Добыча нефти в Канаде является крупной отраслью , которая важна для всей экономики Северной Америки . Канада имеет третьи по величине запасы нефти в мире и является четвертым по величине производителем нефти в мире и четвертым по величине экспортером нефти . В 2019 году она добывала в среднем 750 000 кубических метров в день (4,7 Мбаррелей в день) сырой нефти и ее эквивалента. Из этого количества 64% было получено из нетрадиционных нефтяных песков , а остальное — легкая сырая нефть , тяжелая сырая нефть и конденсат природного газа . [1] Большая часть канадской добычи нефти экспортируется, примерно 600 000 кубических метров в день (3,8 Мбаррелей в день) в 2019 году, причем 98% экспорта идет в Соединенные Штаты. [1] Канада является крупнейшим источником импорта нефти в Соединенные Штаты, обеспечивая 43% импорта сырой нефти США в 2015 году. [2]
Нефтяную промышленность Канады также называют «канадским нефтяным пятном»; этот термин относится, в частности, к операциям по добыче (разведке и добыче нефти и газа) и, в меньшей степени, к операциям по переработке (переработке, распределению и продаже нефтегазовых продуктов). В 2005 году в Канаде было пробурено почти 25 000 новых нефтяных скважин . Ежедневно только в провинции Альберта бурится более 100 новых скважин . [3] Хотя Канада является одним из крупнейших производителей и экспортеров нефти в мире, она также импортирует значительные объемы нефти в свои восточные провинции, поскольку ее нефтепроводы не пролегают через всю страну, а многие из ее нефтеперерабатывающих заводов не могут обрабатывать те типы нефти, которые добываются на ее нефтяных месторождениях. В 2017 году Канада импортировала 405 700 баррелей в день (баррелей в день) и экспортировала 1 115 000 баррелей в день очищенных нефтепродуктов. [4] [5]
Канадская нефтяная промышленность развивалась параллельно с промышленностью США. Первая нефтяная скважина в Канаде была вырыта вручную (а не пробурена) в 1858 году Джеймсом Миллером Уильямсом около его асфальтового завода в Ойл-Спрингс, Онтарио . На глубине 4,26 метра (14,0 футов) [6] он наткнулся на нефть, за год до того, как «полковник» Эдвин Дрейк пробурил первую нефтяную скважину в США. [7] Позже Уильямс основал «Канадскую нефтяную компанию», которая квалифицировалась как первая в мире интегрированная нефтяная компания .
Добыча нефти в Онтарио быстро росла, и практически каждый крупный производитель стал своим собственным нефтеперерабатывающим заводом . К 1864 году в Ойл-Спрингс работало 20 нефтеперерабатывающих заводов, а в Петролии, Онтарио, — семь . Однако статус Онтарио как важного производителя нефти продлился недолго. К 1880 году Канада стала нетто-импортером нефти из Соединенных Штатов.
Уникальная география , геология , ресурсы и модели заселения Канады были ключевыми факторами в истории Канады . Развитие нефтяного сектора помогает проиллюстрировать, как они помогли сделать страну совершенно отличной от Соединенных Штатов. В отличие от Соединенных Штатов, которые имеют ряд различных крупных нефтедобывающих регионов, подавляющее большинство нефтяных ресурсов Канады сосредоточено в огромном Западно-Канадском осадочном бассейне (WCSB), одном из крупнейших нефтесодержащих формаций в мире. Он лежит под 1 400 000 квадратных километров (540 000 квадратных миль) Западной Канады , включая большую часть или часть четырех западных провинций и одну северную территорию. Состоящий из массивного клина осадочных пород толщиной до 6 километров (3,7 миль), простирающегося от Скалистых гор на западе до Канадского щита на востоке, он находится далеко от портов восточного и западного побережья Канады , а также от ее исторических промышленных центров . Он также находится далеко от американских промышленных центров . Из-за своей географической изоляции эта территория была заселена сравнительно поздно в истории Канады, и ее истинный ресурсный потенциал был обнаружен только после Второй мировой войны. В результате Канада построила свои основные производственные центры вблизи своих исторических источников гидроэлектроэнергии в Онтарио и Квебеке, а не нефтяных ресурсов в Альберте и Саскачеване. Не зная о своем собственном потенциале, Канада начала импортировать большую часть своей нефти из других стран, поскольку она развивалась в современную индустриальную экономику.
Провинция Альберта находится в центре WCSB, и формация залегает под большей частью провинции. Потенциал Альберты как нефтедобывающей провинции долгое время оставался незамеченным, поскольку геологически она сильно отличалась от американских нефтедобывающих регионов. Первая нефтяная скважина в западной Канаде была пробурена в южной Альберте в 1902 году, но долго не давала нефть и ввела геологов в заблуждение относительно истинной природы геологии недр Альберты. Нефтяное месторождение Тернер-Вэлли было открыто в 1914 году и какое-то время было крупнейшим нефтяным месторождением в Британской империи , но снова ввело геологов в заблуждение относительно природы геологии Альберты. В Тернер-Вэлли ошибки, допущенные нефтяными компаниями, привели к ущербу в миллиарды долларов нефтяному месторождению из-за сжигания попутного газа , которое не только сжигало газ на миллиарды долларов без немедленного сбыта, но и разрушало газовый напор месторождения, который позволял добывать нефть. Газовые факелы в долине Тернер были видны в небе из Калгари, находящегося в 75 км (50 миль). В результате столь заметного расточительства правительство Альберты начало энергичные политические и юридические атаки на канадское правительство и нефтяные компании, которые продолжались до 1938 года, когда провинция создала Совет по охране нефти и природного газа Альберты и ввела строгое законодательство по охране природы.
