Fracking i Kanada

Inducerad hydraulisk sprickbildning

Schematisk skildring av hydraulisk sprickbildning för skiffergas .
Processtyp	Mekanisk
Industrisektor(er)	Brytning
Huvudteknologier eller delprocesser	Vätsketryck
Produkter)	Naturgas , petroleum
Uppfinnare	Floyd Farris; JB Clark ( Stanolind Oil and Gas Corporation )
Uppfinningens år	1947

Fracking i Kanada användes först i Alberta 1953 för att utvinna kolväten från det gigantiska oljefältet Pembina , det största konventionella oljefältet i Alberta, som skulle ha producerat mycket lite olja utan att spricka. Sedan dess har över 170 000 olje- och gaskällor spruckits i västra Kanada. Fracking är en process som stimulerar naturgas eller olja i borrhål att flöda lättare genom att utsätta kolvätereservoarer för tryck genom insprutning av vätskor eller gas på djupet vilket gör att berget spricker eller vidgar befintliga sprickor.

Nya kolväteproduktionsområden har öppnats eftersom frackingstimulerande tekniker kombineras med nyare framsteg inom horisontell borrning . Komplexa brunnar som ligger många hundra eller tusentals meter under marken förlängs ytterligare genom borrning av horisontella eller riktade sektioner. Massiv sprickbildning har använts i stor utsträckning i Alberta sedan slutet av 1970-talet för att återvinna gas från lågpermeabilitetssandstenar som Spirit River Formation . Produktiviteten hos brunnar i Cardium- , Duvernay- och Vikingformationerna i Alberta , Bakken -formationerna i Saskatchewan- , Montney- och Horn River -formationerna i British Columbia skulle inte vara möjlig utan fracking-teknik. Fracking har återupplivat gamla oljefält. "Hydraulisk spräckning av horisontella brunnar i okonventionella skiffer-, silt- och täta sandreservoarer låser upp gas-, olje- och vätskeproduktion som tills nyligen inte ansågs möjlig." Konventionell oljeproduktion i Kanada har minskat sedan omkring 2004 men detta förändrades med den ökade produktionen från dessa formationer med fracking. Fracking är en av de primära teknikerna som används för att utvinna skiffergas eller tät gas från okonventionella reservoarer.

Under 2012 hade Kanada i genomsnitt 356 aktiva borriggar, och kom på andra plats efter USA med 1 919 aktiva borriggar. USA står för strax under 60 procent av den globala aktiviteten. New Brunswick , Newfoundland , Nova Scotia och Quebec har förbjudit fracking.

Geologiska formationer

Spirit River-, Cardium-, Duvernay-, Viking-, Montney- (AB och BC) och Horn River-formationerna är stratigrafiska enheter i Western Canadian Sedimentary Basin (WCSB) som ligger under 1 400 000 kvadratkilometer (540 000 sq mi) i västra Kanada och som innehåller en av världens största reserver av petroleum och naturgas . Montney-formationen, som ligger i nordöstra British Columbia och West-Central Alberta, och Duvernay-formationen i centrala Alberta, är för närvarande de mest potentiella formationerna i WCSB för utveckling av okonventionella olje- och gasreservoarer som kräver stimulering av hydraulisk sprickbildning. Bakkenformationen är en stenenhet i Williston Basin som sträcker sig in i södra Saskatchewan. I början av 2000-talet började en betydande ökning av produktionen i Williston Basin på grund av tillämpningen av horisontella borrtekniker , särskilt i Bakken-formationen .

• 

  Kontur av den västra kanadensiska sedimentbassängen

• 

  Generaliserad karta som visar platsen för Montney-formationen .

• 

  Duvernay avsättningsgrad i centrala Alberta, Kanada.

• 

  Nordamerika visar positionen för Williston Basin

• 

  Placering av Williston Basin (USGS)

Teknologier

Den första kommersiella tillämpningen av hydraulisk sprickbildning var av Halliburton Oil Well Cementing Company (Howco) 1949 i Stephens County, Oklahoma och i Archer County, Texas, med en blandning av råolja och ett proppmedel av silad flodsand i befintliga brunnar utan horisontella borrning. På 1950-talet användes cirka 750 US gal (2 800 l; 620 imp gal) vätska och 400 lb (180 kg). År 2010 var behandlingarna i genomsnitt "ungefär 60 000 US gal (230 000 l; 50 000 imp gal) vätska och 100 000 lb (45 000 kg) stödmedel, där de största behandlingarna översteg 1 000 000 US gal (30,000 gal) och 8,000" vätska; 0 000 lb (2 300 000 kg) propmedel."

