Fracturamiento hidráulico en Canadá - Hydraulic fracturing in Canada
 Representación esquemática de la fracturación hidráulica para gas de esquisto .
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| Tipo de proceso | Mecánico |
|---|---|
| Sector (es) industrial (es) | Minería |
| Principales tecnologías o subprocesos | Presión de fluido |
| Producto (s) | Gas natural , petróleo |
| Inventor | Floyd Farris; JB Clark ( Corporación Stanolind de Petróleo y Gas ) |
| Año de invención | 1947 |
| Fracturamiento hidráulico |
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| Por país |
| Impacto medioambiental |
| Regulación |
| Tecnología |
| Política |
La fracturación hidráulica en Canadá se utilizó por primera vez en Alberta en 1953 para extraer hidrocarburos del campo petrolero gigante Pembina , el campo petrolero convencional más grande de Alberta, que habría producido muy poco petróleo sin fracturarse. Desde entonces, se han fracturado más de 170.000 pozos de petróleo y gas en el oeste de Canadá. La fracturación hidráulica es un proceso que estimula el gas natural o el petróleo en los pozos para que fluyan más fácilmente al someter los yacimientos de hidrocarburos a presión a través de la inyección de fluidos o gas en profundidad, lo que hace que la roca se fracture o ensanche las grietas existentes. Se han abierto nuevas áreas de producción de hidrocarburos a medida que las técnicas de estimulación de la fracturación hidráulica se combinan con los avances más recientes en la perforación horizontal . Los pozos complejos que se encuentran a muchos cientos o miles de metros bajo tierra se amplían aún más mediante la perforación de secciones horizontales o direccionales. La fracturación masiva se ha utilizado ampliamente en Alberta desde finales de la década de 1970 para recuperar gas de areniscas de baja permeabilidad, como la Formación Spirit River . La productividad de los pozos en las formaciones Cardium , Duvernay y Viking en Alberta , la formación Bakken en Saskatchewan , las formaciones Montney y Horn River en la Columbia Británica no sería posible sin la tecnología de fracturamiento hidráulico. La fracturación hidráulica ha revitalizado los yacimientos petrolíferos heredados. "La fracturación hidráulica de pozos horizontales en yacimientos de esquisto, limo y arena compacta no convencionales desbloquea la producción de gas, petróleo y líquidos que hasta hace poco no se consideraba posible". La producción de petróleo convencional en Canadá disminuyó desde aproximadamente 2004, pero esto cambió con el aumento de la producción de estas formaciones que utilizan la fracturación hidráulica. La fracturación hidráulica es una de las principales tecnologías empleadas para extraer gas de esquisto o gas compacto de yacimientos no convencionales.
En 2012, Canadá promedió 356 plataformas de perforación activas, quedando en segundo lugar después de los Estados Unidos con 1,919 plataformas de perforación activas. Estados Unidos representa poco menos del 60 por ciento de la actividad mundial.
Formaciones geologicas
Las formaciones Spirit River, Cardium, Duvernay, Viking, Montney (AB y BC) y Horn River son unidades estratigráficas de la cuenca sedimentaria del oeste de Canadá (WCSB) que subyace a 1.400.000 kilómetros cuadrados (540.000 millas cuadradas) del oeste de Canadá y que contiene una de las mayores reservas mundiales de petróleo y gas natural . La Formación Montney, ubicada en el noreste de Columbia Británica y el centro-oeste de Alberta, y la Formación Duvernay ubicada en el centro de Alberta, son actualmente las formaciones más prospectivas en la WCSB para el desarrollo de yacimientos de gas y petróleo no convencionales que requieren estimulaciones de fracturación hidráulica. La formación Bakken es una unidad de roca de la cuenca Williston que se extiende hacia el sur de Saskatchewan. A principios de la década de 2000, comenzó un aumento significativo en la producción de la Cuenca Williston debido a la aplicación de técnicas de perforación horizontal , especialmente en la Formación Bakken .
Esquema de la cuenca sedimentaria del oeste de Canadá
Mapa generalizado que muestra la ubicación de la Formación Montney .
Extensión de depósito de Duvernay en el centro de Alberta, Canadá.
América del Norte que muestra la posición de Williston Basin
Ubicación de Williston Basin (USGS)
Tecnologias
La primera aplicación comercial de fracturación hidráulica fue realizada por Halliburton Oil Well Cementing Company (Howco) en 1949 en el condado de Stephens, Oklahoma y en el condado de Archer, Texas, utilizando una mezcla de petróleo crudo y un apuntalante de arena de río filtrada en pozos existentes sin horizontales. perforación. En la década de 1950 se utilizaron alrededor de 750 galones estadounidenses (2800 l; 620 gal imp.) De fluido y 180 kg (400 lb). Para el 2010, los tratamientos promediaron "aproximadamente 60,000 gal EE.UU. (230,000 l; 50,000 imp gal) de fluido y 100,000 lb (45,000 kg) de agente de apuntalamiento, con los tratamientos más grandes excediendo 1,000,000 gal EE.UU. (3,800,000 l; 830,000 imp gal) de fluido y 5,000,000 lb (2,300,000 kg) de apuntalante ".
