Нефтяные пески и ресурсы тяжелой нефти Канады являются одними из крупнейших нефтяных месторождений мира. Они включают обширные нефтяные пески северной Альберты и резервуары тяжелой нефти , которые окружают небольшой город Ллойдминстер , который находится на границе между Альбертой и Саскачеваном . Масштабы этих ресурсов хорошо известны, но лучшие технологии добычи нефти из них все еще разрабатываются.
Из-за стоимости разработки этих ресурсов (они, как правило, капиталоемкие ), они, как правило, поступают в эксплуатацию позже в цикле разработки нефтяных ресурсов в данном добывающем регионе. Это происходит потому, что нефтяные компании, как правило, извлекают легкие, высокоценные виды нефти в первую очередь. Более трудноизвлекаемые ресурсы разрабатываются позже, как правило, в периоды высоких цен на сырьевые товары , такие как длительный период высоких цен, который начался в начале 1970-х годов .
Как это часто бывало, нефтяные пески были другими. Ресурсы были настолько огромными, что эксперименты начались примерно в то же время, что и бурение для обычной нефти в западной Канаде . Хотя перспективность месторождений нефтяных песков была очевидна более века, добыча нефти на заводах Suncor и Syncrude стала прибыльной только после энергетического кризиса 1979 года . Несмотря на сравнительно высокие цены на нефть на мировых рынках, по политическим причинам правительство удерживало цены на нефть от этих технологических пионеров на искусственно низком уровне вплоть до 1980-х годов.
В последние годы разработка месторождений нефтеносных песков и тяжелой нефти была настолько успешной, что на эти ресурсы теперь приходится более половины добычи сырой нефти в Канаде . [ необходима цитата ]
Большая часть нефтяных усилий Канады была сосредоточена на добыче нефти из нефтяных песков (иногда называемых « битуминозными песками ») северной Альберты. Чтобы оценить эти ресурсы, важно понять простую концепцию из химии и физики : «тяжесть» сырой нефти и газовых жидкостей . Нефтяная промышленность измеряет вес нефти с помощью искусственной шкалы, известной как плотность API ( Американский институт нефти ). Десять градусов API — это плотность воды. Легкие масла используют более высокое число API. Обычно битум тяжелее воды, обычно имеет API 8-10 градусов API.
Гравитация относится к спектру веса углеводородов , который увеличивается с соотношением водорода к углероду в молекуле химического соединения . Метан ( CH
4) - простейшая форма природного газа - имеет четыре атома водорода на каждый атом углерода. Он имеет небольшую гравитацию и принимает форму газа при нормальных температурах и давлениях. Следующий более тяжелый углеводород, этан , имеет химическую формулу C 2 H 6 и является немного более плотным газом. Газы, конечно, не имеют гравитации при атмосферных температурах и давлениях.
Органические соединения, объединяющие углерод и кислород, многочисленны. Те, у которых на атом водорода приходится больше атомов углерода, тяжелее и плотнее. Большинство углеводородов при стандартных условиях являются жидкими , с большей вязкостью, связанной с большей гравитацией.
Тяжелая нефть и битум, которые имеют гораздо большую массу углерода, чем водород, тяжелые, черные, липкие и либо медленно текут, либо настолько близки к твердому состоянию, что они вообще не будут течь, если их не нагреть. Хотя разделительная линия нечеткая, термин «тяжелая нефть» относится к медленно текущим тяжелым углеводородным смесям. Битум относится к смесям с консистенцией холодной патоки, которые текут при комнатной температуре с мучительной медлительностью. Масла с высокой вязкостью и большой плотностью не плавают на воде, а тонут.
В нефтяных песках эта густая черная грязь смешана с песком и многими химическими примесями, такими как сера ; их необходимо отделить от битума, чтобы нефть стала полезной. Это можно сделать с помощью открытой добычи и переработки, а также подземными методами in situ .
Трудно осознать масштабность канадских нефтяных песков и ресурсов тяжелой нефти . Месторождения в северной Альберте включают четыре крупных месторождения, которые залегают на площади почти 70 000 квадратных километров. Объем битума в этих песках затмевает запасы легкой нефти всего Ближнего Востока. Одно из таких месторождений, нефтяные пески Атабаски , является крупнейшим в мире известным ресурсом сырой нефти.
Первое зарегистрированное упоминание о месторождениях битума в Канаде датируется 12 июня 1719 года. Согласно записи в журнале York Factory , в тот день человек из племени кри , Ва-Па-Сан, привез образец нефтяного песка Генри Келси из компании Hudson's Bay Company . Когда торговец пушниной Питер Понд путешествовал вниз по реке Клируотер в Атабаску в 1778 году, он увидел месторождения и написал об «источниках битума, текущих по земле». [ необходима цитата ] Десять лет спустя Александр Маккензи увидел , как общины чипевиан использовали нефть из нефтяных песков для промазывания своих каноэ. [ необходима цитата ] Однако, несмотря на увлечение первых исследователей, существование песков не вызывало коммерческих интересов более столетия. [ необходима дополнительная информация ]
В 1875 году Джон Макоун из Геологической службы также отметил наличие нефтяных песков. Более поздние отчеты Роберта Белла и позже Д. Г. Макконнелла, также из Геологической службы, привели к бурению нескольких пробных скважин. В 1893 году парламент проголосовал за выделение 7000 долларов на бурение. Эта первая коммерческая попытка разработки нефтяных песков, вероятно, была направлена на поиск свободной нефти в основании песков, как это было сделано бурильщиками в камедных пластах южного Онтарио несколькими десятилетиями ранее. Хотя три скважины Службы не нашли нефть, вторая была примечательна по совсем другой причине.
