании, бывший премьер - министра Квебека и бывшего лидера Квебекской партии (PQ), Маруа~d , объявили о том , что правительство провинции поможет финансировать две операции поискового сланцевого газа в качестве прелюдии к гидроразрыву на на острове, при этом провинция обязалась выделить 115 миллионов долларов на финансирование бурения для двух отдельных совместных предприятий в обмен на права на 50% лицензий и 60% любой коммерческой прибыли. [52] [53] : 37 [54] Это была первая нефтегазовая сделка любого масштаба для провинции. После смены правительства, произошедшей в апреле 2014 г., либералыФилипп Куйяр мог изменить это решение.

Petrolia Inc. , Corridor Resources и Maurel & Prom создали одно совместное предприятие, в то время как Junex Inc. все еще искала частного партнера. [55]

В ноябре 2014 года отчет, опубликованный консультативным бюро экологических слушаний Квебека, Bureau d'audiences publiques sur l'environnement (BAPE), обнаружил, что «разработка сланцевого газа в регионе Монреаль-Квебек не имеет смысла». BAPE предупредил о «масштабах потенциальных воздействий, связанных с промышленностью сланцевого газа в такой густонаселенной и уязвимой области, как низменность Святого Лаврентия». [51] [56] Нефтегазовая ассоциация Квебека поставила под сомнение точность отчета BAPE. 16 декабря 2014 года премьер-министр Квебека Филипп Куйяр ответил на отчет BAPE, заявив, что гидроразрыва пласта не будет из-за отсутствия экономического или финансового интереса и социальной приемлемости. [52]

Нью-Брансуик [ править ]

Расширению использования природного газа в Нью-Брансуике способствовало одно событие: в январе 2000 года прибытие природного газа с морского энергетического проекта Сейбл в Новой Шотландии по морскому и северо-восточному трубопроводу (MNP). [57]

Разведка и добыча

Следующий график иллюстрирует развитие газодобывающей отрасли Нью-Брансуика после 1999 года.

2003: Открытие и начало добычи природного газа в Маккалли. Продуктивным коллектором является песчаник формации Хирам Брук. [58]

2007: Построен 45-километровый трубопровод, соединяющий газовое месторождение Маккалли с Морской и Северо-восточной магистралью, а в районе Маккалли построен газоперерабатывающий завод. [58]

2007: Построены два газопровода (длиной 450 метров и 2000 метров) для привязки двух существующих кустовых площадок (F-28 и L-38) к существующей системе сбора. [58]

2007: Расширение добычи природного газа McCully, включая строительство шести новых кустовых площадок и сборных трубопроводов.

2008: Дальнейшее расширение системы природного газа McCully, включая строительство трубопровода протяженностью 3,4 км для привязки к кустовой площадке I-39. [58]

2009: Первый гидроразрыв горизонтально пробуренной скважины в Нью-Брансуике в районе Маккалли. [58]

2009: Начало разведочного бурения и гидроразрыва пласта на участке Элгин, к югу от Петиткодиак. [58]

2009–2010: Первые скважины, ориентированные на добычу сланца, пробурены в Нью-Брансуике - четыре скважины в районе Элджин, к югу от Петиткодиак. Никто не производит.

2014: Последний на сегодняшний день проведен гидроразрыв пласта в Нью-Брансуике. Компания Corridor Resources провела гидроразрыв пласта с использованием жидкого пропана на пяти скважинах на участках Маккалли и Элджин. [58]

Жидкость для гидроразрыва [ править ]

Согласно Закону о нефтегазовых операциях Канады, Национальный энергетический совет (NEB) просит операторов представить состав жидкостей гидроразрыва, используемых в их работе, который будет опубликован в Интернете для публичного раскрытия на веб-сайте FracFocus.ca. [59]

Большинство операций по гидроразрыву пласта в Канаде проводится с использованием воды. Канада также является одной из самых успешных стран в мире по использованию диоксида углерода в качестве жидкости для гидроразрыва: к концу 1990 г. было проведено 1200 успешных операций [60]. Сжиженный нефтяной газ также используется в качестве жидкости для гидроразрыва в провинциях, где использование воды запрещено. например, Нью-Брансуик. [61]

Возможные связанные землетрясения [ править ]

Смотрите также: Список землетрясений в Канаде

Предполагается, что резкое повышение сейсмичности, наблюдаемое в последние годы в осадочном бассейне Западной Канады, было вызвано операциями гидроразрыва пласта. Большинство сейсмических событий, зарегистрированных в этот период, происходят близко к скважинам с гидроразрывом, завершенным в западной Альберте и северо-востоке Британской Колумбии . В ответ на эту повышенную сейсмичность в 2015 году Управление энергетики Альберты выпустило приказ о недрах № 2, который требует обязательного внедрения протокола светофора (TLP) на основе локальной магнитуды (M L ) сейсмических событий, обнаруженных во время контролируемых операций. . Согласно этой TLP, гидроразрыв пластаоперации могут продолжаться в соответствии с планом, когда M L обнаруженных сейсмических событий ниже 2,0 (зеленый свет), должны быть изменены и сообщены регулирующему органу, когда обнаружено сейсмическое событие с M L между 2,0 и 4,0 (желтый свет), и должны должно быть немедленно прекращено при обнаружении сейсмического события с M L > 4,0 в пределах 5 км от скважины гидроразрыва пласта (красный свет). Комиссия по нефти и газу Британской Колумбии внедрила аналогичный TLP, в котором сейсмичность и поверхностные колебания грунта должны адекватно контролироваться во время операций гидроразрыва пласта , и должны быть приостановлены, если M L > 4 обнаруживается в пределах 3 км от скважины. M L> 4 было выбрано в качестве порога красных фонарей обеими юрисдикциями в западной Канаде ( Альберта и Британская Колумбия ), поскольку сейсмическое событие с магнитудой ниже 4 соответствует небольшому землетрясению, которое может быть незначительным, но без ожидаемого материального ущерба. В следующей таблице перечислены некоторые сейсмические события TLP, отмеченные желтым светом или красным светом, зарегистрированные в бассейне реки Хорн на северо-востоке Британской Колумбии и в районе Фокс-Крик, Альберта . Повышенная сейсмическая активность в этих двух областях была тесно связана с операциями гидроразрыва пласта. [62]

