WikiDer > Гидравлический разрыв пласта в Канаде - Википедия

Hydraulic fracturing in Canada - Wikipedia

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

Гидравлический разрыв пласта в Канаде впервые был использован в Альберте в 1953 году для добычи углеводородов из гигантского Нефтяное месторождение Пембина, крупнейшее месторождение традиционной нефти в Альберте, на котором без гидроразрыва было бы добыто очень мало нефти. С тех пор в Западной Канаде было разбито более 170 000 нефтяных и газовых скважин.[1][2]:1298 Гидравлический разрыв пласта - это процесс, который стимулирует природный газ или нефть в скважины течь легче, подвергая углеводород В коллекторах создается давление за счет закачки флюидов или газа на глубину, что вызывает разрушение породы или расширение существующих трещин.[3]:4 Были открыты новые районы добычи углеводородов, поскольку методы стимуляции гидроразрыва пласта сочетаются с более поздними достижениями в горизонтальное бурение. Сложные скважины, которые находятся на многих сотнях или тысячах метров под землей, расширяются еще дальше за счет бурения горизонтальных или наклонно-направленных участков.[4] Массивная трещиноватость широко использовался в Альберта с конца 1970-х годов для добычи газа из песчаников с низкой проницаемостью, таких как Формация Реки Духов.[5]:1044 Продуктивность скважин в Кардиум, Duvernay, и Викинг образования в Альберта, Баккен формирование в Саскачеван, Montney и Река Хорн образования в британская Колумбия было бы невозможно без технологии гидроразрыва пласта. Гидравлический разрыв пласта оживил унаследованные нефтяные месторождения.[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 извлечения сланцевый газ или же плотный газ из нетрадиционных водоемов.[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

Формы Spirit River, Cardium, Duvernay, Viking, Montney (AB и BC) и Horn River являются стратиграфическими единицами Западно-канадский осадочный бассейн (WCSB), которая лежит в основе 1,400,000 квадратных километров (540,000 квадратных миль) Западная Канада и который содержит одни из крупнейших в мире запасов нефть и натуральный газ. 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 ВКСБ для разработки нетрадиционных нефтяных и газовых коллекторов, требующих стимуляции гидроразрыва пласта. Формация Баккен - скальная единица Уиллистонский бассейн что простирается до южного Саскачевана. В начале 2000-х годов начался значительный рост добычи в Уиллистонском бассейне из-за применения горизонтальное бурение техники, особенно в Формация Баккен.[9]

  • Очертание западноканадского осадочного бассейна

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

  • Duvernay степень отложений в центральной провинции Альберта, Канада.[11]

  • Северная Америка с указанием положения бассейна Уиллистон

  • Расположение бассейна Уиллистон (USGS)

Технологии

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 проппант просеянного речного песка в существующие скважины без горизонтального бурения.[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 галлонов) 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 гал) жидкости и 5 000 000 фунтов (2 300 000 кг) проппанта ".[12]:8[13]

В 2011 г. Wall Street Journal обобщена история 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 в сторону после определенной глубины, открывает новые большие производственные площади. Затем производители используют 60-летняя технология, называемая гидроразрывом, при которой вода, песок и химические вещества 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 Техасского залива начали заканчивать тысячи нефтяных скважин, буря горизонтально в Остин Мел, а также проведение «массивных» операций по гидроразрыву стволов скважин. 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 трещиноватая и пористая формация
Ударное / ударное бурение[18]- многократный удар по буровому долоту для разрушения породы;

- 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 вблизи стволов скважин

- Роторный, струйно-ударный, плазменный методы бурения

Около покрышки, уровень грунтовых вод, разломы и истощенные зоны
Бурение 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 монодиаметрный[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, что и при установке обычного телескопического кожуха
Неинвазивные буровые растворы[25]- Смесь полимеров, воды и масел

- 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

- Масло 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 диоксид углерода и азот;

- Не закупоривает поры

- Двуокись углерода заменяет адсорбированный природный газ в резервуаре

- Более быстрый возврат

- Избегает использования воды

- Более высокая производительность при использовании двуокиси углерода.