2011 sammanfattade Wall Street Journal historien om hydraulisk frakturering,

"För bara ett decennium sedan kom Texas oljeingenjörer på idén att kombinera två etablerade tekniker för att frigöra naturgas som fångas i skifferformationer. Horisontell borrning – där brunnar vänder i sidled efter ett visst djup – öppnar upp stora nya produktionsområden. Producenterna använder sedan en 60 år gammal teknik som kallas hydraulisk sprickning – där vatten, sand och kemikalier injiceras i brunnen vid högt tryck – för att lossa skiffern och frigöra gas (och alltmer olja).

— Wall Street Journal 2011

Horisontella olje- eller gaskällor var ovanliga fram till 1980-talet. Sedan i slutet av 1980-talet började operatörer längs Texas Gulf Coast att slutföra tusentals oljekällor genom att borra horisontellt i Austin Chalk och ge "massiva" hydrauliska sprickbehandlingar till borrhålen. Horisontella brunnar visade sig vara mycket effektivare än vertikala brunnar för att producera olja från den täta krita. I slutet av 1990-talet i Texas möjliggjorde en kombination av horisontell borrning och flerstegs hydraulisk sprickteknik storskalig kommersiell skiffergasproduktion. Sedan dess har skiffergasbrunnarna blivit längre och antalet etapper per brunn har ökat. Eftersom skiffergasföretagen riktar in sig på djupare, hetare, mer instabila reservoarer, har borrteknik utvecklats för att hantera utmaningar i olika miljöer.

Borrteknik	Beskrivning	Miljö
Underbalanserad borrning	- Borrvätska arbetade vid ett tryck som är lägre än portrycket - Använd komprimerad gas eller skum - Påskyndar inträngningshastigheten, minskar borrkostnader och skador på formationen	Utarmade zoner, mycket spruckna och porösa formationer
Slagverk/hammarborrning	- Upprepad stöt för att bryta sten vid borrkronan; - Borrkronans kontakt med formationen är 2 % av drifttiden - Mindre verktygsslitage – Impact och rebound kan vara självförsörjande och självbärande	Hårda bergsformationer
Radiell borrning	- 50 till 100 meter långa sidor från moderbrunnen; - Kontrollerad riktning - Öka dräneringsradien och flödesprofilen nära borrhål - Roterande, jet-impact, plasmaborrningsmetoder	Nära cap rock, grundvattennivå, förkastningar och utarmade zoner
Borrning med liner/hölje	- Installation av foder utan att dra ut borraggregatet - Förhindrar sprickbildning, förslutning och kollaps av borrhål	Svällande skiffer, krypande formationer, högtryckszoner och utarmade zoner
Monodiameter borrfoder	- Skapar kontinuerlig diameter på höljet med hjälp av expanderbar rörformig teknologi - Minskar mängden borrvätska och cementvolymer, foderrörsvikt och skärbortfall	Samma miljö som konventionell teleskopisk höljesinstallation
Icke-invasiva borrvätskor	- Blandning av polymer, vatten och olja - Polymer tätar porhalsar och frakturer - Förhindrar infiltration av vätska i formationen	Utarmade zoner, mycket sprickor och porösa formationer
Reversibel inverterad emulsionsvätska	- Kan växla mellan vatten-i-olja och olja-i-vatten-emulsion - Vatten-i-olja-vätska förhindrar vätskeförlust, utspolning och svullnad - Olja-i-vatten erbjuder bättre rengöring för bättre cementering	Svällande skiffer, saltzoner, starkt spruckna och porösa formationer

Parallellt med framstegen inom borrteknik har också injektionstekniker sett förändringar.