Пробуренная на участке под названием Pelican Portage, скважина дала фонтан на глубине 235 метров после того, как столкнулась с газовой зоной высокого давления. По словам подрядчика по бурению AW Fraser,
Рев газа был слышен на расстоянии трех миль или больше. Вскоре он полностью высушил скважину и поднял облако пыли на пятьдесят футов в воздух. Небольшие конкреции железного колчедана, размером с грецкий орех, вырывались из скважины с невероятной скоростью. Мы не могли видеть, как они улетают, но слышали, как они трещат о верхнюю часть вышки ... Была опасность, что люди погибнут, если попадут под эти снаряды. [1]
Команда Фрейзера безуспешно пыталась закрыть скважину, обсадив ее, а затем оставила скважину на тот год. Они вернулись в 1898 году, чтобы закончить работу, но снова потерпели неудачу. В конце концов, они просто оставили скважину бурлить. Природный газ вытекал из скважины со скоростью около 250 000 кубических метров в день до 1918 года. В том году команда под руководством геолога SE Slipper и CW Dingman наконец закрыла скважину. [ необходима цитата ]
Эти скважины помогли установить, что ресурс битума в этом районе огромен. Теперь было ясное понимание коммерческого потенциала нефтяных песков, и последовал длительный период разведки и экспериментов. Целью этого исследования было найти метод извлечения нефти из нефтяных песков по разумной цене.
Альфред Хаммерштейн, который утверждал, что он немецкий граф (исторически существуют бароны фон Хаммерштейнов , но не графы ), был одним из колоритных ранних игроков в нефтяных песках. Он сказал, что на пути к Клондайку он столкнулся с битумными месторождениями в районе Форт-Мак-Мюррей и решил остаться и обратить свой интерес от золота к нефтяным пескам. [ требуется ссылка ] В 1906 году он пробурил скважину в устье реки Хорс, но вместо нефти обнаружил соль. Он продолжал работать в этом районе, однако в 1907 году Хаммерштейн сделал доклад сенатскому комитету, исследующему потенциал нефтяных песков:
Я вложил все свои деньги в (нефтяные пески Атабаски), и там есть деньги других людей, и я должен быть лояльным. Что касается того, можно ли получить нефть в товарных количествах... Я принимаю технику уже около трех лет. В прошлом году я разместил там технику на сумму около 50 000 долларов. Я не привез ее для декоративных целей, хотя она выглядит красиво и по-домашнему. [1] Его синдикат получил первое (и единственное) чистое право собственности на земли нефтяных песков в 1910 году, и он был избран в Канадский нефтяной зал славы сто лет спустя. В остальном история не была благосклонна к этому человеку, который был немного мечтателем, много мошенником. По словам одного историка, «Его предприятие было отмечено дикими спекуляциями, мошенничеством и в конечном итоге провалом». [2] Довольно бедный, он умер в 1941 году – вероятно, в возрасте семидесяти лет – в Сент-Альберте, Альберта.
{{Хаммерштейн (1870–1941), прибывший в регион в 1897 году, более сорока лет пропагандировал битуминозные пески Атабаски, делая фотографии с описательными названиями, такими как «Бутанозные пески и текучий асфальт в округе Атабаска», которые сейчас находятся в Национальной библиотеке и Национальном архиве Канады. Фотографии битуминозных песков Атабаски также были представлены в бестселлере канадской писательницы и авантюристки Агнес Динс Кэмерон [3] : 71 под названием «Новый Север: Быть некоторым отчетом о путешествии женщины через Канаду в Арктику» , в котором рассказывалось о ее 10 000-мильном путешествии туда и обратно к Северному Ледовитому океану. После этого путешествия и публикации своей книги она много путешествовала в качестве лектора, используя слайды «волшебного фонаря» со своими снимками Kodak, пропагандируя иммиграцию в западную Канаду в Оксфорде, Кембридже, Университете Св. Эндрю и Королевском географическом обществе. [4] Ее фотографии были воспроизведены в 2011–2012 годах на выставке в Канадском музее цивилизации в Оттаве, Канада. [5] : 71 Кэмерон была особенно воодушевлена регионом Атабаска и битуминозными песками Атабаски , которые включали фотографии нефтяных буровых работ Хаммерштейна вдоль реки Атабаска. «В то время как граф безуспешно бурил «слоновьи бассейны нефти», книга Кэмерон и ее изображения... сделали ее знаменитостью в СМИ». [5] : 71 «Во всей Канаде нет более интересного участка водного пути, чем тот, на который мы въезжаем. Движение земли здесь создало линию разлома, ясно видимую на семьдесят или восемьдесят миль вдоль берега реки, из которой с частыми интервалами сочится нефть. [...] Смолы там [...] в изобилии. [...] Она сочится из каждой трещины, и в какой-нибудь битуминозный дегтярный колодец мы можем воткнуть двадцатифутовый шест и не обнаружить никакого сопротивления. [6]
В 1913 году доктор С. К. Эллс, инженер федерального департамента горнодобывающей промышленности, начал исследовать экономические возможности нефтяных песков. Именно тогда родилась идея использовать пески в качестве дорожного покрытия. В 1915 году доктор Эллс уложил три дорожных покрытия на участках 82-й улицы в Эдмонтоне. Использованные материалы включали битулитовые, битумные бетонные и листовые асфальтобетонные смеси. Отчет городского инженера, составленный десять лет спустя, показал, что поверхность осталась в отличном состоянии. Асфальт Мак-Мюррея также использовался на территории Законодательного собрания Альберты , на шоссе в парке Джаспер и в других местах Альберты.