En 2011, el Wall Street Journal resumió la historia de la fracturación hidráulica,
"Hace solo una década, los ingenieros petroleros de Texas tuvieron la idea de combinar dos tecnologías establecidas para liberar gas natural atrapado en formaciones de esquisto. La perforación horizontal, en la que los pozos giran hacia los lados después de cierta profundidad, abre grandes áreas de producción nuevas. Los productores luego usan un Una técnica de 60 años llamada fracturación hidráulica, en la que se inyectan agua, arena y productos químicos en el pozo a alta presión, para aflojar el esquisto y liberar gas (y cada vez más petróleo) ".
- Wall Street Journal 2011
Los pozos horizontales de petróleo o gas eran inusuales hasta la década de 1980. Luego, a fines de la década de 1980, los operadores a lo largo de la costa del Golfo de Texas comenzaron a completar miles de pozos de petróleo perforando horizontalmente en Austin Chalk y dando tratamientos de fracturación hidráulica 'masiva' a los pozos. Los pozos horizontales demostraron ser mucho más efectivos que los pozos verticales en la producción de petróleo a partir de la creta compacta. A fines de la década de 1990 en Texas, la combinación de técnicas de perforación horizontal y fracturamiento hidráulico de múltiples etapas hizo posible la producción comercial de gas de esquisto a gran escala. Desde entonces, los pozos de gas de esquisto se han vuelto más largos y el número de etapas por pozo ha aumentado. A medida que las compañías de gas de esquisto apuntan a reservorios más profundos, calientes e inestables, se han desarrollado tecnologías de perforación para abordar desafíos en diversos entornos.
| Tecnología de perforación | Descripción | Medio ambiente |
|---|---|---|
| Perforación en desequilibrio | - Fluido de perforación operado a una presión menor que la presión de poro
- Utilizando gas comprimido o espuma. - Acelera la tasa de penetración, reduce los costos de perforación y el daño a la formación |
Zonas empobrecidas, formación muy fracturada y porosa |
| Percusión / perforación con percusión | - Impacto repetido para romper roca en la broca;
- El contacto de la broca con la formación es del 2% del tiempo operativo - Menor desgaste de herramientas - El impacto y el rebote pueden ser autosuficientes y autosuficientes |
Formaciones de roca dura |
| Perforación radial | - Laterales de 50 a 100 metros de largo desde el pozo madre;
- Dirección controlada - Incrementar el radio de drenaje y el perfil de flujo cerca de los pozos. - Métodos de perforación rotativos, de impacto de chorro, de plasma. |
Cerca de la capa de roca, la capa freática, las fallas y las zonas agotadas |
| Perforación con revestimiento / revestimiento | - Instalación del revestimiento sin extraer el conjunto de perforación
- Evita la fractura, el cierre y el colapso del pozo. |
Lutitas hinchadas, formaciones rastreras, zonas de alta presión y zonas agotadas |
| Revestimiento de perforación monodiámetro | - Crea un diámetro continuo de carcasa utilizando tecnología tubular expandible
- Disminuye la cantidad de fluido de perforación y los volúmenes de cemento, el peso de la tubería de revestimiento y la eliminación del corte. |
Mismo entorno que la instalación de carcasa telescópica convencional |
| Fluidos de perforación no invasivos | - Mezcla de polímero, agua y aceite
- Gargantas y fracturas de poros de sellado de polímero - Evita la infiltración de fluido en la formación. |
Zonas empobrecidas, muy fracturas y formaciones porosas |
| Fluido de emulsión invertida reversible | - Puede cambiar entre emulsión de agua en aceite y aceite en agua
- El líquido de agua en aceite previene la pérdida, el lavado y la hinchazón de líquidos - El aceite en agua ofrece una mejor limpieza para una mejor cementación |
Hinchazón de lutitas, zonas de sal, formaciones muy fracturadas y porosas |
Paralelamente al avance de las tecnologías de perforación, las tecnologías de inyección también han experimentado cambios.