Injektionsteknik	Beskrivning	Nackdelar
Gas	- Använder vanligtvis koldioxid och kväve; - Täpper inte till porerna - Koldioxid ersätter adsorberad naturgas i reservoaren - Snabbare återflöde - Undviker användning av vatten - Högre produktion om man använder koldioxid.	- Låg bärförmåga för proppmedel - Höghastighetsproppmedel eroderar utrustning - Tryckbehållare för transport och lagring
Flytande koldioxid	- Vätska vid -34,5 °C och 1,4 MPa - Hög bärförmåga för proppmedel - Övergår till gas i reservoaren - Ersätter adsorberad gas i reservoaren - Täpper inte till porerna - Snabbt återflöde - Undviker användning av vatten – Högre produktion.	- Transport och lagring av lågtemperaturgas - Potentiell växthuseffekt
Superkritisk koldioxid (SC-CO2)	- Vanligtvis på djup större än 1 000 m - Inte lägre än (L-CO2) temperaturer. - Viskositeten för SC-CO2 är mycket lägre än normal L-CO2. - SC-CO2-nedbrytningstrycket är lägre än L-CO2	- Svårt att byta till detta flytande tillstånd – Svårt att få så här låg temperatur – I det här fallet är djup och tryck också svårt att uppnå
Flytande petroleumgas (LPG)	- Ingen avfallsproduktion och miljövänlig – Nästan 100 % av propangasen pumpas tillbaka - Endast 50 % av hydraulisk frackvätska finns kvar under jorden	– Mycket dyrare än vatten - Potentiella risker att använda vid fältarbete – Transport och förvaring är en utmaning
Högenergigassprickning (HEGF)	- Att producera flera radiella sprickor i formation - Billig drift - Enkel implementering - Lite föroreningar till bildning	– Inte väl lämpad för att övervinna vissa typer av återkommande skademekanismer, som saltavlagring
Skum	- Vätskeluftad, vanligtvis med N 2 - Har ett brett spektrum av viskositet baserat på skumförhållande - Mindre vattenförbrukning - Minskar svullnad men kan inte eliminera den - Minskar vattenlåsning	- Minskar men kan inte eliminera svullnad och vattenlåsningsproblem
Impuls sandsprickning	- Effektiv och miljövänlig - Öka brunnsproduktionen kraftigt - Minska volymen av sprickbildningsproppant - Lägre sandproppsrisker - Hög initial vätskehastighet	- Dyrt - Långvarig pluggning

Kostnad och livslängd för hydraulisk sprickbildning

Oljeproducenter spenderar 12 miljoner USD i förväg för att borra en brunn, men den är så effektiv och producerar så bra under sin korta 18-månaders livslängd att oljeproducenter som använder denna teknik fortfarande kan göra vinst även med olja på 50 USD per fat.

Livslängd för hydraulisk sprickbildning:

Livscykeln för utveckling av skiffergas kan variera från några år till decennier och sker i sex stora stadier, som beskrivs av Natural Resources Canada (NRC), förutsatt att alla godkännanden från de olika tillsynsmyndigheterna har erhållits:

• Steg ett: Prospektering, vilket innebär att ansöka om lämpliga licenser och tillstånd, leasing av mineralrättigheterna, samråd med ursprungsbefolkningen, samråd med samhället och geofysiska studier, inklusive geologiska bedömningar och seismiska undersökningar;
• Steg två: Platsförberedelse och brunnskonstruktion, vilket inkluderar undersökningsborrning för att fastställa bergets fysikaliska och kemiska egenskaper och för att bedöma resursens kvalitet och kvantitet;
• Steg tre: Borrning, som inkluderar horisontell borrning;
• Steg fyra: Stimulering, som är användningen av hydraulisk sprickbildning för att möjliggöra för kolvätena att flöda till borrhålet;
• Steg fem: Brunnsdrift och produktion, som kan fungera i 10 till 30 år; och,
• Steg sex: Slut på produktion och återvinning, vilket kräver att företaget ordentligt tätar brunnen, rengör och inspekterar platsen. Återvinning sker under flera år då företaget sanerar all förorening, återställer markprofiler, återplanterar inhemsk vegetation och allt annat återvinningsarbete som krävs enligt lokala bestämmelser.

