История нефтяной промышленности в Канаде (приграничные исследования и разработки)

Эта статья является частью серии статей о
Нефть в Канаде
Ранняя история История природного газа Нефтяные пески и тяжелая нефть Границы Жидкие газы
Ресурсы и производители
Запасы нефти Нефтяные компании
Категории
Нефтяные месторождения НПЗ Нефтяные компании
Экономика Канады Энергетическая политика Канады
v т е

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 нефтегазовые границы находятся на территориях и в прибрежных регионах Атлантической Канады и Британской Колумбии .

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

Например, первые месторождения нефти были на юге Онтарио . Первое открытие природного газа на западе произошло на полосе отвода Канадско-Тихоокеанской железной дороги . Место первого открытия на крайнем севере, лесной кошки Норман-Уэллс 1920 года на Северо-Западных территориях , было вдоль реки Маккензи , в то время большого транспортного коридора в канадскую Арктику .

С тех случайных начинаний поиск нефти распространился на окраины континентальной Канады - и дальше этих окраин на покрытые океаном континентальные шельфы .

Исследования в этих областях связаны с огромными машинами, сложными системами материально-технического обеспечения и большими объемами капитала. Морские скважины в канадском секторе моря Бофорта стоили более 100 миллионов долларов. На другой стороне международной границы скважина, пробуренная в американском секторе Бофорта - по названию Муклюк, - обошлась в 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 Атлантического океана . Эти области сложно и дорого исследовать и развивать, но успешные проекты могут быть прибыльными при использовании известных производственных технологий.

По мере того, как мировые запасы нефти на суше истощаются, оффшорные 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 .

Некоторая пограничная добыча сырой нефти - например, месторождение Бент-Хорн в Арктике и открытие Пануке на шельфе Новой Шотландии - уже остановлена ​​после завершения своей производственной жизни. Точно так же некоторые приграничные месторождения природного газа сейчас находятся на более поздних стадиях истощения.

Частично эта история иллюстрирует, насколько важные изменения происходят в экономике новых добывающих регионов, когда приграничные геологоразведочные работы переходят от поискового бурения через разработку нефти и газа к добыче. В нем также исследуется изобретательность, необходимая для бурения в этих негостеприимных районах, а также смертельные проблемы, с которыми иногда сталкиваются исследователи.

Настоящий север [ править ]

Норман Уэллс [ править ]

Первая великая история в освоении Канадой географических границ - это история Нормана Уэллса на Северо-Западных территориях . Во время своего путешествия по реке Маккензи к Северному Ледовитому океану в 1789 году сэр Александр Маккензи отметил в своем дневнике, что видел, как нефть просачивалась с берега реки. Р.Г. Макконнелл из Геологической службы Канады подтвердил эти просачивания в 1888 году. В 1914 году британский геолог доктор Т.О. Босуорт поставил три претензии рядом с этим местом. Империал Ойлполучил претензии и в 1918–1919 послал двух своих геологов, и они рекомендовали бурение. ^[1]

Под руководством геолога бригада, состоящая из шести бурильщиков и быка (по имени Старый Ниг), позже начала шестинедельное путешествие протяженностью 1900 километров (1200 миль) на север по железной дороге , речным судном и пешком к месту, ныне известному как Норман Уэллс. Они нашли нефть - во многом благодаря удаче, как позже выяснилось, - после того, как Тед Линк, впоследствии главный геолог Imperial Oil, торжественно махнул рукой и сказал: «Бурите где-нибудь здесь». Бригада начала копаться в вечной мерзлоте.с киркой и лопатой, неспособные ввести в действие свой тросовый инструмент, 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 фута), а ртуть опустилась до -40  ° C (-40  ° F ). Экипаж решил сдаться и переждать зиму. Они выжили, но их бык - нет. Старый Ниг давал много еды в течение долгой холодной зимы.

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). Была открыта самая северная нефтяная скважина в мире. В последующие месяцы Imperial пробурила еще три скважины - две успешные, одну сухую. Компания также установила достаточно оборудования для переработки сырой нефти в мазут для использования в церковных миссиях и на рыбацких лодках вдоль реки Маккензи. Но нефтеперерабатывающий завод и месторождение нефти закрылись в 1921 году, потому что северные рынки были слишком малы, чтобы оправдать дорогостоящие операции. Норман Уэллс ознаменовал еще одну важную веху, когда в 1921 году Imperial поднял в воздух два цельнометаллических двигателя мощностью 185 лошадиных сил (138 кВт).Самолеты "Юнкерс" на площадку. Эти самолеты были одними из первых легендарных самолетов, которые помогли освоить север, и предшественниками современного коммерческого северного воздушного транспорта.

