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 シェールガスの水圧破砕の模式図。 | |
| プロセスタイプ | 機械 |
|---|---|
| 産業部門 | 鉱業 |
| 主な技術またはサブプロセス | 流体圧力 |
| 製品） | 天然ガス、石油 |
| 発明家 | フロイド・ファリス、JB クラーク (スタノリンド石油ガス会社) |
| 発明年 | 1947 |
カナダでの水圧破砕法は、 1953年にアルバータ州で初めて使用され、アルバータ州最大の従来型油田である巨大なペンビナ油田から炭化水素を抽出するために使用されました。この油田は、破砕しなければ石油をほとんど生産しませんでした。それ以来、西カナダでは17万以上の油井とガス井が破砕されています。[1] [2] : 1298 水圧破砕法は、流体またはガスを深部に注入して炭化水素貯留層に圧力をかけ、岩石を破壊したり既存の亀裂を広げたりすることで、坑井内の天然ガスまたは石油の流れを刺激するプロセスです。 [3] : 4
フラッキングを促進する技術と最近の水平掘削の進歩が相まって、新たな炭化水素生産地域が開拓されました。地下数百メートルから数千メートルの複雑な井戸は、水平または方向性セクションの掘削によってさらに拡張されます。[4] アルバータ州では、スピリットリバー層などの浸透性の低い砂岩からガスを回収するために、1970年代後半から大規模破砕法が広く使用されています。[5] : 1044 アルバータ州のカーディウム層、デュバネイ層、バイキング層、サスカチュワン州のバッケン層、ブリティッシュコロンビア州のモントニー層とホーンリバー層の井戸の生産性は、フラッキング技術なしでは不可能でした。フラッキングは、従来の油田を活性化しました。[6] 「非在来型のシェール、シルト、タイトサンド貯留層の水平井戸の水圧破砕により、最近まで不可能と考えられていたガス、石油、液体の生産が可能になります。」[7]カナダの従来型の石油生産量は2004年頃から減少傾向にあったが、水圧破砕法を用いたこれらの地層からの生産量の増加により状況は一変した。[6]水圧破砕法は、非従来型の貯留層からシェールガスやタイトガスを抽出するために用いられる主要な技術の一つである。[3]
2012年、カナダの稼働中の掘削リグは平均356基で、稼働中の掘削リグが1,919基の米国に次いで2位となった。米国は世界の活動の60％弱を占めている。[8] : 21 ニューブランズウィック州、ニューファンドランド州、ノバスコシア州、ケベック州は水圧破砕を禁止している。[9]
地質構造
スピリット川、カーディウム、デュヴァネイ、バイキング、モントニー（アルバータ州とブリティッシュコロンビア州）、ホーン川の各層は、西カナダ堆積盆地（WCSB）の地層単位で、西カナダの140万平方キロメートル（54万平方マイル）の下にある世界最大級の石油と天然ガスの埋蔵量があります。ブリティッシュコロンビア州北東部とアルバータ州中西部に位置するモントニー層とアルバータ州中部に位置するデュヴァネイ層は、現在、水圧破砕刺激を必要とする非在来型の石油とガスの貯留層の開発において、WCSBで最も有望な層です。バッケン層は、サスカチュワン州南部に広がるウィリストン盆地の岩石単位です。2000年代初頭、ウィリストン盆地の生産量の大幅な増加は、特にバッケン層での水平掘削技術の適用によって始まりました。[10]
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西カナダ堆積盆地の概要 -
![モントニー層の位置を示す一般地図[11]](https://img-server.japedia.wiki/wikipedia/commons/thumb/2/27/Montney_Formation.jpg/500px-Montney_Formation.jpg)
モントニー層の位置を示す一般地図。[11] -
![カナダ、アルバータ州中央部のデュヴェルネイ堆積範囲。[12]](https://img-server.japedia.wiki/wikipedia/commons/thumb/0/0a/Duvernay_depositional_extent_in_central_Alberta%2C_Canada.tif/lossless-page1-120px-Duvernay_depositional_extent_in_central_Alberta%2C_Canada.tif.png)