Статус Канады как импортера нефти из США внезапно изменился в 1947 году, когда недалеко к югу от Эдмонтона была пробурена скважина Leduc No. 1. Геологи поняли, что они совершенно не поняли геологию Альберты, и высокопродуктивное нефтяное месторождение Leduc, которое с тех пор дало более 50 000 000 м 3 (310 000 000 баррелей) нефти, не было уникальной формацией. Под Альбертой были еще сотни подобных девонских рифовых образований, многие из которых были полны нефти. Не было никаких поверхностных признаков их присутствия, поэтому их пришлось искать с помощью сейсмологии отраженных волн . Главной проблемой для нефтяных компаний стало то, как продать всю найденную ими нефть, а не покупать нефть для своих нефтеперерабатывающих заводов. Трубопроводы были построены из Альберты через Средний Запад Соединенных Штатов в Онтарио и на западное побережье Британской Колумбии. Экспорт в США резко возрос.
Большинство нефтяных компаний, занимающихся разведкой нефти в Альберте, были американского происхождения, и на пике своего развития в 1973 году более 78 процентов канадской добычи нефти и газа находились под иностранным контролем, а более 90 процентов компаний по добыче нефти и газа находились под иностранным контролем, в основном американским. Это иностранное владение подстегнуло Национальную энергетическую программу при правительстве Трюдо . [8]
Хотя около дюжины компаний управляют нефтеперерабатывающими заводами в Канаде, только три компании — Imperial Oil , Shell Canada и Suncor Energy — управляют более чем одним НПЗ и продают продукцию на национальном уровне. Другие нефтеперерабатывающие заводы, как правило, управляют одним НПЗ и продают продукцию в определенном регионе. Региональные нефтеперерабатывающие заводы включают North Atlantic Refining в Ньюфаундленде, Irving Oil в Нью-Брансуике, Valero Energy в Квебеке, Federated Co-operatives в Саскачеване, Parkland в Британской Колумбии и Cenovus Energy в Альберте, Британской Колумбии и Саскачеване. [9] Хотя Petro Canada когда-то принадлежала канадскому правительству, теперь она принадлежит Suncor Energy, которая продолжает использовать лейбл Petro Canada в маркетинговых целях. В 2007 году три крупнейшие нефтяные компании Канады получили рекордную прибыль в размере 11,75 млрд долларов, что на 10 процентов больше, чем 10,72 млрд долларов в 2006 году. Доходы Большой тройки выросли до 80 млрд долларов с примерно 72 млрд долларов в 2006 году. В эти цифры не включены Shell Canada и ConocoPhillips Canada, две частные дочерние компании, которые добывали почти 500 000 баррелей в день в 2006 году. [10]
Примерно 96% добычи нефти в Канаде приходится на три провинции: Альберта , Саскачеван и Ньюфаундленд и Лабрадор . В 2015 году Альберта добыла 79,2% нефти Канады, Саскачеван — 13,5%, а провинция Ньюфаундленд и Лабрадор — 4,4%. Британская Колумбия и Манитоба добыли около 1% каждая. [11] Четыре провинции Западной Канады — Альберта, Британская Колумбия, Саскачеван и Манитоба — все добывают свою нефть из обширного и богатого нефтью Западно-Канадского осадочного бассейна , который сосредоточен в Альберте, но простирается на три другие западные провинции и на Северо-Западные территории . Провинция Ньюфаундленд и Лабрадор добывает свою нефть путем морского бурения на Гранд-Бэнкс Ньюфаундленда в западной части Атлантического океана . [12]
Альберта является крупнейшей нефтедобывающей провинцией Канады, обеспечивающей 79,2% канадской добычи нефти в 2015 году. Сюда входит легкая сырая нефть , тяжелая сырая нефть , сырой битум , синтетическая сырая нефть и конденсат природного газа . В 2015 году Альберта добывала в среднем 492 265 кубических метров в день (3,1 Мбарреля в день) из 621 560 кубических метров в день (3,9 Мбарреля в день) нефти и эквивалентной добычи Канады. [11] Большая часть ее добычи нефти была получена из ее огромных месторождений нефтеносных песков , добыча которых неуклонно растет в последние годы. Эти нетрадиционные месторождения дают Канаде третьи по величине запасы нефти в мире , с которыми соперничают только аналогичные, но еще более крупные запасы нефти в Венесуэле и обычные запасы нефти в Саудовской Аравии . Хотя Альберта уже добыла более 90% своих обычных запасов сырой нефти, она добыла только 5% своих нефтеносных песков, а ее оставшиеся запасы нефтеносных песков составляют 98% установленных запасов нефти Канады. [13]
Помимо того, что Альберта является крупнейшим в мире производителем битума из нефтеносных песков, она также является крупнейшим производителем обычной сырой нефти , синтетической нефти , природного газа и газоконденсатных жидкостей в Канаде.
Нефтеносные пески Альберты залегают на 142 200 квадратных километрах (54 900 квадратных миль) земли в районах Атабаска, Колд-Лейк и Пис-Ривер на севере Альберты — обширной территории бореальных лесов , которая больше, чем Англия . Нефтеносные пески Атабаски — единственное крупное нефтяное месторождение в мире, пригодное для открытой добычи , в то время как нефтяные пески Колд-Лейк и Пис-Ривер должны добываться путем бурения. [14] С развитием методов добычи битум и экономичная синтетическая нефть добываются по себестоимости, приближающейся к себестоимости обычной нефти. Эта технология росла и развивалась в Альберте. Многие компании используют как традиционную добычу открытым способом, так и нетрадиционные методы для извлечения битума из месторождения Атабаска. Около 24 миллиардов кубических метров (150 ГБ) оставшихся нефтяных песков считаются извлекаемыми по текущим ценам с использованием современных технологий. [13] Город Форт-Мак-Мюррей развивался неподалеку для обслуживания операций по добыче нефтяных песков, но его удаленное расположение в нерасчищенном бореальном лесу стало проблемой, когда все население в 80 000 человек пришлось эвакуировать в кратчайшие сроки из-за лесного пожара в Форт-Мак-Мюррее в 2016 году , который охватил город и уничтожил более 2400 домов. [15]
Основные месторождения нефти находятся в юго-восточной (Брукс, Медисин-Хат, Летбридж), северо-западной (Гранд-Прери, Хай-Левел, Рэйнбоу-Лейк, Зама), центральной (Кэролайн, Ред-Дир) и северо-восточной (тяжелая сырая нефть, обнаруженная рядом с нефтеносными песками) Альберте .