Хотя частные подрядчики также добывали нефтяной песок в качестве дорожного материала, предложение не было экономически выгодным. Форт МакМюррей (сообщество, расположенное ближе всего к поверхностным месторождениям) был небольшим и далеким от рынка, а транспортные расходы были высокими.
Исследователи начали искать способы извлечения битума из песка. Исследовательский совет Альберты создал два пилотных завода в Эдмонтоне и третий на реке Клируотер. Эти заводы были частью успешного проекта (возглавляемого доктором Карлом А. Кларком из Исследовательского совета ) по разработке процесса с использованием горячей воды для отделения нефти от песка. В 1930 году завод Форт-Мак-Мюррей фактически использовал этот процесс для производства трех вагонов нефти.
Abasand: Примерно в то же время два американских промоутера, Макс Болл и BO Jones из Денвера, вышли на сцену нефтяных песков. По сообщениям, у них был секретный метод добычи, известный как процесс Макклея, и они заявляли о существенной финансовой поддержке. Они договорились об аренде с федеральным правительством и правительством Альберты, а также купили завод McMurray у Исследовательского совета Альберты. В 1935 году Abasand Oils Limited, поддерживаемая американцами операционная компания Болла, начала строительство нового завода к западу от Waterways.
По соглашению с правительством завод должен был быть введен в эксплуатацию к 1 сентября 1936 года. Но лесные пожары и несоблюдение поставщиками оборудования сроков поставки задержали завершение. Соглашение предусматривало добычу 45 000 тонн песков в 1937 году и 90 000 тонн ежегодно после 1938 года. Аренда 1555 гектаров предусматривала арендную плату в размере 2,47 долл. США за гектар в год. Предполагалось взимать роялти в размере 0,063 долл. США за кубический метр продукции в течение первых пяти лет и 0,31 долл. США за кубический метр в дальнейшем.
Добыча на Абасандском заводе началась 19 мая 1941 года. К концу сентября 18 475 тонн нефтяного песка дали 2 690 кубометров нефти, но в ноябре пожар уничтожил завод. Перестроенный в большем масштабе, он был полностью введен в эксплуатацию в июне 1942 года.
В 1943 году федеральное правительство решило помочь в разработке нефтяных песков и взяло под свой контроль завод Абасанд. Федеральные исследователи пришли к выводу, что процесс с горячей водой неэкономичен из-за больших потерь тепла, и предложили процесс с «холодной» водой. Но работа на заводе была остановлена катастрофическим пожаром в 1945 году. В июле 1943 года International Bitumen Company была реорганизована в Oil Sands Limited.
Bitumount: Между 1930 и 1955 годами компания International Bitumen Company Limited под руководством RC Fitzsimmons, а позднее Lloyd Champion управляла небольшим заводом в Bitumount . Когда правительство Альберты разочаровалось в федеральных усилиях по разработке нефтяных песков и решило построить собственный экспериментальный завод в Bitumount, провинция наняла Oil Sands Limited для строительства завода.
Компания согласилась купить завод в течение десяти лет за первоначальные инвестиции в размере 250 000 долларов. Однако стоимость завода составила 750 000 долларов. Судебный иск против Oil Sands Limited привел к тому, что провинция завладела заводом и имуществом в Bitumount. Завод состоял из сепарационной установки, установки дегидратации и нефтеперерабатывающего завода. Завод провел успешные испытания с использованием процесса Кларка с горячей водой в 1948/49 годах, а затем был закрыт, отчасти потому, что недавние открытия Ледюка снизили интерес к нефтяным пескам.
В 1962 году компания Great Canadian Oil Sands Limited (GCOS) получила одобрение правительства Альберты на строительство и эксплуатацию завода производительностью 10 000 кубометров в день около Форт-Мак-Мюррея. Завод должен был производить 240 тонн серы и 900 тонн кокса в день в качестве побочных продуктов. Поскольку в то время отрасль испытывала трудности со сбытом своей нефти, правительство провинции установило политику, которая ограничивала добычу нефтяных песков. Согласно этой политике, синтетическая нефть из нефтяных песков могла дополнять продажи обычной нефти, но не могла ее заменить. Нефть с завода не могла превышать 5 процентов от общего объема на рынках, уже снабжаемых обычной нефтью Альберты.