Небольшой нефтеперерабатывающий завод, использующий нефть Norman Wells, открылся в 1936 году для снабжения шахты Эльдорадо в Грейт-Беар-Лейк , но это месторождение не занимало 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 решению пробурить Leduc No. 1 . Как и Ледук , месторождение Норман Уэллс было пробурено в девонском рифе. После Второй мировой войны Imperial определила то, что, по ее мнению, могло быть аналогичным строением в Альберте, и, следовательно, обнаружила большое нефтяное месторождение Ледук. ^[2]

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

Этот впечатляющий проект, получивший название Canol Road - сокращение от слов «канадский» и «нефтяной», потребовал 20 месяцев, 25 000 человек, 10 миллионов тонн (9,8 миллиона длинных тонн или 11 миллионов коротких тонн ) оборудования, 1600 км (990 миль). каждая дорога , телеграфная линия и 2 575 км (1600 миль) трубопровода . Сеть трубопроводов состояла из 950 км (590 миль) нефтепровода от Норман Уэллс до нефтеперерабатывающего завода в Уайтхорсе. Оттуда по трем линиям доставлялась продукция в Скагуэй и Фэрбенкс на Аляске и на озеро Уотсон., Юкон. Тем временем Imperial бурила еще больше скважин. Испытания нефтяного месторождения Норман Уэллс начались, когда трубопровод был готов 16 февраля 1944 года. Месторождение превзошло ожидания. За год, оставшийся до окончания 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 1943 году. Общий объем добычи нефти составил 315 000 м³ (2,7 миллиона баррелей), из которых 7 313 м³ (63 000 баррелей) было разлито. Стоимость сырой нефти составляла 426 долларов за кубометр (67,77 долларов за баррель). Объем производства нефтепродуктов составил всего 138 000 м3 (1,2 миллиона баррелей). Стоимость барреля очищенного продукта составила 975 долларов за кубометр, или 97,5 цента за литр (3,69 доллара за галлон). С поправкой на текущие доллары с использованием индекса потребительских цен в США, в долларах 2000 года нефть стоила бы 4214 долларов за кубический метр (670 долларов за баррель), а очищенный продукт стоил бы поразительных 9,62 доллара за литр (36,42 доллара за галлон).

После войны трубопровод Canol был бесполезен. Он просто вышел из строя, а трубы и другое оборудование лежали 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 гигантскую головоломку, чтобы справиться с добычей на быстро развивающемся нефтяном месторождении Ледук недалеко от Девона .

История Нормана Уэллса еще не завершена. Месторождение вступило в свой наиболее важный этап в середине 1980-х годов, когда трубопровод соединил месторождение с канадской системой трубопроводов сырой нефти. Нефть начала течь на юг в 1985 году. ^[3]

Норман Уэллс стал новым открытием. Однако это не было исследованием Арктики , поскольку оно находилось к югу от Полярного круга, а также за пределами узко определенной арктической среды (см. Карту).

Окончательный прорыв в Арктику произошел в 1957 году, когда Western Minerals и небольшая геологоразведочная компания Peel Plateau Exploration пробурили первую скважину на Юконе. Чтобы подготовить скважину, примерно в 800 км (500 миль) от Уайтхорса на Игл-Плейнс, Пил-Плато перевезло 2600 тонн (2559 л / т или 2866 S / т) оборудования и материалов тракторным поездом. В этом достижении участвовало восемь тракторов и 40 саней на поезд, всего семь рейсов туда и обратно. Бурение продолжалось в 1958 году, но в конце концов компания объявила скважину сухой и заброшенной. Однако в следующие два десятилетия освоение Арктики набрало обороты.

Арктические границы [ править ]

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

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 была задержка. В 1960 году Diefenbaker правительство приняло правила, то получили разрешение на разведку 160000 квадратных километров (61776 квадратных миль) северной земли. Эти разрешения выдают права на добычу полезных ископаемых для выполнения рабочих обязательств, то есть для согласия потратить деньги на разведку.

Первой скважиной на Арктических островах была скважина Уинтер-Харбор №1 на острове Мелвилл , пробуренная зимой 1961–62. Оператором была компания « Доум Петролеум» . Оборудование и материалы для бурения и лагеря на 35 человек прибыли на корабле из Монреаля . Эта скважина была сухой, как и две другие, пробуренные в течение следующих двух лет на островах Корнуоллис и Батерст . Все три скважины были технически успешными.

Стремление федерального правительства поощрять освоение арктических островов, отчасти для утверждения суверенитета Канады, привело к созданию Panarctic Oils Ltd. в 1968 году. Эта компания объединила интересы 75 компаний и частных лиц с земельными владениями на арктических островах, а также федеральное правительство в качестве основного акционер.

Компания Panarctic начала свою программу разведки с сейсмических работ, а затем бурения на арктических островах. К 1969 году месторождение газа Дрейк-Пойнт было, вероятно, крупнейшим газовым месторождением Канады . В течение следующих трех лет на островах появились другие крупные газовые месторождения, в которых были установлены запасы чистого сухого природного газа в размере 500 миллиардов кубометров (4324 миллиарда баррелей).

