История нефтяной промышленности Канады (нефтеносные пески и тяжелая нефть)

Основные статьи: Нетрадиционная нефть , Тяжелая сырая нефть и Нефтеносные пески.

пески Канады Нефтеносные и запасы тяжелой нефти входят в число крупнейших нефтяных месторождений мира. К ним относятся обширные нефтеносные пески северной Альберты и резервуары тяжелой нефти , окружающие небольшой город Ллойдминстер , расположенный на границе между Альбертой и Саскачеваном . Масштабы этих ресурсов хорошо известны, но более совершенные технологии добычи нефти из них все еще разрабатываются.

Из-за стоимости разработки этих ресурсов (они, как правило, капиталоемки ), они, как правило, вступают в эксплуатацию на более позднем этапе цикла разработки нефтяных ресурсов в данном добывающем регионе. Это связано с тем, что нефтяные компании склонны в первую очередь добывать легкую и дорогостоящую нефть . Более трудноизвлекаемые ресурсы разрабатываются позже, как правило, в периоды высоких цен на сырьевые товары , например, в длительный период высоких цен, начавшийся в начале 1970-х годов .

Как это часто бывало, нефтеносные пески были разными. Ресурсы были настолько огромными, что эксперименты начались примерно в то же время, что и бурение обычных месторождений нефти в западной Канаде . Хотя перспективность месторождений нефтеносных песков была очевидна уже более века, добыча нефти на заводах по производству нефтеносных песков Suncor и Syncrude не стала прибыльной до тех пор, пока не случился энергетический кризис 1979 года . Несмотря на сравнительно высокие цены на нефть на мировых рынках, по политическим причинам правительство удерживало цены на нефть этих технологических пионеров на искусственно низком уровне вплоть до 1980-х годов.

В последние годы разработка нефтеносных песков и тяжелой нефти была настолько успешной, что на эти ресурсы в настоящее время приходится более половины добычи сырой нефти в Канаде .

Определение ресурсов

Вопрос гравитации

Большая часть нефтяных усилий Канады сосредоточена на добыче нефти из нефтеносных песков (иногда называемых « битуминозными песками ») северной Альберты. Чтобы оценить эти ресурсы, важно понять простую концепцию из химии и физики : «гравитацию» сырой нефти и сжиженного природного газа . Нефтяная промышленность измеряет вес нефти с помощью искусственной шкалы, известной как гравитация API ( Американский институт нефти ). Десять градусов API — это плотность воды. Легкие масла используют более высокий номер API. Обычно битум тяжелее воды и имеет API 8-10 градусов API.

Гравитация относится к весовому спектру углеводородов , который увеличивается с увеличением соотношения водорода и углерода в химического соединения молекуле . Метан ( CH
₄ ) — простейшая форма природного газа — на каждый атом углерода приходится четыре атома водорода. Он имеет легкую гравитацию и принимает форму газа при нормальных температурах и давлениях. Следующий более тяжелый углеводород, этан , имеет химическую формулу C ₂ H ₆ и представляет собой несколько более плотный газ. Газы, конечно, не обладают гравитацией при атмосферных температурах и давлениях.

Органических соединений, сочетающих углерод и кислород, много. Те, у кого больше атомов углерода на атом водорода, тяжелее и плотнее. являются жидкими Большинство углеводородов при стандартных условиях , с большей вязкостью , связанной с большей гравитацией.

Тяжелая нефть и битум, в которых гораздо больше углерода, чем водород, являются тяжелыми, черными, липкими и либо медленно текут, либо настолько близки к твердому состоянию, что вообще не текут, если их не нагреть. Хотя разделительная линия нечеткая, термин «тяжелая нефть» относится к медленнотекущим смесям тяжелых углеводородов. Битумом называют смеси по консистенции холодной патоки, которые при комнатной температуре льются с мучительной медлительностью. Масла с высокой вязкостью и большой плотностью не плавают на воде, а тонут.

В нефтеносных песках эта густая черная масса смешана с песком и многими химическими примесями, такими как сера ; чтобы масло было полезным, их необходимо отделить от битума. Это можно сделать путем открытой добычи и переработки, а также подземными методами на месте .

Месторождения нефтеносных песков в Альберте, Канада.

Трудно осознать необъятность канадских нефтеносных песков и запасов тяжелой нефти . Месторождения на севере Альберты включают четыре крупных месторождения, которые залегают на площади почти 70 000 квадратных километров. Объемы битума в этих песках затмевают запасы легкой нефти всего Ближнего Востока. Одно из этих месторождений, нефтеносные пески Атабаски , является крупнейшим в мире известным ресурсом сырой нефти.

Экспансия на запад и первые колониалистские отчеты о нефтеносных песках

Первое зарегистрированное упоминание о месторождениях битума в Канаде относится к 12 июня 1719 года. Согласно записи в журнале York Factory , в тот день человек кри , Ва-Па-Сун, принес образец нефтеносного песка Генри Келси из Компания Гудзонова залива . Когда торговец мехом Питер Понд путешествовал по реке Клируотер в Атабаску в 1778 году, он увидел залежи и написал о «источниках битума, текущих по земле». Десять лет спустя Александр Маккензи увидел , как общины Чипеви используют нефть из нефтеносных песков для заделки своих каноэ. Однако, несмотря на восхищение первых исследователей, существование песков не вызывало коммерческих интересов более столетия.

