История нефтяной промышленности Канады (разведка и разработка границ)

На этой геополитической карте Канады показаны десять провинций и три территории . Некоторая добыча нефти сегодня ведется во всех провинциях и территориях, кроме острова Принца Эдуарда и Нунавута . Сегодняшние границы добычи нефти и газа проходят на территориях и в прибрежных регионах Атлантической Канады и Британской Колумбии .

в Канаде Первые открытия нефти происходили вблизи населенных пунктов или вдоль линий проникновения на границу.

Например, первое нефтяное месторождение состоялось на юге Онтарио . Первое открытие западного природного газа произошло на Канадской Тихоокеанской железной дороги полосе отвода . Место первой находки на крайнем севере, дикой кошки Норман-Уэллс , Северо-Западные территории , в 1920 году , находилось вдоль реки Маккензи , которая в то время была великим транспортным коридором в канадскую Арктику .

С этого случайного начала поиски нефти распространились на окраины континентальной Канады, а за их пределами — на покрытые океаном континентальные шельфы .

Разведка в этих областях требует использования огромных машин, сложных систем материально-технического обеспечения и больших объемов капитала. Морские скважины в канадском секторе моря Бофорта обошлись более чем в 100 миллионов долларов. По ту сторону международной границы скважина, пробуренная в американском секторе Бофорта (по имени Муклук), стоила 1,5 миллиарда долларов и оказалась сухой.

Для нефтяного сектора географическими границами Канады являются нефтяные бассейны на севере Канады , в Канадском Арктическом архипелаге и у побережья Атлантической Канады . Эти территории сложно и дорого исследовать и разрабатывать, но успешные проекты могут быть прибыльными при использовании известных технологий добычи.

Поскольку мировые запасы нефти на суше истощаются, морские ресурсы – в Канаде, также известные как пограничные ресурсы – становятся все более важными. Эти ресурсы, в свою очередь, завершают полный цикл разведки, разработки, добычи и истощения .

Некоторые пограничные нефтедобычи – например, месторождение Бент Хорн в Арктике и месторождение Пануке на шельфе Новой Шотландии – уже были остановлены после завершения своего продуктивного срока эксплуатации. Аналогичным образом, некоторые месторождения природного газа на границах сейчас находятся на поздней стадии истощения.

Частично эта история иллюстрирует, насколько важные изменения происходят в экономике новых добывающих регионов, поскольку передовые геологоразведочные работы смещаются от разведочного бурения через разработку нефти и газа к добыче. Он также исследует изобретательность, необходимую для бурения в этих негостеприимных районах, и смертельные проблемы, с которыми иногда сталкиваются исследователи.

Истинный Север

Норман Уэллс

Северная Канада, определенная политически. Северные нефтяные границы включают море Бофорта , Канадский Арктический архипелаг и давно освоенные нефтяные месторождения Норман Уэллс .

Первой великой историей исследования канадскими географических границ является история Нормана Уэллса на Северо-Западных территориях . Во время своего открытия по реке Маккензи в Северный Ледовитый океан в 1789 году сэр Александр Маккензи отметил в своем дневнике, что видел нефть, просачивающуюся с берега реки. Р.Г. МакКоннелл из Геологической службы Канады подтвердил эти утечки в 1888 году. В 1914 году британский геолог доктор Т.О. Босворт выдвинул три претензии вблизи этого места. Imperial Oil приобрела права и в 1918–1919 годах направила двух собственных геологов, и они порекомендовали бурение.

Возглавляемая геологом, команда, состоящая из шести бурильщиков и быка (по имени Старый Ниг), позже начала шестинедельное путешествие протяженностью 1900 километров (1200 миль) на север по железной дороге , речному судну и пешком к месту, ныне известному как Норман Уэллс. Нефть они нашли – во многом благодаря удаче, как выяснилось позже – после того, как Тед Линк, впоследствии главный геолог Imperial Oil , величественно махнул рукой и сказал: «Бурите где угодно». Экипаж начал раскапывать вечную мерзлоту кирками и лопатами, не имея возможности запустить свою канатную установку в работу, пока они не очистили смесь замерзшей грязи и льда. Примерно на высоте 30 метров (98 футов) они столкнулись со своим первым нефтяным шоу. К этому времени речной лед замерз до 1,5 м (4,9 футов), а уровень ртути упал до -40 ° C (-40 ° F ). Экипаж решил сдаться и переждать зиму. Они выжили, а их бык — нет. В течение долгой и холодной зимы Старый Ниг давал много еды.

Весной бурение возобновилось, а в июле прибыла спасательная бригада. Часть первоначальной бригады осталась, чтобы помочь новичкам продолжить бурение. 23 августа 1920 года они обнаружили нефть на высоте 240 м (790 футов). Заработала самая северная нефтяная скважина в мире. В последующие месяцы Imperial пробурила еще три скважины – две успешные и одну сухую. Компания также установила достаточно оборудования для переработки сырой нефти в мазут для использования церковными миссиями и рыбацкими лодками вдоль реки Маккензи. Но нефтеперерабатывающий завод и нефтяное месторождение закрылись в 1921 году, потому что северные рынки были слишком малы, чтобы оправдать дорогостоящие операции. двух цельнометаллических самолетах Junkers Норман Уэллс ознаменовал еще одну важную веху, когда в 1921 году компания Imperial прилетела на это место на мощностью 185 лошадиных сил (138 кВт). Эти самолеты были одними из первых легендарных самолетов-кустарников, которые помогли освоению севера, и предшественниками сегодняшнего коммерческого северного воздушного транспорта.