Финансовые трудности задержали строительство завода GCOS, пока не был найден новый инвестор — канадское дочернее предприятие Sun Oil Company, сегодня известное как Suncor. Мощность предлагаемого завода увеличилась до 7500 кубометров в день, а стоимость возросла со 122 до 190 миллионов долларов. Более крупный завод получил одобрение в 1964 году и был запущен в коммерческое производство в сентябре 1967 года. Окончательная стоимость: 250 миллионов долларов.
Во время церемонии открытия завода председатель компании Sun Oil Дж. Говард Пью (легендарный промышленник, которому тогда было 85 лет) сделал замечания, которые до сих пор звучат актуально:
Ни одна страна не может долго чувствовать себя в безопасности в этот атомный век, если она не будет в изобилии обеспечена нефтью... Наша группа пришла к взвешенному мнению, что если североамериканский континент собирается производить нефть для удовлетворения своих потребностей в предстоящие годы, нефть из района Атабаски должна непременно сыграть важную роль. [1]
Завод Suncor стал вехой в разработке нефтяных песков. Он был пионером в технологии извлечения и обогащения битума, и это был первый в мире крупномасштабный коммерческий завод. В первые годы он не был особенно прибыльным, но завод, тем не менее, был в состоянии покрывать эксплуатационные расходы за счет продажи собственной продукции. А в 1979 году, когда федеральная политика позволила компании взимать мировую цену за свою нефть, завод, наконец, стал прибыльным активом для Suncor. Завод нашел решения проблем извлечения коммерческой нефти из песков — проблем, которые были заботой финансистов , химиков , инженеров-нефтяников , металлургов , горных инженеров , геологов , физиков и многих других ученых и псевдоученых на протяжении многих десятилетий.
В 1962 году (в том же году, когда предложение о Великих канадских нефтяных песках было представлено на утверждение) Cities Service Athabasca Inc. предложила завод производительностью 16 000 кубометров в день на месте своего пилотного проекта Mildred Lake. Включая трубопровод в Эдмонтон, завод должен был стоить 56 миллионов долларов, строительство началось в 1965 году и было завершено в 1968 году. Однако у Совета по охране нефти и газа были опасения по поводу конкуренции между синтетической и обычной нефтью за ограниченные рынки. Поэтому он решил не вводить в эксплуатацию слишком много заводов по добыче нефтяных песков одновременно и отклонил предложение Cities Service в пользу проекта GCOS.
Cities Service позже повторно подала заявку на гораздо более крупный завод, и предложение было одобрено в конце 1969 года. Завод Syncrude , который получился в результате, начал работать в 1978 году, ровно через два столетия после того, как Питер Понд впервые увидел нефтяные пески. Но прежде чем завод отправил свой первый баррель нефти, проект прошел через множество испытаний.
Причиной долгого разрыва между одобрением и завершением стал тревожный рост расходов, который преследовал все крупные североамериканские проекты в 1970-х годах. Высокая инфляция увеличила бюджеты практически для каждого аспекта проекта Syncrude.
Пересмотрев расходы на проект в конце 1973 года, консорциум Syncrude обнаружил, что расходы выросли более чем вдвое, с 1 миллиарда долларов до 2,3 миллиарда долларов. В декабре 1974 года Atlantic Richfield (чья американская материнская компания нуждалась в наличных деньгах для развития своих интересов в заливе Прудхо ) отозвала свое 30-процентное участие в проекте. Несколько дней спустя три оставшихся партнера сообщили правительству Альберты, что максимальный риск, который они готовы взять на себя по проекту, составляет 1 миллиард долларов. Им нужно будет найти еще 1 миллиард долларов рискового капитала, если проект будет продолжен. Альтернатива — закрытие проекта — обошлась бы четырем партнерам (включая Atlantic Richfield) примерно в 250 миллионов долларов.
К этому времени мир был охвачен энергетическим кризисом. Начиная с 1973 года, члены Организации стран-экспортеров нефти воспользовались скудными мировыми поставками нефти, чтобы быстро и регулярно повышать цены. Поэтому политики в странах-потребителях нефти считали, что разработка стабильных и надежных поставок энергии является вопросом национальной срочности. Поскольку ресурс был настолько большим, а разработка была явно возможной, нефтяные пески казались лучшим выбором для Канады. В результате перспектива краха проекта Syncrude была предметом как политической, так и экономической озабоченности.
Исполнительная группа, представляющая оставшихся партнеров, пригласила другие правительства Канады принять участие в качестве коммерческих партнеров в проекте. Провинция также рассмотрела смету расходов, предоставленную нефтяными компаниями. Когда было обнаружено, что смета расходов консорциума не выходила за рамки, правительства Канады, Альберты и Онтарио приняли участие в исторической встрече в Виннипеге в феврале 1975 года. Эта встреча спасла проект.
Федеральное правительство взяло 15 процентов, Альберта 10 процентов и Онтарио 5 процентов. Частные партнеры - Cities Service Canada, Gulf Oil Canada и Imperial Oil - согласились сохранить свою долю в размере 1,4 миллиарда долларов в проекте, но предоставили Альберте возможность конвертировать кредит в размере 200 миллионов долларов, предоставленный Gulf and Cities Service, в права собственности. Альберта также взяла на себя полную собственность на безрисковый трубопровод и электроэнергетическую компанию, в которых нуждался завод. [7]
Завод был введен в эксплуатацию летом 1978 года и произвел 5 миллионов баррелей (790 000 м 3 ) нефти в течение года. Мировые цены на нефть резко подскочили в 1979-80 годах и оставались высокими в течение первой половины 1980-х годов. Это помогло Syncrude добиться успеха как в финансовом, так и в техническом плане. Сейчас Syncrude покрывает около 14 процентов потребностей Канады в нефти, в основном в виде синтетической нефти . Завод произвел около 2 миллиардов баррелей (320 000 000 м 3 ) этой нефти.