- Низкая несущая способность проппанта

- Высокоскоростной проппант разрушает оборудование

- Герметичные контейнеры для транспортировки и хранения

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

- Высокая несущая способность проппанта

- Переходит на 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 разрыва 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 (LPG)[33]- Безотходное производство и экологичность

- Почти 100% пропана перекачивается обратно

- Только 50% жидкости ГРП остается под землей

- Намного дороже воды

- Возможные риски при использовании при полевых работах

- 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.
Мыло[28]- Жидкость газированная, обычно с N2

- 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 разрыв песка[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

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 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 Природные ресурсы Канады (NRC), при условии получения всех разрешений от различных регулирующих органов:

  • Этап первый: разведка, которая включает подачу заявки на соответствующие лицензии и разрешения, 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 и 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 поступления углеводородов в ствол скважины;[37]
  • Пятый этап: Эксплуатация и добыча скважин, срок эксплуатации от 10 до 30 лет; и,[37]
  • Шестой этап: 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

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 Нефтяное месторождение Пембина в 1953 году и с тех пор было разрушено более 170 000 скважин. Поле Пембина - это «золотая середина» в гораздо более крупных Кардиум Формирование, и важность пласта по-прежнему растет, поскольку все чаще используется многостадийный горизонтальный разрыв пласта.

В Геологическая служба Альберты оценили потенциал новых технологий гидроразрыва пласта для добычи нефти и газа из сланцевых пластов в провинции и обнаружили, по крайней мере, пять перспективных объектов, которые являются перспективными: Формация Дюверне, то Формация Мусква, то Формация Монтни, то Член Nordegg, а базальный Банф и Образования Exshaw.[38] Эти образования могут содержать до 1,3 квадриллиона кубических футов (37×10^12 м3) газового месторождения.

В период с 2012 по 2015 год на месторождении пробурено 243 горизонтальных скважины с МГРП. Формация Дюверне производя 36,9 млн. бочки (5,87 млн. кубометры) из нефтяной эквивалент, распределенная в 1,6 млн баррелей (250 тыс.3) нефти, 11,7 млн ​​баррелей (1,86 млн м3) из газовый конденсат, и 23,6 млн баррелей (3,75 млн м3) из натуральный газ.[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. Освоение конденсатодобывающих территорий в Формирование Дюверне оставаться устойчивым, как газовый конденсат является ключевым продуктом для разбавления битума, полученного из близко расположенных нефтеносные пески депозиты в Атабаска, Река мира, и Холодное озеро, и торгуется по той же справочной цене, что и Масло 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 финансово жизнеспособным.[40]

британская Колумбия

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 соответствует 64,4 % от общей добычи газа в провинции. Этот пласт содержит 56% извлекаемого сырого газа провинции, что соответствует оценке в 29,8%.триллион кубический фут (840 миллиард кубометры), а оставшийся извлекаемый газ распределяется в других месторождениях нетрадиционного газа, таких как бассейн Лиард, Река Хорн Бассейн и бассейн Кордовы, все они расположены в северо-восточной части провинции.[41]

Талисман Энергии, которую приобрела испанская компания Repsol в 2015 году это одна компания-оператор, которая «ведет обширные операции в районе добычи сланцевого газа Монтни».[42] В конце июля 2011 г. Правительство Британской Колумбии дал Talisman Energy, головной офис которой находится в Калгари, долгосрочную лицензию на водоснабжение на 20 лет на забор воды из BC Hydro-в собственности Williston Lake резервуар.

В 2013 г. Форт-Нельсон First Nation, отдаленная община на северо-востоке Британской Колумбии. с 800 членами сообщества выразили разочарование по поводу лицензионных платежей, связанных с газом, добытым путем гидроразрыва пласта на их территории. Три из четырех запасов сланцевого газа Британской Колумбии - бассейны реки Хорн, Лиард и Кордова - находятся на их землях. «Эти бассейны являются ключом к амбициям Британской Колумбии в области СПГ».[43]

Саскачеван

Масло Баккен: плотное, сладкое, с низкой пористостью, низкой проницаемостью (трудно извлекается);[44] Адаптирован из CSUR «Понимание плотной нефти»

Бум добычи сланцевой нефти и газа на Баккене, начавшийся с 2009 года благодаря технологиям гидроразрыва пласта, способствовал рекордному росту, высокому уровню занятости и увеличению населения в провинции Саскачеван. ГРП принес пользу таким маленьким городам, как Киндерсли население которой увеличилось до более чем 5 000 человек во время бума. Kindersley продает очищенные городские сточные воды нефтесервисным компаниям для использования в гидроразрыве пласта.[6] Поскольку цена на нефть резко упало в конце 2014 года, частично из-за бума добычи сланцевой нефти, города, такие как Киндерсли, стали уязвимыми.