В 1875 году Джон Макун из Геологической службы также отметил наличие нефтеносных песков. Более поздние отчеты Роберта Белла , а затем Д.Г. МакКоннелла, также из Геологической службы, привели к бурению нескольких контрольных скважин. В 1893 году парламент проголосовал за бурение на сумму 7000 долларов. Эта первая коммерческая попытка разработки нефтеносных песков, вероятно, была направлена ​​на обнаружение свободной нефти в основании песков, как это сделали бурильщики в пластах смол на юге Онтарио несколькими десятилетиями ранее. Хотя в трех скважинах, проведенных Обзором, нефть не была обнаружена, вторая примечательна совсем по другой причине.

Скважина, пробуренная на участке под названием Pelican Portage, взорвалась на глубине 235 метров после столкновения с газовой зоной высокого давления. По словам бурового подрядчика А.В. Фрейзера ,

Рев газа был слышен за три мили и более. Вскоре дыра полностью высохла, и в воздух поднялось облако пыли на пятьдесят футов. Маленькие конкреции железного пирита размером с грецкий орех вылетели из дыры с невероятной скоростью. Мы не могли видеть, как они едут, но слышали, как они треснули о верхушку вышки ... Существовала опасность, что люди погибнут в случае попадания этих ракет.

Бригада Фрейзера безуспешно пыталась заглушить скважину обсадкой, но в этом году отказалась от скважины. Они вернулись в 1898 году, чтобы завершить работу, но снова потерпели неудачу. В конце концов, они просто оставили колодец бурным. Природный газ вытекал из скважины со скоростью около 250 000 кубических метров в день до 1918 года. В этом году бригада под руководством геолога С.Э. Слиппера и К.В. Дингмана наконец закрыла скважину.

Эти скважины помогли установить, что запасы битума в этом районе огромны. Теперь стало ясное признание коммерческого потенциала нефтеносных песков, и последовал длительный период исследований и экспериментов. Целью этого исследования было найти метод добычи нефти из нефтеносных песков по разумной цене.

Альфред Хаммерштейн, который утверждал, что он немецкий граф (исторически существуют бароны фон Хаммерштейны , но не графы ), был одним из первых ярких игроков на нефтеносных песках. он встретил залежи битума в районе Форт-Мак-Мюррей Он сказал, что по пути к Клондайку и решил остаться и переключить свой интерес с золота на нефтеносные пески. В 1906 году он бурил скважину в устье реки Хорс, но вместо нефти обнаружил соль. Он продолжал работать в этом районе, однако в 1907 году Хаммерштейн выступил с докладом перед комитетом Сената, исследующим потенциал нефтеносных песков:

Я вложил все свои деньги в (нефтеносные пески Атабаски), и там есть деньги других людей, и я должен быть лояльным. Что касается того, можно ли получить нефть в товарных количествах... Я занимаюсь машинами уже года три. В прошлом году я разместил там технику на сумму около 50 000 долларов. Я принесла его не для декоративных целей, хотя выглядит он красиво и по-домашнему. Его синдикат получил первое (и единственное) явное право собственности на земли нефтеносных песков в 1910 году, а сто лет спустя он был избран в Зал славы канадской нефтяной промышленности. В остальном история не была благосклонна к этому человеку, который был немного мечтателем и большим аферистом. По словам одного историка, «его предприятие было отмечено дикими спекуляциями, мошенничеством и окончательным провалом». Довольно бедный, он умер в 1941 году – вероятно, в возрасте семидесяти лет – в Сент-Альберте, Альберта.

{{Хаммерштейн (1870–1941), прибывший в этот регион в 1897 году, более сорока лет пропагандировал битуминозные пески Атабаски, делая фотографии с описательными названиями, такими как «Гуминозные пески и струящийся асфальт в районе Атабаски», которые сейчас находятся в Национальная библиотека и Национальный архив Канады. песков Атабаски также были представлены в бестселлере канадской писательницы и искательницы приключений Агнес Динс Кэмерон . Фотографии битуминозных под названием «Новый Север: рассказ о путешествии женщины через Канаду в Арктику» , в котором рассказывается о ее путешествии на 10 000 миль туда и обратно к Северному Ледовитому океану. После этого путешествия и публикации своей книги она много путешествовала в качестве лектора со слайдами своих изображений Kodak, пропагандируя иммиграцию в западную Канаду в Оксфорде, Кембридже, Университете Св. Андрея и Королевском географическом обществе. Ее фотографии были воспроизведены в 2011–2012 годах на выставке Канадского музея цивилизации в Оттаве, Канада. Кэмерон с особым энтузиазмом относился к региону Атабаски и битуминозным пескам Атабаски , на которых были фотографии нефтяных буровых работ Хаммерштейна вдоль реки Атабаска. «Хотя граф безуспешно пытался найти «слоновьи нефтяные лужи», книга Кэмерон и ее изображения... сделали ее знаменитостью в средствах массовой информации». «Во всей Канаде нет более интересного участка водного пути, чем тот, по которому мы вступаем. Движение земли здесь создало линию разлома, хорошо видимую на семьдесят или восемьдесят миль вдоль берега реки, из которой сочится нефть [...] Смолы там [...] в избытке [...] Она сочится из каждой трещины, и в какой-нибудь битумный смоляной колодец мы можем воткнуть двадцатифутовый шест и не найти сопротивления.

Поверхностная экстракция

В 1913 году доктор С.К. Эллс , инженер федерального департамента горнодобывающей промышленности, начал исследование экономических возможностей нефтеносных песков. Именно тогда родилась идея использовать песок в качестве материала для дорожного покрытия. В 1915 году доктор Эллс проложил три дорожных покрытия на участках 82-й улицы в Эдмонтоне. В качестве материалов использовались битулитовые, битумобетонные и листовые асфальтобетонные смеси. Десять лет спустя в отчете городского инженера говорилось, что поверхность остается в отличном состоянии. Асфальт МакМюррея также использовался на территории Законодательного собрания Альберты , на шоссе в Джаспер-парке и в других местах Альберты.