В 2003 году Shell Canada и ее партнеры начали добычу на руднике Muskeg River Mine , расположенном в 75 километрах к северу от Форт-Мак-Мюррея. Известный как проект Athabasca Oil Sands Project, весь комплекс состоит из Muskeg River, Shell's Scotford Upgrader, расположенного недалеко от Форт-Саскачевана , Альберта , и вспомогательных объектов.
Четыре года спустя, когда Shell Canada была полностью приобретена своей материнской компанией Royal Dutch Shell , компания подала заявку на строительство огромного комплекса по переработке нефтяных песков на месте своего НПЗ в Эдмонтоне. Проект, который мог стоить до 27 миллиардов долларов, должен был быть построен в четыре этапа по 100 000 баррелей в день (16 000 м 3 /д). Как и существующий апгрейдер, новый завод Shell будет перерабатывать битум с проекта по добыче нефтяных песков Атабаски, а также битум с проектов по добыче нефтяных песков с использованием пара на месте добычи .
Описанные выше проекты по добыче нефтяных песков уникальны в мире: они эксплуатируют битум, добываемый на поверхности из открытых карьеров. Отрасль также провела десятилетия, экспериментируя со способами извлечения битума из более глубоких залежей. Единственный способ разработки нефтяных ресурсов под землей — это методы добычи на месте .
In situ означает «на месте» и относится к методам добычи, которые применяют тепло или растворители к нефтяным пластам под землей. Существует несколько разновидностей методов in situ , но те, которые лучше всего работают в нефтяных песках, используют тепло.
Первый эксперимент in situ в Альберте состоялся в 1910 году, когда базирующаяся в Питтсбурге компания Barber Asphalt Paving Company пробурила скважину в битуме и закачала пар для разжижения нефти. Эксперимент провалился. В начале 1920-х годов также проводились другие эксперименты in situ , но ни один из них не имел коммерческого успеха.
Jacob Owen Absher: В середине 1920-х годов выдающийся и настойчивый экспериментатор по имени Jacob Owen Absher основал Bituminous Sand Extraction Company. В 1926 году Absher получил канадский патент на свои эксперименты in situ и в течение следующих пяти лет проводил многочисленные эксперименты — усилия, которые привлекли внимание пионеров нефтяных песков Сиднея Эллса и Карла Кларка. Absher не только использовал пар для плавления битума, но и пытался разжечь огонь в своих скважинах. Однако в конце концов он не смог добыть нефть из нефтяных песков. Его деятельность закончилась, когда разразилась Великая депрессия .
В то время как Абшер был в значительной степени забыт как пионер в бизнесе нефтеносных песков, другие реализовали его мечту об использовании тепла для высвобождения нефти из песков. Сегодня некоторые коммерческие проекты поставляют пар высокого давления в резервуар нефтеносных песков. Другие проекты фактически поджигают нефть под землей, а затем закачивают воздух под поверхность, чтобы поддерживать горение. Эти методы эффективно расплавляют нефть, которую затем насосы выкачивают на поверхность.
Термоядерное мышление: Самое драматичное предложение по добыче на месте из глубоких залежей нефтеносного песка поступило от Richfield Oil Company . В 1959 году Richfield предложила экспериментальный план по высвобождению жидких углеводородов из песка с помощью подземного ядерного взрыва . Компания предложила взорвать 9-килотонное взрывное устройство под нефтеносными песками на участке в 100 километрах к югу от Форт-Мак-Мюррея. Термоядерное тепло создаст большую пещеру и одновременно сжижит нефть. Пещера может служить точкой сбора для теперь уже жидкой нефти, что позволит компании добывать ее.
Эта идея оказалась удивительно близкой к реальности. Проект Oilsand получил федеральное одобрение в Канаде, и Комиссия по атомной энергии США согласилась предоставить устройство. Но прежде чем эксперимент мог состояться, общественное давление в пользу международного запрета на ядерные испытания усилилось. Правительство провинции воздержалось от одобрения и, таким образом, похоронило план.
Добыча битума на месте : многие компании экспериментировали с термическими методами добычи тяжелой нефти из нефтеносных песков, особенно на месторождении нефтеносных песков Колд-Лейк , в 1970-х и 1980-х годах. Имеющие такие полевые прозвища, как «заливка паром», «заливка огнем» и «затяжка», эти методы добычи, как и эксперимент компании Barber Asphalt and Paving Company 1910 года, по сути, применяют тепло к подземному резервуару. Это плавит нефть, то есть снижает ее вязкость, чтобы ее можно было выкачивать на поверхность. Все более успешной системой, которая сейчас используется, является гравитационный дренаж с помощью пара ( SAGD ).