| Tecnología de inyección | Descripción | Inconvenientes |
|---|---|---|
| Gas | - Usan habitualmente dióxido de carbono y nitrógeno;
- No tapona los poros de la garganta - El dióxido de carbono reemplaza al gas natural adsorbido en el yacimiento - Flujo de retorno más rápido - Evita el uso de agua - Mayor producción si se utiliza dióxido de carbono. |
- Baja capacidad de carga de apuntalante
- El apuntalante de alta velocidad erosiona el equipo - Contenedores presurizados para transporte y almacenamiento |
| Dióxido de carbono líquido | - Líquido a -34,5 ° C y 1,4 MPa
- Gran capacidad de carga de apuntalante - Se convierte en gas en el depósito. - Reemplaza el gas adsorbido en el depósito. - No tapona los poros de la garganta - Rápido flujo de retorno - Evita el uso de agua - Mayor producción. |
- Transporte y almacenamiento de gas a baja temperatura
- Potencial efecto invernadero |
| Dióxido de carbono supercrítico (SC-CO2) | - Habitualmente a profundidades superiores a 1000 m.
- Temperaturas no inferiores a (L-CO2). - La viscosidad de SC-CO2 es mucho más baja que la del L-CO2 normal. - La presión de ruptura de SC-CO2 es menor que la de L-CO2 |
- Difícil de cambiar a este estado líquido
- Difícil conseguir esta baja temperatura - En este caso, la profundidad y la presión también son difíciles de lograr. |
| Gas licuado de petróleo (GLP) | - Sin producción de residuos y respetuoso con el medio ambiente.
- Casi el 100% del gas propano se bombea de regreso - Solo el 50% del fluido de fracking hidráulico permanece bajo tierra |
- Mucho más caro que el agua
- Riesgos potenciales a utilizar en la operación del trabajo de campo - El transporte y el almacenamiento son un desafío |
| Fracturamiento de gases de alta energía (HEGF) | - Producir múltiples fracturas radiales en formación
- Operación barata - Implementación simple - Poca contaminación a la formación. |
- No es muy adecuado para superar ciertos tipos de mecanismos de daño recurrentes, como la deposición de sal. |
| Espuma | - Líquido aireado, típicamente con N 2
- Tiene un amplio rango de viscosidad basado en la proporción de espuma. - Menor consumo de agua - Reduce la hinchazón pero no puede eliminarla. - Reduce el bloqueo de agua |
- Reduce pero no puede eliminar los problemas de hinchazón y bloqueo de agua |
| Fractura de arena por impulso | - Eficaz y respetuoso con el medio ambiente.
- Incrementar considerablemente la producción de pozos. - Disminuir el volumen de apuntalante de fractura - Menores riesgos de obstrucción por arena - Alto índice de fluidos inicial |
- Costoso
- Operaciones de taponamiento prolongadas |
Costo y vida útil de la fracturación hidráulica
Los productores de petróleo gastan US $ 12 millones por adelantado para perforar un pozo, pero es tan eficiente y produce tan bien durante su corta vida útil de 18 meses, que los productores de petróleo que utilizan esta tecnología aún pueden obtener ganancias incluso con petróleo a $ 50 el barril.
Vida útil de la fracturación hidráulica:
El ciclo de vida del desarrollo de gas de esquisto puede variar de unos pocos años a décadas y ocurre en seis etapas principales, como lo describe Natural Resources Canada (NRC), asumiendo que se han obtenido todas las aprobaciones de las diversas autoridades reguladoras:
- Etapa Uno: Exploración, que implica solicitar las licencias y permisos apropiados, arrendamiento de derechos minerales, consultas indígenas, consultas comunitarias y estudios geofísicos, incluidas evaluaciones geológicas y estudios sísmicos;
- Etapa Dos: Preparación del sitio y construcción del pozo, que incluye perforación exploratoria para determinar las características físicas y químicas de la roca y evaluar la calidad y cantidad del recurso;
- Tercera etapa: Perforación, que incluye perforación horizontal;
- Etapa Cuatro: Estimulación, que es el uso de fracturamiento hidráulico para permitir que los hidrocarburos fluyan hacia el pozo;
- Quinta etapa: operación y producción de pozos, que pueden operar durante 10 a 30 años; y,
- Etapa Seis: Fin de la producción y recuperación, que requiere que la empresa selle adecuadamente el pozo, limpie e inspeccione el sitio. La recuperación ocurre durante varios años a medida que la empresa remedia cualquier contaminación, restaura los perfiles del suelo, replanta la vegetación nativa y cualquier otro trabajo de recuperación requerido por las regulaciones locales.
Alberta
Debido a sus vastos recursos de petróleo y gas, Alberta es la provincia más activa en términos de fracturación hidráulica. El primer pozo fracturado en Canadá fue el descubrimiento del yacimiento petrolífero gigante de Pembina en 1953 y desde entonces se han fracturado más de 170.000 pozos. El campo Pembina es un "punto óptimo" en la Formación Cardium mucho más grande , y la formación aún está creciendo en importancia a medida que se usa cada vez más la fracturación horizontal de múltiples etapas.
