La inclusión de gas de esquisto no convencional junto con las reservas de gas convencional ha provocado un marcado aumento de las estimaciones de gas natural recuperable en Canadá . [1] Hasta el éxito de la fracturación hidráulica en los yacimientos de esquisto de Barnett, en el norte de Texas, en los años 1990, el gas de esquisto se clasificaba como "reservas no convencionales" y se consideraba que su recuperación era demasiado cara. Existen varios yacimientos de gas de esquisto en perspectiva en diversas etapas de exploración y explotación en todo el país, desde Columbia Británica hasta Nueva Escocia. [2]
La Administración de Información Energética de Estados Unidos estimó en 2013 que había 573 billones de pies cúbicos (tcf) de gas natural técnicamente recuperable en Canadá. [3]
Sir John A. Macdonald ya había sostenido en un debate parlamentario de 1880 que la Ley de la América del Norte Británica de 1867 confirió el control de las pesquerías interiores y costeras de Canadá al Gobierno del Dominio, que soportaba todos los gastos relacionados con su protección. [4]
En virtud de la inserción en 1982 de la Sección 92A de la Ley BNA , "(1) En cada provincia, la legislatura puede exclusivamente hacer leyes en relación con (a) la exploración de recursos naturales no renovables en la provincia;..." Los límites geográficos de la jurisdicción de las provincias habían sido probados por la Corte Suprema de Canadá en Referencia Re: Offshore Mineral Rights , un caso de 1967 que involucraba a todas las provincias que bordean el océano. [5] La decisión de la corte fue que el Dominio de Canadá tiene autoridad sobre el mar y el fondo marino; y esto se reflejó más tarde con la inserción de la Sección 92A.
Hay tres zonas principales identificadas en Ontario: [6]
Si bien en 2010 Ontario tenía 1.200 pozos de petróleo activos y 1.400 pozos de gas natural activos en tierra y en alta mar, [6] a principios de 2011 no había una producción importante de gas de esquisto.
En 2012 se lanzó en Ontario una campaña contra el fracking. [7]
El yacimiento de esquisto de Utica, en el Ordovícico de Quebec, contiene potencialmente 4 × 10 12 pies cúbicos (110 × 10 9 m 3 ) a tasas de producción de 1 × 10 6 pies cúbicos (28.000 m 3 ) por día [8] [9] Entre 2006 y 2009 se perforaron 24 pozos, tanto verticales como horizontales, para probar el yacimiento de Utica. Se informaron resultados positivos de las pruebas de flujo de gas, aunque ninguno de los pozos estaba produciendo a fines de 2009. [10] Gastem, uno de los productores de esquisto de Utica, ha anunciado planes para explorar en busca de gas de esquisto de Utica al otro lado de la frontera en el estado de Nueva York. [11]
El yacimiento de esquisto de Utica es un esquisto calcáreo negro, de entre 150 y 700 pies (210 m) de espesor, con un contenido de carbono orgánico total de entre el 3,5% y el 5% en peso . El yacimiento de esquisto de Utica se concentra en un área al sur del río San Lorenzo, entre Montreal y la ciudad de Quebec. El interés en la región ha crecido desde que Forest Oil Corp., con sede en Denver, anunció un descubrimiento significativo allí después de probar dos pozos verticales. Forest Oil dijo que sus activos de Quebec pueden contener hasta cuatro billones de pies cúbicos de reservas de gas, y que el esquisto de Utica tiene propiedades rocosas similares a las del esquisto de Barnett en Texas.
Forest Oil, que tiene varios socios menores en la región, ha perforado pozos verticales y horizontales. Talisman Energy, con sede en Calgary , ha perforado cinco pozos verticales en Utica y comenzó a perforar dos pozos horizontales en Utica a fines de 2009 con su socio Questerre Energy, que posee bajo arrendamiento más de 1 millón de acres brutos de tierra en la región. Otras empresas que participan en el proyecto son Gastem, con sede en Quebec, y Canbriam Energy, con sede en Calgary.