Alberta

På grund av sina enorma olje- och gastillgångar är Alberta den mest trafikerade provinsen när det gäller hydraulisk sprickbildning. Den första brunnen som sprängdes i Kanada var upptäcktsbrunnen av det gigantiska oljefältet Pembina 1953 och sedan dess har över 170 000 brunnar spruckits. Pembinafältet är en "sweet spot" i den mycket större kardiumformationen , och formationen växer fortfarande i betydelse eftersom flerstegs horisontell sprickbildning används alltmer.

Alberta Geological Survey utvärderade potentialen hos nya spricktekniker för att producera olja och gas från skifferformationer i provinsen och fann minst fem prospekt som visar omedelbart lovande: Duvernay- formationen , Muskwa -formationen , Montney -formationen , Nordegg- medlemmen , och de basala Banff- och Exshaw-formationerna . Dessa formationer kan innehålla upp till 1,3 quadrillion kubikfot (37 000 km ³ ) gas på plats.

Mellan 2012 och 2015 borrades 243 horisontella sprängda brunnar i flera steg i Duvernay-formationen som producerade 36,9 miljoner fat (5,87 miljoner kubikmeter ) oljeekvivalenter , fördelat på 1,6 miljoner fat (250 tusen m ³ ) olja, 11,7 miljoner fat (11,8 miljoner fat) m ³ ) naturgaskondensat och 23,6 miljoner fat (3,75 miljoner m ³ ) naturgas . 201 av dessa brunnar borrades i Kaybob-utvärderingsområdet, medan 36 brunnar borrades i Edson-Willesden Green-området och 6 brunnar i Innisfail-området, med horisontella längder mellan 1000 och 2800 meter och brunnsavstånd mellan 150 och 450 meter. Utvecklingen av kondensatrika områden i Duvernay-formationen förblir stabil eftersom naturgaskondensatet är en nyckelprodukt för att späda ut bitumen som produceras från de nära belägna oljesandfyndigheterna i Athabasca , Peace River och Cold Lake , och handlas med samma referenspris som WTI-olja .

Även när oljepriset sjönk dramatiskt under 2014, förblev hydraulisk sprickbildning i så kallade "sweet spots" som Cardium och Duvernay i Alberta ekonomiskt lönsam.

British Columbia

Den största skiffergasaktiviteten i Kanada har ägt rum i provinsen British Columbia. Under 2015 producerades 80 % av naturgasproduktionen i provinsen från okonventionella källor, där delen av Montney-formationen som ligger i British Columbia (BC) bidrog med 3,4 miljarder kubikfot (96 miljoner kubikmeter) per dag, motsvarande 64,4 % av provinsens totala gasproduktion. Denna formation innehåller 56 % av provinsens utvinningsbara rågas, vilket motsvarar en uppskattning av 29,8 biljoner kubikfot (840 miljarder kubikmeter ), och den återstående utvinningsbara gasen distribueras i andra okonventionella gasspel som Liard Basin, Horn River Basin och Cordova Basin, alla belägna i den nordöstra delen av provinsen.

Talisman Energy , som förvärvades av det spanska företaget Repsol 2015, är ett operatörsföretag som "har omfattande verksamhet i Montneys skiffergasområde." I slutet av juli 2011 regeringen i British Columbia Talisman Energy, vars huvudkontor ligger i Calgary, en tjugoårig långsiktig vattenlicens för att hämta vatten från den BC Hydro- ägda reservoaren Williston Lake .

År 2013 uttryckte Fort Nelson First Nation , ett avlägset samhälle i nordöstra BC med 800 gemenskapsmedlemmar, frustration över royalties förknippade med gas producerad genom hydraulisk sprickning i deras territorium. Tre av British Columbias fyra skiffergasreserver – Horn River, Liard och Cordova Bassiner finns på deras landområden. "De här bassängerna är nyckeln till BC:s LNG-ambitioner."

Saskatchewan

Bakken olja: tät, söt, låg porositet, låg permeabilitet (svår att extrahera); Anpassad från CSUR "Understanding Tight Oil"

Bakkens skifferolja och gasboom som har pågått sedan 2009, driven av hydraulisk sprickteknik, har bidragit till rekordtillväxt, höga sysselsättningsgrader och befolkningsökning i provinsen Saskatchewan. Hydraulisk spräckning har gynnat små städer som Kindersley som såg sin befolkning öka till över 5 000 med högkonjunkturen. Kindersley säljer sitt renade kommunala avloppsvatten till oljefältserviceföretag för att använda i hydraulisk sprickbildning. När oljepriset sjönk dramatiskt i slutet av 2014, delvis som svar på skifferoljeboomen, blev städer som Kindersley sårbara.