Первоначально метод SAGD был испытан на подземном испытательном стенде ( UTF ), экспериментальном проекте по добыче битума, финансируемом AOSTRA и официально открытом 29 июня 1987 года. Масштабы UTF трудно себе представить. Проходка шахт производилась с помощью буровой коронки диаметром почти четыре метра и весом 230 тонн. Две шахты под резервуарами нефтеносного песка имели глубину 223 метра, и ни одна из них не отклонялась от вертикали более чем на 25 мм. В качестве меры безопасности AOSTRA построила два параллельных туннеля через известняк под резервуаром нефтеносного песка. Длина каждого туннеля составляла более километра, ширина каждого туннеля составляла пять метров, а высота — четыре метра.
Из туннелей исследователи пробурили скважины в резервуар для проведения двух серий испытаний. Пилотный проект фазы A включал три пары скважин длиной 70 метров, каждая с 40–50-метровым выходом на пласт Мак-Мюррей. Фаза B включала еще три пары скважин, на расстоянии 70 метров друг от друга, каждая с 500–550-метровым прямым контактом с резервуаром нефтяного песка. Результаты были превосходными, и нефтяная промышленность вскоре начала добывать битум через пары скважин SAGD, пробуренные и эксплуатируемые с поверхности.
Крупнейшим заводом в Канаде, использующим добычу in situ , является завод по добыче нефтяных песков Cold Lake компании Imperial Oil . На этом заводе используется технология, называемая циклической закачкой пара . Используя этот метод, компания закачивает пар высокого давления в секцию подземного резервуара в течение недели или около того, а затем выкачивает жидкую нефть в течение нескольких месяцев. Imperial также использует гравитационное дренирование с помощью пара. В своей системе добычи SAGD компания Imperial бурит две горизонтальные скважины, одну на пять метров выше другой. Пар, закачиваемый через верхнюю скважину, снижает вязкость нефти , которая извлекается через нижнюю скважину. Этот завод производит более 150 000 баррелей (24 000 м 3 ) битума в день.
Первой азиатской компанией, занимающейся нефтяными песками, была JACOS , которая в 1978 году начала участвовать в экспериментах в пилотном проекте в районе Атабаска. Как и Imperial в Колд-Лейк, с 1984 по 1994 год JACOS и ее партнеры также экспериментировали с пилотным проектом циклической паровой стимуляции на участке Hangingstone. С тех пор компания развивала производство SAGD на этом участке. Она также строит демонстрационную установку с использованием экстракции битума на основе растворителя in situ .
Тяжелая сырая нефть является родственным ресурсом битума. Она легче битума, а ее резервуары намного меньше, чем крупные месторождения нефтяных песков. Как и в случае с нефтяными песками, только небольшой процент крупных ресурсов тяжелой нефти Канады может быть добыт.
Часто называемая обычной тяжелой нефтью, эта нефть с низкой плотностью может быть извлечена с помощью обычных методов бурения или заводнения, метода закачки воды в пласт для повышения давления, таким образом, выталкивая нефть к стволу скважины. Когда эти методы работают, тяжелая нефть похожа на более коммерчески привлекательные более легкие сорта нефти. Но тяжелая нефть также может быть довольно вязкой. Ей может потребоваться некоторая форма тепла или растворителя и давления, прежде чем она сможет поступить в ствол скважины для добычи. Когда для тяжелой нефти требуются эти методы для ввода в эксплуатацию, ее называют нетрадиционной тяжелой нефтью.
Первые открытия тяжелой нефти пришли с погоней за обычной легкой и средней сырой нефтью. Поскольку большая часть тяжелой нефти западной Канады находится в бассейнах, близких к поверхности, ранние исследователи, использовавшие старые буровые установки, обнаружили многие из этих бассейнов, прежде чем они наткнулись на более глубокие резервуары легкой нефти.
Одно из первых открытий было сделано в районе Рибстоун около Уэйнрайта, Альберта, в 1914 году. Первая значительная добыча тяжелой нефти в провинции была на месторождении Уэйнрайт в 1926 году. В том году производители извлекли из месторождения почти 6000 баррелей (950 м 3 ) тяжелой нефти. Небольшой местный нефтеперерабатывающий завод перегнал тяжелую жижу в пригодные к употреблению продукты.
В других местах Альберты исследователи нефти обнаружили другие залежи тяжелой нефти, преследуя неуловимого преемника месторождения Тернер-Вэлли. Они развернули добычу на многих из этих месторождений, но только в небольших объемах. Методы добычи того времени в сочетании с низкой ценой на нефть, а также характер и размер находок означали, что большая часть нефти осталась неразработанной.
Самым важным исключением был Ллойдминстер . Хотя первое открытие произошло в 1938 году, серьезная разработка началась только после того, как Husky Oil пришла в этот район после Второй мировой войны.
Компания Husky Oil появилась во времена Великой депрессии благодаря усилиям Гленна Нильсона, фермера из Альберты, доведенного до банкротства, когда банк потребовал вернуть ссуду на его ферму. Нильсон переехал в Коди, штат Вайоминг , к тому времени, как он основал Husky как нефтеперерабатывающее предприятие. После Второй мировой войны он снова обратил внимание на Канаду и решил построить нефтеперерабатывающий завод в Ллойдминстере. Сталь была дефицитом, поэтому Husky разобрала небольшой нефтеперерабатывающий завод в Вайоминге, построенный во время войны для обеспечения американского флота бункерным топливом. Она погрузила детали в 40 полувагонов и отправила их на север по железной дороге.