Небольшой нефтеперерабатывающий завод, использующий нефть Norman Wells, открылся в 1936 году для снабжения шахты Эльдорадо в Большом Медвежьем озере , но месторождение не заняло значительного места в истории до тех пор, пока Соединенные Штаты не вступили во Вторую мировую войну .

Это открытие косвенно способствовало послевоенным исследованиям в Альберте и принятию решения о бурении Ледук № 1 . Как и Ледюк , открытие Нормана Уэллса было пробурено в девонском рифе. После Второй мировой войны компания Imperial обнаружила то, что, по ее мнению, могло быть такой же структурой в Альберте, и, следовательно, обнаружила большое нефтяное месторождение Ледюк.

Кэнол: Когда Япония захватила пару Алеутских островов , американцы забеспокоились о безопасности маршрутов своих нефтяных танкеров на Аляску и начали искать внутренние запасы нефти, безопасные от нападения. Они вели переговоры с Канадой о строительстве нефтеперерабатывающего завода в Уайтхорсе на Юконе , где сырая нефть будет поступать по трубопроводу из Нормана Уэллса. Если бы автоцистерны попытались доставить нефть на Аляску, они бы съели большую часть собственного груза на огромном расстоянии.

Этот впечатляющий проект, получивший название « Канол-роуд » (сокращение от слов «канадский» и «нефть»), занял 20 месяцев, 25 000 человек, 10 миллионов тонн (9,8 миллионов длинных тонн или 11 миллионов коротких тонн ) оборудования, 1600 км (990 миль). Каждая дорога , телеграфная линия и 2575 км (1600 миль) трубопровода . Сеть трубопроводов состояла из нефтепровода длиной 950 км (590 миль) от Норман-Уэллса до нефтеперерабатывающего завода в Уайтхорсе. Отсюда три линии доставляли продукцию в Скагуэй и Фэрбенкс на Аляске, а также в Уотсон-Лейк на Юконе. Тем временем Imperial бурила новые скважины. Испытание нефтяного месторождения Норман Уэллс состоялось, когда трубопровод был готов 16 февраля 1944 года. Месторождение превзошло все ожидания. За год, оставшийся до войны на Тихом океане, на месторождении было добыто около 160 000 м³ (1,4 миллиона баррелей ) нефти.

Общая стоимость проекта (все оплачено налогоплательщиками США) составила 134 миллиона долларов в долларах США 1943 года. Общий объем добычи нефти составил 315 000 м³ (2,7 миллиона баррелей), из которых 7 313 м³ (63 000 баррелей) были разлиты. Стоимость сырой нефти составила $426 за кубометр ($67,77 за баррель). Производство нефтепродуктов составило всего 138 000 м³ (1,2 миллиона баррелей). Таким образом, стоимость барреля нефтепродуктов составила 975 долларов за кубический метр, или 97,5 центов за литр (3,69 долларов за галлон). США Скорректированная на текущие доллары с использованием индекса потребительских цен , в долларах 2000 года нефть стоила бы 4214 долларов за кубический метр (670 долларов за баррель), в то время как продукты нефтепереработки стоили бы ошеломительные 9,62 доллара за литр (36,42 доллара за галлон).

После войны трубопровод Canol оказался бесполезен. Он просто вышел из строя, а трубы и другое оборудование валялись брошенными. Нефтеперерабатывающий завод в Уайтхорсе продолжал работать – в другом месте. Imperial купила его за 1 доллар, разобрала, перевезла в Эдмонтон , Альберта , и собрала заново, как гигантский пазл, для управления добычей на быстро развивающемся нефтяном месторождении Ледюк недалеко от Девона .

История Нормана Уэллса еще не завершена. Месторождение вступило в свою самую важную фазу в середине 1980-х годов, когда трубопровод соединил месторождение с общеканадской системой нефтепроводов. Нефть начала течь на юг в 1985 году.

Северная Канада (изображена слева) на карте полярного региона. Есть три способа описать Арктику. Одним из них является территория за Полярным кругом . Другой - северный регион, лишенный деревьев. Третья — это область, где среднесуточная температура в июле составляет 10 °C (50 °F) или ниже — на этой изотермической карте это область, ограниченная красной линией.

Норман Уэллс стал настоящим открытием. Однако это не было исследованием Арктики , поскольку она располагалась к югу от Полярного круга , а также за пределами узко определенной арктической среды (см. карту).

Окончательный рывок в Арктику произошел в 1957 году, когда компания Western Minerals и небольшая геологоразведочная компания Peel Plateau Exploration пробурили первую скважину на Юконе. Для обеспечения скважины, примерно в 800 км (500 миль) от Уайтхорса в Игл-Плейнс, Плато Пил перевезло 2600 тонн (2559 л/т или 2866 т/т) оборудования и припасов на тракторном поезде. Для этого достижения в каждом поезде было задействовано восемь тракторов и 40 саней, всего семь рейсов туда и обратно. Бурение продолжилось в 1958 году, но в конце концов компания объявила скважину высохшей и заброшенной. Однако в течение следующих двух десятилетий освоение Арктики набрало обороты.

Арктические границы

Всплеск интереса к Канадскому Арктическому архипелагу (Арктическим островам) как к возможному местонахождению запасов нефти возник в результате «Операции Франклин» — исследования арктической геологии 1955 года, проведенного Ивом Фортье под эгидой Геологической службы Канады. Это и другие исследования подтвердили наличие толстых слоев отложений , содержащих множество возможных углеводородов ловушек .

Нефтяные компании обратились к правительству Канады за разрешением на разведку этих отдаленных земель в 1959 году, еще до того, как правительство начало регулировать такую ​​разведку. Непосредственным результатом стала задержка. В 1960 году правительство Дифенбейкера приняло постановления, а затем выдало разрешения на разведку 160 000 квадратных километров (61 776 квадратных миль) северных земель. Эти разрешения давали права на добычу полезных ископаемых для выполнения обязательств по выполнению работ, то есть для согласия потратить деньги на разведку.