Структурные регионы включают: предгорья, большую дугу, глубокую впадину.
В Альберте есть пять заводов по переработке нефтяных песков , которые преобразуют сырой битум в синтетическую сырую нефть, некоторые из которых также производят очищенные продукты, такие как дизельное топливо. Их общая мощность составляет 1,3 миллиона баррелей в день (210 000 м 3 /д) сырого битума. [16]
Будучи крупнейшей нефтедобывающей провинцией Канады, Альберта является центром канадских нефтепроводных систем. Около 415 000 километров (258 000 миль) нефте- и газопроводов Канады работают исключительно в пределах границ Альберты и попадают под юрисдикцию Alberta Energy Regulator . Трубопроводы, пересекающие провинциальные или международные границы, регулируются Национальным энергетическим советом . [17] Основные трубопроводы, транспортирующие нефть из Альберты на рынки других провинций и штатов США, включают: [18]
В Альберте есть четыре нефтеперерабатывающих завода с общей мощностью более 458 200 баррелей в день (72 850 м 3 /д) сырой нефти. Большинство из них расположены на так называемом Refinery Row в округе Страткона около Эдмонтона , Альберта , который поставляет продукцию в большую часть Западной Канады. В дополнение к очищенным продуктам, таким как бензин и дизельное топливо, нефтеперерабатывающие заводы и модернизаторы также производят отходящие газы, которые используются в качестве сырья на близлежащих нефтехимических заводах. [16]
Два крупнейших производителя нефтехимической продукции в Северной Америке расположены в центральной и северо-центральной Альберте. И в Ред-Дире , и в Эдмонтоне производители полиэтилена и винила мирового класса производят продукцию, которая поставляется по всему миру, а нефтеперерабатывающие заводы Эдмонтона поставляют сырье для крупной нефтехимической промышленности к востоку от Эдмонтона. В Альберте есть сотни небольших компаний, которые предоставляют различные услуги для этой отрасли — от бурения до обслуживания скважин, обслуживания трубопроводов и сейсмической разведки.
В то время как Эдмонтон (население 972 223 тыс. человек в 2019 году [20] ) является столицей провинции и считается центром трубопроводов, производства, химической переработки, исследований и переработки канадской нефтяной промышленности, его конкурирующий город Калгари (население 1,26 млн . человек [20] ) является главным головным офисом нефтяной компании и финансовым центром с более чем 960 старшими и младшими офисами нефтяных компаний. В Калгари также есть региональные офисы всех шести крупных канадских банков, около 4300 нефтяных, энергетических и связанных с ними сервисных компаний, а также 1300 финансовых сервисных компаний, что делает его вторым по величине городом головных офисов в Канаде после Торонто. [21]
Саскачеван является второй по величине нефтедобывающей провинцией Канады после Альберты, производя около 13,5% нефти Канады в 2015 году. Это включало легкую сырую нефть , тяжелую сырую нефть и конденсат природного газа . Большая часть его добычи - это тяжелая нефть, но, в отличие от Альберты, ни одно из месторождений тяжелой нефти Саскачевана официально не классифицируется как битуминозные пески . В 2015 году Саскачеван добывал в среднем 83 814 кубических метров в день (527 000 баррелей в день) нефти и эквивалентной продукции. [11]
Вся нефть Саскачевана добывается из огромного Западно-Канадского осадочного бассейна , около 25% которого залегает под провинцией. Находясь ближе к более мелководному восточному концу позднего осадочного бассейна, Саскачеван имеет тенденцию производить больше нефти и меньше природного газа, чем другие части. Он имеет четыре основных нефтедобывающих региона: [23]
В Саскачеване есть два завода по переработке тяжелой нефти. [25]
Большая часть нефтеперерабатывающих мощностей провинции сосредоточена в одном комплексе в столице провинции Реджайне : [25]
Деятельность в сфере нефти и газа регулируется Министерством промышленности и ресурсов Саскачевана (SIR). [26]
Ньюфаундленд и Лабрадор — третья по величине провинция Канады по добыче нефти, производившая около 4,4% нефти Канады в 2015 году. Она состояла почти исключительно из легкой сырой нефти, добываемой на морских нефтяных объектах на Гранд-Бэнкс-оф-Ньюфаундленд . В 2015 году эти морские месторождения производили в среднем 27 373 кубических метра в день (172 000 баррелей в день) легкой сырой нефти. [11]
В Ньюфаундленде есть один нефтеперерабатывающий завод, Come By Chance Refinery , производительность которого составляет 115 000 баррелей в день (18 300 м 3 /день). Завод был построен до открытия месторождений нефти на шельфе Ньюфаундленда для переработки дешевой импортной нефти и продажи продукции в основном в США. К сожалению, запуск завода в 1973 году совпал с нефтяным кризисом 1973 года , который увеличил в четыре раза цену поставок сырой нефти на завод. Это и технические проблемы привели к банкротству завода в 1976 году. Он был перезапущен новыми владельцами в 1986 году и сменил ряд владельцев до сих пор, пока им не управляет North Atlantic Refining Limited. [27] Однако, несмотря на то, что впоследствии были обнаружены крупные месторождения нефти на шельфе Ньюфаундленда, НПЗ не был рассчитан на переработку того типа нефти, который они производили, и до 2014 года он вообще не перерабатывал нефть Ньюфаундленда. До этого вся продукция Ньюфаундленда отправлялась на НПЗ в Соединенных Штатах и других местах Канады, в то время как НПЗ импортировал всю свою нефть из других стран. [28]