Время (местное)MЭпицентрКомментарииКоординатыПримечания
4 октября 2014 10:17:244.3139 км (86 миль) к югу от Форт-Нельсон, Британская КолумбияЛегко ощущается в Форт-Нельсон и Форт-Сент-Джон, Британская Колумбия. Нет сообщений о повреждениях.57 ° 33′36 ″ с.ш. 122 ° 56′24 ″ з.д. / 57,56000 ° с.ш.122,94000 ° з. / 57,56000; -122,94000[63]
14 января 2015 09:06:253.838 км (24 миль) к западу от Fox Creek , ABО повреждениях не сообщается54 ° 21′00 ″ с.ш. 117 ° 22′48 ″ з.д. / 54,35000 ° с.ш.117,38000 ° з. / 54,35000; -117,38000[64] [65]
22 января 2015 23:49:184.436 км (22 миль) к западу от Fox Creek, ABЛегко чувствуется в Фокс-Крик54 ° 28′12 ″ с.ш. 117 ° 15′36 ″ з.д. / 54,47000 ° с.ш.117,26000 ° з. / 54,47000; -117,26000[64] [65]
13 июня 2015 17:57:554.636 км (22 миль) к востоку от Fox Creek, ABЛегко чувствовал себя в долине Дрейтон , Эдмонтоне и Эдсоне54 ° 06′07 ″ с.ш., 116 ° 57′00 ″ з.д. / 54.10194 ° с.ш.116.95000 ° з. / 54.10194; -116,95000[65] [66] [67]
17 августа 2015 13:15:004.6114 км (71 миль) к западу от Форта Сент-Джон, Британская КолумбияЛегко ощущается в Чарли-Лейк, Британская Колумбия. Нет сообщений о повреждениях.57 ° 00′00 ″ с.ш., 122 ° 07′48 ″ з.д. / 57.00000°N 122.13000°W / 57.00000; -122.13000[68]
12 января 2016 12:27:214.425 км (16 миль) к северу от Fox Creek, ABОщущался так далеко на юг, как Сент-Альберт , к северо-западу от Эдмонтона.54 ° 28′12 ″ с.ш. 117 ° 15′36 ″ з.д. / 54.47000°N 117.26000°W / 54.47000; -117.26000[69] [70] [71]

Провинциальные правила, связанные с гидроразрывом пласта [ править ]

Смотрите также: Регулирование гидроразрыва пласта и Регулирование гидроразрыва в США.

В Канаде операции по гидравлическому разрыву пласта регулируются рядом провинциальных законов, постановлений, руководств и директив. В этом разделе существующие инструменты регулирования перечислены по провинциям. Примечание: списки провинциальных регулирующих положений не являются исчерпывающими, и новые директивы разрабатываются и выполняются правительством провинции по мере необходимости.

британская Колумбия
АктыПримечание
Закон о нефтегазовой деятельности[72]
Закон о нефти и природном газе[73]
Закон об управлении окружающей средой[74]
Закон об устойчивости водных ресурсов[75]
Нормативно-правовые актыПримечание
Регулирование бурения и добычи[76]
Положение об охране окружающей среды и управлении[77]
Положение о консультациях и уведомлениях[78]
Общие положения Закона о нефтегазовой деятельности[79]
Руководящие указанияПримечание
Руководство по сокращению факельного сжигания и сброса[80]
Директивы Комиссии по нефти и газу Британской Колумбии (BCOGC)Примечание
Директива 2010-07: Отчетность по добыче воды и возвратным флюидам[81]
Альберта
АктыПримечание
Закон об охране нефти и газа[82]
Закон об ответственном развитии энергетики[83]
Закон об охране и улучшении окружающей среды[84]
Закон о воде[85]
Нормативно-правовые актыПримечание
Правила сохранения нефти и газа[86]
Общие правила Закона об ответственном развитии энергетики[87]
Положение об экологической оценке[88]
Положение о выпуске отчетности[89]
Директивы Регулятора энергетики Альберты (AER)Примечание
Директива 008: Глубина цементирования обсадных труб[90]
Директива 009: Минимальные требования к цементированию обсадных труб[91]
Директива 010: Минимальные требования к конструкции обсадной колонны[92]
Директива 047: Требования к отчетности об отходах для объектов по обращению с нефтяными отходами[93]
Директива 050: Обращение с отходами бурения[94]
Директива 051: Нагнетательные и сбросные скважины - Требования к классификации скважин, заканчиванию, каротажу и испытаниям[95]
Директива 055: Требования к хранению для нефтедобывающей промышленности[96]
Директива 058: Требования по обращению с нефтяными отходами в нефтедобывающей отрасли.[97]
Директива 059: Требования к хранению данных о бурении и заканчивании скважин[98]
Директива 060: Факельное сжигание, сжигание и вентиляция в нефтедобывающей промышленности[99]
Директива 070: Требования к аварийной готовности и реагированию для нефтяной промышленности[100]
Директива 080: Каротаж скважин[101]
Директива 083: Гидравлический разрыв - целостность недр.[102]
Саскачеван
АктыПримечание
Закон об охране нефти и газа[103]
Закон об агентстве водной безопасности[104]
Нормативно-правовые актыПримечание
Положение о сохранении нефти и газа[105]
Положения о горючем сланце, 1964 г.[106]
Руководящие указанияПримечание
Директива PNG026: Миграция газа[107]
Руководство Саскачевана по удержанию и утилизации жидкостей для гидроразрыва пласта и расклинивающих агентов[108]
Директивы Министерства экономики Саскачевана (ECON)Примечание
Директива PNG005: Требования к обсадной колонне и цементированию[109]
Директива PNG006: Требования к горизонтальным нефтяным скважинам[110]
Директива PNG015: Требования к закрытию скважины[111]
Директива S-10: Сохранение попутного газа в нефтедобывающей промышленности Саскачевана[112]
Директива S-20: Требования к факельному сжиганию и сжиганию в разведке и добыче Саскачевана[113]
Манитоба
АктыПримечание
Закон о нефти и газе[114]
Закон о правах на воду[115]
Закон об охране воды[116]
Закон о грунтовых водах и колодцах[117]
Нормативно-правовые актыПримечание
Регулирование бурения и добычи[118]
Онтарио
АктыПримечание
Закон о нефти, газе и соляных ресурсах[119]
Закон об охране окружающей среды[120]
Закон Онтарио о водных ресурсах[121]
Нормативно-правовые актыПримечание
Регламент 245/97: Разведка, бурение и добыча[122]
Правило 387/04: Забор и перекачка воды[123]
Рабочие стандарты провинции Онтарио по запасам нефти, газа и солей[124]
Квебек
АктыПримечание
Закон о нефтяных ресурсах[125]
Закон о горнодобывающей промышленности[126]
Закон о качестве окружающей среды[127]
Нормативно-правовые актыПримечание
Правила, касающиеся нефти, природного газа и подземных резервуаров[128]
Регулирование применения Закона о качестве окружающей среды[129]
Регулирование водозабора и защиты[130]
Нью-Брансуик
АктыПримечание
Закон о нефти и природном газе[131]
Закон о подземных хранилищах[132]
Закон о битумных сланцах[133]
Закон о чистой окружающей среде[134]
Закон о чистой воде[135]
Закон о чистом воздухе[136]
Нормативно-правовые актыПримечание
Регулирование качества воздуха[137]
Положение об оценке воздействия на окружающую среду[138]
Лицензия на поиск, разрешение на разработку и регулирование аренды[139]
Ответственное экологическое управление нефтегазовой деятельностью в Нью-Брансуике - Правила для промышленности[140]
Новая Шотландия
АктыПримечание
Закон о нефтяных ресурсах[141]
Закон о подземном хранении углеводородов[142]
Нормативно-правовые актыПримечание
Положение о нефтяных ресурсах[143]
Правила наземного бурения нефтяных скважин[144]
Правила проведения наземных нефтяных геофизических исследований[145]
Правила бурения и добычи нефти на шельфе[146]
Остров Принца Эдуарда
АктыПримечание
Закон о нефти и природном газе[147]
Закон об охране окружающей среды[148]
Нормативно-правовые актыПримечание
Правила качества воздуха[149]
Правила охраны водотоков и водно-болотных угодий[150]
Правила сохранения нефти и газа[151]
Правила системы разрешений, аренды и освидетельствования[152]
Ньюфаундленд и Лабрадор
АктыПримечание
Закон о нефти и природном газе[153]
Закон об охране окружающей среды[154]
Закон о водных ресурсах[155]
Осуществление Ньюфаундленда и Лабрадора Атлантического соглашения Закон о Ньюфаундленде и Лабрадоре[156]
Юкон
АктыПримечание
Закон о нефти и газе[157]
Закон об окружающей среде[158]
Закон о водах[159]
Нормативно-правовые актыПримечание
Регулирование бурения и добычи нефти и газа[160]
Северо-западные территории
АктыПримечание
Закон об управлении ресурсами долины Маккензи (MVRMA)[161]
Закон о водах Северо-Западных территорий[162]
Закон об охране окружающей среды[163]
Нормативно-правовые актыПримечание
Правила использования водных ресурсов Северо-Западных территорий[164]
Правила планирования действий в чрезвычайных ситуациях и отчетности[165]