Первой скважиной на арктических островах стала скважина №1 Уинтер-Харбор на острове Мелвилл , пробуренная зимой 1961–62 годов. Оператором выступила компания Dome Petroleum . Оборудование и материалы для бурения и лагеря на 35 человек были доставлены на корабле из Монреаля . Эта скважина оказалась сухой, как и две другие, пробуренные в течение следующих двух лет на островах Корнуоллис и Батерст . Все три скважины оказались техническими успешными.

Стремление федерального правительства поощрять освоение арктических островов, отчасти для утверждения канадского суверенитета, привело к созданию компании Panarctic Oils Ltd. в 1968 году акционер.

Panarctic начала свою программу геологоразведочных работ с сейсмических работ, а затем бурения на арктических островах. Канады К 1969 году газовое месторождение Дрейк-Пойнт стало, вероятно, крупнейшим газовым месторождением . В течение следующих трех лет на островах появились другие крупные газовые месторождения, создавшие запасы в 500 миллиардов м³ (4,324 миллиарда баррелей) малосернистого сухого природного газа.

Во время этой программы бурения произошло два значительных выброса. Скважина Drake Point N-67 компании Panarctic, пробуренная в 1969 году на глубине 2577 м на полуострове Сабин острова Мелвилл , стала первым крупным открытием на арктических островах. Это гигантское газовое месторождение было очерчено 14 скважинами (включая скважину открытия 1969 года и две вспомогательные скважины , пробуренные для борьбы с выбросом скважины открытия). Скважина, пробуренная в 1970 году на острове Кинг-Кристиан, привела к еще одному выбросу, хотя и впечатляющих масштабов. Король Кристиан D-18 бушевал 91 день и после возгорания стал источником 80-метрового (250 футов) столба пламени. Возможно, выбросы составили до 200 миллионов кубических футов (5 700 000 м3). ³ ) газа в день.

Panarctic также обнаружила нефть на островах Бент-Хорн и мыс Эллисон, а также на шельфе Сиско и Скейт. Разведка переместилась в море, когда Panarctic начала бурить скважины на «ледяных островах» — на самом деле не на островах, а на платформах из утолщенного льда, образовавшихся зимой в результате закачивания морской воды на паковый полярный лед .

Компания обнаружила также много газа и немного нефти. В 1985 году Панарктик стал коммерческим производителем нефти в экспериментальном масштабе. Все началось с загрузки в один танкер нефти с нефтяного месторождения Бент Хорн (обнаруженного в 1974 году на Бент Хорн N-72, первой скважины, пробуренной на острове Кэмерон ). Самый большой годовой объем нефти – 50 000 м³ (432 424 барреля) – компания поставила на южные рынки в 1988 году. Добыча продолжалась до 1996 года.

Скважины ледяного острова Панарктики не были первыми морскими скважинами на севере Канады. В 1971 году компания Aquitaine (позже известная как Canterra Energy, затем поглощенная Husky Oil ) пробурила скважину в Гудзоновом заливе с помощью буровой установки, установленной на барже. Хотя этот колодец находился к югу от Полярного круга , он находился во враждебной приграничной среде. Шторм вынудил скважину приостановить, и в конечном итоге безуспешная программа разведки затянулась на несколько лет.

Дельта Маккензи и море Бофорта

Дельта реки Маккензи была объектом наземных и воздушных исследований еще в 1957 году, и геологи тогда сравнили ее с дельтами Миссисипи и Нигера , предполагая, что Маккензи может оказаться столь же плодородной. В течение миллионов лет осадки выливались из устья Маккензи, создавая огромные наносы песка и сланца – ламинаты осадочных пород, деформированные в многообещающие геологические структуры. Бурение началось в дельте Маккензи и полуострове Туктояктук в 1962 году и ускорилось в начале 1970-х годов. Устье реки Маккензи не было заливом Прадхо , но оно содержало крупные газовые месторождения.

предложение о строительстве трубопровода Маккензи-Вэлли К 1977 году его установленные запасы газа составляли 200 миллиардов м³ (1730 баррелей), и было выдвинуто . Последовавшее за этим расследование трубопровода Маккензи-Вэлли, возглавляемое судьей Томасом Р. Бергером, привело к мораторию на такой трубопровод, который сегодня снова находится на рассмотрении.

Нефтяная промышленность постепенно сместила свое внимание в непредсказуемые воды моря Бофорта . Чтобы справиться с проблемами зимнего холода и относительно глубокой воды, технологии бурения на проливе Бофорт претерпели период быстрого развития.

В первых морских скважинах, пробуренных на судне Бофорт, в качестве буровых платформ использовались искусственные острова , но это была система зимнего бурения, и она была практична только на мелководье. В середине 1970-х годов появление флота усиленных буровых судов продлило сезон бурения, включив в него от 90 до 120 безледных летних дней. Это также позволило отрасли вести бурение в более глубоких водах моря Бофорта. К середине 1980-х годов изменения в технологиях искусственных островов и буровых судов привели к увеличению как сезона бурения, так и глубины воды, на которой могла работать отрасль. Они также сократили затраты на разведку.

Первая скважина для испытания Бофорта была пробурена не на море, а на острове Ричардс в 1966 году. Переезд на море произошел в 1972–73 годах, когда компания Imperial Oil построила два искусственных острова для использования в зимний сезон бурения. Компания построила первый из них, «Иммерк 13–48», из гравия, добытого со дна океана. Склоны острова были крутыми и в летние месяцы быстро разрушались. Чтобы контролировать эрозию, компания использовала проволоку, закрепленную поперек склонов и увенчанную противоторпедной сеткой времен Второй мировой войны. Второй остров, Adgo F-28, использовал добытый ил. Это оказалось сильнее. На других искусственных островах использовались другие методы укрепления.