カナダ、アルバータ州中央部のデュヴェルネイ堆積層。[12] -
ウィリストン盆地の位置を示す北アメリカ -
ウィリストン盆地の位置 (USGS)
![カナダ、アルバータ州中央部のデュヴェルネイ堆積範囲。[12]](https://img-server.japedia.wiki/wikipedia/commons/thumb/0/0a/Duvernay_depositional_extent_in_central_Alberta,_Canada.tif/lossless-page1-1280px-Duvernay_depositional_extent_in_central_Alberta,_Canada.tif.png)
テクノロジー
水圧破砕法の最初の商業的応用は、1949年にオクラホマ州スティーブンス郡とテキサス州アーチャー郡で、ハリバートン油井セメント会社（ハウコ）によって行われたもので、水平掘削を行わずに、原油とふるいにかけた川砂の混合物を既存の井戸に注入した。 [3] : 5 [13] : 27 1950年代には、約750米ガロン（2,800リットル、620英ガロン）の流体と400ポンド（180キログラム）が使用された。 2010年までに、処理量は平均して「約6万米ガロン（23万リットル、5万英ガロン）の流体と10万ポンド（4万5千キログラム）の支柱材が使用され、最大の処理量は1,000,000米ガロン（3,800,000リットル、830,000英ガロン）の流体と5,000,000ポンド（2,300,000キログラム）の支柱材を超えていた。」[13] : 8 [14]
2011年にウォールストリートジャーナルは水圧破砕の歴史をまとめた。[4]
「テキサスの石油技術者たちは、シェール層に閉じ込められた天然ガスを放出するために、2つの確立された技術を組み合わせるというアイデアを思いついたのは、ほんの10年前のことだ。水平掘削（一定の深さに達した後、井戸を横向きにする）により、大規模な新しい生産地域が開拓される。その後、生産者は、水、砂、化学物質を高圧で井戸に注入する水圧破砕法と呼ばれる60年の歴史を持つ技術を使用して、シェール層を緩め、ガス（そして次第に石油も）を放出する。」
— ウォールストリートジャーナル 2011
水平方向の石油・ガス井は1980年代までは珍しいものでした。その後1980年代後半に、テキサス州メキシコ湾沿岸の事業者は、オースティン・チョーク層で水平方向に掘削し、坑井に「大規模な」水圧破砕処理を施すことで、何千もの油井を完成させ始めました。水平方向の井戸は、タイトチョーク層から石油を生産するのに垂直方向の井戸よりもはるかに効果的であることが判明しました。[14] 1990年代後半、テキサス州では、水平掘削と多段階水圧破砕技術を組み合わせることで、大規模な商業用シェールガス生産が可能になりました。それ以来、シェールガス井は長くなり、井戸あたりの段階数が増加しました。[15]シェールガス会社がより深く、より高温で、より不安定な貯留層をターゲットにしているため、さまざまな環境の課題に対処するための掘削技術が開発されてきました。
掘削技術の進歩と並行して、注入技術にも変化が見られます。
水圧破砕のコストと寿命
石油生産者は油井を掘削するために1200万ドルを先行投資するが、その効率性は非常に高く、18ヶ月という短い寿命の間にも十分な生産量が得られるため、この技術を使用する石油生産者は原油価格が1バレル50ドルであっても利益を上げることができる。[37]
水圧破砕の寿命:
シェールガス開発のライフサイクルは数年から数十年までさまざまであり、カナダ天然資源省（NRC）が説明しているように、さまざまな規制当局からすべての承認が得られていることを前提として、6 つの主要な段階で進行します。
- 第一段階：探査。これには適切なライセンスと許可の申請、鉱業権のリース、先住民との協議、コミュニティとの協議、地質学的評価や地震調査を含む地球物理学的研究が含まれます。[38]
- 第2段階：敷地の準備と坑井建設。これには岩石の物理的・化学的特性を判定し、資源の質と量を評価するための探査掘削が含まれます。[38]
- 第3段階：掘削（水平掘削を含む）[38]
- 第4段階：刺激、これは水圧破砕法を使用して炭化水素を坑井に流すことを可能にするものである。[38]
- 第5段階：油井の操業と生産。10年から30年にわたって操業可能。[38]