См. Также [ править ]

  • Сланцевый газ по странам
  • Список стран по извлекаемым сланцевым газам
  • Направленное бурение
  • Воздействие гидроразрыва на окружающую среду
  • Воздействие нефти на окружающую среду
  • Воздействие сланцевой промышленности на окружающую среду
  • ExxonMobil Electrofrac
  • Fractured Land , документальный фильм о гидравлическом разрыве в коренных народах Канады.

Цитаты [ править ]

  1. ↑ Стивен Юинг (25 ноября 2014 г.). «Пять фактов о ГРП» . Калгари Геральд . Проверено 11 января 2015 .
  2. ^ Милн, Джес; Хоуи, Р. Д. (июнь 1966 г.), «События в восточной Канаде в 1965 г.» , Бюллетень Американской ассоциации геологов-нефтяников , 50 (6)
  3. ^ a b c «Понимание гидравлического разрыва пласта » (PDF) , Канадское общество по нетрадиционному газу (CSUG) , 2011 г. , данные получены 9 января 2015 г.
  4. ^ a b Факты о ГРП , 25 июня 2011 г. , данные получены 9 января 2015 г.
  5. ^ Кант, Дуглас Дж .; Этье, Валери Г. (август 1984 г.), «Зависящий от литологии диагенетический контроль коллекторских свойств конгломератов, член Falher, Элмворт-Филд, Альберта», Бюллетень Американской ассоциации геологов-нефтяников , 68 (8)
  6. ^ a b c Юарт, Стивен (25 ноября 2014 г.). «Мелкие производители и города могут почувствовать себя ущемленными, поскольку бум гидроразрыва оказывает давление на цены на нефть» . Калгари Геральд . Проверено 9 января 2015 года .
  7. ^ "Технологии и перспективы геологии" , Chinook Consulting Services , Калгари, Альберта, 2004 г. , данные получены 9 января 2015 г.
  8. ^ Maugeri, Леонардо (июнь 2013), сланец Oil Boom: Феномен США (PDF) , Геополитика энергетического проекта, Белферского центра науки и международных отношений Гарвардского Kennedy School , извлекаться 2 января 2 014
  9. ^ Питман, Джанет К .; Прайс, Ли С .; ЛеФевер, Джули А. (2001), Диагенез и развитие трещин в формации Баккен, бассейн Уиллистон: последствия для качества коллектора в средней пачке, Профессиональный доклад геологической службы США
  10. ^ Правление правительства Канады, Национальная энергетика. «NEB - Часто задаваемые вопросы - Оценка нетрадиционных запасов нефти в формации Монтни, Западно-Центральная Альберта и Восточно-Центральная Британская Колумбия» . www.neb-one.gc.ca . Проверено 16 апреля 2018 года .
  11. ^ Отчет о запасах и ресурсах Дюверне (PDF) . Калгари, Альберта, Канада: Регулятор энергетики Альберты. Декабрь 2016 г.
  12. ^ a b Монтгомери, Карл Т .; Смит, Майкл Б. (декабрь 2010 г.), «Гидравлический разрыв: история устойчивой технологии» (PDF) , JPT
  13. ^ а б Белл, CE; и другие. (1993), Эффективное отклонение горизонтальных скважин на месторождении Остин-Мел , заархивировано из оригинала 5 октября 2013 г. , извлечено 14 мая 2016 г.
  14. ^ a b Академии, Совет Канады (1 мая 2014 г.). Воздействие добычи сланцевого газа на окружающую среду в Канаде . Совет канадских академий. Группа экспертов по использованию науки и технологий для понимания воздействия добычи сланцевого газа на окружающую среду. Оттава. ISBN 9781926558783. OCLC  877363025 .
  15. ^ Чен, Гуан; Чен, Синюань; Ченг, Сяонянь; Лю, Дешэн; Лю, Чуаньшэн; Ван, Декун (1 января 2006 г.). Применение технологии бурения воздухом и воздухом / пеной на газовом месторождении Табнак, Южный Иран . Общество инженеров-нефтяников. DOI : 10.2118 / 101560-мс . ISBN 9781555632212.
  16. ^ Ханнеган, Дон М .; Ванзер, Глен (1 января 2003 г.). Соображения по управлению скважиной - морские применения технологии бурения на депрессии . Общество инженеров-нефтяников. DOI : 10.2118 / 79854-мс . ISBN 9781555639716.
  17. ^ Накагава, Эдсон Ю.; Сантос, Хелио; Cunha, JC (1 января 1999 г.). Применение бурения с газом в глубоководных условиях . Общество инженеров-нефтяников. DOI : 10.2118 / 52787-мс . ISBN 9781555633707.
  18. ↑ Меламед Юрий Юрьевич; Киселев, Андрей; Гельфгат, Михаил; Дризен, Дон; Блачич, Джеймс (27 сентября 1999 г.). «Технология гидравлического ударного бурения: разработки и возможности» . Журнал технологий энергоресурсов . 122 (1): 1–7. DOI : 10.1115 / 1.483154 . ISSN 0195-0738 . 
  19. ^ Buset, P .; Riiber, M .; Иек, Арне (1 января 2001 г.). Инструмент для струйного бурения: рентабельная технология бокового бурения для увеличения нефтеотдачи . Общество инженеров-нефтяников. DOI : 10.2118 / 68504-мс . ISBN 9781555639358.
  20. ^ Го, Жуйчан; Ли, Геншэн; Хуанг, Чжунвэй; Тиан, Шоуцэн; Чжан, Сяонин; Ву, Вэй (2009). «Теоретическое и экспериментальное исследование тягового усилия струйных долот в технологии радиального бурения» . Нефтяная наука . 6 (4): 395–399. DOI : 10.1007 / s12182-009-0060-6 . S2CID 110116905 . 