Британская Колумбия добывала в среднем 8643 кубических метров в день (54 000 баррелей в день) нефти и ее эквивалента в 2015 году, или около 1,4% нефти Канады. Около 38% этой добычи жидкостей составляла легкая сырая нефть , но большую ее часть (62%) составлял конденсат природного газа . [11]
Нефтяные месторождения Британской Колумбии находятся на северо-западном конце Западно-Канадского осадочного бассейна , и его нефтяная промышленность является вторичной по отношению к более крупной газовой промышленности. Бурение на газ и нефть происходит в Peace Country на северо-востоке Британской Колумбии , вокруг Форт-Нельсона ( нефтяное месторождение Greater Sierra ), Форт-Сент-Джона (Pink Mountain, Ring Border) и Доусон-Крик
Нефтегазовая деятельность в Британской Колумбии регулируется Комиссией по нефти и газу (OGC). [29]
В Британской Колумбии осталось всего два нефтеперерабатывающих завода. [9]
Когда-то в районе Ванкувера было четыре нефтеперерабатывающих завода, но в 1990-х годах Imperial Oil , Shell Canada и Petro Canada переоборудовали свои нефтеперерабатывающие заводы в продуктовые терминалы и теперь снабжают рынок Британской Колумбии со своих крупных нефтеперерабатывающих заводов около Эдмонтона , Альберта , которые находятся ближе к нефтеносным пескам и крупнейшим нефтяным месторождениям Канады. [30] Нефтеперерабатывающий завод Chevron находится под угрозой закрытия из-за трудностей с поставками нефти из Альберты по трубопроводу Trans Mountain с ограниченной пропускной способностью, единственному трубопроводному соединению с остальной частью Канады. [31]
В июне 2016 года Chevron выставила на продажу свой нефтеперерабатывающий завод в Бернаби, Британская Колумбия, вместе со своей топливной распределительной сетью в Британской Колумбии и Альберте. «Компания признает, что сейчас сложные времена, и мы должны быть открыты для меняющихся рыночных условий и возможностей по мере их возникновения», — сказал представитель компании. На нефтеперерабатывающем заводе, который начал производство в 1935 году, работают 430 человек. Предложение Chevron о продаже последовало за продажей Imperial Oil 497 заправочных станций Esso в Британской Колумбии и Альберте. Неясно, что произойдет, если Chevron не продаст свои активы в Британской Колумбии. [32]
В 2015 году Манитоба добывала в среднем 7283 кубических метра в день (46 000 баррелей в день) легкой сырой нефти , или около 1,2% от добычи нефти в Канаде. [11]
Добыча нефти в Манитобе ведется на юго-западе Манитобы вдоль северо-восточного фланга бассейна Уиллистон , крупного геологического структурного бассейна , который также залегает под частями южного Саскачевана, Северной Дакоты, Южной Дакоты и Монтаны. В отличие от Саскачевана, очень мало нефти в Манитобе — это тяжелая сырая нефть . [33]
В Манитобе нет нефтеперерабатывающих заводов.
Северо -Западные территории добывали в среднем 1587 кубических метров в день (10 000 баррелей в день) легкой сырой нефти в 2015 году, или около 0,2% от добычи нефти в Канаде. [11] В Норман-Уэллсе есть историческое крупное нефтяное месторождение , которое добыло большую часть своей нефти с момента начала добычи в 1937 году и продолжает добывать ее низкими темпами. Раньше в Норман-Уэллсе был нефтеперерабатывающий завод, но он был закрыт в 1996 году, и теперь вся нефть поступает по трубопроводу на нефтеперерабатывающие заводы в Альберте. [34]
В 1970-х и 1980-х годах в канадской Арктике проводилось обширное бурение такими компаниями, как Panarctic Oils Ltd. , Petro Canada и Dome Petroleum . После того, как было пробурено 176 скважин стоимостью в миллиарды долларов, были обнаружены скромные 1,9 миллиарда баррелей (300 × 10 6 м 3 ) нефти. Ни одно из месторождений не было достаточно большим, чтобы оплатить многомиллиардные схемы добычи и транспортировки, необходимые для добычи нефти, поэтому все пробуренные скважины были законсервированы и заброшены. [36] Кроме того, после взрыва Deepwater Horizon в Мексиканском заливе в 2010 году были введены новые правила, которые отговаривали компании от бурения на канадском арктическом шельфе. [37]
В 2015 году в Онтарио добывалось в среднем 157 кубических метров в день (1000 баррелей в день) легкой сырой нефти , или менее 0,03% от добычи нефти в Канаде. Добыча на суше в других провинциях к востоку от Онтарио была еще менее существенной. [11]
Онтарио был центром канадской нефтяной промышленности в 19 веке. Он имел старейшую коммерческую нефтяную скважину в Северной Америке (вырытую вручную в 1858 году в Ойл-Спрингс, Онтарио , за год до того, как была пробурена скважина Дрейка в Пенсильвании ), и старейшее действующее нефтяное месторождение в Северной Америке (непрерывно производящее сырую нефть с 1861 года). Однако он достиг пика добычи и начал снижаться более 100 лет назад. [38]