Хотя частные подрядчики также добывали нефтеносный песок в качестве материала для дорожного покрытия, это предложение не было экономически выгодным. Форт Мак-Мюррей (населенный пункт, ближайший к приповерхностным месторождениям) был небольшим и далёким от рынка, а транспортные расходы были высокими.

Пионеры

Исследователи начали искать способы извлечения битума из песка. Исследовательский совет Альберты открыл две пилотные установки в Эдмонтоне и третью на реке Клируотер. Эти установки были частью успешного проекта (возглавляемого доктором Карлом А. Кларком из Исследовательского совета ) по разработке процесса отделения нефти от песка с использованием горячей воды. В 1930 году завод в Форт-Мак-Мюррее фактически использовал этот процесс для производства трех вагонов нефти.

Абасанд: Примерно в то же время на сцену нефтеносных песков вышли два американских промоутера, Макс Болл и Бо Джонс из Денвера. Сообщается, что у них был секретный метод восстановления, известный как процесс Макклея, и они требовали существенной финансовой поддержки. Они заключили договор аренды с федеральным правительством и правительством Альберты, а также купили завод МакМюррея Исследовательского совета Альберты. В 1935 году Abasand Oils Limited, операционная компания Болла, поддерживаемая американцами, начала строительство нового завода к западу от Уотервейса.

По соглашению с правительством завод должен был сдать в эксплуатацию к 1 сентября 1936 года. Однако лесные пожары и несоблюдение сроков поставок поставщиками оборудования задержали завершение строительства. Соглашение предусматривало добычу 45 000 тонн песка в 1937 году и 90 000 тонн каждый год после 1938 года. Договор аренды 1555 гектаров предусматривал арендную плату в размере 2,47 доллара за гектар в год. должны были составлять Роялти 0,063 доллара за кубический метр добычи в течение первых пяти лет и 0,31 доллара за кубический метр в последующие годы.

Добыча на Абасандском заводе началась 19 мая 1941 года. К концу сентября из 18 475 тонн нефтеносного песка было добыто 2690 кубометров нефти, но в ноябре пожар уничтожил завод. Перестроенный в большем масштабе, он был полностью введен в эксплуатацию в июне 1942 года.

В 1943 году федеральное правительство решило помочь в разработке нефтеносных песков и взяло на себя управление заводом Абасанд. Федеральные исследователи пришли к выводу, что процесс с использованием горячей воды нерентабелен из-за значительных потерь тепла, и предложили процесс с «холодной» водой. Но работы на заводе закончились разрушительным пожаром в 1945 году. В июле 1943 года Международная битумная компания была реорганизована в Oil Sands Limited.

Bitumount: Между 1930 и 1955 годами компания International Bitumen Company Limited под руководством Р. К. Фицсиммонса , а затем и Ллойда Чемпиона управляла небольшим заводом в Битумаунте . Когда правительство Альберты разочаровалось в федеральных усилиях по разработке нефтеносных песков и решило построить собственный экспериментальный завод в Битумаунте, провинция наняла компанию Oil Sands Limited для строительства завода.

Компания согласилась купить завод в течение десяти лет за первоначальные инвестиции в размере 250 000 долларов. Однако стоимость завода составила 750 000 долларов. Судебный иск против Oil Sands Limited привел к тому, что провинция получила во владение завод и имущество Bitumount. Завод состоял из сепарационной установки, установки обезвоживания и нефтеперерабатывающего завода. Завод провел успешные испытания с использованием процесса горячей воды Кларка в 1948/49 году, а затем был закрыт, отчасти потому, что недавние открытия Ледука снизили интерес к нефтеносным пескам.

Великие канадские нефтеносные пески

В 1962 году компания Great Canadian Oil Sands Limited (GCOS) получила разрешение правительства Альберты на строительство и эксплуатацию завода производительностью 10 000 кубических метров в день недалеко от Форт-Мак-Мюррей. Завод должен был производить 240 тонн серы и 900 тонн кокса в качестве побочной продукции в сутки. Поскольку в то время у отрасли были трудности со сбытом нефти, правительство провинции установило политику ограничения добычи нефтеносных песков. Согласно этой политике, синтетическая нефть из нефтеносных песков могла дополнять продажи обычной нефти, но не могла заменить ее. Масло с завода не могло превышать 5 процентов от общего объема на рынках, уже снабжаемых обычной нефтью Альберты.

Финансовые трудности задержали строительство завода GCOS до тех пор, пока не был найден новый инвестор - канадская дочерняя компания Sun Oil Company, сегодня известная как Suncor. Мощность предлагаемого завода увеличилась до 7500 кубических метров в день, а стоимость выросла со 122 до 190 миллионов долларов. Более крупный завод получил одобрение в 1964 году и был запущен в коммерческое производство в сентябре 1967 года. Окончательная стоимость: 250 миллионов долларов.

Во время церемонии открытия завода Sun Oil Company председатель Дж. Говард Пью (легендарный промышленник, которому тогда было 85 лет) сделал замечания, которые до сих пор звучат правдоподобно:

Ни одна нация не сможет долго оставаться в безопасности в этот атомный век, если она не будет обеспечена в достаточном количестве нефтью... Наша группа придерживается глубокого мнения, что если Северо-Американский континент хочет производить нефть для удовлетворения своих потребностей в предстоящие годы, то нефть из Район Атабаски неизбежно должен сыграть важную роль.