Quebec

Utica -skiffern , en stratigrafisk enhet av mellanordovicisk ålder , ligger bakom mycket av nordöstra USA och i underytan i provinserna Quebec och Ontario .

Borrning och produktion från Utica Shale började 2006 i Quebec, med fokus på ett område söder om St. Lawrence River mellan Montreal och Quebec City. Intresset har vuxit i regionen sedan Denver-baserade Forest Oil Corp. tillkännagav en betydande upptäckt där efter att ha testat två vertikala brunnar. Forest Oil sa att dess tillgångar i Quebec har liknande bergegenskaper som Barnett-skiffern i Texas.

Forest Oil, som har flera juniorpartners i regionen, har borrat både vertikala och horisontella brunnar. Calgary-baserade Talisman Energy har borrat fem vertikala Utica-brunnar och började borra två horisontella Utica-brunnar i slutet av 2009 med sin partner Questerre Energy, som hyr mer än 1 miljon brutto tunnland mark i regionen. Andra företag i pjäsen är Quebec-baserade Gastem och Calgary-baserade Canbriam Energy.

Utica Shale i Quebec rymmer potentiellt 4 biljoner kubikfot (110 km ³ ) vid produktionshastigheter på 1 miljon kubikfot (28 000 m ³ ) per dag. Från 2006 till 2009 borrades 24 brunnar, både vertikala och horisontella, för att testa Utica. Positiva gasflödestestresultat rapporterades, även om ingen av brunnarna producerade i slutet av 2009. Gastem, en av Utica-skifferproducenterna, tog sin Utica-skifferexpertis för att borra över gränsen i delstaten New York.

I juni 2011 hävdade Quebec-företaget Pétrolia att ha upptäckt cirka 30 miljarder fat (4,8 km ³ ) olja på Anticosti Island , vilket är första gången som betydande reserver hittades i provinsen.

Debatter om fördelarna med hydraulisk sprickbildning har pågått i Quebec sedan åtminstone 2008. 2012 införde Parti Québécois regering ett femårigt moratorium för hydraulisk sprickbildning i regionen mellan Montreal och Quebec City, kallad St. Lawrence Lowlands , med en befolkning på cirka 2 miljoner människor.

I februari 2014, innan hon tillkännagav sin provinsiella valkampanj, tillkännagav före detta premiärminister i Quebec och tidigare ledare för Parti Québécois (PQ), Pauline Marois , att provinsregeringen skulle hjälpa till att finansiera två prospekterande skiffergasoperationer som ett förspel till hydraulisk sprickning på ön, där provinsen lovar 115 miljoner dollar för att finansiera borrning för två separata joint ventures i utbyte mot rättigheter till 50 % av licenserna och 60 % av eventuell kommersiell vinst. Det var den första olje- och gasaffären av någon storlek för provinsen. Med regeringsskiftet som skedde i april 2014 Philippe Couillards liberaler ändra det beslutet.

Petrolia Inc., Corridor Resources och Maurel & Prom bildade ett joint venture, medan Junex Inc. fortfarande sökte en privat partner.

I november 2014 fann en rapport publicerad av Quebecs rådgivande kontor för miljöutfrågningar, Bureau d'audiences publiques sur l'environnement (BAPE), att "skiffergasutveckling i Montreal-till-Quebec City-regionen inte skulle vara värt besväret." BAPE varnade för en "omfattning av potentiella effekter förknippade med skiffergasindustrin i ett område som är så tätbefolkat och känsligt som St. Lawrence Lowlands." Quebec Oil and Gas Association ifrågasatte riktigheten i BAPE:s rapport. Den 16 december 2014 svarade Quebecs premiärminister Philippe Couillard på BAPE-rapporten om att det inte kommer att ske någon hydraulisk sprickbildning på grund av bristande ekonomiskt eller finansiellt intresse och bristande social acceptans.