La Administración de Información Energética de Estados Unidos estimó en 2013 que había 31 billones de pies cúbicos (tcf) de gas natural técnicamente recuperable en el yacimiento de esquisto de Utica en Quebec. [3]
El 26 de agosto de 2015, CBC informó que el regulador de Columbia Británica estaba al tanto de un terremoto de magnitud 4,4 que había sido causado por Progress Energy, una subsidiaria de la empresa estatal de Malasia , Petronas . [12]
Se dice que la formación de esquisto devónico Muskwa de la cuenca del río Horn, en el noreste de Columbia Británica, contiene 6 × 10 12 pies cúbicos (170 × 10 9 m 3 ) de gas recuperable. Los principales arrendatarios de la zona son EOG Resources y Ovintiv [13]
El gobierno de Columbia Británica anunció que los ingresos por arrendamientos para 2008 superarán los 2.200 millones de dólares canadienses, un récord para la provincia, y que la mayoría de los ingresos provendrán de las prospecciones de gas de esquisto. El gobierno de Columbia Británica ha otorgado créditos por regalías a las empresas para la perforación y el desarrollo de infraestructura en la zona.
La Administración de Información Energética de Estados Unidos estimó en 2013 que había 145 billones de pies cúbicos (tcf) de gas natural técnicamente recuperable en Muskwa Shale. [3]
La formación Montney Shale se encuentra en el centro-este de la Columbia Británica. [14] La formación Montney tiene una facies arenosa en el oeste de Alberta, donde se produce petróleo en las áreas de Sturgeon Lakes y Saddle Hills. El gas natural se extrae de depósitos de limolita en las áreas de Dawson Creek y Pouce Coupe y hay esquistos limosos ricos en gas en los márgenes norte y oeste del depósito. [15]
La Formación Duvernay se considera la roca madre del yacimiento de petróleo ligero de los arrecifes de Leduc . El gas de esquisto y el condensado se producen en la Formación Duvernay en el centro de Alberta mediante perforación horizontal y fracturación hidráulica en múltiples etapas . [16]
El 16 de junio de 2015, Andrew Nikiforuk escribió que Chevron Canada había confirmado que "un evento sísmico de magnitud 4,4 fue registrado por los sistemas de monitoreo sísmico operados por Chevron Canada y Natural Resources Canada " en la formación de esquisto de Duvernay cerca de Fox Creek, Alberta . [17] Nikiforuk es un periodista que ha seguido la industria canadiense del petróleo y el gas desde fines de los años 1990. [18]
En 2009, Triangle Petroleum Corporation completó dos pozos de gas en la Formación Horton Bluff , en la Cuenca de Windsor, Nueva Escocia . [19]
La Administración de Información Energética de Estados Unidos estimó en 2013 que había 3,4 billones de pies cúbicos (tcf) de gas natural técnicamente recuperable en Horton Bluff Shale. [3]
La exploración de petróleo y gas en Nuevo Brunswick comenzó en 1859 en la subcuenca de Moncton. [20] Los primeros esfuerzos de producción comercial en Nuevo Brunswick se realizaron en el campo petrolífero de Stoney Creek, que comenzó en 1909. [20] [21] En noviembre de 2011, nueve empresas tenían 71 contratos de arrendamiento diferentes para buscar y explorar depósitos de gas de esquisto en toda la provincia y no solo en la parte sur de Nuevo Brunswick. [22] La provincia esperaba recibir 21 millones de dólares en regalías en 2011. [20] Entre 1990 y 2010, las estadísticas gubernamentales muestran que se habían perforado 40 pozos de gas natural y 40 pozos de petróleo. Otros 49 pozos habían sido sometidos a fracturación hidráulica y nueve de los pozos habían sido perforados horizontalmente. [20]
Las empresas que operan en el sur de Nuevo Brunswick también tienen un acceso relativamente cercano al gasoducto Maritimes & Northeast , que se construyó en 1999 para transportar gas natural desde Sable Island a Nueva Inglaterra. [20]