Завод Suncor стал важной вехой в разработке нефтеносных песков. Он разработал технологию добычи и переработки битума и стал первым в мире крупномасштабным коммерческим заводом. В первые годы это было не особо прибыльно, но завод, тем не менее, смог покрыть операционные расходы за счет продажи собственной продукции. А в 1979 году, когда федеральная политика разрешила компании взимать мировую цену за свою нефть, завод наконец стал прибыльным активом Suncor. Завод нашел решение проблем добычи товарной нефти из песков - проблем, которые на протяжении многих лет волновали финансистов , химиков , нефтяников , металлургов , горных инженеров , геологов , физиков и многих других ученых и псевдоученых. десятилетия.

Синкруд

В 1962 году (в том же году предложение о Больших канадских нефтеносных песках было вынесено на утверждение) Cities Service Athabasca Inc. предложила построить завод производительностью 16 000 кубических метров в день на месте своего пилотного проекта в Милдред-Лейк. Включая трубопровод в Эдмонтон, завод должен был стоить 56 миллионов долларов, строительство началось в 1965 году и завершилось в 1968 году. Однако Совет по сохранению нефти и газа был обеспокоен конкуренцией между синтетической нефтью и обычной нефтью на ограниченных рынках. Поэтому было решено не вводить в эксплуатацию слишком много заводов по добыче нефтеносных песков одновременно и отклонить предложение Городской службы в пользу проекта ГСНК.

Позже Cities Service повторно подала заявку на строительство гораздо более крупного завода, и это предложение получило одобрение в конце 1969 года. Созданный в результате завод Syncrude запустил производство в 1978 году, ровно через два столетия после того, как Питер Понд впервые увидел нефтеносные пески. Но прежде чем завод отгрузил первый баррель нефти, проект прошел множество испытаний.

Причиной длительного разрыва между утверждением и завершением проекта стал тревожный рост затрат, который преследовал все крупные североамериканские проекты в 1970-х годах. Высокая инфляция привела к увеличению бюджетов практически по каждому аспекту проекта Syncrude.

Проанализировав стоимость проекта в конце 1973 года, консорциум Syncrude обнаружил, что затраты выросли более чем вдвое: с 1 миллиарда долларов до 2,3 миллиарда долларов. В декабре 1974 года компания Atlantic Richfield (чьей американской материнской компании требовались деньги для развития своих интересов в Прудо-Бэй ) отказалась от своего 30-процентного участия в проекте. Несколько дней спустя трое оставшихся партнеров сообщили правительству Альберты, что максимальный риск, который они готовы взять на себя по проекту, составляет 1 миллиард долларов. Им нужно будет найти еще один миллиард долларов рискового капитала, если проект продолжится. Альтернативный вариант – закрытие проекта – обошелся бы четырем партнерам (включая Atlantic Richfield) примерно в 250 миллионов долларов.

К этому времени мир находился в плену энергетического кризиса. Начиная с 1973 года члены Организации стран-экспортеров нефти воспользовались ограниченными запасами нефти в мире для быстрого и регулярного повышения цен. Поэтому политики в странах-потребителях нефти считали вопросом национальной срочности развитие стабильных и надежных поставок энергии. Поскольку запасы были настолько велики и разработка была очевидна, нефтеносные пески выглядели лучшим выбором для Канады. В результате перспектива краха проекта Syncrude стала предметом как политического, так и экономического беспокойства.

Майнкрафт на заводе Syncrude в Милдред Лейк

Исполнительная группа, представляющая остальных партнеров, пригласила другие правительства Канады принять участие в проекте в качестве коммерческих партнеров. Провинция также рассмотрела смету расходов, предоставленную нефтяными компаниями. Когда выяснилось, что смета расходов консорциума не выходит за рамки нормы, правительства Канады, Альберты и Онтарио приняли участие в исторической встрече в Виннипеге в феврале 1975 года. Эта встреча спасла проект.

Федеральное правительство получило 15 процентов акций, Альберта - 10 процентов и Онтарио - пять процентов. Частные партнеры - Cities Service Canada, Gulf Oil Canada и Imperial Oil - согласились сохранить свою долю в проекте в размере 1,4 миллиарда долларов, но предоставили Альберте возможность конвертировать кредит в размере 200 миллионов долларов, предоставленный Gulf and Cities Service, в долю собственности. Альберта также взяла на себя полную ответственность за безопасный трубопровод и электроэнергетическую систему, в которых нуждался завод.

Завод вступил в строй летом 1978 года и произвел 5 миллионов баррелей (790 000 м3). ³ ) нефти в течение года. Мировые цены на нефть резко возросли в 1979-80 годах и оставались высокими в первой половине 1980-х годов. Это помогло Syncrude добиться успеха как в финансовом, так и в техническом плане. В настоящее время Syncrude удовлетворяет около 14 процентов потребностей Канады в нефти, в основном в форме синтетического масла . Завод произвел почти 2 миллиарда баррелей (320 000 000 м3). ³ ) этого масла.

Раковина в нефтеносных песках

В 2003 году компания Shell Canada и ее партнеры начали добычу на шахте Маскег-Ривер , расположенной в 75 километрах к северу от Форт-Мак-Мюррей. Весь комплекс, известный как «Проект нефтеносных песков Атабаски», состоит из реки Маскег, установки по переработке нефти в Скотфорде компании Shell, расположенной недалеко от форта Саскачеван , Альберта , и вспомогательных объектов.