В 1976 году компания Canadian Marine Drilling Ltd., дочерняя компания Dome Petroleum , доставила на Бофорт небольшую армаду. В его состав входили три усиленных буровых корабля и флот поддержки из четырех катеров снабжения, рабочих и снабженческих барж и буксира. Это оборудование расширило исследуемые регионы моря Бофорта. Однако буровые суда имели свои ограничения для работы Бофорта. Ледоколы и другие формы управления льдом обычно могли преодолеть трудности, связанные с таянием ледяной шапки летом. Но после того, как начнется ледостав, растущая ледяная шапка оттолкнет буровое судно от места, если оно не будет использовать ледоколы, чтобы держать лед под контролем. В конечном итоге флот CanMar увеличился и теперь включает 5 буровых судов, SSDC (Single Steel Drilling Caisson) и Canmar Kigoriak , ледокол арктического класса 4.

Самой технологически инновационной буровой установкой на Бофорте было судно, известное как Kulluk , созданное компанией Gulf Oil . «Куллук» представлял собой судно круглой формы, предназначенное для продолжительных буровых работ в арктических водах. Куллук мог безопасно бурить однолетний лед толщиной до 1,2 м (3,9 фута). В конечном итоге компания Dome приобрела судно, которое затем постепенно перешло к Amoco , а затем к BP . BP намеревалась продать этот инструмент на металлолом примерно в 2000 году. Однако впоследствии Royal Dutch Shell приобрела судно и в 2007 году планировала бурить в спорных водах моря Бофорта .

Крупнейшие исследователи Бофорта экспериментировали с множеством новых технологий и создали одни из самых дорогих и специализированных буровых систем в мире. Некоторые из них были продолжением технологий искусственных островов; инженеры-проектировщики сосредоточились на способах защиты острова от эрозии и воздействия. На мелководье эталоном стал жертвенный пляж-остров. У этого острова были длинные, постепенно наклоненные склоны, на которые могла обрушиться месть непогоды и моря.

Деятельность по разведке моря Бофорта последовала за ценами на нефть: она началась с арабского нефтяного эмбарго в 1973 году и затихла, когда цены упали в начале 1980-х годов. Национальная энергетическая программа Канады, о которой было объявлено сразу после достижения пика цен в 1980 году, ввела контроль над ценами на канадскую нефть и еще больше подавила инвестиции.

В декабре 2005 года Devon Energy приступила к бурению первой с 1989 года морской скважины в канадских водах моря Бофорта с буровой установки SDC . SDC ; (или Steel Drilling Caisson) был построен для Канмара в 1982 году путем прикрепления носовой части Very Large Crude Carrier World Saga к вершине стальной баржи с наклонными бортами (имитируя искусственный остров) баржу можно забалластировать, чтобы она могла стоять на дне для проведения буровых работ. Скважина Paktoa C-60 была завершена в 2006 году, но результаты неизвестны, поскольку она была обозначена как «плотная скважина» – скважина, о которой по соображениям конкуренции не было предоставлено никакой информации.

Прибрежная энергетика

Шотландский шельф

Морские регионы восточного побережья Канады включают континентальные шельфы четырех атлантических провинций.

Место первой в Канаде морской скважины с соленой водой находилось в 13 км (8,1 мили) от берега острова Принца Эдуарда . Скважина №1 Хиллсборо, пробуренная в 1943 году, была пробурена компанией Island Development Company. Компания использовала буровой остров, построенный на глубине 8 м (26 футов) из дерева и около 7200 тонн (7086 л/т или 7937 т/т) камня и бетона. Скважина достигла глубины 4479 м (14 695 футов) и обошлась в 1,25 миллиона долларов - чрезвычайно дорогая скважина в то время. В сентябре 1945 года Хиллсборо, являвшийся частью военных действий союзников , был объявлен засушливым и заброшен.

В 1967 году компания Mobil пробурила первую скважину у берегов Новой Шотландии — проекта Sable Offshore Energy скважину C-67 . Колодец расположен на пустынном песчаном острове Сейбл (наиболее известном своим стадом диких лошадей), дно которого находится в газосодержащих меловых породах. Бурение на этом остановилось, потому что не существовало технологии, способной выдержать сверхдавление, с которым столкнулась скважина.

Опыт Shell на этой скважине стал предзнаменованием двух будущих событий на шотландском шельфе . Во-первых, крупные открытия на шельфе Новой Шотландии обычно представляют собой залежи природного газа, а во-вторых, они будут связаны с высоким давлением. В начале 1980-х годов две открытые скважины – Uniacke G-72 компании Shell и West Venture N-91 компании Mobil – фактически взорвались. Скважину Униаке, пробуренную с полупогружной буровой установки «Винланд» , потребовалось около десяти дней, чтобы взять под контроль. Напротив, последствий взрыва на устранение в West Venture потребовалось восемь месяцев.

West Venture началась с поверхностного выброса и была быстро закрыта командой буровой установки Сапата Скотиан, но затем скважина взорвалась под землей. Природный газ высокого давления прорвал обсадную колонну скважины и начал устремляться из глубокой зоны в неглубокую. Говоря языком нефтяной промышленности, выброс «зарядил» (то есть проник в) более мелкую геологическую зону, резко увеличив пластовое давление. Прямые затраты на то, чтобы взять ситуацию под контроль, составили 200 миллионов долларов.