New Brunswick

New Brunswicks ökade användning av naturgas underlättades av en enda händelse: ankomsten av naturgas från Nova Scotias Sable Offshore Energy Project via Maritimes and Northeast Pipeline (MNP) i januari 2000.

Utforskning och produktion

Följande tidslinje illustrerar utvecklingen av New Brunswicks naturgasproduktionsindustri, efter 1999.

2003: Naturgas upptäcks och börjar vid McCully. Den producerande reservoaren är sandsten från Hiram Brook.

2007: En 45 kilometer lång pipeline konstrueras för att ansluta McCully-gasfältet med Maritimes and Northeast mainline och en gasbearbetningsanläggning byggs i McCully-området.

2007: Två naturgasuppsamlingsrörledningar konstrueras (450 meter och 2 000 meter långa) för att binda in två befintliga brunnsplattor (F-28 och L-38) till det befintliga uppsamlingssystemet.

2007: Utbyggnad av McCully naturgasproduktion inklusive byggandet av sex nya brunnsplattor och uppsamlingsrörledningar.

2008: Ytterligare utbyggnad av McCully naturgassystem inklusive byggande av en 3,4 kilometer lång pipeline för att knyta in brunn pad I-39.

2009: Första hydrauliska spräckningen av en horisontellt borrad brunn i New Brunswick i McCully-området.

2009: Start av undersökningsborrning och hydraulisk sprickbildning i Elgin-området, söder om Petitcodiac.

2009–2010: De första skifferriktade brunnarna borras i New Brunswick – fyra brunnar i Elgin-området, söder om Petitcodiac. Ingen producerar.

2014: Den sista hydrauliska spräckningen hittills utförd i New Brunswick. Corridor Resources genomförde hydraulisk frakturering med flytande propan vid fem brunnar i McCully- och Elgin-områdena.

Hydraulisk sprickvätska

Enligt Canada Oil and Gas Operations Act, uppmanar National Energy Board (NEB) operatörer att skicka in sammansättningen av de hydrauliska sprickvätskor som används i deras verksamhet som kommer att publiceras online för offentliggörande på webbplatsen FracFocus.ca.

De flesta hydrauliska sprickningsoperationer i Kanada görs med vatten. Kanada är också ett av de mest framgångsrika länderna i världen när det gäller att använda koldioxid som sprickvätska, med 1 200 framgångsrika operationer i slutet av 1990. Flytande petroleumgas används också som sprickvätska i provinser där användning av vatten är förbjuden som New Braunschweig.

Möjliga relaterade jordbävningar

Se även: Lista över jordbävningar i Kanada

Den kraftiga seismicitetsökningen som observerats under de senaste åren i västra Kanadas sedimentbassäng antas vara utlöst av hydrauliska sprickningsoperationer. De flesta av de seismiska händelserna som rapporterats under denna period ligger nära hydrauliska sprickbrunnar som färdigställts i västra Alberta och nordöstra British Columbia . Som svar på denna ökade seismicitet Alberta Energy Regulator 2015 Subsurface Order No. 2 som kräver obligatorisk implementering av ett Traffic-Light Protocol (TLP) baserat på den lokala magnituden (M _L ) av seismiska händelser som upptäckts under de övervakade operationerna . Enligt denna TLP kan de hydrauliska sprickningsoperationerna fortsätta som planerat när M _L för de detekterade seismiska händelserna är under 2,0 (grönt ljus), måste modifieras och rapporteras till regulatorn när en seismisk händelse av M _L mellan 2,0 och 4,0 är detekteras (gult ljus), och måste omedelbart upphöra när en seismisk händelse av M _L > 4,0 detekteras inom 5 km från en hydraulisk sprickbrunn (rött ljus). BC Oil and Gas Commission implementerade en liknande TLP där seismiciteten och markrörelserna på ytan måste övervakas adekvat under hydrauliska sprickningsoperationer och måste avbrytas om en M _L > 4 detekteras inom 3 km från brunnen. M _L > 4 har valts som tröskel för rött ljus av båda jurisdiktionerna i västra Kanada ( Alberta och British Columbia ) ​​eftersom en seismisk händelse med magnitud under 4 motsvarar en mindre jordbävning som kan kännas lätt, men utan förväntad egendomsskada . Följande tabell listar några seismiska händelser av bärnsten eller rött ljus TLP som rapporterats i Horn River Basin i nordöstra BC och i Fox Creek, Alberta . Den ökade seismiska aktiviteten i dessa två områden har nära tillskrivits hydrauliska sprickningsoperationer.