El Servicio Geológico de Alberta evaluó el potencial de nuevas técnicas de fracturamiento para producir petróleo y gas a partir de formaciones de esquisto en la provincia, y encontró al menos cinco prospectos que muestran una promesa inmediata: la Formación Duvernay , la Formación Muskwa , la Formación Montney , el Miembro Nordegg , y las formaciones basales de Banff y Exshaw . Estas formaciones pueden contener hasta 1.3 cuatrillones de pies cúbicos (37 × 10 12 m 3 ) de gas en el lugar.
Entre 2012 y 2015, se perforaron 243 pozos fracturados horizontales de múltiples etapas en la Formación Duvernay produciendo 36,9 millones de barriles (5,87 millones de metros cúbicos ) de petróleo equivalente , distribuidos en 1,6 millones de bbl (250 mil m 3 ) de petróleo, 11,7 millones de bbl (1,86 millones) m 3 ) de condensado de gas natural y 23,6 millones de bbl (3,75 millones de m 3 ) de gas natural . 201 de estos pozos se perforaron en el área de evaluación de Kaybob, mientras que 36 pozos se perforaron en el área Edson-Willesden Green y 6 pozos en el área de Innisfail, con longitudes horizontales entre 1000 y 2800 metros y espaciamientos de pozos entre 150 y 450 metros. El desarrollo de áreas ricas en condensado en la formación Duvernay se mantiene estable ya que el condensado de gas natural es un producto clave para diluir el betún producido de los depósitos de arenas petrolíferas ubicados cerca de Athabasca , Peace River y Cold Lake , y se comercializa con el mismo precio de referencia que el aceite WTI .
Incluso cuando el precio del petróleo se redujo drásticamente en 2014, la fracturación hidráulica en los llamados "puntos óptimos", como Cardium y Duvernay en Alberta, siguió siendo financieramente viable.
Columbia Británica
La mayor actividad de gas de esquisto en Canadá ha tenido lugar en la provincia de Columbia Británica. En 2015, el 80% de la producción de gas natural en la provincia se produjo a partir de fuentes no convencionales, donde la porción de la Formación Montney ubicada en Columbia Británica (BC) aportó 3.400 millones de pies cúbicos (96 millones de metros cúbicos) por día, lo que corresponde a 64,4 % de la producción total de gas de la provincia. Esta formación contiene el 56% del gas crudo recuperable de la provincia que corresponde a una estimación de 29,8 billones de pies cúbicos (840 mil millones de metros cúbicos ), y el gas recuperable restante se distribuye en otros yacimientos de gas no convencionales como la cuenca Liard, la cuenca del río Horn y Cuenca de Córdoba, todos ellos ubicados en la porción noreste de la provincia.
Talisman Energy , que fue adquirida por la empresa española Repsol en 2015, es una empresa operadora que "tiene amplias operaciones en el área de gas de esquisto de Montney". A finales de julio de 2011, el Gobierno de Columbia Británica otorgó a Talisman Energy, cuya oficina central se encuentra en Calgary, una licencia de agua a largo plazo por veinte años para extraer agua del embalse Williston Lake, propiedad de BC Hydro .
En 2013, Fort Nelson First Nation , una comunidad remota en el noreste de Columbia Británica con 800 miembros de la comunidad, expresó su frustración con las regalías asociadas con el gas producido a través de la fracturación hidráulica en su territorio. Tres de las cuatro reservas de gas de esquisto de la Columbia Británica: las cuencas del río Horn, Liard y Cordova se encuentran en sus tierras. "Esas cuencas son la clave de las ambiciones de GNL de BC".
Saskatchewan
El auge del petróleo y gas de esquisto de Bakken en marcha desde 2009, impulsado por tecnologías de fracturación hidráulica, ha contribuido a un crecimiento récord, altas tasas de empleo y aumento de la población en la provincia de Saskatchewan. La fracturación hidráulica ha beneficiado a pequeñas ciudades como Kindersley, que vieron aumentar su población a más de 5.000 con el auge. Kindersley vende sus aguas residuales municipales tratadas a empresas de servicios de yacimientos petrolíferos para su uso en la fracturación hidráulica. A medida que el precio del petróleo cayó drásticamente a fines de 2014, en parte en respuesta al auge del petróleo de esquisto, ciudades como Kindersley se volvieron vulnerables.
Quebec
El Utica Shale , un estratigráfica unidad del Ordovícico Medio edad subyace en gran parte del noreste de los Estados Unidos y en el subsuelo en las provincias de Quebec y Ontario .