Четыре года спустя, когда Shell Canada была полностью приобретена ее материнской компанией Royal Dutch Shell , компания подала заявку на строительство крупного комплекса по переработке нефтеносных песков на территории своего нефтеперерабатывающего завода в Эдмонтоне. Проект, стоимость которого может достигать 27 миллиардов долларов, будет построен на четырех участках добычи по 100 000 баррелей в день (16 000 м3). ³ /г) этапы. Как и существующая установка для модернизации, новый завод Shell будет перерабатывать битум с проекта нефтеносных песков Атабаски, а также битум с паровых проектов по добыче нефтеносных песков на месте .

на месте Восстановление

Только что описанные проекты нефтеносных песков уникальны в мире: они эксплуатируют приповерхностный битум из открытых карьеров. Промышленность также потратила десятилетия на эксперименты со способами извлечения битума из более глубоких месторождений. Единственный способ разработки подземных нефтяных ресурсов – это методы добычи на месте .

In situ означает «на месте» и относится к методам добычи, при которых применяется тепло или растворители к нефтяным резервуарам под землей . Существует несколько разновидностей методик на месте , но те из них, которые лучше всего работают в нефтеносных песках, используют тепло.

Первый эксперимент на месте в Альберте состоялся в 1910 году, когда базирующаяся в Питтсбурге компания Barber Asphalt Paving Company пробурила скважину в битуме и закачала пар для разжижения нефти. Эксперимент провалился. В начале 1920-х годов на месте проводились и другие эксперименты , но ни один из них не имел коммерческого успеха.

Джейкоб Оуэн Эбшер: В середине 1920-х годов замечательный и настойчивый экспериментатор по имени Джейкоб Оуэн Эбшер основал компанию по добыче битумного песка. В 1926 году Абшер получил канадский патент на свои эксперименты на месте и в течение следующих пяти лет провел множество экспериментов - усилия, которые вызвали интерес пионеров нефтеносных песков Сидни Эллса и Карла Кларка. Абшер не только использовал пар, чтобы расплавить битум, но и пытался разжечь пожары в своих колодцах. Однако в конце концов он не смог добывать нефть из нефтеносных песков. Его деятельность закончилась, когда разразилась Великая депрессия .

В то время как Абшер был в значительной степени забыт как пионер в бизнесе по добыче нефтеносных песков, другие осуществили его мечту об использовании тепла для выделения нефти из песков. Сегодня в некоторых коммерческих проектах пар под высоким давлением подается в пласт нефтеносных песков. Другие проекты фактически поджигают нефть под землей, а затем закачивают воздух под поверхность, чтобы поддерживать горение. Эти методы эффективно расплавляют нефть, которую насосы затем выносят на поверхность.

Термоядерное мышление: самое драматичное предложение по добыче на месте из глубоких залежей нефтеносного песка поступило от компании Richfield Oil . В 1959 году Ричфилд предложил экспериментальный план по выделению жидких углеводородов из песка с помощью подземного ядерного взрыва . Компания предложила взорвать 9-килотонное взрывное устройство под нефтеносными песками на участке в 100 километрах к югу от форта Мак-Мюррей. Термоядерное тепло создаст большую пещеру и одновременно превратит нефть в жидкость. Пещера может служить местом сбора ныне жидкой нефти, что позволит компании производить ее.

Эта идея оказалась удивительно близкой к реальности. Проект Oilsand получил федеральное одобрение в Канаде, и Комиссия по атомной энергии США согласилась предоставить устройство. Но еще до того, как эксперимент состоялся, общественное давление в пользу международного запрета ядерных испытаний усилилось. Правительство провинции отказало в одобрении и тем самым отменило этот план.

Производство битума на месте : многие компании экспериментировали с термическими методами добычи тяжелой нефти из нефтеносных песков, особенно на месторождении нефтеносных песков Колд-Лейк в 1970-х и 1980-х годах . Эти методы добычи, получившие у полевых специалистов такие прозвища, как «паровое затопление», «огненное затопление» и «затяжка и затяжка», — как и эксперимент 1910 года, проведенный компанией Barber Asphalt and Paving Company, — по сути, применяют тепло к подземному резервуару. Это расплавит нефть, то есть уменьшит ее вязкость, и ее можно будет выкачать на поверхность. В настоящее время все более успешной системой является паровой гравитационный дренаж ( SAGD ).

Первоначально SAGD был испытан на Подземном испытательном стенде ( UTF ), экспериментальном проекте по добыче битума, финансируемом AOSTRA и официально открытом 29 июня 1987 года. Величину UTF трудно себе представить. Проходка шахт осуществлялась буровым долотом диаметром почти четыре метра и весом 230 тонн. Две шахты под резервуарами нефтеносного песка имели глубину 223 метра, и ни одна из них не отклонялась от вертикали более чем на 25 мм. В качестве меры безопасности AOSTRA построила два параллельных туннеля в известняке под резервуаром нефтеносного песка. Каждый туннель длиной более километра имел ширину пять метров и высоту четыре метра.

Из туннелей исследователи пробурили скважины в резервуар, чтобы провести две серии испытаний. Пилотный проект Фазы А включал три пары скважин длиной 70 метров, каждая из которых имела выход на поверхность формации Мак-Мюррей на 40–50 метров. Фаза B включала еще три пары скважин, расположенных на расстоянии 70 метров друг от друга, каждая из которых имела прямой контакт с пластом нефтеносного песка на расстоянии от 500 до 550 метров. Результаты были превосходными, и вскоре нефтяная промышленность начала добывать битум с помощью пар скважин SAGD, пробуренных и эксплуатируемых с поверхности.