Во время этой программы бурения произошло два значительных выброса. Скважина N-67 Drake Point в Панарктике, пробуренная в 1969 г. на глубину 2577 м на полуострове Сабин на острове Мелвилл , стала первым крупным открытием на арктических островах. Это гигантское газовое месторождение было разделено на 14 скважин (в том числе открытая скважина 1969 года и две разгрузочные скважины, пробуренные для борьбы с выбросом из обнаруженной скважины). ^[4] Скважина, пробуренная в 1970 году на острове Кинг Кристиан, привела к еще одному выбросу, хотя и впечатляющих размеров. Король Кристиан D-18 неистовствовал в течение 91 дня и после возгорания стал источником 80-метрового (250 футов) столба пламени. Возможно, он выбрасывал до 200 миллионов кубических футов (5 700 000 м ^3).) газа в сутки. ^[5]

Компания Panarctic также обнаружила нефть на островах Бент-Хорн и Мыс Эллисон, а также на шельфе Cisco и Skate. Геологоразведка переместилась в море, когда Panarctic начала бурение скважин с «ледяных островов» - на самом деле не островов, а платформ из утолщенного льда, созданного зимой путем перекачивания морской воды на полярный лед .

Компания нашла много газа и немного нефти. В 1985 году Panarctic стала коммерческой нефтедобывающей компанией в экспериментальном масштабе. Это началось с единственного танкера, загружающего нефть с нефтяного месторождения Бент-Хорн (обнаруженного в 1974 г. на Бент-Хорн N-72, первой скважине, пробуренной на острове Камерон ). В 1988 году компания поставила на южные рынки свой самый большой годовой объем нефти - 50 000 м³ (432 424 баррелей). Добыча продолжалась до 1996 года.

Скважины на ледяном острове Панарктики не были первыми скважинами на шельфе канадского севера. В 1971 году компания Aquitaine (позже известная как Canterra Energy, затем перешедшая к Husky Oil ) пробурила скважину в Гудзоновом заливе с установленной на барже буровой установки. Хотя к югу от Полярного круга , этот колодец находился во враждебной пограничной среде. Шторм вынудил скважину приостановить работу, и окончательно неудачная программа разведки приостановилась на несколько лет.

Дельта Маккензи и море Бофорта [ править ]

Реки Маккензи дельта была фокусом наземных и воздушных съемок еще в 1957 году, и геологи обратили сравнения затем на Миссисипи и Нигер Дельты , спекулируя , что Mackenzie может оказаться столь же Prolific. Миллионы лет отложения изливались из устья Маккензи, создавая огромные банки из песка и сланца - слоистые слои осадочных пород, деформированные в многообещающие геологические структуры. Бурение началось в дельте Маккензи на полуострове Туктояктук в 1962 году и ускорилось в начале 1970-х годов. Устье реки Маккензи не было заливом Прудхо , но в нем действительно находились большие газовые месторождения.

К 1977 году его установленные запасы газа составляли 200 миллиардов кубометров (1730 баррелей), и было выдвинуто предложение о строительстве трубопровода в долине Маккензи . Последовавшее за этим расследование по трубопроводу в долине Маккензи, возглавляемое судьей Томасом Р. Бергером, привело к введению моратория на строительство такого трубопровода, который сегодня снова рассматривается.

Нефтяная промышленность постепенно переключила свое внимание на непредсказуемые воды моря Бофорта . Чтобы справиться с проблемами зимнего холода и относительно глубокой воды, технологии бурения в Бофорте претерпели период быстрой эволюции.

Первые морские скважины, пробуренные в Бофорте, использовали искусственные острова в качестве буровых платформ, но это была зимняя система бурения, и ее можно было использовать только на мелководье. В середине 1970-х годов ввод в эксплуатацию флота усиленных буровых судов продлил сезон бурения, включив в него от 90 до 120 летних дней, свободных ото льда. Это также позволило отрасли вести бурение в более глубоких водах моря Бофорта. К середине 80-х годов прошлого века изменения в технологиях искусственных островов и буровых судов увеличили как сезон бурения, так и глубину воды, на которой могла работать отрасль. Они также снизили затраты на разведку.

Первая скважина для испытания Beaufort была не на шельфе, а была пробурена на острове Ричардс в 1966 году. Переход на море произошел в 1972–73 годах, когда Imperial Oil построила два искусственных острова для использования в зимний сезон бурения. Компания построила первый из них, Immerk 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 на склонах, увенчанную излишками противоторпедной сетки времен Второй мировой войны. На втором острове, Adgo F-28, использовался драгированный ил. Это оказалось сильнее. На других искусственных островах использовались другие методы армирования.