La perforación y la producción de Utica Shale comenzaron en 2006 en Quebec, concentrándose en un área al sur del río St. Lawrence entre Montreal y la ciudad de Quebec. El interés ha aumentado en la región desde que Forest Oil Corp., con sede en Denver, anunció un descubrimiento significativo allí después de probar dos pozos verticales. Forest Oil dijo que sus activos de Quebec tienen propiedades de roca similares a las de la pizarra de Barnett en Texas.
Forest Oil, que tiene varios socios junior en la región, ha perforado pozos tanto verticales como horizontales. Talisman Energy, con sede en Calgary, ha perforado cinco pozos verticales en Utica y comenzó a perforar dos pozos horizontales en Utica a fines de 2009 con su socio Questerre Energy, que tiene en arrendamiento más de 1 millón de acres brutos de tierra en la región. Otras empresas en la obra son Gastem, con sede en Quebec, y Canbriam Energy, con sede en Calgary.
El Utica Shale en Quebec tiene capacidad para 4 × 10 12 pies cúbicos (110 × 10 9 m 3 ) a tasas de producción de 1 × 10 6 pies cúbicos (28 000 m 3 ) por día Desde 2006 hasta 2009 24 pozos, tanto verticales como horizontales, fueron perforados para probar el Utica. Se informaron resultados positivos de las pruebas de flujo de gas, aunque ninguno de los pozos estaba produciendo a fines de 2009. Gastem, uno de los productores de esquisto de Utica, aprovechó su experiencia en Utica Shale para perforar a través de la frontera en el estado de Nueva York.
En junio de 2011, la empresa quebequense Pétrolia afirmó haber descubierto alrededor de 30 mil millones de barriles de petróleo en la isla de Anticosti, que es la primera vez que se encuentran reservas significativas en la provincia.
Los debates sobre los méritos de la fracturación hidráulica han estado en curso en Quebec desde al menos 2008. En 2012, el gobierno de Parti Québécois impuso una moratoria de cinco años sobre la fracturación hidráulica en la región entre Montreal y la ciudad de Quebec, llamada St. Lawrence Lowlands , con una población de alrededor de 2 millones de personas.
En febrero de 2014, antes de anunciar su campaña electoral provincial, la ex primera ministra de Quebec y exlíder del Parti Québécois (PQ), Pauline Marois , anunció que el gobierno provincial ayudaría a financiar dos operaciones exploratorias de gas de esquisto como preludio de la fracturación hidráulica en la isla, y la provincia prometió $ 115 millones para financiar la perforación de dos empresas conjuntas separadas a cambio de derechos sobre el 50% de las licencias y el 60% de cualquier beneficio comercial. Fue el primer acuerdo de petróleo y gas de cualquier tamaño para la provincia. Con el cambio de gobierno que se produjo en abril de 2014, los liberales de Philippe Couillard podrían cambiar esa decisión.
Petrolia Inc. , Corridor Resources y Maurel & Prom formaron una empresa conjunta, mientras que Junex Inc. todavía buscaba un socio privado.
En noviembre de 2014, un informe publicado por la oficina asesora de audiencias ambientales de Quebec, el Bureau d'audiences publiques sur l'environnement (BAPE), encontró que "el desarrollo de gas de esquisto en la región de Montreal a la ciudad de Quebec no valdría la pena". BAPE advirtió sobre una "magnitud de impactos potenciales asociados con la industria del gas de esquisto en un área tan poblada y sensible como las Tierras Bajas de St. Lawrence". La Asociación de Petróleo y Gas de Quebec cuestionó la precisión del informe de BAPE. El 16 de diciembre de 2014, el primer ministro de Quebec, Philippe Couillard, respondió al informe de BAPE indicando que no habrá fracturación hidráulica debido a la falta de interés económico o financiero y la falta de aceptabilidad social.
Nuevo Brunswick
El aumento del uso de gas natural de New Brunswick fue facilitado por un solo evento: la llegada de gas natural del Proyecto de Energía Offshore Sable de Nueva Escocia a través del Maritimes and Northeast Pipeline (MNP) en enero de 2000.
Exploración y Producción
El siguiente cronograma ilustra el desarrollo de la industria de producción de gas natural de New Brunswick, después de 1999.
2003: Se descubre el gas natural y comienza en McCully. El yacimiento productor es arenisca de formación Hiram Brook.
2007: Se construye un gasoducto de 45 kilómetros para conectar el campo de gas McCully con la línea principal Maritimes y Northeast y se construye una planta de procesamiento de gas en el área de McCully.
2007: Se construyen dos tuberías de recolección de gas natural (450 metros y 2.000 metros de longitud) para conectar dos plataformas de pozos existentes (F-28 y L-38) al sistema de recolección existente.
2007: Expansión de la producción de gas natural de McCully, incluida la construcción de seis nuevas plataformas de pozos y tuberías de recolección.