В Канаде был один из первых в мире нефтепроводов в 1862 году, когда был построен трубопровод для доставки нефти из Петролии, Онтарио, на нефтеперерабатывающие заводы в Сарнии, Онтарио . Однако нефтяные месторождения Онтарио начали приходить в упадок к концу 19 века, и ко Второй мировой войне Канада импортировала 90% своей нефти. К 1947 году существовало только три канадских нефтепровода. Один был построен для транспортировки только нефти из Альберты. Второй транспортировал импортную нефть из прибрежного Мэна в Монреаль , в то время как третий доставлял американскую нефть в Онтарио. [39] Однако в 1947 году в Альберте было сделано первое крупное открытие нефти, когда в 40 километрах (25 милях) к юго-западу от центрального Эдмонтона , Альберта , было обнаружено месторождение Leduc No. 1. За ним последовало множество еще более крупных открытий в Альберте, поэтому были построены трубопроводы для доставки недавно обнаруженной нефти на нефтеперерабатывающие заводы на американском Среднем Западе , а оттуда на нефтеперерабатывающие заводы в Онтарио. [40]
Несмотря на очень небольшую добычу нефти, в Восточной Канаде имеется большое количество нефтеперерабатывающих заводов. Те, что в Онтарио, были построены недалеко от исторических нефтяных месторождений южного Онтарио; те, что в провинциях к востоку, были построены для переработки нефти, импортируемой из других стран. После открытия месторождения Leduc No. 1 в 1947 году, гораздо более крупные нефтяные месторождения в Альберте начали снабжать нефтеперерабатывающие заводы Онтарио. После нефтяного кризиса 1973 года , резко поднявшего цены на импортируемую нефть, экономика нефтеперерабатывающих заводов стала неблагоприятной, и многие из них закрылись. В частности, в Монреале, где в 1973 году было шесть нефтеперерабатывающих заводов, теперь есть только один. [42]
Провинция Ньюфаундленд и Лабрадор является третьим по величине производителем нефти в Канаде с 27 373 кубометрами в день (172 000 баррелей в день) легкой сырой нефти с ее оффшорных нефтяных месторождений Гранд-Бэнкс в 2015 году, около 4,4% нефти Канады. Подробности см. в разделе Ньюфаундленд и Лабрадор выше. Большая часть другой оффшорной добычи была в провинции Новая Шотландия , которая производила 438 кубометров в день (2750 баррелей в день) конденсата природного газа с ее оффшорных месторождений природного газа острова Сейбл в 2015 году, или около 0,07% нефти Канады. [11]
В целом, добыча нефти в Канаде традиционным способом (путем стандартного глубокого бурения) достигла пика в середине 1970-х годов, однако добыча в шельфовых бассейнах Восточного побережья Атлантической Канады достигла пика только в 2007 году и по-прежнему ведется на относительно высоких уровнях. [43]
Добыча из нефтеносных песков Альберты все еще находится на ранних стадиях, и установленных запасов битума в провинции хватит на несколько поколений вперед. По оценкам Alberta Energy Regulator , в провинции имеется 50 миллиардов кубических метров (310 миллиардов баррелей ) в конечном итоге извлекаемых запасов битума. При уровне добычи в 2014 году в 366 300 м 3 /д (2,3 миллиона баррелей в день) их хватит примерно на 375 лет. AER прогнозирует, что добыча битума увеличится до 641 800 м 3 /д (4,0 миллиона баррелей в день) к 2024 году, но при таком уровне их хватит примерно на 213 лет. [44] : 3-10–3-26 Из-за огромных размеров известных месторождений нефтеносных песков ограничениями для добычи являются экономические, трудовые, экологические и правительственные политические соображения, а не поиск новых месторождений.
Кроме того, Alberta Energy Regulator недавно выявил более 67 миллиардов кубических метров (420 Гбаррелей) нетрадиционных ресурсов сланцевой нефти в провинции. [44] : 4–3 Этот объем больше, чем ресурсы нефтяных песков провинции, и если его разработать, Канада получит крупнейшие запасы сырой нефти в мире. Однако из-за недавнего характера открытий пока нет никаких планов по их разработке.
Эти нефтяные месторождения имеют или имели экономическое значение для экономики Канады:
Канадская нефтяная промышленность состоит из трех компонентов: добычи, переработки и сбыта.
Сектор добычи нефти также широко известен как сектор разведки и добычи (E&P) . [45] [46] [47]
Сектор upstream включает поиск потенциальных подземных или подводных месторождений сырой нефти и природного газа , бурение разведочных скважин и последующее бурение и эксплуатацию скважин, которые извлекают и выводят сырую нефть и/или сырой природный газ на поверхность. С развитием методов извлечения метана из угольных пластов [48] произошел значительный сдвиг в сторону включения нетрадиционного газа в состав сектора upstream и соответствующих разработок в области переработки и транспортировки сжиженного природного газа (СПГ) . Сектор upstream нефтяной промышленности включает добычу нефти , завод по производству нефти , нефтеперерабатывающий завод и нефтяную скважину .