Крупнейшим заводом в Канаде, использующим добычу на месте, является Imperial Oil компании в Колд-Лейк завод по производству нефтеносного песка . На этом заводе используется метод, называемый циклическим впрыском пара . Используя этот метод, компания закачивает пар под высоким давлением в участок подземного резервуара в течение недели или около того, а затем откачивает жидкую нефть в течение нескольких месяцев. Imperial также использует паровой гравитационный дренаж. В своей системе добычи SAGD Imperial бурит две горизонтальные скважины, одна на пять метров выше другой. Пар, нагнетаемый через верхнюю скважину, снижает вязкость нефти, которая добывается через нижнюю скважину. Этот завод производит более 150 000 баррелей (24 000 м3). ³ ) битума в сутки.

Первой азиатской компанией, занимавшейся разработкой нефтеносных песков, была JACOS , которая в 1978 году начала участвовать в экспериментах в рамках пилотного проекта в районе Атабаски. Как и Imperial на Колд-Лейк, с 1984 по 1994 год компания JACOS и ее партнеры также экспериментировали с пилотным проектом циклической паровой стимуляции на участке Hangingstone Lease. С тех пор компания развивала производство SAGD на условиях этой аренды. Компания также строит демонстрационную установку растворителей с использованием по экстракции битума на месте .

Тяжелая нефть

Тяжелая сырая нефть является родственным ресурсом битума. Он легче битума, а его резервуары намного меньше, чем огромные месторождения нефтеносных песков. Как и нефтеносные пески, здесь добывается лишь небольшой процент крупных запасов тяжелой нефти Канады.

Эту нефть с низкой плотностью, которую часто называют обычной тяжелой нефтью, можно добыть обычными методами бурения или заводнением — методом закачки воды в пласт для увеличения давления, тем самым вытесняя нефть к стволу скважины. Когда эти методы работают, тяжелая нефть подобна более коммерчески привлекательным более легким сортам нефти. Но тяжелая нефть также может быть весьма вязкой. Прежде чем он сможет попасть в ствол скважины для добычи, ему может потребоваться определенное количество тепла или растворителя и давления. Когда для производства тяжелой нефти требуются эти методы, ее называют нетрадиционной тяжелой нефтью.

Первые открытия тяжелой нефти были связаны с поиском традиционной легкой и средней нефти. Поскольку большая часть тяжелой нефти западной Канады находится в залежах, близких к поверхности, первые исследователи, использующие старые буровые установки, обнаружили многие из этих залежей до того, как они наткнулись на более глубокие залежи легкой нефти.

Одна из первых находок была сделана в районе Рибстоун недалеко от Уэйнрайта, Альберта, в 1914 году. Первая значительная добыча тяжелой нефти в провинции произошла на месторождении Уэйнрайт в 1926 году. Производители извлекли почти 6000 баррелей (950 м3). ³ ) тяжелой нефти с месторождения в том году. Небольшой местный нефтеперерабатывающий завод перегонял тяжелую жидкость в полезные продукты.

В другом месте Альберты исследователи-нефтяники сделали и другие находки тяжелой нефти, преследуя неуловимого преемника нефтяного месторождения Тернер-Вэлли. Они развили добычу на многих из этих месторождений, но лишь в небольших объемах. Технологии добычи того времени в сочетании с низкой ценой на нефть, а также характером и размером находок означали, что большая часть нефти оставалась неразработанной.

Хаски

Самое важное исключение произошло в Ллойдминстере . Хотя первое открытие произошло в 1938 году, серьезные разработки начались только после того, как компания Husky Oil прибыла в этот район после Второй мировой войны.

Husky Oil родилась во время Великой депрессии благодаря усилиям Гленна Нильсона , фермера из Альберты, доведенного до банкротства, когда банк потребовал кредит на его ферму. Нильсон переехал в Коди, штат Вайоминг , к тому времени, когда основал нефтеперерабатывающее предприятие Husky. После Второй мировой войны он снова обратил свое внимание на Канаду и решил открыть нефтеперерабатывающий завод в Ллойдминстере. Стали было мало, поэтому Хаски демонтировал небольшой нефтеперерабатывающий завод в Вайоминге, построенный во время войны для обеспечения бункерным топливом американского флота. Он погрузил детали в 40 полувагонов и отправил их на север по железной дороге.

Компания начала сборку установки производительностью 400 кубических метров в день в 1946 году, а в следующем году завод запустил производство. Стратегически расположенный между железнодорожными путями Canadian Pacific и Canadian National в Ллойдминстере, нефтеперерабатывающий завод вскоре начал получать контракты на поставку бункерного топлива для локомотивов. Компания также нашла сильный рынок сбыта асфальта для дорожного строительства.

Переезд Хаски в этот район стимулировал бурение и добычу. В течение двух лет после прибытия Хаски возник переизбыток тяжелой нефти и нехватка мест для хранения. Производители решили проблему, храня нефть в земляных ямах емкостью до 16 тысяч кубометров каждая. Некоторое время Хаски покупал масло на вес, а не на объем, так как оно было забито землей, перекати-полем и кроликами. Компании пришлось процедить и повторно измерить сырье, прежде чем начать его переработку.

Хаски начал добывать тяжелую нефть на местных месторождениях в 1946 году и к 1960-м годам стал крупнейшим производителем нефти в регионе. В 1963 году компания предприняла еще одну серию расширений нефтеперерабатывающего завода. Чтобы воспользоваться преимуществами расширения рынков для канадской нефти, она также начала программу поставок тяжелой нефти на национальные и экспортные рынки.