2008: Mayor expansión del sistema de gas natural McCully, incluida la construcción de un gasoducto de 3,4 kilómetros para conectar la plataforma de pozos I-39.
2009: Primera fracturación hidráulica de un pozo perforado horizontalmente en New Brunswick en el área de McCully.
2009: Inicio de perforación exploratoria y fracturación hidráulica en el área de Elgin, al sur de Petitcodiac.
2009–2010: Se perforan los primeros pozos dirigidos a lutitas en New Brunswick: cuatro pozos en el área de Elgin, al sur de Petitcodiac. Ninguno está produciendo.
2014: La última fracturación hidráulica realizada en New Brunswick hasta la fecha. Corridor Resources realizó la fracturación hidráulica utilizando propano líquido en cinco pozos en las áreas de McCully y Elgin.
Fluido de fracturamiento hidráulico
Bajo la Ley de Operaciones de Petróleo y Gas de Canadá, la Junta Nacional de Energía (NEB) solicita a los operadores que presenten la composición de los fluidos de fracturamiento hidráulico utilizados en su operación que se publicará en línea para su divulgación pública en el sitio web FracFocus.ca.
La mayoría de las operaciones de fracturamiento hidráulico en Canadá se realizan con agua. Canadá es también uno de los países más exitosos del mundo en utilizar dióxido de carbono como fluido de fracturamiento, con 1200 operaciones exitosas a fines de 1990 El gas licuado de petróleo también se utiliza como fluido de fracturamiento en provincias donde el uso de agua está prohibido, como Nueva Brunswick.
Se infiere que el fuerte aumento de la sismicidad observado en los últimos años en la cuenca sedimentaria del oeste de Canadá está provocado por operaciones de fracturación hidráulica. La mayoría de los eventos sísmicos reportados en este período están ubicados cerca de pozos de fracturamiento hidráulico terminados en el oeste de Alberta y el noreste de Columbia Británica . En respuesta a este aumento de la sismicidad, en 2015 el Regulador de Energía de Alberta emitió la Orden del Subsuelo No. 2 que requiere la implementación obligatoria de un Protocolo de Semáforo (TLP) basado en la magnitud local (M L ) de los eventos sísmicos detectados durante las operaciones monitoreadas. . De acuerdo con este TLP, las operaciones de fracturamiento hidráulico pueden continuar según lo planeado cuando el M L de los eventos sísmicos detectados estén por debajo de 2.0 (luz verde), deben ser modificados y reportados al regulador cuando se produzca un evento sísmico de M L entre 2.0 y 4.0. detectado (luz ámbar), y debe detenerse inmediatamente cuando se detecta un evento sísmico de M L > 4.0 dentro de los 5 km de un pozo de fracturamiento hidráulico (luz roja). La Comisión de Petróleo y Gas de BC implementó un TLP similar en el que la sismicidad y los movimientos superficiales del suelo deben monitorearse adecuadamente durante las operaciones de fracturamiento hidráulico , y deben suspenderse si se detecta un M L > 4 dentro de los 3 km del pozo. M L > 4 ha sido elegido como umbral de luz roja por ambas jurisdicciones en el oeste de Canadá ( Alberta y Columbia Británica ) ya que un evento sísmico con una magnitud inferior a 4 corresponde a un terremoto menor que puede sentirse levemente, pero sin daños a la propiedad esperados. . La siguiente tabla enumera algunos eventos sísmicos TLP de luz ámbar o roja notificados en la cuenca del río Horn en el noreste de Columbia Británica y en Fox Creek, Alberta . El aumento de la actividad sísmica en estas dos áreas se ha atribuido estrechamente a las operaciones de fracturación hidráulica.