Сектор транспортировки включает транспортировку, хранение и оптовую продажу сырой или очищенной нефти. Канада имеет большую сеть трубопроводов - более 840 000 км - которые транспортируют сырую нефть и природный газ по всей стране. [49] Существует четыре основные группы трубопроводов: сборные, питающие, передающие и распределительные трубопроводы. Сборные трубопроводы транспортируют сырую нефть и природный газ из скважин, пробуренных в недрах, в нефтяные батареи или на объекты переработки природного газа. Большинство этих трубопроводов находятся в районах добычи нефти в Западной Канаде. [50] Питающие трубопроводы транспортируют сырую нефть, природный газ и газоконденсатные жидкости (ПГС) из батарей, перерабатывающих установок и резервуаров в дальнюю часть транспортной системы: магистральные трубопроводы. Это основные носители сырой нефти, природного газа и ПГС в пределах провинций и через провинциальные или международные границы, где продукты либо отправляются на нефтеперерабатывающие заводы, либо экспортируются на другие рынки. [50] Наконец, распределительные трубопроводы являются каналом для доставки природного газа потребителям, расположенным ниже по течению, таким как местные коммунальные службы, а затем далее распределяются по домам и предприятиям. Если трубопроводы близки к пропускной способности или отсутствуют в определенных районах, сырая нефть затем транспортируется по суше по железной дороге или грузовиками , или по воде морскими судами .
Часто считается, что операции по среднему течению включают некоторые элементы секторов upstream и downstream. Например, сектор midstream может включать заводы по переработке природного газа , которые очищают сырой природный газ, а также удаляют и производят элементарную серу и газоконденсатные жидкости (NGL) в качестве готовых конечных продуктов. Поставщики услуг по среднему течению в Канаде называют компании по баржам , железнодорожные компании, компании по грузоперевозкам и перевозкам , компании по трубопроводному транспорту , логистические и технологические компании, компании по перевалке и разработчики и операторы терминалов. Разработка огромных запасов нефтеносного песка в Альберте будет облегчена за счет улучшения североамериканской трубопроводной сети , которая будет транспортировать дилбит на нефтеперерабатывающие заводы или экспортные объекты. [51]
Сектор переработки обычно относится к переработке сырой нефти и переработке и очистке сырого природного газа , [45] [46] [47], а также к маркетингу и распределению продуктов, полученных из сырой нефти и природного газа . Сектор переработки затрагивает потребителей через такие продукты, как бензин , керосин , реактивное топливо , дизельное топливо , печное топливо , мазут , смазочные материалы, воски, асфальт , природный газ и сжиженный нефтяной газ ( СНГ) , а также сотни нефтехимических продуктов . Операции по переработке часто включаются в категорию переработки и считаются частью сектора переработки.
Сырая нефть, например, Western Canadian Select (WCS), представляет собой смесь многих разновидностей углеводородов и обычно содержит много серосодержащих соединений . Процесс переработки преобразует большую часть этой серы в газообразный сероводород . Сырой природный газ также может содержать газообразный сероводород и серосодержащие меркаптаны , которые удаляются на заводах по переработке природного газа до того, как газ поступает потребителям. Сероводород, удаляемый при очистке и переработке сырой нефти и природного газа, впоследствии преобразуется в побочный продукт — элементарную серу. Фактически, подавляющее большинство из 64 000 000 метрических тонн серы, произведенной во всем мире в 2005 году, было побочным продуктом серы с нефтеперерабатывающих заводов и заводов по переработке природного газа. [52] [53]
Прогнозируется , что общая добыча сырой нефти в Канаде, большая часть которой поступает из Западно-Канадского осадочного бассейна (WCSB), увеличится с 3,85 млн баррелей в день (б/д) в 2016 году до 5,12 млн баррелей в день к 2030 году. [54] Поставки из нефтеносных песков Альберты составляют большую часть роста и, как ожидается, увеличатся с 1,3 млн баррелей в день в 2016 году до 3,7 млн баррелей в день в 2030 году. [54] Битум из нефтеносных песков требует смешивания с разбавителем для снижения его вязкости и плотности, чтобы он мог легко течь по трубопроводам. Добавление разбавителя добавит, по оценкам, 200 000 б/д к общим объемам сырой нефти в Канаде, что в общей сложности составит 1,5 млн дополнительных баррелей в день, что потребует создания дополнительных транспортных мощностей для рынков. [54] В настоящее время возможности вывоза продукции в Западной Канаде ограничены, поскольку производители нефти начинают опережать темпы перемещения своей продукции.
Измерения пропускной способности трубопровода сложны и подвержены изменчивости. Они зависят от ряда факторов, таких как тип транспортируемого продукта, продукты, с которыми он смешивается, снижение давления, техническое обслуживание и конфигурации трубопровода. [55] Основные нефтепроводы, выходящие из Западной Канады, имеют проектную пропускную способность 4,0 млн баррелей в день. [54] Однако в 2016 году пропускная способность трубопровода оценивалась в 3,9 млн баррелей в день, [1] а в 2017 году Канадская ассоциация производителей нефти (CAPP) оценила пропускную способность трубопровода в 3,3 млн баррелей в день. [54] Нехватка доступной пропускной способности трубопроводов для нефти заставляет производителей нефти искать альтернативные методы транспортировки, такие как железная дорога.
Ожидается, что объемы поставок сырой нефти по железной дороге возрастут по мере того, как существующие трубопроводы достигнут своей пропускной способности, а предлагаемые трубопроводы столкнутся с задержками в утверждении. [56] Пропускная способность железной дороги для сырой нефти в Западной Канаде близка к 1,2 млн баррелей в день, хотя это зависит от нескольких факторов, включая длину составов, размер и тип используемых железнодорожных вагонов, а также типы загружаемой сырой нефти. [57] Однако другие исследования оценивают текущую пропускную способность железной дороги в Западной Канаде в 754 000 баррелей в день. [54] Международное энергетическое агентство (МЭА) прогнозирует, что экспорт сырой нефти по железной дороге увеличится со 150 000 баррелей в день в конце 2017 года до 390 000 баррелей в день в 2019 году, что намного превышает рекордный показатель в 179 000 баррелей в день в 2014 году. [58] МЭА также предупреждает, что железнодорожные перевозки могут достичь 590 000 баррелей в день в 2019 году, если производители не будут хранить добытую сырую нефть в пиковые месяцы. [58] Нефтяной промышленности в WCSB, возможно, придется продолжать полагаться на железную дорогу в прогнозируемом будущем, поскольку не ожидается появления новых крупных трубопроводных мощностей до 2019 года. [57] Мощность — в определенной степени — есть, но производители должны быть готовы платить премию за транспортировку сырой нефти по железной дороге.