- 第6段階：生産終了と再生。この段階では、会社は井戸を適切に封鎖し、現場を清掃し、検査する必要があります。再生は数年にわたって行われ、会社は汚染を除去し、土壌プロファイルを復元し、在来植物を植え直し、地方の規制で要求されるその他の再生作業を行います。[38]
アルバータ州
アルバータ州は、石油とガスの資源が豊富なため、水圧破砕法が最も盛んな州です。カナダで最初に破砕された油井は、1953 年に発見された巨大なペンビナ油田の油井で、それ以来 17 万以上の油井が破砕されています。ペンビナ油田は、はるかに大きなカーディウム層の「スイート スポット」であり、多段階水平破砕法がますます使用されるようになるにつれて、この層の重要性はますます高まっています。
アルバータ州地質調査所は、同州のシェール層から石油とガスを生産するための新しい破砕技術の可能性を評価し、少なくとも5つの有望な鉱脈を発見しました。それは、デュヴァネイ層、ムスクワ層、モントニー層、ノルデッグ層、および基底のバンフ層とエクスショー層です。[39]これらの層には、最大1.3京立方フィート（37,000 km 3）の天然ガスが含まれている可能性があります。
2012年から2015年の間に、デュヴァネイ層で243本の水平多段破砕井が掘削され、石油換算で3,690万バレル（587万立方メートル）が生産され、石油160万バレル（25万m 3 ）、天然ガスコンデンセート1,170万バレル（186万m 3）、天然ガス2,360万バレル（375万m 3）に分配された。[40]これらの井戸のうち201本はケイボブ評価地域で掘削され、36本はエドソン・ウィルスデン・グリーン地域で、6本はイニスフェイル地域で掘削され、水平長さは1,000〜2,800メートル、井戸間隔は150〜450メートルであった。デュヴァネイ層のコンデンセートが豊富な地域の発展は着実に進んでいます。これは、天然ガスコンデンセートが、アサバスカ、ピースリバー、コールドレイクの近接するオイルサンド鉱床から生産されるビチューメンを希釈するための重要な製品であり、 WTI原油と同じ基準価格で取引されているためです。
2014年に石油価格が劇的に下落したにもかかわらず、アルバータ州のカーディウムやデュヴァネイなどのいわゆる「スイートスポット」での水圧破砕は、依然として経済的に実行可能であった。[41]
ブリティッシュコロンビア
カナダで最もシェールガス活動が活発なのはブリティッシュコロンビア州です。[15] 2015年、同州の天然ガス生産量の80%は非在来型資源から生産され、ブリティッシュコロンビア州（BC）にあるモントニー層の一部は1日あたり34億立方フィート（9,600万立方メートル）を生産し、同州の総ガス生産量の64.4%を占めました。この層には同州の回収可能な生ガスの56%が含まれており、推定29.8 兆 立方フィート（8,400 億 立方メートル）に相当します。残りの回収可能なガスは、リアード盆地、ホーンリバー盆地、コルドバ盆地などの他の非在来型ガス田に分布しており、いずれも同州の北東部に位置しています。[42]
2015年にスペイン企業レプソルに買収されたタリスマン・エナジーは、「モントニー・シェールガス地域で広範囲に事業を展開している」運営会社の1つである。[43] 2011年7月下旬、ブリティッシュコロンビア州政府は、カルガリーに本社を置くタリスマン・エナジーに、 BCハイドロが所有するウィリストン湖 貯水池から水を汲み上げる20年間の長期水利権を与えた。
2013年、ブリティッシュコロンビア州北東部の800人の住民を抱える僻地フォートネルソン先住民は、自分たちの土地で水圧破砕法によって生産されたガスに関連するロイヤルティに不満を表明した。ブリティッシュコロンビア州の4つのシェールガス埋蔵量のうち3つ、ホーンリバー、リアード、コルドバ盆地は彼らの土地にある。「これらの盆地はブリティッシュコロンビア州のLNG野望の鍵を握っている。」[44]
サスカチュワン州
2009年以来、水圧破砕技術に牽引されてバッケンシェールオイルとガスのブームが続いており、サスカチュワン州では記録的な成長、高い雇用率、人口増加に貢献しています。水圧破砕はキンダーズリーのような小さな町にも恩恵をもたらし、ブームで人口が5,000人以上に増加しました。キンダーズリーは処理済みの都市下水を油田サービス会社に販売し、水圧破砕に使用しています。[6] 2014年後半、シェールオイルブームの影響もあって石油価格が急落したため、キンダーズリーのような町は危機に瀕しました。