| Hora (local) | METRO | Epicentro | Comentarios | Coordenadas | Notas |
|---|---|---|---|---|---|
| 4 de octubre de 2014 10:17:24 | 4.3 | 139 km (86 millas) al S de Fort Nelson, BC | Ligeramente sentido en Fort Nelson y Fort St. John, BC. No hay informes de daños. | 57 ° 33′36 ″ N 122 ° 56′24 ″ O / 57.56000 ° N 122.94000 ° W | |
| 14 de enero de 2015 09:06:25 | 3.8 | 38 km (24 millas) al oeste de Fox Creek , AB | Ningún daño reportado | 54 ° 21′00 ″ N 117 ° 22′48 ″ O / 54,35000 ° N 117,38000 ° W | |
| 22 de enero de 2015 23:49:18 | 4.4 | 36 km (22 millas) al oeste de Fox Creek, AB | Ligeramente sentido en Fox Creek | 54 ° 28′12 ″ N 117 ° 15′36 ″ O / 54,47000 ° N 117,26000 ° W | |
| 13 de junio de 2015 17:57:55 | 4.6 | 36 km (22 millas) al este de Fox Creek, AB | Me sentí a la ligera en Drayton Valley , Edmonton y Edson | 54 ° 06′07 ″ N 116 ° 57′00 ″ O / 54.10194 ° N 116.95000 ° W | |
| 17 de agosto de 2015 13:15:00 | 4.6 | 114 km (71 millas) al WNW de Fort St. John, BC | Ligeramente sentido en Charlie Lake, BC. No hay informes de daños. | 57 ° 00′00 ″ N 122 ° 07′48 ″ O / 57.00000 ° N 122.13000 ° W | |
| 12 de enero de 2016 12:27:21 | 4.4 | 25 km (16 millas) al norte de Fox Creek, AB | Me sentí tan al sur como St. Albert , al noroeste de Edmonton. | 54 ° 28′12 ″ N 117 ° 15′36 ″ O / 54,47000 ° N 117,26000 ° W |
Regulaciones provinciales asociadas con la fracturación hidráulica
En Canadá, las operaciones de fracturamiento hidráulico se rigen por una serie de leyes, reglamentos, pautas y directivas provinciales. En esta sección, los instrumentos regulatorios existentes se enumeran por provincia. Nota: las listas de reglamentos de gobierno provincial no son exhaustivas y el gobierno provincial redacta e implementa nuevas directivas según sea necesario.
| Hechos | Nota |
|---|---|
| Ley de Actividades de Petróleo y Gas | |
| Ley de petróleo y gas natural | |
| Ley de Gestión Ambiental | |
| Ley de sostenibilidad del agua | |
| Normativas | Nota |
| Regulación de Perforación y Producción | |
| Reglamento de protección y gestión ambiental | |
| Reglamento de consultas y notificaciones | |
| Reglamento General de la Ley de Actividades de Petróleo y Gas | |
| Pautas | Nota |
| Directriz de reducción de quemado y ventilación | |
| Directivas de la Comisión de Petróleo y Gas de Columbia Británica (BCOGC) | Nota |
| Directiva 2010-07: Notificación de la producción de agua y los fluidos de retorno |
| Hechos | Nota |
|---|---|
| Ley de conservación de petróleo y gas | |
| Ley de desarrollo energético responsable | |
| Ley de mejora y protección del medio ambiente | |
| Ley de agua | |
| Normativas | Nota |
| Regulaciones de conservación de petróleo y gas | |
| Reglamento General de la Ley de Desarrollo de Energía Responsable | |
| Reglamento de evaluación ambiental | |
| Regulación de informes de versiones | |
| Directivas del regulador de energía de Alberta (AER) | Nota |
| Directiva 008: Profundidad del cemento de revestimiento | |
| Directiva 009: Requisitos mínimos de cementación de carcasas | |
| Directiva 010: Requisitos mínimos de diseño de carcasas | |
| Directiva 047: Requisitos de notificación de residuos para instalaciones de gestión de residuos de campos petrolíferos | |
| Directiva 050: Gestión de residuos de perforación | |
| Directiva 051: Pozos de inyección y eliminación - Requisitos de clasificación, terminación, registro y prueba de pozos | |
| Directiva 055: Requisitos de almacenamiento para la industria del petróleo upstream | |
| Directiva 058: Requisitos de gestión de residuos de campos petrolíferos para la industria del petróleo upstream | |
| Directiva 059: Requisitos de archivo de datos de perforación y terminación de pozos | |
| Directiva 060: Quema, incineración y ventilación de la industria petrolera aguas arriba | |
| Directiva 070: Requisitos de preparación y respuesta ante emergencias para la industria del petróleo | |
| Directiva 080: Registro de pozos | |
| Directiva 083: Fracturamiento hidráulico - Integridad del subsuelo |
| Hechos | Nota |
|---|---|
| Ley de conservación de petróleo y gas | |
| La Ley de la Agencia de Seguridad del Agua | |
| Normativas | Nota |
| El Reglamento de conservación de petróleo y gas | |
| Las regulaciones de la lutita bituminosa, 1964 | |
| Pautas | Nota |
| Directriz PNG026: Migración de gas | |
| Directriz de contención y eliminación de agentes de apoyo y fluidos de fracturación hidráulica de Saskatchewan | |
| Directivas del Ministerio de Economía de Saskatchewan (ECON) | Nota |