Tid (lokal)	M	Epicentrum	Kommentarer	Koordinater	Anteckningar
4 oktober 2014 10:17:24	4.3	139 km (86 mi) S om Fort Nelson, BC	Lätt känt i Fort Nelson och Fort St. John, BC. Inga rapporter om skador.
14 januari 2015 09:06:25	3.8	38 km (24 mi) väster om Fox Creek , AB	Inga skador rapporterade
22 januari 2015 23:49:18	4.4	36 km (22 mi) väster om Fox Creek, AB	Lätt känt i Fox Creek
13 juni 2015 17:57:55	4.6	36 km (22 mi) öster om Fox Creek, AB	Kändes lätt i Drayton Valley , Edmonton och Edson
17 augusti 2015 13:15:00	4.6	114 km (71 mi) WNW om Fort St. John, BC	Lätt känt i Charlie Lake, BC. Inga rapporter om skador.
12 januari 2016 12:27:21	4.4	25 km (16 mi) norr om Fox Creek, AB	Kändes så långt söderut som St. Albert , strax nordväst om Edmonton.

Provinsiella bestämmelser i samband med hydraulisk sprickbildning

Se även: Reglering av hydraulisk sprickbildning och Reglering av hydraulisk sprickbildning i USA

I Kanada styrs hydraulisk spräckning av ett antal provinsiella lagar, förordningar, riktlinjer och direktiv. I detta avsnitt listas befintliga regleringsinstrument per provins. Obs: listor över provinsstyrande bestämmelser är inte uttömmande och nya direktiv utarbetas och implementeras av provinsregeringen vid behov.

British Columbia

Handlingar	Notera
Lagen om olje- och gasverksamhet
Petroleum- och naturgaslagen
Miljöförvaltningslagen
Vattenhållbarhetslagen
förordningar	Notera
Borrnings- och produktionsförordning
Miljöskydds- och förvaltningsförordning
Samråd och anmälningsförordning
Olje- och gasverksamhetslagen Allmän föreskrift
Riktlinjer	Notera
Riktlinjer för minskning av blossning och ventilation
British Columbia Oil and Gas Commission (BCOGC) direktiv	Notera
Direktiv 2010-07: Rapportering av vattenproduktion och återflödesvätskor

Alberta

Handlingar	Notera
Olje- och gasskyddslagen Lag om
ansvarsfull energiutveckling Lagen om
miljöskydd och förbättring
av vatten
förordningar	Notera
Olje- och gasvårdsföreskrifter
Ansvarig energiutvecklingslag Allmän föreskrift
Miljöbedömningsförordning
Release Reporting Regulation
Alberta Energy Regulator (AER) direktiv	Notera
Direktiv 008: Hölje Cement Depth
Direktiv 009: Hölje Cementering Minimikrav
Direktiv 010: Minimikrav för höljedesign
Direktiv 047: Waste Reporting Requirements for Oilfield Waste Management Facilities
Direktiv 050: Borravfallshanteringsdirektiv
051: Injektions- och bortskaffande brunnar, brunnar, brunnsklassificering, brunnar. Loggnings- och testningskrav
Direktiv 055: Lagringskrav för uppströms petroleumindustridirektiv
058: Krav för hantering av avfall från oljefält för uppströms petroleumindustridirektiv
059: Krav på dataarkivering för brunnsborrning och kompletteringar Direktiv 060:
Direktiv
för uppströms ventilering, förbränning och förbränning av petroleumsindustrin
nr
_
_

Saskatchewan

Handlingar	Notera
Lagen om bevarande av olja och gas Lagen
om vattensäkerhetsmyndigheten
förordningar	Notera
The Oil and Gas Conservation Regulation
The Oil Shale Regulations, 1964
Riktlinjer	Notera
Riktlinje PNG026: Gasmigrering
Saskatchewan Hydrauliska sprickvätskor och stödmedel Riktlinjer för inneslutning och bortskaffande
Saskatchewan Ministry of the Economy (ECON) direktiv	Notera
Direktiv PNG005: Hölje- och cementeringskrav
Direktiv PNG006: Horisontella oljekällorskrav
Direktiv PNG015: Krav på nedläggning av
brunnar Direktiv S-10: Saskatchewan Upstream Petroleum Industry Associated Gas Conservation
Directive S-20: Saskatchewan Upstream Flaring and Incineration Requirements