В первые годы своего существования у берегов Новой Шотландии в этой отрасли были сделаны и другие скромные открытия нефти и газа – например, газовая скважина Shell Onondaga E-84, пробуренная на глубину 3988 м (13 084 фута) в 1969 году. А в 1973 году компания Mobil пробурила скважину D. -42 Колодец Кохассет на западном краю суббассейна реки Сейбл.

Долото Mobil обнаружило почти 50 м (160 футов) чистой нефти в одиннадцати зонах меловых песков нижней части каньона Логан. Однако через пять лет повторная скважина обнаружила только водоносные пески, и компания приостановила работы на месторождении. Mobil переехала в другие места на шельфе Шотландии, открыв в 1979 году многообещающее газовое месторождение Venture.

Расположенная на сейсмической разведке, обнаруженной несколькими годами ранее, компания Mobil отложила бурение зонда Venture, поскольку структура была глубокой и могла содержать зоны высокого давления, подобные тем, которые остановили бурение на острове Сейбл в предыдущее десятилетие. Открытая скважина Venture обошлась в 40 миллионов долларов, что на тот момент было потрясающей ценой за одну скважину.

По иронии судьбы, первое коммерческое открытие на шельфе, открытие компании Mobil в Кохассете в 1973 году, на момент обнаружения оказалось относительно несущественным. Но к концу 1980-х годов сочетание успехов геологоразведочных работ и новаторского мышления привело к разработке месторождения, которое большая часть отрасли считала нерентабельным. В декабре 1985 года компания Petro-Canada пробурила выходящую скважину Cohasset A-52 для исследования структуры Cohasset к юго-западу от скважины, открытой компанией Mobil в 1973 году. В отличие от разочаровывающего выхода 1978 года, эта скважина испытала нефть с общим дебитом 4500 м³ (38 918 баррелей) в день из шести зон.

После положительных результатов скважины А-52 компания Shell пробурила открытую скважину в Пануке, в 8 км (5,0 миль) к юго-западу от Кохассета. Экспедиционная установка Shell Panuke B-90 столкнулась с относительно тонкой зоной, в которой проверялась легкая нефть со скоростью 1000 м³ (8648 баррелей) в день. В следующем году Petro-Canada пробурила очертательную скважину F-99 в Пануке. Эта скважина проверяла нефть при дебите 8 000 м³ (69 188 баррелей) в день в течение шести дней.

Хотя открытия Кохассета и Пануке сами по себе были незначительными, в середине 1980-х годов консалтинговая фирма, нанятая корпорацией Crown Nova Scotia Resources Limited (NSRL), исследовала идею их объединения. Создав совместное предприятие с британской компанией Lasmo plc, которая сформировала филиал в Новой Шотландии для эксплуатации месторождения, NSRL смогла добиться финансового и технического успеха проекта. Однако в конечном итоге производство оказалось меньше, чем ожидалось; месторождение добывалось только с 1992 по 1999 год.

В январе 2000 года освоение шельфа достигло важной вехи, когда газ с газового завода Sable Offshore Energy Project в Новой Шотландии был впервые доставлен на Приморья и Новой Англии рынки . В настоящее время проект производит от 400 до 500 миллионов кубических футов (от 11 000 000 до 14 000 000 м3). ³ ) природного газа и 20 000 баррелей (3 200 м ³ ) сжиженного природного газа каждый день. Тем не менее, корпорация EnCana в настоящее время разрабатывает газовое месторождение, известное как Deep Panuke , которое могло бы заменить некоторые истощающиеся газовые месторождения существующих морских газовых месторождений Новой Шотландии.

Ньюфаундленд и Лабрадор

Лабрадорский шельф Ньюфаундленда и Лабрадора был перспективной провинцией для разведки в ранний период освоения восточного шельфа. Скважины на более глубоких водах, впервые пробуренные в 1971 году, были пробурены с помощью буровых судов с динамическим позиционированием.

Айсберги, отколовшиеся от ледников Гренландии , заслужили этому участку воды неласковое прозвище «Аллея айсбергов». Айсберги, дрейфующие к буровому оборудованию, представляли уникальную опасность для отрасли в этой суровой среде. Но, используя сочетание ковбойских и морских технологий, бурильщики Лабрадора справились с проблемой: заарканили айсберги полипропиленовыми канатами и стальными тросом, а затем отбуксировали их в сторону.

Ухудшение экономики геологоразведочных работ и плохие результаты бурения ослабили энтузиазм отрасли в отношении этого региона. Бурение прекратилось в начале 1980-х годов, хотя оно продолжалось в более южных водах у Ньюфаундленда.

Наиболее многообещающее бурение у восточного побережья Канады имело место на Гранд-Бэнкс Ньюфаундленда , особенно в бассейнах Авалон и Жанна д'Арк. Разведка этого района началась в 1966 году, и, за исключением одного нефтяного шоу в 1973 году, первые 40 скважин на Гранд-Бэнкс были сухими.

Затем, в 1976 году, произошла забастовка нефтяников в Хибернии , которая изменила судьбу региона. Вскоре стало ясно, что на шельфе Ньюфаундленда могут находиться крупные нефтяные месторождения.

Следующие девять месторождений были некоммерческими, но предоставили ценную геологическую информацию. Что еще более важно, два открытия середины 1980-х годов — Терра Нова и Белая роза — казались более легко достижимыми, чем Хиберния. Однако в производство они пошли только в 2002 и 2005 годах.

Terra Nova и White Rose используют плавучие суда для хранения и разгрузки нефти (FPSO) для сбора и хранения добытой нефти. Производственные мощности были построены в раскопках на дне океана. Суда могут быть переведены в гавань, если того требуют условия, а заглубление защищает подводные объекты от размыва айсбергами.

Хотя этот подход и не подходит для многих морских резервуаров, он является одновременно экономичным и безопасным. Инсайдеры отрасли иногда называют их системами «режи и беги».