  21. ↑ Тимошкин, И.В. Mackersie, JW; МакГрегор, SJ (2004). «Технология бурения миниатюрных отверстий плазменного канала». IEEE Transactions по науке о плазме . 32 (5): 2055–2061. Bibcode : 2004ITPS ... 32.2055T . DOI : 10.1109 / tps.2004.835489 . S2CID 38331785 . 
  22. ^ «Первая в мире управляемая буровая система хвостовика успешно прошла полевые испытания на шельфе Норвегии - буровой подрядчик» . Подрядчик по бурению . 30 апреля 2010 . Проверено 14 апреля 2018 года .
  23. ^ Цзяньхуа, Ляо; Чао, Чжао; Ли, Цзиньсян; Розенберг, Стивен Майкл; Хиллис, Кейт; Утама, Буди; Гала, Дипак М. (1 марта 2010 г.). «Использование технологии бурения хвостовиком как решение проблемы нестабильности ствола скважины и интервалов потерь: пример на шельфе Индонезии». SPE по бурению и заканчиванию . 25 (1): 96–101. DOI : 10.2118 / 118806-ра . ISSN 1064-6671 . 
  24. ^ Уильямс, Чарли; Филиппов, Андрей; Повар, Лэнс; Бриско, Дэвид; Дин, Билл; Кольцо, Лев (1 января 2003 г.). Монодиаметрный хвостовик для бурения - от идеи к реальности . Общество инженеров-нефтяников. DOI : 10.2118 / 79790-мс . ISBN 9781555639716.
  25. ^ Рид, П .; Сантос, Х. (1 января 2003 г.). Новые жидкости для бурения, заканчивания и ремонта скважин для истощенных зон: предотвращение потерь, повреждения пласта и прихвата трубы . Общество инженеров-нефтяников. DOI : 10.2118 / 85326-мс . ISBN 9781555639723.
  26. ↑ Патель, Арвинд Д. (1 января 1998 г.). «Обратимые буровые растворы с обращенной эмульсией - квантовый скачок в технологии». IADC / SPE Asia Pacific Drilling Technology . Общество инженеров-нефтяников. DOI : 10.2118 / 47772-мс . ISBN 9781555633813.
  27. ^ Сян, Ли; Цзыцзюнь, Фэн; Банда, Хан; Дерек, Элсворт; Крис, Мароне; Демиан, Саффер (13 ноября 2015 г.). «Гидравлический разрыв сланцев с H 2 O, CO 2 и N 2 » . Cite journal requires |journal= (help)
  28. ^ a b c Рогала, Анджей; берначак, мацей; Krzysiek, Jan; Ян, Гупка (27 июля 2012 г.). «Технологии безводного ГРП для добычи сланцевого газа» . Fizykochemiczne Problemy Mineralurgii - Физико-химические проблемы переработки полезных ископаемых . 49 : 313–322. DOI : 10,5277 / ppmp130128 .
  29. ^ Женюнь, Песня; Weidong, Su; Янцзэн, Ян; Йонг, Ли; Чжихан Ли; Сяоюй, Ван; Цяньчунь, Ли; Дунчжэ, Чжан; Ю, Ван (2014). «Экспериментальное исследование процесса сухого гидроразрыва CO2 / песок» . Природный газ Промышленность B . 1 (2): 192–196. DOI : 10.1016 / j.ngib.2014.11.011 .
  30. ^ а б Миддлтон, Ричард; Вишванатан, Хари; Карриер, Роберт; Гупта, Раджан (2014). «CO2 как жидкость для гидроразрыва: потенциал для коммерческой добычи сланцевого газа и связывания CO2» . Энергетические процедуры . 63 : 7780–7784. DOI : 10.1016 / j.egypro.2014.11.812 .
  31. ^ LIU, Он; Ван, Фэн; ЧЖАН, Цзинь; MENG, Siwei; ДУАНЬ, Юнвэй (2014). «Гидравлический разрыв пласта углекислым газом: состояние применения и тенденции развития» . Разведка и разработка нефти . 41 (4): 513–519. DOI : 10.1016 / s1876-3804 (14) 60060-4 .
  32. ^ Исида, Цуёси; Аояги, Кадзухей; Нива, Томоя; Чен, Юцин; Мурата, Сумихико; Чен, Цюй; Накаяма, Йошики (2012). «Акустико-эмиссионный мониторинг лабораторного эксперимента по гидроразрыву пласта в сверхкритическом и жидком СО2» . Письма о геофизических исследованиях . 39 (16): н / д. Bibcode : 2012GeoRL..3916309I . DOI : 10.1029 / 2012GL052788 . hdl : 2433/160101 .
  33. ^ Яничек, Натан. "Безводный гидроразрыв: чистый заменитель" (PDF) .
  34. ^ Weiyu, Ян; Чуньху, Чжоу; Фадун, Цинь; Данг, Ли (1 января 1992 г.). «Технология высокоэнергетического гидроразрыва пласта (HEGF): исследование и применение» . Европейская нефтяная конференция . DOI : 10.2118 / 24990-MS .
  35. ^ Яничек, Натан. "Безводный гидроразрыв: чистый заменитель" (PDF) .
  36. ^ Почему дешевая нефть не останавливает бурение , 5 марта 2015 г. , данные получены 6 марта 2015 г.
  37. ^ Б с д е е природных ресурсов Канады (2016). «Разведка и добыча сланцевых и трудноизвлекаемых ресурсов» .
  38. ^ Рокош, CD; и другие. (Июнь 2012 г.). «Сводка перспективных углеводородных ресурсов Альберты, содержащих сланцы и алевролиты» . Геологическая служба Альберты. Архивировано из оригинального 20 мая 2015 года . Проверено 11 января 2015 .
  39. ^ Отчет о запасах и ресурсах Дюверне (PDF) . Калгари, Альберта, Канада: Регулятор энергетики Альберты. Декабрь 2016 г.
  40. ^ Маккарти, Шон; Льюис, Джефф (2 декабря 2014 г.), «Замедление роста добычи сланцевой нефти: падение цен на нефть ударило по добыче в США», The Globe and Mail , Оттава и Калгари.
  41. ^ Отчет о запасах и добыче нефти и газа Британской Колумбии . БК Комиссия по нефти и газу. 2015 г.