Manitoba

Handlingar	Notera
Olje- och gaslagen
Vattenrättslagen Vattenskyddslagen
Grundvatten-
och vattenbrunnslagen
förordningar	Notera
Borrnings- och produktionsförordningen

Ontario

Handlingar	Notera
Oil, Gas and Salt Resources Act
Environmental Protection Act
Ontario Water Resources Act
förordningar	Notera
Förordning 245/97: Prospektering, borrning och produktion
Förordning 387/04: Vattenupptagning och överföring av
olja, gas och saltresurser i Ontario Provincial Operations Standards

Quebec

Handlingar	Notera
Petroleumresurslagen
Gruvlagen
Miljökvalitetslagen
förordningar	Notera
Förordning som respekterar petroleum, naturgas och underjordiska reservoarer
Förordning som respekterar tillämpningen av miljökvalitetslagen
Vattenuttags- och skyddsförordning

New Brunswick

Handlingar	Notera
Olje- och naturgaslagen Lag
om underjordisk lagring
Bituminös skifferlagen
Clean Environment Act
Clean Water Act
Clean Air Act
förordningar	Notera
Luftkvalitetsreglering
Environmental Impact Assessment Regulation
Licens to Search, Development Permit and Lease Regulation
Ansvarig miljöförvaltning av olje- och naturgasaktiviteter i New Brunswick - Regler för industrin

Nova Scotia

Handlingar	Notera
Lagen om petroleumresurser
Lagring av underjordiska kolväten
förordningar	Notera
Petroleum Resources Regulations
Onshore Petroleum Drilling Regulations
Onshore Petroleum Geophysical Exploration Regulations
Offshore Petroleum Drilling and Production Regulations

prins Edward ö

Handlingar	Notera
Olje- och naturgaslagen
miljöskyddslagen
förordningar	Notera
Luftkvalitetsföreskrifter
Vattendrags- och våtmarksskyddsföreskrifter
Olje- och gasvårdsföreskrifter
Regler för tillstånd, arrende och undersökningssystem

Newfoundland och Labrador

Handlingar	Notera
Petroleum and Natural Gas Act
Environmental Protection Act
Water Resources Act
Newfoundland and Labrador Atlantic Accord Implementation Newfoundland and Labrador Act

Yukon

Handlingar	Notera
Olje- och gaslagen
Miljölagen
Vattenlagen
förordningar	Notera
Olje- och gasborrnings- och produktionsförordning

Nordvästra territorium

Handlingar	Notera
Mackenzie Valley Resource Management Act (MVRMA)
Northwest Territories Waters Act
Environmental Protection Act
förordningar	Notera
Northwest Territories Waters Regulations
Regler för beredskapsplanering och rapportering av spill

Se även

• Skiffergas efter land
• Lista över länder efter utvinningsbar skiffergas
• Riktningsborrning
• Miljöpåverkan av hydraulisk sprickbildning
• Miljöpåverkan av petroleum
• Oljeskifferindustrins miljöpåverkan
• ExxonMobil Electrofrac
• Fractured Land , en dokumentärfilm om hydraulisk frakturering i First Nations i Kanada

Citat

• "National Energy Board Procedures for the Public Disclosure of Hydraulic Fracturing Fluid Composition Information" , NEB , 1 oktober 2014 , hämtad 3 december 2014

externa länkar

Ordboksdefinitionen av fracking i Kanada på Wiktionary

• "Shale Gas" , Canadian Association of Petroleum Producers , 2015, arkiverad från originalet den 1 mars 2015 , hämtad 2 januari 2015 {{ citation }} : CS1 underhåll: bot: original URL-status okänd ( länk )
• "Understanding Hydraulic Fracturing" (PDF) , Canadian Society for Unconventional Gas , Calgary, Alberta, nd , hämtad 2 januari 2014