Компания начала перестраивать установку производительностью 400 кубометров в день в 1946 году, а завод начал работу в следующем году. Расположенный в стратегически важном месте между железнодорожными путями Canadian Pacific и Canadian National в Ллойдминстере, завод вскоре начал получать контракты на поставку бункерного топлива для локомотивов. Компания также нашла сильный рынок для асфальта для дорожного строительства.
Переезд Husky в этот район подстегнул бурение и добычу. В течение двух лет после прибытия Husky возникли излишки тяжелой нефти и нехватка мест для хранения. Производители решили проблему, храня нефть в земляных ямах, вмещающих до 16 000 кубических метров каждая. Некоторое время Husky покупала нефть по весу, а не по объему, поскольку она была забита землей, перекати-полем и зайцами. Компании пришлось процедить и повторно измерить материал, прежде чем она смогла начать переработку.
Husky начала добывать тяжелую нефть на местных месторождениях в 1946 году и к 1960-м годам стала крупнейшим региональным производителем. В 1963 году компания провела еще одно из серии расширений нефтеперерабатывающего завода. Чтобы воспользоваться расширением рынков для канадской нефти, она также начала программу по поставке тяжелой нефти на национальные и экспортные рынки.
Ключом к проекту стоимостью 35 миллионов долларов было строительство реверсивного трубопровода, который мог бы транспортировать вязкую тяжелую нефть на рынок. 116-километровый трубопровод «йо-йо» — первый в мире — доставлял конденсат со станции Interprovincial Pipe Line в Хардисти , Альберта . Компания начала смешивать этот очень легкий углеводород с тяжелой нефтью, что позволило ей течь легче. Затем компания перекачивала смесь по своему трубопроводу (отсюда и прозвище «йо-йо») обратно в Хардисти. Оттуда Interprovincial вез ее на восток на рынок.
Эти разработки впервые сделали тяжелую нефть более чем маргинальным ресурсом. В течение пяти лет добыча в районе увеличилась в пять раз до почти 2000 кубометров в день. К началу 1990-х годов добыча из пояса тяжелой нефти составляла около 40 000 кубометров в день, и Хаски по-прежнему оставался одним из крупнейших производителей тяжелой нефти в Канаде. [8]
Тяжелое сырое сырьё требует предварительной обработки, прежде чем оно станет пригодным для обычных НПЗ. Это называется «обновлением», ключевыми компонентами которого являются 1) удаление воды, песка, физических отходов и более лёгких продуктов; 2) каталитическая очистка (гидродеметаллизация, гидродесульфуризация и гидроденитрогенизация; и 3) гидрирование посредством удаления углерода или каталитического гидрокрекинга . Поскольку удаление углерода, как правило, неэффективно и расточительно, в большинстве случаев предпочтительным является каталитический гидрокрекинг.
Каталитическая очистка и гидрокрекинг вместе известны как гидрообработка . Большой проблемой гидрообработки является борьба с примесями, содержащимися в тяжелой сырой нефти, поскольку они со временем отравляют катализаторы. Было предпринято много усилий для решения этой проблемы, чтобы обеспечить высокую активность и длительный срок службы катализатора. Материалы катализатора и распределение размеров пор должны быть оптимизированы для решения этих проблем.
Образно говоря, технологические усовершенствования и новая инфраструктура приводят к росту залежей тяжелой нефти. Улучшенные методы добычи выталкивают на поверхность более высокий процент нефти из залежей. Исследования и разработки создают технологии, которые увеличивают объемы добычи, которые могут извлечь производители. Небольшие усовершенствования в технологии, применяемые к такому огромному ресурсу, могут означать огромные приросты извлекаемых запасов сырой нефти в Канаде .
Немногие канадские НПЗ могут перерабатывать больше, чем небольшие объемы тяжелой нефти, поэтому производство традиционно направлялось на асфальтовые заводы США. Однако в 1980-х годах ситуация изменилась с объявлением о начале строительства двух установок по переработке тяжелой нефти. Как и заводы в Syncrude, Suncor и завод Shell в Скотфорде недалеко от Эдмонтона, эти операции, подобные нефтеперерабатывающим заводам, превращают тяжелую нефть и битум в более легкую и менее сернистую, более желательную сырую нефть.
В конце 1970-х годов группа производителей тяжелой нефти (Gulf, Husky, Shell, PetroCanada и SaskOil ) предложила проект Plains Upgrader. Этот объект стоил бы 1,2 млрд долларов и мог бы перерабатывать 50 000 баррелей (7 900 м 3 ) нефти в день. Однако постепенно члены консорциума вышли из проекта, придя к выводу, что высокая стоимость модернизации сделает проект нерентабельным. В конце концов остались только PetroCanada и Saskoil — обе корпорации Crown .
Партнеры из частного сектора вышли из проекта Plains Upgrader, поскольку в то время модернизация тяжелой нефти была рискованным финансовым предприятием. Чтобы быть экономичными, эти проекты полагаются на существенные различия в ценах («дифференциалы») между легкой и тяжелой сырой нефтью . Тяжелая нефть стоит меньше, чем легкая нефть; вопрос в том, насколько меньше? Если только улучшенная нефть не будет стоить значительно больше за баррель, чем менее привлекательная тяжелая нефть, модернизатор не заработает денег на ее переработке.