Corridor Resources anunció en 2010 que había encontrado más gas natural en el sur de Nuevo Brunswick que el que se encuentra disponible en todas las reservas probadas del oeste de Canadá, y que casi había pasado por alto el depósito de gas porque al principio había considerado que el pozo era un fracaso y estuvo abandonado durante los 11 años anteriores. [20] Apache Canada fue en 2010 una de las primeras empresas que comenzó a perforar pozos horizontales para explotar el depósito de esquisto de Frederick Brook. [23]
En junio de 2011 y tras meses de protestas ciudadanas, el ministro de Recursos Naturales, Bruce Northrup, dio a conocer nuevas normas sobre exploración que obligarían a los productores a: [24]
También en junio de 2011, el Gran Jefe Harry LaPorte de la Primera Nación Maliseet expresó su preocupación por que el controvertido proceso minero de fracturación hidráulica no se permitiera en Nuevo Brunswick por temor a que pudiera dañar el suministro de agua: [25]
El fracking hidráulico tiene muchas posibilidades de filtrarse en nuestro sistema hídrico. No sólo afecta a nuestra agua potable, sino también a nuestros lagos, nuestros ríos, nuestros arroyos. Y me han dicho que los productos químicos que se utilizan son muy tóxicos... Mi postura es simplemente detenerlo todo: detenerlo todo. ¿Lo necesitamos? ¿Necesitamos el gas de esquisto? ¿Necesitan otras partes del mundo el gas de esquisto? Pero ¿a qué precio estamos dispuestos a llegar para abastecer a otras personas con lo que tenemos aquí?
En agosto de 2011, las operaciones de SWN en Nuevo Brunswick fueron objeto de vandalismo, [26] y en noviembre, los manifestantes, que se dice que eran 600, erigieron una tienda de campaña en el jardín delantero de la legislatura en Fredericton. [27] El gobierno conservador de Nuevo Brunswick de David Alward en ese momento se negó a poner una moratoria al desarrollo de gas de esquisto en la provincia; [27] El ministro de Recursos Naturales, Bruce Northrup, parecía simpatizar con el desarrollo de gas de esquisto en agosto, pero no parecía haber aclarado en su propia mente la distinción entre propiedad pública y privada. [26]
También en agosto de 2011, los manifestantes en Stanley, Nuevo Brunswick , entre Fredericton y Miramichi en la intersección de la Ruta 107 y la Ruta 620 , bloquearon los camiones sísmicos. Los manifestantes, que estaban preocupados de que las pruebas sísmicas pudieran conducir a la fracturación hidráulica en sus comunidades, provenían de varias comunidades, como Penniac, Taymouth , Stanley, Rogersville y varias Primeras Naciones, y comenzaron a cantar canciones tradicionales de las Primeras Naciones una vez que llegó la Real Policía Montada de Canadá (RCMP). [28]
En noviembre de 2011, el Departamento de Recursos Naturales de Nuevo Brunswick presentó una denuncia ante la RCMP contra Windsor Energy Inc. por presunta violación de la Ley de Petróleo y Gas Natural. [29] La empresa con sede en Calgary fue acusada de ordenar a una empresa contratada que realizara una exploración geofísica dentro de los límites de la ciudad de Sussex, Nuevo Brunswick , sin el permiso de la ciudad, según una declaración del Ministro de Recursos Naturales Bruce Northrup. Según la regulación 86-191 de la Ley de Petróleo y Gas Natural, se requiere el permiso escrito de un municipio antes de que se pueda realizar una actividad geofísica dentro de los límites de un municipio incorporado. Northrup ha dicho anteriormente que está claro que Windsor Energy rompió las reglas y lo hizo intencionalmente. Su contratista, Seismotion, originalmente pidió la aprobación de la ciudad para hacer pruebas dentro de la comunidad, y los concejales organizaron una reunión especial en octubre, justo antes de la llegada programada de la empresa, según descubrió el departamento, pero cuando los equipos de Seismotion llegaron a Sussex dos días antes de lo previsto, la empresa decidió no esperar el consentimiento de la ciudad. [30]
Durante el año 2012, SWN Resources aumentó su derecho de arrendamiento de 1 millón de hectáreas a 2,5 millones de hectáreas. Denominó nuevas regiones Formación Marysville y Formación Cocagne. [31] Parecía que para entonces ya se había reclamado el tercio o cuarto inferior de la provincia. La provincia mide en total 7,165 millones de hectáreas.