| Directiva PNG005: Requisitos de revestimiento y cementación | |
| Directiva PNG006: Requisitos para pozos de petróleo horizontales | |
| Directiva PNG015: Requisitos para el abandono de pozos | |
| Directiva S-10: Saskatchewan Upstream Petroleum Industry Associated Gas Conservation | |
| Directiva S-20: Requisitos de quema e incineración aguas arriba de Saskatchewan |
| Hechos | Nota |
|---|---|
| La Ley de Petróleo y Gas | |
| Ley de derechos de agua | |
| La Ley de Protección del Agua | |
| La Ley de Aguas Subterráneas y Pozos de Agua | |
| Normativas | Nota |
| Regulación de Perforación y Producción |
| Hechos | Nota |
|---|---|
| Ley de recursos de petróleo, gas y sal | |
| Ley de protección del medio ambiente | |
| Ley de recursos hídricos de Ontario | |
| Normativas | Nota |
| Reglamento 245/97: Exploración, Perforación y Producción | |
| Reglamento 387/04: Toma y transferencia de agua | |
| Recursos de petróleo, gas y sal de las normas de funcionamiento de la provincia de Ontario |
| Hechos | Nota |
|---|---|
| Ley de recursos petroleros | |
| Ley de minería | |
| Ley de Calidad Ambiental | |
| Normativas | Nota |
| Regulación de petróleo, gas natural y reservorios subterráneos | |
| Reglamento que respeta la aplicación de la Ley de Calidad Ambiental | |
| Reglamento de protección y extracción de agua |
| Hechos | Nota |
|---|---|
| Ley de petróleo y gas natural | |
| Ley de almacenamiento subterráneo | |
| Ley de esquisto bituminoso | |
| Ley de Medio Ambiente Limpio | |
| Ley de agua limpia | |
| Acta para el aire Limpio | |
| Normativas | Nota |
| Regulación de la calidad del aire | |
| Reglamento de evaluación de impacto ambiental | |
| Licencia de búsqueda, permiso de desarrollo y regulación de arrendamiento | |
| Gestión ambiental responsable de las actividades de petróleo y gas natural en New Brunswick - Reglas para la industria |
| Hechos | Nota |
|---|---|
| Ley de recursos petroleros | |
| Ley de almacenamiento subterráneo de hidrocarburos | |
| Normativas | Nota |
| Regulaciones de recursos petroleros | |
| Regulaciones de perforación de petróleo en tierra | |
| Regulaciones de exploración geofísica de petróleo en tierra | |
| Regulaciones de perforación y producción de petróleo en alta mar |
| Hechos | Nota |
|---|---|
| Ley de petróleo y gas natural | |
| Ley de protección del medio ambiente | |
| Normativas | Nota |
| Regulaciones de calidad del aire | |
| Regulaciones de protección de cursos de agua y humedales | |
| Regulaciones de conservación de petróleo y gas | |
| Regulaciones del sistema de permisos, arrendamientos y encuestas |
| Hechos | Nota |
|---|---|
| Ley de petróleo y gas natural | |
| Ley de protección del medio ambiente | |
| Ley de recursos hídricos | |
| Terranova y Labrador Implementación del Acuerdo Atlántico Ley de Terranova y Labrador |
| Hechos | Nota |
|---|---|
| Ley de petróleo y gas | |
| Ley de Medio Ambiente | |
| Ley de Aguas | |
| Normativas | Nota |
| Regulación de la producción y perforación de petróleo y gas |
| Hechos | Nota |
|---|---|
| Ley de gestión de recursos del valle de Mackenzie (MVRMA) | |
| Ley de Aguas de los Territorios del Noroeste | |
| Ley de protección del medio ambiente | |
| Normativas | Nota |
| Regulaciones sobre aguas de los Territorios del Noroeste | |
| Regulaciones de planificación y reporte de contingencias de derrames |
Ver también
- Shale gas por país
- Lista de países por gas de esquisto recuperable
- Perforación direccional
- Impacto ambiental de la fracturación hidráulica
- Impacto ambiental del petróleo
- Impacto medioambiental de la industria de la pizarra bituminosa
- ExxonMobil Electrofrac
- Fractured Land , un documental sobre la fracturación hidráulica en las Primeras Naciones de Canadá
Citas
Referencias
- "Procedimientos de la Junta Nacional de Energía para la divulgación pública de información sobre la composición del fluido de fracturamiento hidráulico" , NEB , 1 de octubre de 2014 , consultado el 3 de diciembre de 2014
enlaces externos
La definición del diccionario de fracturación hidráulica en canadá en Wikcionario
- "Shale Gas" , Asociación Canadiense de Productores de Petróleo , 2015, archivado desde el original el 1 de marzo de 2015 , consultado el 2 de enero de 2015CS1 maint: bot: estado de URL original desconocido ( enlace )
- "Understanding Hydraulic Fracturing" (PDF) , Canadian Society for Unconventional Gas , Calgary, Alberta, sin fecha , consultado el 2 de enero de 2014