  42. ^ STUECK, Венди (30 октября 2013), «просачиваться гасит хранения Fracking воды пруд, Talisman говорит экологические риски являются низкими», глобус и почта , Ванкувер
  43. ↑ Хантер, Жюстин (29 октября 2013 г.). «Британская Колумбия First Nation требует лицензионных отчислений за природный газ на фоне разочарования по поводу гидроразрыва» . Глобус и почта . Виктория, Британская Колумбия . Проверено 21 июня 2017 года .
  44. ^ Оценка состояния запасов формации Баккен в Северной Дакоте .
  45. ^ Лексикон канадских геологических единиц. «Ютика Шале» . Архивировано из оригинального 21 февраля 2013 года . Проверено 1 февраля 2010 года .
  46. ^ a b «Пресс-релизы и уведомления» , Forest Oil Corporation , по состоянию на 14 мая 2016 г.
  47. ^ «Пресс - релиз» Инвесторы , Junex , 2008, архивируются с оригинала на 2 марта 2012 года , получен 14 мая 2 016
  48. ↑ Итон, Сьюзан Р. (январь 2010 г.), «Сланцевые месторождения простираются до Канады», AAPG Explorer , стр. 10–24.
  49. ^ "Нью-Йорк, чтобы получить разведку сланцев Ютики" . Нефтегазовый журнал . PennWell Corporation . 106 (12): 41. 24 марта 2008 . Проверено 7 июля 2009 года .
  50. ^ Пра, Андре (июнь 2011). «Петролия: Первая оценка ресурсов сланца Макасти, остров Антикости, Квебек» . Marketwire. Архивировано из оригинала 8 февраля 2015 года . Проверено 29 июня 2011 года .
  51. ^ a b Маккарти, Шон (15 декабря 2014 г.), «Фрекинг нанес еще одну неудачу по отчету Квебека» , The Globe and Mail , Оттава , получено 2 января 2015 г.
  52. ^ a b c d Vendeville, Джеффри (16 декабря 2014 г.), «Couillard исключает использование гидроразрыва пласта» , Montreal Gazette , Монреаль , получено 2 января 2015 г.
  53. ^ Смит, Каран; Розано, Микела, "Сланцевый газ Квебека Ютика", Canadian Geographic , Energy Rich, стр. 34–40.
  54. ^ «Квебек вводит полный мораторий на гидроразрыв пласта» , International Business Times , 4 апреля 2012 г.
  55. ^ Квебек нефти юниоры надежды новое либеральное правительство почтит Антикости сделки , 8 апреля 2014
  56. ^ "Les enjeux liés à l'exploration et l'exploitation du gaz de schiste dans le Shale d'Utica des basses-terres du Saint-Laurent" (PDF) , BAPE , ноябрь 2014 г. , дата обращения 2 января 2014 г.
  57. ^ Комиссия Нью-Брансуика по гидравлическому разрыву пласта (2016). «Комиссия Нью-Брансуика по гидравлическому разрыву пласта - Том I: Результаты» (PDF) .
  58. ^ a b c d e f g Комиссия Нью-Брансуика по гидроразрыву пласта (2016). «Комиссия Нью-Брансуика по гидравлическому разрыву пласта - Том II: потенциальные экономические, медицинские и экологические последствия разработки сланцевого газа» (PDF) .
  59. ^ NEB 2014 .
  60. ↑ Гупта, Д. В. Сатья (1 января 2009 г.). «Нетрадиционные жидкости для гидроразрыва пластов с плотным газом». Конференция SPE по технологиям ГРП . Общество инженеров-нефтяников. DOI : 10.2118 / 119424-мс . ISBN 9781555632083. Отсутствует или пусто |title=( справка )
  61. ^ Леблан, Дональд Филип; Мартель, Том; Грейвс, Дэвид Грэм; Тюдор, Эрик; Лестц, Роберт (1 января 2011 г.). Применение гидравлического разрыва пласта на основе пропана (СНГ) на газовом месторождении Маккалли, Нью-Брансуик, Канада . Общество инженеров-нефтяников. DOI : 10.2118 / 144093-мс . ISBN 9781613991220.
  62. ^ Farahbod, Амир Мансур; Као, Хонн; Уокер, Дэн М .; Кэссиди, Джон Ф. (6 января 2015 г.). «Исследование региональной сейсмичности до и после гидроразрыва в бассейне реки Хорн, северо-восток Британской Колумбии». Канадский журнал наук о Земле . 52 (2): 112–122. Bibcode : 2015CaJES..52..112F . DOI : 10.1139 / ЦЕНТР-2014-0162 . ISSN 0008-4077 . 
  63. ^ Канада, Правительство Канады, Природные ресурсы Канады, Землетрясения. «Подробности землетрясения (04.08.2014)» . www.earthquakescanada.nrcan.gc.ca . Проверено 22 марта 2018 .
  64. ^ a b Хауэлл, Дэвид (31 января 2015 г.). «Возможная причина землетрясения в Фокс-Крик силой 4,4 балла» . Эдмонтонский журнал . Postmedia Network . Архивировано из оригинала 8 февраля 2015 года . Проверено 1 февраля 2015 года .
  65. ^ a b c «Поиск в базе данных о землетрясениях» . Природные ресурсы Канады . 23 января 2014 . Проверено 1 февраля 2015 года .
  66. ↑ Пейдж Парсонс (13 июня 2015 г.). «В этом году в районе Фокс-Крик зафиксировано несколько землетрясений» . Эдмонтонский журнал . Postmedia Network . Проверено 14 июня 2015 года .
  67. ^ "M4.6 - 34 км к ЮЮЗ от Fox Creek, Канада" . USGS . USGS . Дата обращения 14 мая 2016 .
  68. ^ Канада, Правительство Канады, Природные ресурсы Канады, Землетрясения. «Подробности землетрясения (17.08.2015)» . www.earthquakescanada.nrcan.gc.ca . Проверено 22 марта 2018 .