ケベック
ユーティカ頁岩は中期オルドビス紀の地層単位で、アメリカ合衆国北東部の大部分とケベック州およびオンタリオ州の地下に分布している。[46]
2006年にケベック州でユティカ頁岩の掘削と生産が開始され、セントローレンス川の南、モントリオールとケベック市の間の地域に重点が置かれました。デンバーに本拠を置くフォレスト石油会社が2本の垂直井をテストした後、この地域で重要な発見を発表して以来、この地域への関心が高まっています。フォレスト石油は、ケベック州の資産[47]はテキサス州のバーネット頁岩に似た岩石特性を持っていると述べています。
フォレスト オイルは、この地域に複数のジュニア パートナーを抱えており、垂直および水平の両方の井戸を掘削している。カルガリーに拠点を置くタリスマン エナジーは、ユティカに垂直の井戸を 5 本掘削しており、2009 年後半にはパートナーのクエスター エナジーと共同でユティカに水平の井戸を 2 本掘削し始めた。クエスター エナジーは、この地域で総計 100 万エーカー以上の土地をリースしている。この事業に関与している他の企業は、ケベックに拠点を置くガステムとカルガリーに拠点を置くカンブリアム エナジーである。
ケベック州のユーティカ・シェール層は、1日あたり100万立方フィート（28,000 m 3 ）の生産率で、 4兆立方フィート（110 km 3 ）の埋蔵量がある可能性がある。 [47] [48] 2006年から2009年にかけて、ユーティカ層をテストするために、垂直および水平の24本の井戸が掘削された。2009年末の時点では、どの井戸も生産していなかったが、ガスフローテストの結果は良好であると報告された。[49]ユーティカ・シェール生産者の1つであるガステムは、ユーティカ・シェールの専門知識を活用して、国境を越えたニューヨーク州で掘削を行った。[50]
2011年6月、ケベック州の石油会社ペトロリアは、アンティコスティ島で約300億バレル（4.8 km 3 ）の石油を発見したと主張した。これは、同州で大規模な埋蔵量が発見された初めてのケースである。[51]
ケベック州では、少なくとも2008年以来、水圧破砕のメリットに関する議論が続いている。[52] [53] 2012年、ケベック党政府は、人口約200万人のセントローレンス低地と呼ばれるモントリオールとケベック市の間の地域で、水圧破砕を5年間停止することを決定した。[53]
2014年2月、ケベック州選挙運動を発表する前に、元ケベック州首相でケベック党（PQ）元党首のポーリーヌ・マロワは、島での水圧破砕の前段階として、州政府が2つのシェールガス探査事業に資金援助することを発表し、州は2つの別々の合弁事業の掘削に1億1500万ドルを拠出する代わりに、ライセンスの50％と商業利益の60％の権利を取得すると発表した。[53] [54] : 37 [55]これは、州にとって初めての大規模な石油・ガス取引であった。2014年4月に政権交代が起こったため、フィリップ・クイヤール率いる自由党はこの決定を変える可能性がある。
ペトロリア社、コリドー・リソーシズ社、モーレル・アンド・プロム社は合弁会社を設立したが、ジュネックス社は依然として民間パートナーを探していた。[56]
2014年11月、ケベック州の環境公聴会諮問機関である環境公衆局（BAPE）が発表した報告書では、「モントリオールからケベック市にかけての地域でのシェールガス開発は価値がない」と結論づけている。BAPEは「セントローレンス低地のように人口が多く、敏感な地域でのシェールガス産業に関連する潜在的影響の大きさ」について警告した。[52] [57]ケベック石油ガス協会はBAPEの報告書の正確性に異議を唱えた。2014年12月16日、ケベック州首相フィリップ・クイヤールはBAPEの報告書に対し、経済的または財政的利益がなく、社会的受容性もないため、水圧破砕は行わないと述べた。[53]
ニューブランズウィック
ニューブランズウィック州の天然ガス使用量の増加は、2000年1月にノバスコシア州のセーブル沖合エネルギープロジェクトから海事・北東パイプライン（MNP）を経由して天然ガスが到着したことで促進されました。[58]
探査と生産
次のタイムラインは、1999 年以降のニューブランズウィック州の天然ガス生産産業の発展を示しています。
2003年：マカリーで天然ガスが発見され、採掘が始まる。生産層はハイラムブルック層の砂岩である。[59]