Канада имеет доступ к западным приливным водам с 1953 года, с пропускной способностью примерно 200 000 - 300 000 баррелей в сутки [1] через трубопровод Kinder Morgan. В канадских СМИ увековечен миф о том, что канадские производители нефти WCS будут иметь лучший доступ к «международным ценам» с большим доступом к приливным водам, [59] однако это утверждение не принимает во внимание существующий доступ. Поставки в Азию достигли своего пика в 2012 году, когда эквивалент девяти полностью загруженных танкеров нефти покинул Ванкувер и отправился в Китай. С тех пор экспорт нефти в Азию полностью упал [2] до такой степени, что в 2017 году Китай импортировал всего 600 баррелей нефти [3]. Что касается утверждения, что Канада не имеет доступа к «международным ценам», многие экономисты осуждают концепцию, что Канада имеет доступ к глобализированной экономике, как смехотворную и приписывают разницу в ценах расходам на транспортировку тяжелой, сернистой сырой нефти на тысячи километров, усугубленную избыточным предложением в пунктах назначения, способных перерабатывать вышеупомянутую нефть. [60] Из-за удвоения модели «производства и экспорта», на которую сделали ставку крупнейшие игроки в битуминозных песках, производители недавно (2018) столкнулись с проблемой избыточного предложения и обратились за дополнительными государственными субсидиями, чтобы смягчить удар своих финансовых просчетов в начале этого десятилетия. Предпочтительные порты доступа включают порты Мексиканского залива США через трубопровод Keystone XL на юг, тихоокеанское побережье Британской Колумбии в Китимате через трубопроводы Enbridge Northern Gateway и линию Trans Mountain до Ванкувера, Британская Колумбия. Разочарованная задержками в получении одобрения на Keystone XL , трубопроводы Enbridge Northern Gateway и расширение существующей линии Trans Mountain до Ванкувера , Альберта активизировала разведку северных проектов, таких как строительство трубопровода в северную деревню Тактоятук около моря Бофорта , «чтобы помочь провинции доставить свою нефть к приливным водам, сделав ее доступной для экспорта на зарубежные рынки». [61] При премьер-министре Стивене Харпере канадское правительство потратило 9 миллионов долларов к маю 2012 года и 16,5 миллионов долларов к маю 2013 года на продвижение Keystone XL. [62] В Соединенных Штатах демократы обеспокоены тем, что Keystone XL просто облегчит доставку продукции из нефтяных песков Альберты к приливным водам для экспорта в Китай и другие страны через американское побережье Мексиканского залива. [62]
В 2013 году Generating for Seven Generations (G7G) и AECOM получили 1,8 млн долларов США в виде финансирования от Alberta Energy для изучения возможности строительства железной дороги из северной Альберты в порт Вальдес на Аляске . [63] Предлагаемая железная дорога протяженностью 2440 км сможет транспортировать от 1 до 1,5 млн баррелей битума и нефтепродуктов, а также других товаров в приливную зону [64] (избегая запрета на танкеры вдоль северного побережья Британской Колумбии). Последний участок маршрута — Дельта-Джанкшен через прибрежный горный хребет в Вальдес — не был признан экономически целесообразным по железной дороге; альтернативой, однако, может быть передача продуктов в недоиспользуемую Трансаляскинскую трубопроводную систему (TAPS) в Вальдес. [64]
В порту Метро Ванкувер имеется ряд нефтяных терминалов, включая терминал Suncor Burrard в Порт-Муди, терминал Imperial Oil Ioco в Беррард-Инлет-Ист, а также терминалы Kinder Morgan Westridge, Shell Canada Shellburn и Chevron Canada Stanovan в Бернаби. [65]
Общественные дебаты вокруг компромиссов между трубопроводным и железнодорожным транспортом развивались в течение последнего десятилетия, поскольку объемы транспортировки сырой нефти по железной дороге увеличились. [66] [56] Они активизировались в 2013 году после смертоносной катастрофы Lac-Mégantic в Квебеке, когда грузовой поезд сошел с рельсов и разлил 5,56 миллионов литров [67] сырой нефти, что привело к взрывам и пожарам, уничтожившим большую часть центра города. В том же году поезд, перевозивший пропан и сырую нефть, сошел с рельсов недалеко от Гейнфорда, Альберта, что привело к двум взрывам, но без травм или смертельных случаев. [68] Эти железнодорожные аварии , среди прочих примеров, вызвали обеспокоенность тем, что регулирование железнодорожного транспорта неадекватно для крупномасштабных поставок сырой нефти. Также случаются отказы трубопроводов, например, в 2015 году трубопровод Nexen прорвало и вылилось 5 миллионов литров сырой нефти на площади около 16 000 м2 на нефтеносном объекте компании Long Lake к югу от Форт-Мак-Мюррея. [69] Хотя и трубопроводная, и железнодорожная транспортировка в целом довольно безопасны, ни один из способов не лишен риска. Однако многочисленные исследования показывают, что трубопроводы безопаснее, исходя из количества происшествий (несчастных случаев и инцидентов), сопоставленных с количеством транспортируемой продукции. [70] [71] В период с 2004 по 2015 год вероятность железнодорожных аварий в Канаде была в 2,6 раза выше, чем для трубопроводов на тысячу баррелей нефтяного эквивалента (Мбнэ). [72] Продукты из природного газа имели в 4,8 раза больше шансов на железнодорожные происшествия по сравнению с аналогичными товарами, транспортируемыми по трубопроводам. [72] Критики задаются вопросом, не подвержены ли трубопроводы, транспортирующие разбавленный битум из нефтяных песков Альберты, большей вероятности коррозии и возникновения инцидентов, но данные показывают, что риск коррозии не отличается от риска коррозии других видов сырой нефти. [73]