  69. ^ "M4.6 - 34 км к ЮЮЗ от Fox Creek, Канада" . USGS . Геологическая служба США . Дата обращения 14 мая 2016 .
  70. ^ «Подробности землетрясения (2016-01-12)» . Природные ресурсы Канады . Правительство Канады . Дата обращения 14 мая 2016 .
  71. ^ "Сент-Альберт чувствует толчки от землетрясения возле Fox Creek Эмили Мертц" . Corus Entertainment Inc. Глобальные новости. 12 января 2016 . Дата обращения 14 мая 2016 .
  72. ^ Провинция Британская Колумбия (29 мая 2008 г.). Закон о нефтегазовой деятельности . Виктория, Канада: Принтер Королевы.
  73. ^ Провинция Британская Колумбия (1996). Закон о нефти и природном газе . Виктория, Канада: Принтер Королевы.
  74. ^ Провинция Британская Колумбия (2003). Закон об управлении окружающей средой . Виктория, Канада: Принтер Королевы.
  75. ^ Провинция Британская Колумбия (2014). Закон об устойчивости водных ресурсов . Виктория, Канада: Принтер Королевы.
  76. ^ Провинция Британская Колумбия (1 июня 2017 г.). Регулирование бурения и добычи . Виктория, Канада: Принтер Королевы.
  77. ^ Провинция Британская Колумбия (3 июня 2013 г.). Регулирование охраны окружающей среды и управления . Виктория, Канада: Принтер Королевы.
  78. ^ Провинция Британская Колумбия (25 ноября 2011 г.). Положение о консультациях и уведомлениях . Виктория, Канада: Принтер Королевы.
  79. ↑ Провинция Британская Колумбия (24 ноября 2014 г.). Общие правила Закона о нефтегазовой деятельности . Виктория, Канада: Принтер Королевы.
  80. ^ Провинция Британская Колумбия (июнь 2016 г.). Руководство по сокращению факельного сжигания и сброса . Виктория, Канада.
  81. ^ Провинция Британская Колумбия (6 декабря 2010 г.). DIR 10-07 Отчетность по дебиту воды и возвратным флюидам . Виктория, Канада.
  82. ↑ Провинция Альберта (7 июня 2017 г.). Закон об охране нефти и газа . Эдмонтон, Канада: Принтер Королевы Альберты. С. 1–76.
  83. ↑ Провинция Альберта (17 декабря 2014 г.). Закон об ответственном развитии энергетики . Эдмонтон, Канада: Принтер Королевы Альберты. С. 1–40.
  84. ^ Провинция Альберта (15 декабря 2017 г.). Закон об охране и улучшении окружающей среды . Эдмонтон, Канада: Принтер Королевы Альберты. С. 1–161.
  85. ^ Провинция Альберта (15 декабря 2017 г.). Закон о воде . Эдмонтон, Канада: Принтер Королевы Альберты. С. 1–135.
  86. ^ Провинция Альберта (2013). Правила сохранения нефти и газа . Эдмонтон, Канада: Принтер Королевы Альберты. С. 1–134.
  87. ^ Провинция Альберта (2013). Общие правила Закона об ответственном развитии энергетики . Эдмонтон, Канада: Принтер Королевы Альберты. С. 1–9.
  88. ^ Провинция Альберта (2017). Общие правила Закона об ответственном развитии энергетики . Эдмонтон, Канада: Принтер Королевы Альберты. С. 1–9.
  89. ^ Провинция Альберта (2017). Положение о выпуске отчетности . Эдмонтон, Канада: Принтер Королевы Альберты. С. 1–5.
  90. ↑ Alberta Energy Regulator (AER) (31 января 2018 г.). Директива 008: Требования к глубине обсадной колонны . Калгари, Канада. С. i – 27.
  91. Перейти ↑ Alberta Energy Regulator (AER) (июль 1990 г.). Директива 009: Минимальные требования к цементированию обсадных труб . Калгари, Канада. С. i – 9.
  92. ↑ Alberta Energy Regulator (AER) (22 декабря 2009 г.). Директива 010: Минимальные требования к конструкции обсадных труб . Калгари, Канада. С. i – 24.
  93. ↑ Alberta Energy Regulator (AER) (2 апреля 2013 г.). Директива 047: Требования к отчетности об отходах для объектов по обращению с нефтяными отходами . Калгари, Канада. С. i – 45.
  94. ↑ Alberta Energy Regulator (AER) (15 июля 2016 г.). Директива 050: Обращение с отходами бурения . Калгари, Канада. С. 1–167.
  95. ^ Регулятор энергии Альберты (AER) (март 1994). Директива 051: Нагнетательные и отводящие скважины - требования к классификации, заканчиванию, каротажу и испытаниям скважин . Калгари, Канада. С. i – 34.
  96. Перейти ↑ Alberta Energy Regulator (AER) (декабрь 2001 г.). Директива 055: Требования к хранению для нефтедобывающей промышленности . Калгари, Канада. С. i – 68.
  97. ↑ Alberta Energy Regulator (AER) (1 февраля 2006 г.). Директива 058: Требования к управлению нефтяными отходами в нефтедобывающей отрасли . Калгари, Канада. С. i – 215.
  98. ↑ Alberta Energy Regulator (AER) (12 марта 2018 г.). Директива 059: Требования к хранению данных о бурении и заканчивании скважин . Калгари, Канада. С. 1–93.
  99. ↑ Alberta Energy Regulator (AER) (12 марта 2018 г.). Директива 060: Факельное сжигание, сжигание и вентиляция в нефтяной промышленности . Калгари, Канада. С. 1–99.
  100. ↑ Alberta Energy Regulator (AER) (2 февраля 2017 г.). Директива 070: Требования к аварийной готовности и реагированию для нефтяной промышленности . Калгари, Канада. С. 1–107.