La Primera Nación Elsipogtog fue objeto de controversia cuando protestó con bloqueos por la actividad de fracking de SWN Resources en 2013. Esta protesta atrajo la atención internacional y fue una de las razones por las que el fracking fue un tema importante en las elecciones generales de Nuevo Brunswick de 2014 .
Una semana antes de las elecciones de 2014, Windsor Energy demandó a Northrup y al Gobierno por las declaraciones que Northrup hizo en 2011 en el sentido de que Windsor violó la Ley de Petróleo y Gas Natural de la provincia cuando realizó pruebas sísmicas en la ciudad de Sussex. Windsor afirmó que Northrup había sido difamatorio cuando emitió un comunicado de prensa en noviembre de ese año, tras un incidente en el que un subcontratista de Windsor realizó pruebas sísmicas a lo largo de la autopista 1 dentro de los límites de la ciudad de Sussex. Northrup dijo que Windsor no tenía permiso para hacer las pruebas y que había violado la ley. La provincia presentó entonces una denuncia ante la RCMP. En la declaración de demanda, Windsor relata cómo la RCMP lo autorizó y alega que el comunicado de prensa de Northrup era falso, engañoso y difamatorio, y que la publicidad negativa alejó a los posibles inversores de su empresa. [32] [33] No quedó inmediatamente claro cómo afectaría a la demanda una disculpa emitida por la empresa en 2011 al alcalde, los concejales y la gente de Sussex. [29]
El 24 de marzo de 2015, el gobierno de Gallant designó un panel de tres miembros para estudiar el proceso de fracturación hidráulica e informar al gabinete en el plazo de un año sobre si se pueden cumplir las condiciones del gobierno para el desarrollo del gas de esquisto. El ministro de Energía y Minas, Donald Arseneault, dijo que el gobierno tiene la responsabilidad de considerar el controvertido método de extracción de gas natural como una posible forma de crear puestos de trabajo. Gallant nombró a Guy Richard, ex presidente del Tribunal Supremo del Tribunal de la Reina, para dirigir la comisión. [34] Richard es el suegro de Dominic LeBlanc , un diputado federal y director de campaña de Gallant en las elecciones provinciales de 2014. [35] Se informó que las condiciones del gobierno eran: [34]
El 29 de mayo de 2015, Richard renunció a la presidencia de la comisión y fue reemplazado por Marc Leger, funcionario de carrera y ex secretario del Consejo Ejecutivo de Nuevo Brunswick. Los otros dos miembros son John McLaughlin y Cheryl Robertson. [36]
Se estima que en Nuevo Brunswick hay 80 billones de pies cúbicos de gas encerrados a más de un kilómetro bajo tierra en la formación de esquisto Frederick Brook, en la parte sur de la provincia. Esta formación, que se creó hace más de 300 millones de años, se extiende a lo largo de la costa sur de Nuevo Brunswick desde la zona de Hampton hasta Sackville . [22] [37]
En junio de 2010, Apache Canada comenzó a perforar un pozo horizontal para explotar el yacimiento de esquisto Frederick Brook del Carbonífero Inferior, cerca de Sussex, Nuevo Brunswick . Apache tiene una empresa conjunta con Corridor Resources Inc., con sede en Halifax, que tiene una extensa propiedad en arrendamiento en la provincia. Corridor ha perforado dos pozos verticales que han probado el gas del Frederick Brook. [38]
En 2013, Corridor Resources propuso una Evaluación de Impacto Ambiental (EIA) por fases para la expansión del Campo McCully en 2013 y 2014. La fase 1 era expandir la plataforma del pozo F-67 para octubre de 2013 y la fase 2 comenzó la exploración y el desarrollo para noviembre de 2014. [39]
En 2015, se reveló que Contact Exploration Inc. tenía planes de realizar exploraciones de petróleo y gas en Salem, cerca de Hillsborough, Nuevo Brunswick , en las marismas del río Petitcodiac . El Gobierno de Nuevo Brunswick estaba revisando la evaluación de impacto ambiental por fases propuesta. [40]