2007年：マッカリーガス田と海事・北東幹線を結ぶ45キロメートルのパイプラインが建設され、マッカリー地域にガス処理工場が建設された。[59]
2007年：既存の2つの油井パッド（F-28とL-38）を既存の集積システムに接続するために、2本の天然ガス集積パイプライン（長さ450メートルと2,000メートル）が建設されました。[59]
2007年: 6つの新しい坑井基地と集積パイプラインの建設を含む、マッカリー天然ガス生産の拡大。
2008年：マッカリー天然ガスシステムのさらなる拡張、I-39井パッドに接続する3.4キロメートルのパイプラインの建設を含む。[59]
2009年：ニューブランズウィック州マッカリー地域で水平掘削された井戸の最初の水圧破砕。[59]
2009年：ペティコディアック南部のエルギン地域で探査掘削と水圧破砕が開始された。[59]
2009～2010年: ニューブランズウィック州で最初のシェール油井が掘削される。ペティコディアック南部のエルギン地域で4本の油井。いずれも生産されていない。
2014年：ニューブランズウィック州でこれまでに行われた最後の水圧破砕。コリドー・リソーシズは、マッカリーとエルギン地域の5つの井戸で液体プロパンを使用した水圧破砕を実施した。[59]
水圧破砕液
カナダ石油ガス事業法に基づき、国立エネルギー委員会（NEB）は事業者に対し、事業で使用する水圧破砕液の組成を提出するよう求めており、その内容はFracFocus.caのウェブサイトで公開される。[60]
カナダにおける水圧破砕作業のほとんどは水を使用して行われている。カナダはまた、二酸化炭素を破砕液として使用する世界で最も成功した国の一つであり、1990年末までに1,200件の作業が成功している。 [61]ニューブランズウィック州など水の使用が禁止されている州では、液化石油ガスも破砕液として使用されている。[62]
関連する可能性のある地震
近年、西カナダ堆積盆地で観測されている地震活動の急増は、水圧破砕作業によって引き起こされたと推測されています。この期間に報告された地震のほとんどは、アルバータ州西部とブリティッシュコロンビア州北東部で完成した水圧破砕井のすぐ近くで発生しています。この地震活動の増加に対応して、アルバータ州エネルギー規制当局は2015年に地下命令第2号を発行し、監視作業中に検出された地震活動の局所的なマグニチュード（M L ）に基づいて、信号プロトコル（TLP）の強制的な実施を義務付けています。このTLPによれば、検出された地震のM Lが2.0未満の場合は水圧破砕作業を計画どおり続行でき（緑信号）、M Lが2.0から4.0の間の地震が検出された場合は作業を変更して規制当局に報告する必要があり（黄信号）、水圧破砕井から5km以内でM L > 4.0の地震が検出された場合は直ちに停止する必要があります（赤信号）。BC石油ガス委員会は、水圧破砕作業中は地震活動と地表の地盤動を適切に監視し、井から3km以内でM L > 4が検出された場合は作業を停止するという同様のTLPを実施しました。 M L > 4は、カナダ西部の両管轄区域（アルバータ州とブリティッシュコロンビア州）で赤信号のしきい値として選択されています。これは、マグニチュード4未満の地震イベントは、軽く感じられるかもしれないが物的損害は予想されない小さな地震に相当するためです。以下の表は、ブリティッシュコロンビア州北東部のホーン川流域とアルバータ州フォックスクリークで報告された、TLPの黄色または赤色の地震イベントの一部を示しています。これら2つの地域での地震活動の増加は、水圧破砕作業に密接に起因しています。[63]
水圧破砕に関連する州の規制
カナダでは、水圧破砕作業は、いくつかの州法、規制、ガイドライン、指令によって規制されています。このセクションでは、既存の規制手段を州別にリストします。注: 州の規制のリストは網羅的なものではなく、必要に応じて州政府によって新しい指令が起草され、実施されます。
参照
- 国別のシェールガス
- シェールガス回収可能国一覧
- 傾斜掘削
- 水圧破砕の環境への影響
- 石油の環境への影響
- オイルシェール産業の環境への影響
- エクソンモービル エレクトロフラックス
- カナダの先住民族の水圧破砕に関するドキュメンタリー映画「 Fractured Land 」
引用
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