Совсем другое дело – производственная система, разработанная в конечном итоге для Hibernia. . Инсайдеры иногда описывают ее как систему «стой и сражайся» - фиксированную платформу, сильно укрепленную, чтобы выдержать удар айсберга. Он силен в плане безопасности, но стоил недешево.

Гиберния

Chevron пробурила скважину на месторождении Хиберния, чтобы получить коммерческую долю в площади Гранд-Бэнкс, принадлежащей Mobil и Gulf. Месторождение находится в 315 км (196 миль) к востоку-юго-востоку от Сент-Джонса , а глубина воды составляет около 80 м (260 футов). В период с 1980 по 1984 год компания Mobil пробурила на месторождении девять оконтуривающих скважин стоимостью 465 миллионов долларов. Восемь из этих скважин оказались успешными. Они установили извлекаемые запасы нефти месторождения на уровне около 625 миллионов баррелей (99 400 000 м3). ³ ) – примерно на 40 процентов больше нефти, чем первоначально предполагалось.

Ввод месторождения в эксплуатацию занял много времени. Оно включало урегулирование юрисдикционного спора между Ньюфаундлендом и Канадой по поводу права собственности на морские полезные ископаемые и других вопросов. Длительные финансовые переговоры начались в 1985 году, вскоре после того, как Mobil представила правительствам двух стран план развития. Лишь в 1988 году правительства двух стран достигли соглашения о разработке с Mobil, Petro-Canada, Chevron Corporation и Gulf Oil – компаниями, имеющими интересы в этой области.

По условиям этого соглашения федеральное правительство предоставит гранты на сумму 1 миллиард долларов, гарантии по кредитам на 1,66 миллиарда долларов и другую помощь на развитие проекта стоимостью 5,8 миллиарда долларов. Эти уступки были необходимы из-за того, что правительство настаивало на создании огромной и дорогой бетонной платформы (Gravity Base System или GBS), несмотря на снижение цен на нефть. Потенциально эти факторы сделают это месторождение нерентабельным.

Крупнейшая в мире нефтяная платформа GBS компании Hibernia расположена на дне океана на глубине примерно 80 м (260 футов), а ее верхние части выходят из воды примерно на 50 м (160 футов). Платформа действует как небольшой бетонный остров с зазубренными внешними краями, предназначенный для противодействия айсбергам. ГБС содержит резервуары для хранения на 1,3 миллиона баррелей (210 000 м3). ³ ) нефти, а остальная часть пустоты заполнена магнетитовым балластом . Конструкция весит 1,2 миллиона тонн (1,1 миллиона тонн).

Плавучая платформа, подобная тем, что используются в Северном море, была бы гораздо дешевле. Однако у GBS были преимущества в плане безопасности на месторождении, расположенном в чрезвычайно негостеприимной среде, где волны-убийцы , туман , айсберги и морской лед , ураганы и северо-восточные зимние штормы не были редкостью. Из-за промышленной катастрофы в Хибернии в начале десятилетия это был решающий аргумент.

С первых дней существования нефтяной промышленности открытие и добыча периодически приводили к человеческим жертвам. Для нефтяной промышленности Канады самым страшным инцидентом стала катастрофа Ocean Ranger в 1982 году. В ходе этой ужасной трагедии Ocean Ranger, полупогружная морская буровая установка, бурившая очерчивающую скважину Hibernia J-34, затонула во время зимнего шторма. Судно унесло в холодное море 84 руки; никто не выжил. Эти воспоминания были свежи в памяти каждого, когда обсуждалась система добычи месторождения.

Для участвующих правительств высокая стоимость проекта на самом деле была привлекательной как способ помочь противостоять хронически высокому уровню безработицы в Ньюфаундленде. Независимо от того, будет ли этот огромный проект выгодным для его владельцев или нет, он будет стимулировать экономику самой бедной провинции Канады. По словам историка Ньюфаундленда Валери Саммерс, «циники Ньюфаундленда и других регионов Канады обычно считали Хибернию одним из самых дорогостоящих региональных событий в истории Канады и одной из крупнейших азартных игр в истории Ньюфаундленда». Сейчас считается, что Hibernia начала свою продуктивную фазу как резервуар объемом в миллиард баррелей и была введена в эксплуатацию в 1997 году.

Десять лет спустя провинция заключила сделку по разработке четвертого проекта на месторождении Хеврон . Отраслевыми партнерами в этом проекте являются ExxonMobil Canada, Chevron Canada, Petro-Canada и Norsk Hydro Canada. Оператором будет ExxonMobil. Провинция Ньюфаундленд и Лабрадор получит 4,9% акций проекта через свою Энергетическую корпорацию. Провинция также договорилась о выплате дополнительных роялти в размере 6,5% от чистой выручки всякий раз, когда среднемесячные цены на нефть превышают 50 долларов США за баррель после выплаты чистых роялти.

Затраты на разработку проекта оцениваются в размере от 7 до 11 миллиардов долларов в течение 20-25 лет эксплуатации месторождения. Владельцы ожидают, что проект сможет производить от 150 000 до 170 000 баррелей (27 000 м3). ³ ) нефти в день.

Западное побережье

также существует осадочный бассейн У побережья Британской Колумбии , и там проводилось разведочное бурение. С 1967 по 1969 год Shell пробурила 14 глубоких сухих скважин с Transocean полупогружной лодки 135-F — некоторые к западу от Ванкувера , другие в проливе Геката рядом с островами Королевы Шарлотты . Разведка у западного побережья прекратилась в 1972 году, когда федеральное правительство и правительство Британской Колумбии ввели мораторий на разведку в ожидании результатов исследований воздействия бурения на окружающую среду. В 1986 году назначенная правительством комиссия рекомендовала отменить мораторий.