Квебек

В Ютика Сланец, а стратиграфический единица Средний ордовик возраст лежит под большей частью северо-востока США и в недрах провинций 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 этому региону вырос после того, как базирующаяся в Денвере компания Forest Oil Corp. объявила о важном открытии там после испытания двух вертикальных скважин. Forest Oil заявила, что ее активы в Квебеке[46] имеет такие же свойства породы, как и сланцы Барнетта в Техасе.

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

Сланец Ютика в Квебек потенциально вмещает 4×10^12 куб футов (110×10^9 м3) при производительности 1×10^6 куб футов (28000 м3) в день[46][47] С 2006 по 2009 год для испытания месторождения Ютика было пробурено 24 скважины, вертикальные и горизонтальные. Сообщалось о положительных результатах испытаний потока газа, хотя по состоянию на конец 2009 года ни одна из скважин не работала.[48] Gastem, один из производителей сланца в Ютике, воспользовался своим опытом в области сланцевого месторождения Ютика для бурения скважин через границу в штате Нью-Йорк.[49]

В июне 2011 года квебекская фирма Pétrolia заявила, что обнаружила около 30 миллиардов бочки из масло на острове Антикости, где впервые в провинции были обнаружены значительные запасы.[50]

Дебаты о достоинствах гидроразрыва пласта ведутся в Квебеке как минимум с 2008 года.[51][52] В 2012 году правительство Партии Квебека наложило пятилетний мораторий на гидроразрыв пласта в регионе между Монреалем и Квебеком, названный Низины Святого Лаврентия, с населением около 2 миллионов человек.[52]

В феврале 2014 г., до объявления ее избирательной кампании в провинции, бывшая Премьер Квебека и бывший лидер Parti Québécois (PQ), Полин Маруа, объявил, что правительство провинции поможет профинансировать две разведочные работы по добыче сланцевого газа в качестве прелюдии к гидроразрыв 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., либералы Филипп Куйяр может изменить это решение.

Petrolia Inc., Ресурсы коридора и Maurel & Пром образовали одно совместное предприятие, а Junex Inc. все еще искал частного партнера.[55]

В ноябре 2014 года в отчете, опубликованном консультативным бюро экологических слушаний Квебека, Bureau d’audiences publiques sur l’environnement (BAPE), было установлено, 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] Ассоциация нефти и газа Квебека поставила под сомнение точность отчета BAPE. 16 декабря 2014 г. Премьера Квебека Филипп Куйяр ответили на отчет BAPE, заявив, что гидроразрыва пласта не будет из-за отсутствия экономического или финансового интереса и социальной приемлемости.[52]

Нью-Брансуик

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

Разведка и добыча

Следующая временная шкала иллюстрирует развитие газодобывающей отрасли Нью-Брансуика после 1999 года.

2003: Открытие природного газа и начало его добычи 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 гг.: Пробурены первые скважины для добычи сланца в Нью-Брансуике - четыре скважины в районе Элджин, к югу от Петиткодиак. Никто не производит.

2014: Последний на сегодняшний день 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 пласта

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 выполняется с использованием воды. Канада также является одной из самых успешных стран в мире по использованию углекислого газа 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 пласта в провинциях, где использование воды запрещено, таких как Нью-Брансуик.[61]