В 1976 году Canadian Marine Drilling Ltd., дочерняя компания Dome Petroleum , доставила на «Бофорт» небольшую армаду. В его состав входили три усиленных буровых корабля и вспомогательный флот из четырех катеров снабжения, рабочих и снабженческих барж и буксира. Это оборудование расширило исследуемые регионы в море Бофорта. Однако буровые суда имели свои ограничения для работ Бофорта. Ледоколы и другие формы управления ледовой обстановкой в ​​целом могли бы преодолеть трудности таяния ледяного покрова летом. Но после начала ледостава растущий ледяной покров вытолкнул бы буровое судно с места, если бы оно не использовало ледоколы для удержания льда под контролем. В конечном итоге флот CanMar расширился и включал 5 буровых кораблей, 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 . Kulluk было круглым судном, предназначенным для продолжительных буровых работ в арктических водах. Kulluk мог безопасно бурить однолетний лед толщиной до 1,2 м (3,9 фута). В конечном итоге 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 бурение 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 ударов. На мелководье стандартом стал жертвенный пляжный остров. У этого острова были длинные, постепенно наклонные стороны, на которые могла натянуться месть погоды и моря.

Геологоразведочные работы в море Бофорта следовали за ценами на нефть: они были начаты арабским нефтяным эмбарго в 1973 году и прекратились, когда цены упали в начале 1980-х годов. Национальная энергетическая программа Канады, о которой было объявлено сразу после пика цен в 1980 году, ввела контроль над ценами на канадскую нефть и еще больше ограничила инвестиции.

В декабре 2005 года Devon Energy начала бурение первой с 1989 года морской скважины в канадских водах моря Бофорта с буровой установки SDC . SDC (или стали Drilling кессон) был построен для Canmar в 1982 году путем присоединения носового от Very Large Crude Carrier World Saga к верхней части стальной баржи с наклонными сторон (имитируя искусственный остров); баржу можно балластировать, чтобы она могла располагаться на дне для проведения буровых работ. Скважина Paktoa C-60 была завершена в 2006 году, но результаты неизвестны, поскольку она была обозначена как «узкий ствол» - скважина, по которой по причинам конкуренции не может быть выпущена информация.

Прибрежная энергия [ править ]

Скотийский шельф [ править ]

Место первой морской скважины с соленой водой в Канаде находилось в 13 км от берега острова Принца Эдуарда . Скважина № 1 в Хиллсборо, пробуренная в 1943 году, была пробурена компанией Island Development. Компания использовала буровой остров, построенный на глубине 8 м (26 футов) из дерева и примерно 7200 тонн (7 086 л / т или 7937 S / т) камня и бетона. Скважина достигла высоты 4479 м (14 695 футов) и стоила 1,25 миллиона долларов - это была чрезвычайно дорогая скважина в то время. Часть военных действий союзников , Хиллсборо был объявлен засушливым и заброшенным в сентябре 1945 года.

В 1967 году компания Mobil пробурила первую скважину в районе Новой Шотландии - Sable Offshore Energy Project C-67. Расположен на пустынном песчаном острове Сейбл (наиболее известный своим табуном диких лошадей), колодец залегает в газоносных породах мелового периода . На этом бурение остановилось, потому что не существовало технологии, позволяющей выдерживать сверхвысокое давление в скважине.

Опыт Shell на этой скважине предвещал две будущие разработки на шельфе Шотландии . Во-первых, крупные открытия на шельфе Новой Шотландии обычно связаны с коллекторами природного газа, а во-вторых, они связаны с высоким давлением. В начале 1980-х годов две открывающие скважины - Shell Uniacke G-72 и Mobil West Venture N-91 - фактически взорвались. Скважина Uniacke, которую пробурили с полупогружной буровой установки Vinland , взяла под контроль около десяти дней. В отличие от этого, на то, чтобы прекратить прорыв в West Venture, потребовалось восемь месяцев.

West Venture начался с поверхности и был быстро остановлен бригадой буровой установки Zapata Scotian, но затем колодец взорвался под землей. Природный газ под высоким давлением прорвался через обсадную колонну скважины и начал устремляться из глубокой зоны в мелководную. Говоря языком нефтяной промышленности, выброс «заряжает» (т. Е. Поступает в) более мелкую геологическую зону, резко увеличивая пластовое давление. Прямые затраты на приведение этой скважины под контроль составили 200 миллионов долларов.

В первые годы своего существования в районе Новой Шотландии отрасль сделала и другие скромные открытия в области нефти и газа - например, газовую скважину Shell Onondaga E-84, пробуренную на глубину 3988 м (13 084 фута) в 1969 году. А в 1973 году Mobil произвела бурение скважины D. -42 Скважина Кохассет на западной окраине суббассейна Соболя.