Однако провинция так и не предприняла никаких действий до 1989 года, когда американская баржа разлила нефть у побережья Британской Колумбии . Несколько месяцев спустя произошел катастрофический Exxon Valdez разлив нефти у берегов Аляски . Хотя ни один из этих разливов не был связан с разведкой или добычей сырой нефти, они сделали политически невозможным для правительств отмену моратория.

В 2001 году правительство провинции инициировало еще один пересмотр запрета на бурение и рекомендовало отменить мораторий. Затем собралась федеральная комиссия, провела слушания и опубликовала отчет. в 2004 году не было сделано никаких рекомендаций, и федеральный запрет остался в силе.

В 2007 году правительство Британской Колумбии объявило об энергетической политике, официально призывающей к отмене моратория. Однако без федерального соглашения бурение начаться не может.

Вопросы политики

По мере того как промышленность осваивала границы, Канада пробурила некоторые из самых глубоких морских скважин в мире, в частности газовую скважину Аннаполис G-24, пробуренную на глубину 6100 м (20 000 футов) (глубина воды составляла 1675 м (5 495 футов)) на шельфе Новой Шотландии. в 2002 году. Промышленность построила новые искусственные острова и мобильные буровые системы. Были созданы сети, способные обеспечить мгновенную связь между головным офисом и удаленными буровыми площадками. И оно разработало самое сложное в мире понимание льда и способов борьбы с ним на севере. Эти и другие инициативы дали канадской нефтяной промышленности непревзойденный опыт в некоторых областях.

Стимулирующие выплаты в нефтяной отрасли

Поскольку нефть является стратегическим товаром, который в основном находится на землях Короны , и важным источником государственных доходов, канадские правительства уже давно участвуют в разработке энергетической политики и принятии ее в качестве закона. Канады Это было особенно очевидно при освоении приграничных территорий в 1980 году, когда федеральное правительство ввело Национальную энергетическую программу (НЭП) для компаний, занимающихся разведкой федеральных земель. Эта политика имела далеко идущие последствия и включала сложную комбинацию налогов , роялти , возвращения Короне приграничной собственности и поощрительных выплат . Эта политика была прямым ответом на несколько лет роста цен на нефть, перемежающихся энергетическим кризисом 1979 года , в результате которого цены на сырую нефть на короткое время поднялись до 39,50 долларов.

К декабрю 1985 года добыча нефти ОПЕК достигла 18 миллионов баррелей (2 900 000 м3). ³ ) в день. Это усугубило существующий переизбыток нефти и спровоцировало ценовую войну. В следующем году средние мировые цены на нефть упали более чем на 50 процентов. Этот ценовой шок привел многие нефтяные компании, нефтедобывающие государства и регионы к длительному периоду кризиса.

Приграничные операции отрасли были особенно уязвимы к обвалу цен на нефть. Канада уже свернула НЭП, и дорогостоящее пограничное бурение, в результате которого были обнаружены запасы, которые в условиях низких цен были по большей части нерентабельны, стало первой жертвой общеотраслевого кризиса. К середине 1986 года уже начался резкий спад активности на приграничных территориях, и к концу года бурение практически остановилось.

Эта последовательность событий дает интересную иллюстрацию потенциальных экономических искажений из-за государственных стимулов. С шагом в пять лет, начиная с 1966 года, средние затраты на разведку пограничных скважин менялись следующим образом:

Период	Канадская Арктика	Оффшор восточного побережья
1966–1970	4,3 миллиона долларов	1,2 миллиона долларов
1971–1975	3,6 миллиона долларов	3,8 миллиона долларов
1976–1980	24,4 миллиона долларов	22,4 миллиона долларов
1981–1985	63,2 миллиона долларов	45,8 миллиона долларов
1986–1989	44,2 миллиона долларов	20,5 миллионов долларов

Выдающиеся цифры выделены жирным шрифтом. Очевидно, что бурение в первой половине 1980-х годов было связано с поощрительными выплатами не меньше, чем с добычей нефти. Основными бенефициарами поощрительных выплат в нефтяной отрасли среди канадских нефтедобывающих компаний были Dome , Imperial Oil и Gulf Canada . Все три управляли буровыми дочерними компаниями на Севере.

После падения цен на нефть денежный поток многих компаний оказался на отрицательной территории. Геологоразведочная деятельность резко снизилась, но не остановилась полностью. Среди буровых компаний существовала острая конкуренция за доступную работу, а инфляция издержек, вызванная льготными выплатами федерального правительства нефтяным компаниям, быстро снизилась.

Атлантическое соглашение

Важный политический вопрос о том, кому принадлежат морские полезные ископаемые Ньюфаундленда, на короткое время встал на пути разработки морской нефти и газа. С открытием Хибернии появилась перспектива добычи нефти из-под моря. В ответ правительство Ньюфаундленда и Лабрадора предъявило претензии на права на добычу полезных ископаемых в своих прибрежных регионах. Провинция была доминионом до 1949 года. сейчас заявила, что не уступила свои морские ресурсы Оттаве, когда она стала канадской провинцией в 1949 году.

С точки зрения нефтяной политики десятилетие, начавшееся в 1973 году, было беспокойным периодом. в Канаде, и иск Ньюфаундленда привел к противостоянию с либеральным правительством Пьера Трюдо , которое передало дело в Верховный суд Канады . Суд вынес решение против Ньюфаундленда в 1984 году.