Исследование Национального бюро экономических исследований, проведенное в 2017 году , показало, что вопреки распространенному мнению, сумма расходов на загрязнение воздуха и выбросы парниковых газов (ПГ) существенно превышает расходы на аварии и разливы как для трубопроводов, так и для железной дороги. [74] Для сырой нефти, транспортируемой из формации Баккен в Северной Дакоте , расходы на загрязнение воздуха и выбросы парниковых газов существенно выше для железной дороги, чем для трубопровода. Для трубопроводов и железной дороги центральная оценка Администрации по безопасности трубопроводов и опасных материалов (PHMSA) расходов на разливы и аварии составляет 62 и 381 доллар США за миллион баррелей-миль транспортировки соответственно. [75] Общие расходы на ПГ и загрязнение воздуха в 8 раз превышают расходы на аварии и разливы для трубопроводов (531 доллар США против 62 долларов США) и в 3 раза выше для железной дороги (1015 долларов США против 381 доллара США). [75]
Наконец, транспортировка нефти и газа по железной дороге обычно обходится производителям дороже, чем транспортировка по трубопроводу. В среднем транспортировка нефти и газа по железной дороге обходится в 10–15 долларов США за баррель по сравнению с 5 долларами США за баррель по трубопроводу. [76] [77] В 2012 году в США по железной дороге было экспортировано 16 миллионов баррелей нефти. К 2014 году это число увеличилось до 59 миллионов баррелей. [78] Хотя объемы сократились до 48 миллионов в 2017 году, конкурентные преимущества, предлагаемые железной дорогой, в частности, ее доступ к отдаленным регионам, а также отсутствие нормативных и социальных проблем по сравнению со строительством новых трубопроводов, вероятно, сделают ее жизнеспособным методом транспортировки на долгие годы вперед. [78] Оба вида транспорта играют свою роль в эффективной транспортировке нефти, но у каждого есть свои уникальные компромиссы с точки зрения предлагаемых им преимуществ.
Юрисдикция над нефтяной промышленностью в Канаде, которая включает в себя энергетическую политику, регулирующую нефтяную промышленность, разделена между федеральным и провинциальными и территориальными правительствами . Провинциальные правительства имеют юрисдикцию над разведкой, разработкой, сохранением и управлением невозобновляемыми ресурсами, такими как нефтепродукты. Федеральная юрисдикция в энергетике в первую очередь касается регулирования межпровинциальной и международной торговли (включая трубопроводы) и коммерции, а также управления невозобновляемыми ресурсами, такими как нефтепродукты на федеральных землях . [79]
Отдел политики и регулирования в нефтегазовой отрасли (Oil and Gas Division) Министерства природных ресурсов Канады (NRCan) ежегодно публикует обзор и сводку тенденций в нефтяной, газовой и нефтепродуктовой промышленности Канады и Соединенных Штатов Америки (США) [80]
До февраля 2018 года нефтяная промышленность также регулировалась Национальным энергетическим советом (NEB), независимым федеральным регулирующим агентством . NEB регулировал межпровинциальный и международный транспорт нефти и газа по трубопроводам и линии электропередач ; экспорт и импорт природного газа по долгосрочным лицензиям и краткосрочным заказам, экспорт нефти по долгосрочным лицензиям и краткосрочным заказам (заявки на долгосрочный экспорт в последние годы не подавались), а также приграничные земли и морские зоны, не охваченные провинциальными/федеральными соглашениями об управлении.
В 1985 году федеральное правительство и провинциальные правительства Альберты , Британской Колумбии и Саскачевана договорились о дерегулировании цен на сырую нефть и природный газ. Оффшорная нефть Атлантической Канады находится под совместной федеральной и провинциальной ответственностью в Новой Шотландии и Ньюфаундленде и Лабрадоре . [79]
В ранние годы нефтяной промышленности было мало правил. Например, в Тернер-Вэлли , Альберта, где в 1914 году было обнаружено первое значительное месторождение нефти, было принято извлекать небольшое количество нефтяных жидкостей, сжигая около 90% природного газа. Согласно отчету 2001 года, это количество газа стоило бы миллиарды. В 1938 году правительство провинции Альберта отреагировало на демонстративное и расточительное сжигание природного газа. К тому времени, когда в месторождении Тернер-Вэлли была обнаружена сырая нефть, в 1930 году большая часть свободного газового покрова была сожжена. [81] Совет по сохранению нефти и природного газа Альберты (сегодня известный как Совет по сохранению энергетических ресурсов ) был создан в 1931 году для инициирования мер по сохранению, но к тому времени Депрессия вызвала упадок интереса к производству нефти в Тернер-Вэлли, который возродился с 1939 по 1945 год. [82]
.svg/1280px-Maple_Leaf_(from_roundel).svg.png){kind=small}
{{cite web}}: CS1 maint: multiple names: authors list (link){{cite web}}: CS1 maint: multiple names: authors list (link){{cite web}}: CS1 maint: multiple names: authors list (link){{cite journal}}: Цитировать журнал требует |journal=( помощь ){{cite book}}: CS1 maint: location missing publisher (link) CS1 maint: others (link){{cite journal}}: Цитировать журнал требует |journal=( помощь ){{cite web}}: CS1 maint: multiple names: authors list (link){{cite web}}: CS1 maint: archived copy as title (link)