Возможные связанные землетрясения

Смотрите также: Список землетрясений в Канаде

Резкое повышение сейсмичности, наблюдаемое в последние годы в Осадочный бассейн Западной Канады предполагается, что это вызвано операциями гидроразрыва пласта. Большинство сейсмических событий, зарегистрированных в этот период, расположены близко к скважинам с гидроразрывом пласта, завершенным в западной части страны. Альберта и северо-восток британская Колумбия. В ответ на эту повышенную сейсмичность в 2015 г. Регулятор энергии Альберты выпустил Приказ о недропользовании № 2, который требует обязательной реализации протокола светофора (TLP) на основе местная величина (ML) сейсмических событий, обнаруженных в ходе контролируемых операций. Согласно этой TLP, гидроразрыв операции могут продолжаться, как и планировалось, когда MLиз обнаруженных сейсмических событий ниже 2,0 (зеленый свет), необходимо изменить и сообщить в регулирующий орган, когда сейсмическое событие ML между 2,0 и 4,0 обнаружен (желтый свет), и его необходимо немедленно прекратить, когда сейсмическое событие ML > 4.0 обнаружено в пределах 5 км от скважины ГРП (красный свет). В Комиссия по нефти и газу Британской Колумбииреализовал аналогичный TLP, в котором сейсмичность и поверхностные колебания грунта должны адекватно контролироваться во время гидроразрыв операции и должны быть приостановлены, если ML > 4 обнаружено в пределах 3 км от скважины. ML > 4 было выбрано в качестве порога красных фонарей обеими юрисдикциями в западной Канаде (Альберта и британская Колумбия) как сейсмическое событие с магнитудой ниже 4 соответствует незначительному землетрясению, которое может быть незначительным, но без ожидаемого материального ущерба. В следующей таблице перечислены некоторые сейсмические события TLP с желтым или красным светом, зарегистрированные в бассейне реки Хорн на северо-востоке Британской Колумбии и в Фокс-Крик, Альберта. Повышенная сейсмическая активность в этих двух областях 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 почувствовал Дрейтон-Вэлли, Эдмонтон и Эдсон54 ° 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 ЗСЗ 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 ° с. Ш. 122,13000 ° з. / 57.00000; -122.13000[68]
12 января 2016 12:27:214.425 км (16 миль) к северу от Fox Creek, ABЧувствовал себя так далеко на юг, как Святой Альберт, к северо-западу от Эдмонтона.54 ° 28′12 ″ с.ш. 117 ° 15′36 ″ з.д. / 54,47000 ° с.ш.117,26000 ° з. / 54.47000; -117.26000[69][70][71]

Провинциальные правила, связанные с гидроразрывом пласта

Смотрите также: Регулирование гидроразрыва пласта и Регулирование гидроразрыва пласта 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 нормативных актов провинции 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 сжигания и сброса[80]
Директивы Комиссии по нефти и газу Британской Колумбии (BCOGC)Примечание
Директива 2010-07: Отчетность о добыче воды и обратных жидкостях[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 скважины и скважины для захоронения - Требования к классификации скважин, заканчиванию, каротажу и испытаниям[95]
Директива 055: Требования к хранению в нефтедобывающей промышленности[96]
Директива 058: Требования к обращению с нефтяными отходами в нефтедобывающей промышленности[97]
Директива 059: Требования к хранению данных о бурении и заканчивании скважин[98]
Директива 060: Факельное сжигание, сжигание и вентиляция в нефтяной промышленности[99]
Директива 070: Требования к аварийной готовности и реагированию для нефтяной промышленности[100]
Директива 080: Каротаж скважин[101]
Директива 083: Гидравлический разрыв пласта - 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 локализации и захоронению 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 в Саскачеване[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 соли[124]
Квебек
АктыПримечание
Закон о нефтяных ресурсах[125]
Закон о горной промышленности[126]
Закон о качестве окружающей среды[127]
Нормативно-правовые актыПримечание
Правила, касающиеся нефти, природного газа и подземных резервуаров[128]
Положение о применении 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]