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

Компания Mobil, расположенная на сейсмической площадке, которая была признана несколькими годами ранее, ждала пробуривания зонда Venture, потому что структура была глубокой и могла содержать зоны высокого давления, подобные тем, которые были остановлены на острове Сейбл в предыдущее десятилетие. Открытие скважины Venture обошлось в 40 миллионов долларов - это потрясающая цена за одну скважину.

По иронии судьбы, первое коммерческое открытие на шельфе, открытие Mobil Cohasset в 1973 году, оказалось относительно несущественным после обнаружения. Но к концу 1980-х сочетание успехов в разведке и новаторского мышления привело к разработке месторождения, которое большая часть отрасли считала нерентабельным. В декабре 1985 года компания Petro-Canada провела бурение ступенчатой ​​скважины Cohasset A-52 для изучения структуры Cohasset к юго-западу от скважины, открытой Mobil в 1973 году. В отличие от неутешительного выхода из эксплуатации в 1978 году, эта скважина проверяла нефть с совокупным дебитом 4500 м3 (38 918 баррелей) в день из шести зон.

После положительных результатов скважины A-52 Shell пробурила открывающую скважину в Пануке, в 8 км к юго-западу от Кохассета. Самолет Shell Panuke B-90 натолкнулся на относительно тонкую зону, в которой тестировалась легкая нефть со скоростью 1000 м3 (8 648 баррелей) в день. В следующем году Petro-Canada пробурила оконечную скважину F-99 на Пануке. Эта скважина проверяла нефть на 8 000 м³ (69 188 баррелей) в день в течение шести дней.

Хотя открытия Cohasset и Panuke сами по себе были маргинальными, в середине 1980-х консалтинговая фирма, нанятая корпорацией Crown Nova Scotia Resources Limited (NSRL), исследовала идею их объединения. Формируя совместное предприятие с британской базой Lasmo PLC, который сформировал Нова-Scotian филиала для работы в поле, NSRL был в состоянии сделать проект финансовым и технический успехом. В конце концов, однако, производство оказалось меньше, чем ожидалось; месторождение производилось только с 1992 по 1999 год.

В январе 2000 года разработка шельфовых месторождений достигла важной вехи, когда газ с газового завода Sable Offshore Energy Project в Новой Шотландии впервые был доставлен на рынки Maritimes и Новой Англии . В настоящее время в рамках проекта ежедневно производится от 400 до 500 миллионов кубических футов (11 000 000 и 14 000 000 м ³ ) природного газа и 20 000 баррелей (3 200 м ³ ) сжиженного природного газа. Тем не менее, EnCana Corporation сейчас разрабатывает газовое месторождение, известное как Deep Panuke , которое может заменить некоторые из истощающихся газовых месторождений существующих морских газовых месторождений Новой Шотландии.

Ньюфаундленд и Лабрадор [ править ]

Лабрадорский шельф Ньюфаундленда и Лабрадора был перспективной исследовательской провинцией в ранний период освоения восточных шельфов. Впервые пробуренные в 1971 году, скважины в более глубоких водах были пробурены с динамически позиционируемых буровых судов.

Айсберги откололся от ледников в Гренландии заработал этот участок воды unaffectionate прозвища «Iceberg Alley» . Дрейфующие к буровому оборудованию айсберги представляли уникальную опасность для отрасли в этой суровой среде. Но, используя сочетание ковбойских и морских технологий, бурильщики-лабрадоры решили проблему, заколотив айсберги полипропиленовыми веревками и стальными тросами, а затем отбуксировав их в сторону.

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

Наиболее многообещающее бурение у восточного побережья Канады проходило на Большом берегу Ньюфаундленда, особенно в бассейнах Авалон и Жанны д'Арк. Геологоразведочные работы начались в 1966 году, и, за исключением одного нефтяного месторождения в 1973 году, первые 40 скважин на Гранд-Банке были сухими.

Затем, в 1976 году, произошла нефтяная забастовка Hibernia , которая изменила судьбу региона. Вскоре стало ясно, что на шельфе Ньюфаундленда могут быть и действительно находятся крупные месторождения нефти.

Следующие девять диких кошек, хотя и не являлись коммерческими, предоставили ценную геологическую информацию. Что еще более важно, два открытия середины 1980-х годов - Terra Nova и White Rose - казались более легкими для производства, чем Hibernia. Однако они не пошли в производство до 2002 и 2005 годов.

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

Хотя этот подход не подходит для многих морских резервуаров, он экономичен и безопасен. Инсайдеры отрасли ^{[ кто? ]} иногда называют их системами «разрезать и запустить».