  101. ↑ Alberta Energy Regulator (AER) (17 мая 2014 г.). Директива 080: Каротаж скважин . Калгари, Канада. С. 1–20.
  102. ↑ Alberta Energy Regulator (AER) (21 мая 2013 г.). Директива 083: Гидравлический разрыв - целостность недр . Калгари, Канада. С. i – 14.
  103. ^ Провинция Саскачеван (2017). Закон об охране нефти и газа . Регина, Канада: Принтер Королевы. С. i – 64.
  104. ^ Провинция Саскачеван (2017). Закон об агентстве водной безопасности . Регина, Канада: Принтер Королевы. С. i – 53.
  105. ^ Провинция Саскачеван (2014). Положение о сохранении нефти и газа . Регина, Канада: Принтер Королевы. С. i – 94.
  106. ↑ Провинция Саскачеван (27 октября 2016 г.). Положение о горючем сланце 1964 года . Регина, Канада: Принтер Королевы. С. i – 21.
  107. ^ Провинция Саскачеван (ноябрь 2015 г.). Директива PNG026: Миграция газа . Регина, Канада. С. 1–3.
  108. ↑ Saskatchewan Energy and Mines (1 октября 2000 г.). Руководство Саскачевана по удержанию и утилизации жидкостей для гидроразрыва пласта и расклинивающих агентов . Регина, Канада. С. i – 9.
  109. ^ Провинция Саскачеван (март 2018). Директива PNG005: Требования к обсадной колонне и цементированию . Регина, Канада. С. 1–10.
  110. ^ Провинция Саскачеван (ноябрь 2015 г.). Директива PNG006: Требования к горизонтальным нефтяным скважинам . Регина, Канада. С. 1–12.
  111. ^ Провинция Саскачеван (ноябрь 2015 г.). Директива PNG015: Требования к отказу от скважин . Регина, Канада. С. 1–9.
  112. ^ Провинция Саскачеван (ноябрь 2015 г.). Директива S-10: Сохранение попутного газа в нефтедобывающей промышленности Саскачевана . Регина, Канада. С. 1–23.
  113. ^ Провинция Саскачеван (1 ноября 2015 г.). Директива S-20: Требования к факельному сжиганию и сжиганию в разведке и добыче Саскачевана . Регина, Канада. С. 1–20.
  114. ^ Провинция Манитоба (20 ноября 2017 г.). Закон о нефти и газе . Виннипег, Канада: Принтер Королевы.
  115. ^ Провинция Манитоба (2 июня 2017 г.). Закон о правах на воду . Виннипег, Канада: Принтер Королевы.
  116. ^ Провинция Манитоба (1 января 2017 г.). Закон об охране воды . Виннипег, Канада.
  117. ^ Провинция Манитоба (14 июня 2012 г.). Закон о грунтовых водах и колодцах . Виннипег, Канада.
  118. ^ Провинция Манитоба (2001). Регулирование бурения и добычи . Виннипег, Манитоба.
  119. ↑ Провинция Онтарио (17 мая 2017 г.). Закон о ресурсах нефти, газа и солей . Торонто, Канада: Принтер Королевы.
  120. ↑ Провинция Онтарио (8 марта 2018 г.). Закон об охране окружающей среды . Торонто, Канада: Принтер Королевы.
  121. ↑ Провинция Онтарио (8 марта 2018 г.). Закон Онтарио о водных ресурсах . Торонто, Канада: Принтер Королевы.
  122. ^ Провинция Онтарио (11 декабря 2017 г.). О. Рег. 245/97: Разведка, бурение и добыча . Торонто, Канада.
  123. ↑ Провинция Онтарио (29 марта 2016 г.). О. Рег. 387/04: Забор и перекачка воды . Торонто, Канада.
  124. ↑ Провинция Онтарио (27 марта 2002 г.). Операционные стандарты провинции Онтарио по запасам нефти, газа и солей . Торонто, Канада.
  125. ^ Провинция Квебек (1 декабря 2017 г.). Закон о нефтяных ресурсах . Квебек: Принтер Королевы.
  126. ^ Провинция Квебек (1 декабря 2017 г.). Закон о горнодобывающей промышленности . Квебек: Принтер Королевы.
  127. ^ Провинция Квебек (1 декабря 2017 г.). Закон о качестве окружающей среды . Квебек: Принтер Королевы.
  128. ^ Провинция Квебек (1 декабря 2017 г.). Правила, касающиеся нефти, природного газа и подземных резервуаров . Квебек: Принтер Королевы.
  129. ^ Провинция Квебек (1 декабря 2017 г.). Регулирование применения Закона о качестве окружающей среды . Квебек: Принтер Королевы.
  130. ^ Провинция Квебек (1 декабря 2017 г.). Регулирование водозабора и охраны . Квебек: Принтер Королевы.
  131. ↑ Провинция Нью-Брансуик (31 января 2018 г.). Закон о нефти и природном газе . Сент-Джон, Канада: Принтер Королевы.
  132. ↑ Провинция Нью-Брансуик (31 января 2018 г.). Закон о подземных хранилищах . Сент-Джон, Канада: Принтер Королевы.
  133. ↑ Провинция Нью-Брансуик (31 января 2018 г.). Закон о битумных сланцах . Сент-Джон, Канада: Принтер Королевы.
  134. ↑ Провинция Нью-Брансуик (31 января 2018 г.). Закон о чистой окружающей среде . Сент-Джон, Канада: Принтер Королевы.
  135. ^ Провинция Нью-Брансуик (1 февраля 2018 г.). Закон о чистой воде . Сент-Джон, Канада: Принтер Королевы.
  136. ^ Провинция Нью-Брансуик (1 февраля 2018 г.). Закон о чистом воздухе . Сент-Джон, Канада: Принтер Королевы.
  137. ^ Провинция Нью-Брансуик (2017). Регулирование качества воздуха . Сент-Джон, Канада: Принтер Королевы.