Смотрите также

Цитаты

  1. ^ Стивен Юинг (25 ноября 2014 г.). «Пять фактов о ГРП». Calgary Herald. Получено 11 января 2015.
  2. ^ Milne, J.E.S .; Хауи, Р. Д. (июнь 1966 г.), «События на востоке Канады в 1965 году», Бюллетень Американской ассоциации геологов-нефтяников, 50 (6)
  3. ^ а б c «Понимание гидравлического разрыва пласта» (PDF), Канадское общество нетрадиционного газа (CSUG), 2011, получено 9 января 2015
  4. ^ а б Факты о ГРП, 25 июня 2011 г., получено 9 января 2015
  5. ^ Кант, Дуглас Дж .; Этье, Валери Г. (август 1984 г.), "Диагенетический контроль в зависимости от литологии коллекторских свойств конгломератов, член Фалхера, месторождение Элмворт, Альберта", Бюллетень Американской ассоциации геологов-нефтяников, 68 (8)
  6. ^ а б c Юарт, Стивен (25 ноября 2014 г.). «Мелкие производители и города могут почувствовать себя ущемленными, поскольку бум гидроразрыва оказывает давление на цены на нефть». Calgary Herald. Получено 9 января 2015.
  7. ^ «Технологии и перспектива геологии», Консалтинговые услуги Chinook, Калгари, Альберта, 2004 г., получено 9 января 2015
  8. ^ Маугери, Леонардо (июнь 2013 г.), Сланцевый бум: феномен США (PDF), Проект «Геополитика энергетики», Белферский центр науки и международных отношений, Гарвардская школа Кеннеди, получено 2 января 2014
  9. ^ Питман, Джанет К .; Прайс, Ли С .; ЛеФевер, Джули А. (2001), Диагенез и развитие трещин в формации Баккен, бассейн Уиллистон: влияние на качество коллектора в средней пачке, Профессиональная газета 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. Получено 16 апреля 2018.
  11. ^ Отчет о запасах и ресурсах Дюверне (PDF). Калгари, Альберта, Канада: Регулятор энергетики Альберты. Декабрь 2016 г.
  12. ^ а б Монтгомери, Карл Т .; Смит, Майкл Б. (декабрь 2010 г.), «ГРП: история устойчивой технологии» (PDF), JPT
  13. ^ а б Bell, C.E; и другие. (1993), Эффективное отклонение горизонтальных скважин на месторождении Остин Мел, заархивировано из оригинал 5 октября 2013 г., получено 14 мая 2016
  14. ^ а б 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, Сяонян; 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. Дои:10,2118 / 101560 мс. ISBN 9781555632212.
  16. ^ Hannegan, Don M .; Ванзер, Глен (1 января 2003 г.). Аспекты управления скважиной - морские применения технологии бурения на депрессии. Общество инженеров-нефтяников. Дои:10,2118 / 79854 мс. ISBN 9781555639716.
  17. ^ Накагава, Эдсон Й .; Сантос, Хелио; Кунья, Дж. К. (1 января 1999 г.). Применение бурения с газом в глубоководных условиях. Общество инженеров-нефтяников. Дои:10,2118 / 52787-мс. ISBN 9781555633707.
  18. ^ Меламед Юрий Юрьевич; Киселев, Андрей; Гельфгат, Михаил; Дризен, Дон; Блэчич, Джеймс (27 сентября 1999 г.). «Технология гидравлического ударного бурения: разработки и возможности». Журнал технологий энергоресурсов. 122 (1): 1–7. Дои: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. Дои: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». Нефтегазовая наука. 6 (4): 395–399. Дои:10.1007 / s12182-009-0060-6. S2CID 110116905.
  21. ^ Тимошкин, И.В .; Mackersie, J.W .; МакГрегор, С.Дж. (2004). «Технология бурения миниатюрных отверстий плазменного канала». IEEE Transactions по науке о плазме. 32 (5): 2055–2061. Bibcode:2004ITPS ... 32.2055T. Дои:10.1109 / т / с.2004.835489. S2CID 38331785.
  22. ^ «Первая в мире система с управляемым буровым хвостовиком успешно прошла полевые испытания на шельфе Норвегии - буровой подрядчик». Подрядчик по бурению. 30 апреля 2010 г.. Получено 14 апреля 2018.
  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 бурение и заканчивание. 25 (1): 96–101. Дои:10.2118 / 118806-pa. 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. Дои:10,2118 / 79790 мс. ISBN 9781555639716.
  25. ^ Reid, P .; 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. Дои: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. Дои: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 ЧАС2O, CO2 и N2". Цитировать журнал требует | журнал = (помощь)
  28. ^ а б 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. Дои:10.5277 / ppmp130128.