Ключом к проекту стоимостью 35 миллионов долларов было строительство реверсивного трубопровода, который мог бы доставлять вязкую тяжелую нефть на рынок. 116-километровый трубопровод «йо-йо» — первый в мире — доставлял конденсат со станции межпровинциального трубопровода в Хардисти , Альберта . Компания начала смешивать этот очень легкий углеводород с тяжелой нефтью, чтобы облегчить ее течь. Затем компания прокачала смесь по своему трубопроводу (отсюда и прозвище «йо-йо») обратно в Хардисти. Оттуда Межпровинциальная компания повела его на восток, на рынок.

Эти события впервые превратили тяжелую нефть в нечто большее, чем маргинальный ресурс. За пять лет добыча на территории увеличилась в пять раз и составила почти 2000 кубометров в сутки. К началу 1990-х годов добыча в поясе тяжелой нефти составляла около 40 000 кубических метров в день, и Хаски по-прежнему оставался одним из крупнейших производителей тяжелой нефти в Канаде.

Обновители

Тяжелое сырье требует предварительной обработки, прежде чем оно будет пригодно для традиционных нефтеперерабатывающих заводов. Это называется «модернизацией», ключевые компоненты которой включают 1) удаление воды, песка, физических отходов и более легких продуктов; 2) каталитическая очистка (гидродеметаллизация, гидрообессеривание и гидроденитрогенирование; и 3) гидрирование посредством удаления углерода или каталитического гидрокрекинга . Поскольку удаление углерода, как правило, неэффективно и расточительно, в большинстве случаев предпочтительным является каталитический гидрокрекинг.

Каталитическая очистка и гидрокрекинг вместе известны как гидропереработка . Большой проблемой в гидропереработке является борьба с примесями, содержащимися в тяжелой нефти, поскольку они со временем отравляют катализаторы. Для решения этой проблемы было приложено много усилий, чтобы обеспечить высокую активность и длительный срок службы катализатора. Для решения этих проблем необходимо оптимизировать материалы катализаторов и распределение пор по размерам.

Образно говоря, технологические усовершенствования и новая инфраструктура приводят к росту запасов тяжелой нефти. Усовершенствованные методы добычи требуют увеличения процента нефти из пластов, выходящей на поверхность. Исследования и разработки создают технологии, которые увеличивают объемы добычи, которые могут извлечь производители. Небольшие улучшения в технологии, применяемой к такому огромному ресурсу, могут означать огромное увеличение извлекаемых запасов сырой нефти Канады .

Немногие канадские нефтеперерабатывающие заводы могут перерабатывать больше, чем небольшое количество тяжелой нефти, поэтому производство традиционно осуществлялось на асфальтовых заводах США. Однако ситуация изменилась в 1980-х годах, когда было объявлено о начале строительства двух установок по переработке тяжелой нефти. Как и заводы в Syncrude, Suncor и заводе Shell в Скотфорде недалеко от Эдмонтона, эти нефтеперерабатывающие предприятия перерабатывают тяжелую нефть и битум в более легкую нефть с низким содержанием серы и более желательную нефть.

В конце 1970-х годов группа производителей тяжелой нефти (Gulf, Husky, Shell, PetroCanada и SaskOil ) предложила Plains Upgrader. Этот объект обошелся бы в 1,2 миллиарда долларов и увеличил бы запасы на 50 000 баррелей (7 900 м3). ³ ) нефти в день. Однако постепенно члены консорциума вышли из проекта, поскольку пришли к выводу, что высокая стоимость модернизации сделает проект нерентабельным. В конце концов остались только PetroCanada и Saskoil — обе корпорации Crown .

Партнеры из частного сектора отказались от участия в программе Plains Upgrader, поскольку в то время модернизация тяжелой нефти была рискованным финансовым предложением. С экономической точки зрения эти проекты основаны на существенных различиях в ценах («дифференциалах») на легкую и тяжелую сырую нефть . Тяжелая нефть стоит меньше, чем легкая нефть; вопрос в том, насколько меньше? Если только модернизированная нефть не будет стоить значительно больше за баррель, чем менее привлекательная тяжелая нефть, компания, занимающаяся модернизацией, не сможет заработать на переработке нефти.

Хотя партнерство Plains рухнуло, идея выжила.

Кооперативный апгрейд

Партнеры ушли, и SaskOil предложила сократить затраты на модернизацию за счет интеграции с потребительским кооперативным нефтеперерабатывающим заводом в Реджайне . Это устранит дублирование объектов и инфраструктуры за счет использования существующих земель, перерабатывающих предприятий, хранилищ и трубопроводов, технического и эксплуатационного персонала и руководства.

Кооперативный нефтеперерабатывающий завод был продуктом кооперативного движения , зародившегося в Великобритании в середине 19 века. Кооперативный завод, который часто расширялся и модернизировался (впервые построенный в 1935 году), был небольшим, но современным нефтеперерабатывающим заводом , когда в начале 1980-х годов начались разговоры о комплексе нефтеперерабатывающего/модернизационного комплекса. И федеральное правительство, и правительство Саскачевана запретили корпорациям своей Короны участвовать в проекте, однако оба приняли участие сами. Провинция представляла особый интерес, поскольку модернизация увеличит рынок тяжелой нефти с месторождений Саскачевана. Это дало бы мощный импульс нефтяной промышленности провинции. Федеральное правительство рассматривало этот проект как возможность продвинуть страну на один маленький шаг к заявленной цели обеспечения независимости сырой нефтью. Со своей стороны, Кооператив хотел гарантированных поставок сырой нефти для своего нефтеперерабатывающего завода.