Другое дело ^{[ расплывчато ] -} производственная система, в конечном итоге разработанная для Hibernia . Инсайдеры ^{[ кто? ]} иногда описывают это как систему «стой и сражайся» - стационарная платформа, сильно укрепленная, чтобы выдерживать удары айсберга. Он силен по безопасности, но стоил недешево. ^{[ необходима цитата ]}

Hibernia [ править ]

Chevron пробурила скважину на открытии Hibernia, чтобы получить коммерческий интерес в землях Гранд-Бэнкс, принадлежащих Mobil and Gulf. Месторождение находится в 315 км (196 миль) к востоку-юго-востоку от Сент-Джонс , а глубина воды составляет около 80 м (260 футов). В период с 1980 по 1984 год Mobil пробурила на месторождении девять оконтуривающих скважин стоимостью 465 миллионов долларов. Восемь из этих скважин оказались успешными. Они установили, что извлекаемые запасы нефти на месторождении составляют около 625 миллионов баррелей (99 400 000 м ³ ), что примерно на 40 процентов больше, чем первоначально предполагалось.

Вывод месторождения на добычу был долгим. Он включал урегулирование юрисдикционного спора между Ньюфаундлендом и Канадой по поводу собственности на оффшорные полезные ископаемые и другие вопросы. Длительные финансовые переговоры начались в 1985 году, вскоре после того, как Mobil представила план развития двум правительствам. Лишь в 1988 году правительства двух стран пришли к соглашению о разработке с Mobil, Petro-Canada, Chevron Corporation и Gulf Oil - компаниями, заинтересованными в этом месторождении.

По условиям этого соглашения федеральное правительство предоставит 1 миллиард долларов в виде грантов, 1,66 миллиарда долларов в виде гарантий по кредитам и другую помощь на развитие проекта на 5,8 миллиарда долларов. Эти уступки были необходимы из-за того, что правительство настаивало на огромной, дорогой платформе для производства бетона (Gravity Base System или GBS), несмотря на все более низкие и падающие цены на нефть. Потенциально эти факторы сделают эту отрасль нерентабельной.

GBS Hibernia , крупнейшая в мире нефтяная платформа , находится на дне океана глубиной примерно 80 м (260 футов), а ее верхние строения выходят из воды примерно на 50 м (160 футов). Платформа представляет собой небольшой бетонный остров с зазубренными внешними краями, предназначенными для защиты от айсбергов. На ОГТ находятся резервуары для хранения 1,3 миллиона баррелей (210 000 м ³ ) нефти, а оставшаяся часть пустот заполнена магнетитовым балластом . Структура весит 1,2 миллиона тонн (1,1 миллиона тонн).

Плавучая платформа, подобная той, что используется в Северном море, была бы намного дешевле. Тем не менее, G имели защитные преимущества для поля , расположенного в крайне негостеприимной среде , где изгои волны , туман , айсберги и морской лед , ураганы и nor'easter зимних шторма не были редкостью. Из-за промышленной катастрофы в Hibernia в начале десятилетия это был решающий аргумент.

С первых дней нефтяной промышленности открытия и добыча периодически уносили человеческие жертвы. Для канадской нефтяной промышленности худшим инцидентом стала катастрофа Ocean Ranger в 1982 году. В этой ужасной трагедии Ocean Ranger, полупогружная морская буровая установка, бурящая оконечную скважину Hibernia J-34, потерпела крушение во время зимнего шторма. Судно ушло в ледяное море 84 руками; никто не выжил. Это воспоминание было свежо в памяти каждого, когда велись переговоры о системе добычи на месторождении.

Для участвующих правительств высокая стоимость проекта действительно была привлекательной как способ помочь противостоять хронически высокому уровню безработицы в Ньюфаундленде. Независимо от того, будет ли он выгоден его владельцам или нет, этот обширный проект будет стимулировать экономику беднейшей провинции Канады. По словам историка Ньюфаундленда Валери Саммерс, «циники Ньюфаундленда и других регионов Канады считали Гибернию одним из самых дорогостоящих региональных событий в истории Канады и одной из самых больших авантюр в истории Ньюфаундленда». Предполагается, что в 1997 году месторождение Hibernia начало свою продуктивную фазу как залежь объемом в миллиард баррелей.

Десять лет спустя провинция заключила сделку по разработке четвертого проекта на открытии Хеврона . Промышленными партнерами в этой разработке являются ExxonMobil Canada, Chevron Canada, Petro-Canada и Norsk Hydro Canada. ExxonMobil будет оператором. Провинция Ньюфаундленд и Лабрадор получит 4,9% акций проекта через свою энергетическую корпорацию. Провинция также договорилась о дополнительных 6,5% роялти, выплачиваемых с чистой выручки, когда среднемесячные цены на нефть превышают 50 долларов США за баррель после выплаты чистых роялти.