  29. ^ Жэньюнь, Сун; Weidong, Su; Янцзэн, Ян; Йонг, Ли; Чжихан Ли; Сяоюй, Ван; Цяньчунь, Ли; Дунчжэ, Чжан; Ю, Ван (2014). «Экспериментальное исследование процесса сухого ГРП СО2 / песок». Газовая промышленность B. 1 (2): 192–196. Дои: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. Дои:10.1016 / j.egypro.2014.11.812.
  31. ^ ЛИУ, Он; ВАНГ, Фэн; ЧЖАН, Цзинь; MENG, Siwei; ДУАН, Юнвэй (2014). «Гидравлический разрыв пласта углекислым газом: состояние применения и тенденции развития». Разведка и разработка нефти. 41 (4): 513–519. Дои:10.1016 / с 1876-3804 (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. Дои:10.1029 / 2012GL052788. HDL:2433/160101.
  33. ^ Яничек, Натан. "Безводный гидроразрыв: чистый заменитель" (PDF).
  34. ^ Вэйю, Ян; Чуньху, Чжоу; Фадун, Цинь; Данг, Ли (1 января 1992 г.). «Технология высокоэнергетического гидроразрыва пласта (HEGF): исследование и применение». Европейская нефтяная конференция. Дои:10.2118 / 24990-MS.
  35. ^ Яничек, Натан. «Безводный гидроразрыв: чистая замена» (PDF).
  36. ^ Почему дешевая нефть не останавливает бурение, 5 марта 2015, получено 6 марта 2015
  37. ^ а б c d е ж Природные ресурсы Канады (2016). «Разведка и добыча сланцевых и трудноизвлекаемых ресурсов».
  38. ^ Rokosh, C.D .; и другие. (Июнь 2012 г.). "Сводка перспективных углеводородных ресурсов сланцев и алевролитов Альберты". Геологическая служба Альберты. Архивировано из оригинал 20 мая 2015 г.. Получено 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 сказывается на производстве в США», Глобус и почта, Оттава и Калгари
  41. ^ Отчет о запасах и добыче нефти и газа Британской Колумбии. БК Комиссия по нефти и газу. 2015 г.
  42. ^ Стюк, Венди (30 октября 2013 г.), «Утечка перекрывает накопитель воды для гидроразрыва; Талисман говорит, что экологические риски низкие», Глобус и почта, Ванкувер
  43. ^ Хантер, Жюстин (29 октября 2013 г.). «Компания B.C. First Nation требует отчислений за природный газ на фоне разочарования по поводу гидроразрыва пласта». Глобус и почта. Виктория, Британская Колумбия. Получено 21 июн 2017.
  44. ^ Оценка состояния запасов формации Баккен в Северной Дакоте.
  45. ^ Лексикон канадских геологических единиц. «Ютика Шале». Архивировано из оригинал 21 февраля 2013 г.. Получено 1 февраля 2010.
  46. ^ а б «Пресс-релизы и уведомления», Forest Oil Corporation, получено 14 мая 2016
  47. ^ «Пресс-релиз Инвесторов», Июнькс, 2008, архивировано из оригинал 2 марта 2012 г., получено 14 мая 2016
  48. ^ Итон, Сьюзан Р. (январь 2010 г.), «Сланцевые месторождения простираются до Канады», AAPG Исследователь, стр. 10–24
  49. ^ «Нью-Йорк получит разведку сланцев Ютики». Журнал Нефть и Газ. PennWell Corporation. 106 (12): 41. 24 марта 2008 г.. Получено 7 июля 2009.
  50. ^ Пру, Андре (июнь 2011 г.). "Petrolia: первая оценка ресурсов сланца Macasty, остров Антикости, Квебек". Marketwire. Архивировано из оригинал 8 февраля 2015 г.. Получено 29 июн 2011.
  51. ^ а б Маккарти, Шон (15 декабря 2014 г.), «Согласно отчету Квебека, гидроразрыв преодолел еще одну неудачу», Глобус и почта, Оттава, получено 2 января 2015
  52. ^ а б c d Вендевиль, Джеффри (16 декабря 2014 г.), «Куйяр исключает гидроразрыв», Montreal Gazette, Монреаль, получено 2 января 2015
  53. ^ Смит, Каран; Росано, Микела, "Сланцевый газ Квебек Ютика", Canadian Geographic, Energy Rich, стр. 34–40.
  54. ^ «Квебек вводит полный мораторий на гидроразрыв пласта», International Business Times, 4 апреля 2012 г.
  55. ^ Квебекские нефтяные юниоры надеются, что новое либеральное правительство выполнит сделку с Anticosti, 8 апреля 2014 г.
  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., получено 2 января 2014
  57. ^ Комиссия Нью-Брансуика по гидроразрыву пласта (2016 г.). "Комиссия Нью-Брансуика по гидравлическому разрыву пласта - Том I: Результаты" (PDF).
  58. ^ а б c d е ж грамм Комиссия Нью-Брансуика по гидроразрыву пласта (2016 г.). "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. Дои:10,2118 / 119424 мс. ISBN 9781555632083. Отсутствует или пусто | название = (помощь)
  61. ^ Леблан, Дональд Филип; Мартель, Том; Грейвз, Дэвид Грэм; Тюдор, Эрик; Лестц, Роберт (1 января 2011 г.). Применение ГРП на основе пропана (СНГ) на газовом месторождении Маккалли, Нью-Брансуик, Канада. Общество инженеров-нефтяников. Дои:10,2118 / 144093-мс. ISBN 9781613991220.