Соответственно, Саскачеван взял на себя 20-процентную долю участия и гарантировал кредиты, равные 45 процентам проекта. Взамен она стала 50-процентным партнером в совместной операции с Consumers' Co-op, которая передала в проект свой существующий нефтеперерабатывающий завод (оценкой в ​​500 миллионов долларов). Федеральное правительство гарантировало кредиты в размере 35 процентов от стоимости проекта. Погашение основной суммы кредита начнется только в конце 1992 года.

Введенный в эксплуатацию в 1988 году нефтеперерабатывающий/модернизационный комплекс Потребительского кооператива имел производительность 50 000 баррелей в день (7 900 м3). ³ /г) объект. Компания по переработке стоимостью 700 миллионов долларов предоставила обновленную нефть в качестве сырья для нефтеперерабатывающего завода.

Хаски-обновитель

Компания с самым обширным опытом работы в поясе тяжелой нефти была той, кто предложил – и в конечном итоге разработал – еще один канадский препарат для модернизации тяжелой нефти. Компания Husky начала подготовку к модернизации, построив новый завод производительностью 25 000 баррелей в день (4 000 м3). ³ /г) нефтеперерабатывающий завод рядом со старым заводом. Этот завод, который перерабатывал тяжелую нефть в асфальт и одновременно поставлял легкую нефть для переработки в высококачественные продукты, такие как бензин , был завершен в 1983 году.

После серии фальстартов в 1988 году компания Husky и три ее партнера объявили о твердом соглашении о создании Bi-Provincial Upgrader, сегодня более известного как Husky Upgrader. Расположенная к востоку от Ллойдминстера , эта модернизация стоимостью 1,6 миллиарда долларов получила большую часть финансирования от правительства. Первоначально бюджет составлял 1,2 миллиарда долларов, но федеральному правительству, правительствам Альберты и Саскачевана принадлежало 31,67 процента, 24,16 процента и 17,5 процента каждый. Баланс принадлежал компании Husky, которая с тех пор приобрела весь объект.

По условиям первоначального соглашения, Husky будет получать 50 процентов чистой выручки завода плюс 10 процентов возврата инвестиций до тех пор, пока Husky не вернет эти инвестиции. Оставшаяся часть прибыли завода будет пропорционально передана партнерам Хаски. Однако по мере того, как проект приближался к завершению, в этой договоренности произошел сбой, когда недавно созданное правительство НДП Саскачевана отказалось выплатить свою долю в размере 190 миллионов долларов в виде перерасхода средств. Другие игроки в конечном итоге согласились выплатить долю Саскачевана, но приостановили возврат средств в эту провинцию до тех пор, пока не возместят задолженность Саскачевана.

Модернизационная установка была введена в эксплуатацию в середине 1992 года, но потребовалась ликвидация узких мест, прежде чем она смогла достичь проектной мощности в 46 000 баррелей в день (7 300 м3). ³ /д). Завод перерабатывает тяжелую нефть и битум Колд-Лейк , расположенные в районе Ллойдминстера, что делает еще больше этих ресурсов доступными для центральной Канады и Америки рынков .

Разница в стоимости тяжелой нефти объясняет большие расхождения в стоимости Husky Upgrader (1,6 миллиарда долларов за 46 000 баррелей в день (7 300 м3) ³ /сут) и модернизатор Co-op (600 миллионов долларов за 50 000 баррелей в день (7 900 м3) ³ /d).) Установка Husky была спроектирована для переработки более тяжелых сортов нефти, чем установка Co-op, и ее производительность была более желательной. Эта критическая разница означала, что Husky будет платить меньше за сырье и получать больше за свою продукцию, чем кооперативный завод. С самого начала прогнозы относительно этих различий были жизненно важными факторами в экономических расчетах для двух проектов, каждый из которых с тех пор претерпел значительные расширения.

Метрические преобразования

Один кубометр нефти = 6,29 барреля. Один кубический метр природного газа = 35,49 кубических футов. Один килопаскаль = 1% атмосферного давления (около уровня моря).

Канадская мера нефти – кубический метр – уникальна в мире. Это метрическая система в том смысле, что в ней используются метры, но она основана на объеме, поэтому канадские единицы можно легко преобразовать в баррели. В остальном метрическом мире стандартом измерения нефти является тонна . Преимущество последней меры состоит в том, что она отражает качество нефти. Как правило, масла более низкого качества тяжелее.

См. также

• Энергетическая политика Канады
• Список статей о канадских битуминозных песках

Дальнейшее чтение

• Битон, Джим и Элеонора Мик. Оффшорная мечта: история нефтегазовой промышленности Новой Шотландии (2010)
• Питер Маккензи-Браун, Битум: люди, производительность и увлечения, стоящие за нефтеносными песками Альберты , CreateSpace ISBN   9781546452300
• Питер Маккензи-Браун; Гордон Яремко; Дэвид Финч (15 ноября 1993 г.). Великий нефтяной век: нефтяная промышленность Канады . Предприятие «Децелиг». ISBN  978-1-55059-072-2 .
• Дж. Джозеф Фицджеральд, «Черное золото с зернистостью» , издательство Gray's Publishing, Виктория, Британская Колумбия; 1978 год
• Роберт Ботт, «Наши нефтяные вызовы: устойчивое развитие в XXI веке» , Канадский центр энергетической информации, Калгари; Седьмое издание, 2004 г.
• Частко, Пол, Разработка нефтеносных песков Альберты: от Карла Кларка до Киото , University of Calgary Press, Калгари; Второе издание, 2007.

Внешние ссылки

• Нефтяные пески Канады. Широкий отраслевой сайт с открытым форумом и обсуждением конкретных вопросов.