В конце концов, однако, вопрос был решен политически . В 1985 году недавно избранное правительство Прогрессивно-консервативной партии (ПК) Брайана Малруни и правительство ПК Ньюфаундленда (возглавляемое Брайаном Пекфордом ) заключили сделку, известную как Атлантическое соглашение. Будучи лидером оппозиции , Малруни предложил эту сделку Пекфорду в преддверии федеральных выборов 1984 года . В результате Пекфорд энергично выступал за прогрессивных консерваторов. На выборах Ньюфаундленд вернул четырех депутатов в Палату общин от прогрессивно-консервативной партии .

Соглашение отложило вопрос о праве собственности на эти ресурсы, хотя этот вопрос уже был решен судом. Вместо этого соглашение действовало так, как будто два уровня правительства имели равные права на добычу полезных ископаемых на шельфе. Для заключения сделки правительства приняли взаимное и параллельное законодательство.

При официальном подписании Оттава и Сент-Джонс описали цели Соглашения следующим образом:

# Обеспечить разработку нефтегазовых ресурсов на шельфе Ньюфаундленда в интересах Канады в целом и Ньюфаундленда и Лабрадора в частности;

1. Защищать, сохранять и способствовать достижению национальной самодостаточности и безопасности поставок;
2. Признать право Ньюфаундленда и Лабрадора быть основным бенефициаром нефтегазовых ресурсов у их берегов, что соответствует требованию сильной и единой Канады;
3. Признать равенство обоих правительств в управлении ресурсами и обеспечить, чтобы темпы и способы развития оптимизировали социальные и экономические выгоды для Канады в целом и для Ньюфаундленда и Лабрадора в частности;
4. Обеспечить, чтобы правительство Ньюфаундленда и Лабрадора могло устанавливать и собирать доходы от природных ресурсов, как если бы эти ресурсы находились на суше в пределах провинции;
5. Обеспечить стабильный и справедливый режим управления оффшорами для промышленности;
6. Обеспечить стабильный и постоянный механизм управления прибрежными зонами, прилегающими к Ньюфаундленду, путем принятия соответствующих положений настоящего Соглашения в законодательстве Парламента Канады и Законодательного собрания Ньюфаундленда и Лабрадора и предусмотрев, что в Соглашение могут быть внесены поправки только взаимное согласие обоих правительств; и
7. Содействовать в рамках системы совместного управления, насколько это возможно, согласованности с режимами управления, установленными для других оффшорных зон Канады.

После подписания соглашения и подготовки необходимого законодательства компании, участвующие в проекте Hibernia, смогут завершить свой план разработки и договориться об одобрении проекта с Советом по оффшорной нефти Канады и Ньюфаундленда, регулирующим органом, представляющим оба уровня правительства. В другом месте эта история описывает некоторые условия, которых они достигли в рамках проекта Hibernia.

В 1986 году Малруни и премьер-министр Джон Бьюкенен ( ПК Новой Шотландии ) подписали Соглашение о морских нефтяных ресурсах между Канадой и Новой Шотландией. Это соглашение было похоже на Атлантическое соглашение по намерениям, тону и реализации.

Ключом к этим переговорам были две важные федеральные уступки: Оттава не будет включать Сент-Джона или Галифакса доходы от нефти в свои расчеты уравнительных выплат этим провинциям, и первоначально все доходы от морской добычи нефти и газа будут доставаться провинциям. Таким образом, эти сделки позволили провинциям облагать налогом морские нефтяные ресурсы, как если бы они были их владельцами.

Внося поправки в соглашения в 2005 году, недолговечное либеральное правительство Пола Мартина предоставило этим двум атлантическим провинциям временную защиту от сокращения выравнивания, которое в противном случае могло бы стать результатом их растущих оффшорных доходов. В случае с Ньюфаундлендом провинция предложила авансовый платеж в размере 2 миллиардов долларов в качестве «предоплаты» для этой гарантии защиты. Эти соглашения распространяются на 2011–2012 годы с возможностью продления на 2019–2020 годы, если провинции останутся в невыгодном положении по сравнению с другими провинциями.

Стремясь создать единый режим для обеих провинций, новое правительство - консерватора премьер-министра Стивена Харпера предложило альтернативный подход. Две провинции могли бы придерживаться уже подписанных соглашений или принять более щедрую формулу, которая включала бы 50 процентов доходов от природных ресурсов в формулу выравнивания. Новая Шотландия подписала 10 октября 2007 г.

В условиях более высоких цен на энергоносители эти две традиционно бедные провинции могут увидеть будущее, в котором они будут менее зависеть от федеральных трансфертов. Это было четким свидетельством ценности для их экономики более активного развития нефтяной промышленности в энергозависимом мире.

Метрические преобразования

Один кубометр нефти = 6,29 барреля.Один кубический метр природного газа = 35,49 кубических футов (1,005 м3). ³ ).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
• Переработка природного газа
• Тропа наследия Канола

Дальнейшее чтение

• 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 .
• Роберт Ботт; Канадский центр энергетической информации; Дэвид М. Карсон; Ян В. Хендерсон; Шаундра Карви (2004). Наша нефтяная задача: устойчивое развитие в 21 веке . Канадский центр энергетической информации. ISBN  978-1-894348-15-7 .
• Джордж Де Милль (1969). Нефть на западе Канады, первые годы . Отпечатано компанией Northwest Printing and Litographing.
• Кейт Браунси; Майкл Хоулетт (2001). «Валери А. Саммерс, «Между молотом и наковальней: смена режима в Ньюфаундленде» » . Провинциальный штат в Канаде: политика в провинциях и территориях . Университет Торонто Пресс. ISBN  978-1-55111-368-5 . Проверено 24 января 2012 г.
• « Атлантическое соглашение: Меморандум о соглашении между правительством Канады и правительством Ньюфаундленда по управлению морскими нефтегазовыми ресурсами и распределению доходов »; 11 февраля 1985 г.