  62. ^ Фарабод, 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. Дои:10.1139 / cjes-2014-0162. ISSN 0008-4077.
  63. ^ Канада, Правительство Канады, Министерство природных ресурсов Канады, Землетрясения. «Подробности землетрясения (04.08.2014)». www.earthquakescanada.nrcan.gc.ca. Получено 22 марта 2018.
  64. ^ а б Хауэлл, Дэвид (31 января 2015 г.). «Возможная причина землетрясения в Фокс-Крик силой 4,4 балла». Эдмонтон Журнал. Postmedia Network. Архивировано из оригинал 8 февраля 2015 г.. Получено 1 февраля 2015.
  65. ^ а б c «Поиск в базе данных о землетрясениях». Природные ресурсы Канады. 23 января 2014 г.. Получено 1 февраля 2015.
  66. ^ Пейдж Парсонс (13 июня 2015 г.). «В этом году в районе Фокс-Крик зафиксировано несколько землетрясений». Эдмонтон Журнал. Postmedia Network. Получено 14 июн 2015.
  67. ^ «M4.6 - 34 км к ЮЮЗ от Фокс-Крик, Канада». USGS. USGS. Получено 14 мая 2016.
  68. ^ Канада, Правительство Канады, Министерство природных ресурсов Канады, Землетрясения. «Подробности землетрясения (17.08.2015)». www.earthquakescanada.nrcan.gc.ca. Получено 22 марта 2018.
  69. ^ «M4.6 - 34 км к ЮЮЗ от Фокс-Крик, Канада». USGS. Геологическая служба США. Получено 14 мая 2016.
  70. ^ «Подробности землетрясения (2016-01-12)». Природные ресурсы Канады. Правительство Канады. Получено 14 мая 2016.
  71. ^ "Сент-Альберт чувствует толчки от землетрясения недалеко от Фокс-Крик. Автор Эмили Мертц". Corus Entertainment Inc. Глобальные новости. 12 января 2016 г.. Получено 14 мая 2016.
  72. ^ Провинция Британская Колумбия (29 мая 2008 г.). Закон о нефтегазовой деятельности. Виктория, Канада: Принтер Королевы.
  73. ^ Провинция Британская Колумбия (1996 г.). Закон о нефти и природном газе. Виктория, Канада: Принтер Королевы.
  74. ^ Провинция Британская Колумбия (2003 г.). Закон об управлении окружающей средой. Виктория, Канада: Принтер Королевы.
  75. ^ Провинция Британская Колумбия (2014 г.). 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.). Положение об охране окружающей среды и управлении. 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 положения Закона о нефтегазовой деятельности. Виктория, Канада: Принтер Королевы.
  80. ^ Провинция Британская Колумбия (июнь 2016 г.). Руководство по сокращению сжигания и сброса. Виктория, Канада.
  81. ^ Провинция Британская Колумбия (6 декабря 2010 г.). DIR 10-07 Отчетность по добыче воды и возвратным жидкостям. 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. ^ Регулятор энергетики Альберты (AER) (31 января 2018 г.). Директива 008: Требования к глубине обсадной колонны. Калгари, Канада. С. i – 27.
  91. ^ Регулятор энергии Альберты (AER) (июль 1990 г.). Директива 009: Минимальные требования к цементированию обсадных труб. Калгари, Канада. С. i – 9.
  92. ^ Регулятор энергетики Альберты (AER) (22 декабря 2009 г.). Директива 010: Минимальные требования к конструкции обсадной колонны. Калгари, Канада. С. i – 24.
  93. ^ Регулятор энергетики Альберты (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. ^ Регулятор энергетики Альберты (AER) (15 июля 2016 г.). Директива 050: Обращение с отходами бурения. Калгари, Канада. С. 1–167.
  95. ^ Регулятор энергии Альберты (AER) (март 1994 г.). Директива 051: Нагнетательные скважины и скважины для захоронения - Требования к классификации скважин, заканчиванию, каротажу и испытаниям. Калгари, Канада. С. i – 34.
  96. ^ Регулятор энергии Альберты (AER) (декабрь 2001 г.). Директива 055: Требования к хранению в нефтедобывающей промышленности. Калгари, Канада. С. i – 68.
  97. ^ Регулятор энергетики Альберты (AER) (1 февраля 2006 г.). Директива 058: Требования к обращению с нефтяными отходами в нефтедобывающей промышленности. Калгари, Канада. С. i – 215.
  98. ^ Регулятор энергетики Альберты (AER) (12 марта 2018 г.). Директива 059: Требования к хранению данных о бурении и заканчивании скважин. Калгари, Канада. С. 1–93.
  99. ^ Регулятор энергетики Альберты (AER) (12 марта 2018 г.). Директива 060: Факельное сжигание, сжигание и вентиляция в нефтяной промышленности. Калгари, Канада. С. 1–99.