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

Западное побережье [ править ]

Осадочный бассейн также существует у побережья Британской Колумбии , и там проводилось разведочное бурение. С 1967 по 1969 год Shell пробурила 14 глубоких сухих скважин на полупогружном судне Transocean 135-F - одни к западу от Ванкувера , другие в проливе Геката у островов Королевы Шарлотты . Геологоразведочные работы у западного побережья прекратились 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 к 1989 году провинция все еще не действовала, когда американская баржа разлила нефть у побережья Британской Колумбии . Несколько месяцев спустя произошел катастрофический разлив нефти Exxon Valdez у побережья Аляски . Хотя ни один из этих разливов не был связан с разведкой или добычей сырой нефти, они сделали политически невозможным для правительств отменить мораторий.

В 2001 году правительство провинции инициировало еще один пересмотр запрета на бурение и рекомендовало отменить мораторий. Затем собралась федеральная комиссия, провела слушание и в 2004 г. выпустила отчет ^[6], в котором не было никаких рекомендаций, и федеральный запрет остался в силе.

В 2007 году правительство Британской Колумбии объявило об энергетической политике, в которой официально содержится призыв к отмене моратория. ^{[7] Однако} без федерального соглашения нельзя начинать бурение.

Вопросы политики [ править ]

Пока промышленность исследовала границы, Канада пробурила одни из самых глубоких морских скважин в мире - в частности, газовую скважину Annapolis G-24, пробуренную на глубину 6 100 м (20000 футов) (глубина воды 1675 м (5495 футов)) на шельфе Новой Шотландии. в 2002 году. Промышленность построила новый искусственный остров и мобильные буровые системы. Он создал сети, способные обеспечить мгновенную связь между головным офисом и удаленными буровыми площадками. И он разработал 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 за нефть [ править ]

Поскольку нефть является стратегическим товаром, который в основном находится на территории Короны, и важным источником государственных доходов, канадские правительства уже давно участвуют в разработке энергетической политики и ее законодательном закреплении. Это было особенно очевидно для приграничных геологоразведочных работ в 1980 году, когда федеральное правительство Канады наложило Национальную энергетическую программу (НЭП) на компании, исследующие федеральные земли. Политика имела далеко идущие последствия и включала в себя сложную комбинацию налогов , лицензионных отчислений , возвращение к короне приграничной собственности и стимулирующих выплат . Эта политика была прямым ответом на несколько лет роста цен на нефть, перемежаемыхЭнергетический кризис 1979 года , в результате которого цены на сырую нефть на короткое время упали до 39,50 долларов.

К декабрю 1985 года добыча нефти ОПЕК достигла 18 миллионов баррелей (2 900 000 м ³ ) в сутки. Это усугубило существующий избыток нефти и спровоцировало ценовую войну. В следующем году средние мировые цены на нефть упали более чем на 50 процентов. Этот ценовой шок привел к длительному кризису многих нефтяных компаний, нефтедобывающих государств и регионов.

Приграничные операции отрасли были особенно уязвимы перед обвалом цен на нефть. Канада уже отменила НЭП, и дорогостоящее пограничное бурение, в ходе которого были обнаружены запасы, которые были в основном нерентабельными в условиях низких цен, стало первой жертвой отраслевого кризиса. К середине 1986 года наблюдалось резкое снижение активности на приграничных территориях, и к концу года бурение практически остановилось.

Эта последовательность событий дает интересную иллюстрацию потенциальных экономических искажений из-за государственных стимулов. За пять лет с 1966 года средние затраты на разведку пограничных скважин изменились следующим образом:

Выделяющиеся числа выделены жирным шрифтом. Ясно, что бурение в первой половине 1980-х было связано с выплатой стимулов в той же мере, что и на нефть. Основными бенефициарами выплат нефтяных льгот среди канадских нефтедобывающих компаний были Dome , Imperial Oil и Gulf Canada . Все три управляли буровыми дочерними предприятиями на Севере.

После обвала цен на нефть денежный поток многих компаний оказался на отрицательной территории. Геологоразведочные работы резко снизились, но не прекратились. Между буровыми компаниями велась острая конкуренция за доступные работы, и рост затрат, вызванный льготными платежами федерального правительства по нефтедобыче, быстро снизился.

Атлантическое соглашение [ править ]

Важный политический вопрос о том, кто владеет оффшорными полезными ископаемыми Ньюфаундленда, ненадолго стал препятствием для разработки морских месторождений нефти и газа. С открытием Гибернии появилась перспектива добычи нефти из-под моря. В ответ правительство Ньюфаундленда и Лабрадора заявило права на недропользование в своих оффшорных регионах. Провинция была доминионом до 1949 года. Это ^{[ кто? ]} сейчас ^{[ когда? ]} заявил, что не уступал свои офшорные ресурсы Оттаве, когда она стала канадской провинцией в 1949 году.