  138. ↑ Провинция Нью-Брансуик (20 марта 2018 г.). Положение об оценке воздействия на окружающую среду . Сент-Джон, Канада: Принтер Королевы.
  139. ↑ Провинция Нью-Брансуик (30 января 2018 г.). Лицензия на поиск, разрешение на разработку и регулирование аренды . Сент-Джон, Канада: Принтер Королевы.
  140. ↑ Провинция Нью-Брансуик (15 февраля 2013 г.). Ответственное экологическое управление нефтегазовой деятельностью в Нью-Брансуике - Правила для промышленности . Сент-Джон, Канада. С. i – 99.
  141. ^ Провинция Новая Шотландия (2000). Закон о нефтяных ресурсах . Галифакс, Новая Шотландия: Принтер Королевы.
  142. ^ Провинция Новая Шотландия (2001). Закон о подземном хранении углеводородов . Галифакс, Новая Шотландия: Принтер Королевы.
  143. ^ Провинция Новая Шотландия (1 апреля 2015 г.). Регулирование нефтяных ресурсов . Галифакс, Новая Шотландия: Принтер Королевы.
  144. ^ Провинция Новая Шотландия (1 апреля 2015 г.). Правила наземного бурения нефтяных скважин . Галифакс, Новая Шотландия: Принтер Королевы.
  145. ^ Провинция Новая Шотландия (1 апреля 2015 г.). Положение о наземных нефтяных геофизических исследованиях . Галифакс, Новая Шотландия: Принтер Королевы.
  146. ↑ Провинция Новая Шотландия (18 марта 2018 г.). Правила бурения и добычи нефти на шельфе . Галифакс, Новая Шотландия: Принтер Королевы.
  147. ↑ Провинция Остров Принца Эдуарда (2 декабря 2015 г.). Закон о нефти и природном газе . Шарлоттаун, Канада: Принтер Королевы. С. 1–35.
  148. ↑ Провинция Остров Принца Эдуарда (23 декабря 2017 г.). Закон об охране окружающей среды . Шарлоттаун, Канада: Принтер Королевы. С. 1–438.
  149. ↑ Провинция Остров Принца Эдуарда (7 августа 2004 г.). Правила качества воздуха . Шарлоттаун, Канада: Принтер Королевы. С. 1–14.
  150. ^ Провинция Остров Принца Эдуарда (1 июня 2012 г.). Правила охраны водотоков и водно-болотных угодий . Шарлоттаун, Канада: Принтер Королевы. С. 1–28.
  151. ↑ Провинция Остров Принца Эдуарда (1 февраля 2004 г.). Правила сохранения нефти и газа . Шарлоттаун, Канада: Принтер Королевы. С. 1–40.
  152. ↑ Провинция Остров Принца Эдуарда (4 апреля 2009 г.). Положение о системе разрешений, аренды и освидетельствования . Шарлоттаун, Канада: Принтер Королевы. С. 1–14.
  153. ^ Провинция Ньюфаундленд и Лабрадор (2012). Закон о нефти и природном газе . Сент-Джонс, Канада: Принтер Королевы.
  154. ^ Провинция Ньюфаундленд и Лабрадор (2014). Закон об охране окружающей среды . Сент-Джонс, Канада: Королевский принтер.
  155. ^ Провинция Ньюфаундленд и Лабрадор (2017). Закон о водных ресурсах . Сент-Джонс, Канада: Принтер Королевы.
  156. ^ Провинция Ньюфаундленд и Лабрадор (22 июня 2017 г.). Осуществление Ньюфаундленда и Лабрадора Атлантического соглашения Закон о Ньюфаундленде и Лабрадоре . Сент-Джонс, Канада: Принтер Королевы.
  157. ^ Территория Юкон (2016). Закон о нефти и газе . Уайтхорс, Юкон: Принтер Королевы. С. 1–114.
  158. ^ Территория Юкон (2016). Закон об окружающей среде . Уайтхорс, Юкон: Принтер Королевы. С. 1–108.
  159. ^ Юкон (2007). Закон о водах . Уайтхорс, Юкон: Принтер Королевы. С. 1–36.
  160. ^ Юкон (27 июля 2004). Регулирование бурения и добычи нефти и газа . Уайтхорс, Юкон: Принтер Королевы. С. 1–189.
  161. ^ Северо-западные территории (12 декабря 2017 г.). Закон об управлении ресурсами долины Маккензи (MVRMA) . Йеллоунайф, Северо-Западные территории: Принтер Королевы.
  162. ^ Северо-западные территории (1 апреля 2014 г.). Закон о водах Северо-Западных территорий . Йеллоунайф, Северо-Западные территории: Принтер Королевы.
  163. ^ Северо-западные территории (2017). Закон об охране окружающей среды . Йеллоунайф, Северо-Западные территории: Принтер Королевы.
  164. ^ Северо-западные территории (13 июня 2016 г.). Регламент водных ресурсов Северо-Западных территорий . Йеллоунайф, Северо-Западные территории: Принтер Королевы.
  165. ^ Северо-западные территории (1998). Правила планирования действий в чрезвычайных ситуациях и отчетности . Йеллоунайф, Северо-Западные территории: Принтер Королевы. С. 1–11.

Ссылки [ править ]

  • «Процедуры Национального энергетического совета по публичному раскрытию информации о составе жидкости для гидроразрыва пласта» , NEB , 1 октября 2014 г. , получено 3 декабря 2014 г.

Внешние ссылки [ править ]

  • «Shale Gas» , Канадская ассоциация производителей нефти , 2015 г., заархивировано из оригинала 1 марта 2015 г. , извлечено 2 января 2015 г.CS1 maint: bot: original URL status unknown (link)
  • «Общие сведения о гидравлическом разрыве пласта» (PDF) , Канадское общество по нетрадиционному газу , Калгари, Альберта, nd , по состоянию на 2 января 2014 г.