  100. ^ Регулятор энергетики Альберты (AER) (2 февраля 2017 г.). Директива 070: Требования к аварийной готовности и реагированию для нефтяной промышленности. Калгари, Канада. С. 1–107.
  101. ^ Регулятор энергетики Альберты (AER) (17 мая 2014 г.). Директива 080: Каротаж скважин. Калгари, Канада. С. 1–20.
  102. ^ Регулятор энергии Альберты (AER) (21 мая 2013 г.). Директива 083: Гидравлический разрыв пласта - 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 г.). Положение о сохранении нефти и газа. Регина, Канада: Принтер Королевы. С. i – 94.
  106. ^ Провинция Саскачеван (27 октября 2016 г.). Положения о горючем сланце, 1964 г.. Регина, Канада: Принтер Королевы. С. i – 21.
  107. ^ Провинция Саскачеван (ноябрь 2015 г.). Директива PNG026: Миграция газа. Регина, Канада. С. 1–3.
  108. ^ Саскачеван Энерджи энд Майнс (1 октября 2000 г.). Руководство Саскачевана по удержанию и утилизации жидкостей гидроразрыва и расклинивающих агентов. Регина, Канада. С. i – 9.
  109. ^ Провинция Саскачеван (март 2018 г.). 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 при закрытии скважины. 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 в Саскачеване. 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 г.). Регулирование бурения и добычи. Виннипег, Манитоба.
  119. ^ Провинция Онтарио (17 мая 2017 г.). Закон о нефти, газе и соляных ресурсах. Торонто, Канада: Королевский принтер.
  120. ^ Провинция Онтарио (8 марта 2018 г.). Закон об охране окружающей среды. Торонто, Канада: Королевский принтер.
  121. ^ Провинция Онтарио (8 марта 2018 г.). Закон Онтарио о водных ресурсах. Торонто, Канада: Королевский принтер.
  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 соли. 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 горной 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.). Положение о применении Закона о качестве окружающей среды. Квебек: Принтер Королевы.
  130. ^ Провинция Квебек (1 декабря 2017 г.). Регулирование водозабора и защиты. 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 г.). Закон о подземном хранении углеводородов. Галифакс, Новая Шотландия: Принтер Королевы.
  143. ^ Провинция Новая Шотландия (1 апреля 2015 г.). Положение о нефтяных ресурсах. 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.). Правила проведения наземных нефтяных геофизических исследований. 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 острова Принца Эдуарда (2 декабря 2015 г.). Закон о нефти и природном газе. Шарлоттаун, Канада: Принтер Королевы. С. 1–35.
  148. ^ Провинция острова Принца Эдуарда (23 декабря 2017 г.). Закон об охране окружающей среды. Шарлоттаун, Канада: Принтер Королевы. С. 1–438.
  149. ^ Провинция острова Принца Эдуарда (7 августа 2004 года). Правила качества воздуха. Шарлоттаун, Канада: Принтер Королевы. С. 1–14.
  150. ^ Провинция острова Принца Эдуарда (1 июня 2012 г.). Правила охраны водотоков и водно-болотных угодий. Шарлоттаун, Канада: Принтер Королевы. С. 1–28.
  151. ^ Провинция острова Принца Эдуарда (1 февраля 2004 г.). Правила сохранения нефти и газа. Шарлоттаун, Канада: Принтер Королевы. С. 1–40.
  152. ^ Провинция острова Принца Эдуарда (4 апреля 2009 г.). Правила системы разрешений, аренды и освидетельствования. Шарлоттаун, Канада: Принтер Королевы. С. 1–14.
  153. ^ Провинция Ньюфаундленд и Лабрадор (2012 г.). Закон о нефти и природном газе. Сент-Джонс, Канада: Королевский принтер.
  154. ^ Провинция Ньюфаундленд и Лабрадор (2014 г.). Закон об охране окружающей среды. Сент-Джонс, Канада: Королевский принтер.
  155. ^ Провинция Ньюфаундленд и Лабрадор (2017). Закон о водных ресурсах. Сент-Джонс, Канада: Королевский принтер.
  156. ^ Провинция Ньюфаундленд и Лабрадор (22 июня 2017 г.). Осуществление Ньюфаундленда и Лабрадора Атлантического соглашения Закон о Ньюфаундленде и Лабрадоре. Сент-Джонс, Канада: Королевский принтер.
  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. ^ Территория Юкон (2007 г.). Закон о водах. Уайтхорс, Юкон: Принтер Королевы. С. 1–36.
  160. ^ Территория Юкон (27 июля 2004 года). 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.). Правила использования 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.

Рекомендации

внешняя ссылка