С точки зрения нефтяной политики десятилетие, начавшееся в 1973 году, было беспокойным периодом ^{[ необходимы разъяснения ]} в Канаде, и претензия Ньюфаундленда привела к противостоянию с либеральным правительством Пьера Трюдо , которое передало дело в Верховный суд Канады . Суд вынес решение против Ньюфаундленда в 1984 г. ^{[ править ]}

Однако в конце концов вопрос был решен политически . В 1985 году недавно избранное правительство прогрессивных консерваторов (ПК) Брайана Малруни и правительство ПК Ньюфаундленда (возглавляемое Брайаном Пекфордом ) заключили сделку, известную как Атлантическое соглашение. Как лидер оппозиции , Малруни предложил эту сделку Пекфорду в преддверии федеральных выборов 1984 года . В результате Пекфорд энергично выступил в защиту прогрессивных консерваторов. На выборах Ньюфаундленд вернул в Палату общин четырех депутатов от прогрессивных консерваторов .

Соглашение сняло вопрос о праве собственности на эти ресурсы, хотя этот вопрос уже был решен судом. Вместо этого соглашение действовало так, как если бы правительства двух уровней имели равные права на добычу полезных ископаемых в оффшоре. Для завершения сделки правительства приняли взаимное и параллельное законодательство.

При официальном подписании Оттава и Сент-Джонс описали цели Соглашения следующим образом: ^[8]

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

1. Защищать, сохранять и продвигать достижение национальной самодостаточности и надежности снабжения;
2. Признать право Ньюфаундленда и Лабрадора быть основным бенефициаром нефтегазовых ресурсов у его берегов в соответствии с требованиями сильной и единой Канады;
3. Признать равенство обоих правительств в управлении ресурсами и обеспечить, чтобы темпы и характер 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 создавать и собирать доходы от природных ресурсов, как если бы эти ресурсы находились на суше в пределах провинции;
5. Обеспечение стабильного и справедливого режима офшорного управления для промышленности;
6. Обеспечить стабильный и постоянный порядок управления оффшором, прилегающим к Ньюфаундленду, путем принятия соответствующих положений настоящего Соглашения в законодательстве Парламента Канады и Законодательного собрания Ньюфаундленда и Лабрадора и путем обеспечения того, что Соглашение может быть изменено только взаимное согласие обоих правительств; и
7. Содействовать в рамках системы совместного управления, насколько это уместно, согласованности с режимами управления, установленными для других оффшорных зон Канады.

После подписания соглашения и подготовки необходимого законодательства компании, участвующие в Hibernia, могут завершить свой план разработки и обсудить утверждение проекта с Советом по морской нефти Канады и Ньюфаундленда, регулирующим органом, представляющим оба уровня правительства. В другом месте эта история описывает некоторые условия, которых они достигли для 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 нефтяные доходы Сент-Джона или Галифакса в свои расчеты выравнивающих платежей этим провинциям, и первоначально все доходы от добычи нефти и газа на шельфе будут поступать в провинции. Таким образом, эти сделки позволили провинциям облагать оффшорные нефтяные ресурсы налогом, как если бы они были их владельцами.

При внесении поправок в соглашения в 2005 году недолговечное либеральное правительство Пола Мартина предоставило этим двум атлантическим провинциям временную защиту от сокращений выравнивания, которые в противном случае были бы результатом их растущих оффшорных доходов. В случае Ньюфаундленда ^[9] провинция предложила авансовый платеж в размере 2 миллиардов долларов в качестве «предоплаты» для этой гарантии защиты. Эти договоренности распространяются на 2011–2012 годы с возможностью продления до 2019–2020 годов, если провинции останутся в неблагоприятном положении по сравнению с другими провинциями.

Стремясь создать единый режим для обеих провинций, новое правительство консервативного премьер-министра Стивена Харпера предложило альтернативный подход. Обе провинции могли придерживаться уже подписанных ими соглашений или принять более щедрую формулу, которая включала 50 процентов доходов от природных ресурсов в формулу выравнивания. Новая Шотландия подписала 10 октября 2007 г. ^{[10] [11]}

В условиях более высоких цен на энергоносители эти две традиционно бедные провинции могут увидеть будущее, в котором они будут меньше зависеть от федеральных переводов средств. Это было четким показателем ценности для их экономики более активного освоения нефти в мире, зависящем от энергии.

Преобразование показателей [ править ]

Один кубический метр нефти = 6,29 баррелей. Один кубический метр природного газа = 35,49 кубических футов (1,005 м ³ ). Один килопаскаль = 1% атмосферного давления (около уровня моря).

Кубический метр в Канаде не имеет аналогов в мире. Это метрическая система в том смысле, что в ней используются метры, но она основана на объеме, так что канадские единицы могут быть легко преобразованы в баррели. В остальном мире метрической единицей измерения нефти является метрическая тонна . Преимущество последнего показателя в том, что он отражает качество масла. Как правило, масла более низкого сорта тяжелее.

См. Также [ править ]

• Энергетическая политика Канады
• Переработка природного газа
• Тропа наследия Канола

Ссылки [ править ]

Дальнейшее чтение [ править ]