Хотя партнерство Plains распалось, идея выжила.
После ухода партнеров SaskOil предложила сократить расходы на модернизацию путем интеграции с НПЗ Consumers' Cooperative в Реджайне . Это позволило бы устранить дублирование в объектах и инфраструктуре за счет использования существующих земель, перерабатывающих установок, хранилищ и трубопроводных мощностей, технического и эксплуатационного персонала и руководства.
Нефтеперерабатывающий завод Co-op был продуктом кооперативного движения , которое началось в Великобритании в середине 19 века. Часто расширяемый и модернизируемый, завод Co-op (впервые построенный в 1935 году) был небольшим, но современным нефтеперерабатывающим заводом , когда в начале 1980-х годов начались разговоры о комплексе нефтеперерабатывающих/модернизирующих заводов. И федеральное, и саскачеванское правительства запретили своим коронным корпорациям участвовать в проекте, однако оба приняли участие сами. Провинция имела особый интерес, поскольку модернизация увеличила бы рынок тяжелой нефти с месторождений Саскачевана. Это дало бы провинциальной нефтяной промышленности важный импульс. Федеральное правительство рассматривало проект как возможность продвинуть страну на один небольшой шаг к заявленной цели самообеспечения сырой нефтью. Со своей стороны, кооператив хотел гарантированных поставок сырой нефти для своего нефтеперерабатывающего завода.
Соответственно, Саскачеван занял 20-процентную позицию в акционерном капитале и гарантировал кредиты, равные 45 процентам проекта. Взамен он стал 50-процентным партнером в объединенной операции с Consumers' Co-op, который вложил свой существующий НПЗ (стоимостью 500 миллионов долларов) в проект. Федеральное правительство гарантировало кредиты, равные 35 процентам проекта. Выплаты по основной сумме кредитов начались только в конце 1992 года.
Введенный в эксплуатацию в 1988 году комплекс НПЗ/модернизации Consumers' Co-op имел производительность 50 000 баррелей в день (7 900 м 3 /д). Комплекс модернизации стоимостью 700 миллионов долларов поставлял улучшенную нефть в качестве сырья для НПЗ.
Компания с самым большим опытом в поясе тяжелой нефти предложила и в конечном итоге разработала еще один канадский обогатитель тяжелой нефти. Husky начала подготовку к обогатителю, построив новый нефтеперерабатывающий завод производительностью 25 000 баррелей в день (4000 м 3 /д) рядом со старым заводом. Этот объект, который перерабатывал тяжелую нефть в асфальт и одновременно поставлял легкие масла для переработки в высококачественные продукты, такие как бензин , был завершен в 1983 году.
После серии неудачных стартов в 1988 году Husky и три ее партнера объявили о твердом соглашении о строительстве Bi-Provincial Upgrader — сегодня более известного как Husky Upgrader. Расположенный к востоку от Ллойдминстера , этот проект модернизации стоимостью 1,6 млрд долларов получил большую часть своего финансирования от правительства. Первоначально бюджет составлял 1,2 млрд долларов, федеральное правительство, правительства Альберты и Саскачевана владели 31,67%, 24,16% и 17,5% каждое. Оставшаяся часть принадлежала Husky, которая с тех пор приобрела весь объект.
По условиям первоначального соглашения, Husky получала 50 процентов чистого дохода завода плюс 10 процентов прибыли на инвестиции до тех пор, пока Husky не вернет эти инвестиции. Оставшаяся часть прибыли завода пропорционально распределялась между партнерами Husky. Однако, когда проект приближался к завершению, в этой договоренности произошел сбой, когда недавно созданное правительство Саскачевана от НДП отказалось выплачивать свою долю в размере 190 миллионов долларов перерасхода средств. Другие игроки в конечном итоге согласились выплатить долю Саскачевана, но не стали выплачивать доход этой провинции до тех пор, пока не вернут задолженность Саскачевана.
Модернизатор был запущен в эксплуатацию в середине 1992 года, но потребовалось устранение узких мест, прежде чем он смог достичь проектной мощности в 46 000 баррелей в день (7 300 м 3 /д). Завод модернизирует тяжелую нефть из района Ллойдминстера и битум из Колд-Лейк , делая еще больше этих ресурсов доступными для рынков центральной Канады и Америки .
Разница в цене на тяжелую нефть объясняет большую разницу в стоимости между Husky Upgrader ($1,6 млрд за мощность 46 000 баррелей в день (7 300 м 3 /д)) и Co-op upgrader ($600 млн за 50 000 баррелей в день (7 900 м 3 /д).) Установка Husky была спроектирована для переработки более тяжелых сортов нефти, чем Co-op upgrader, и ее выход был более желательным. Эта критическая разница означала, что Husky будет платить меньше за свое сырье и получать больше за свой выход, чем завод Co-op. С самого начала прогнозы относительно этих различий были жизненно важными факторами в экономических расчетах для двух проектов, каждый из которых с тех пор претерпел значительные расширения.
Один кубический метр нефти = 6,29 барреля. Один кубический метр природного газа = 35,49 кубических футов. Один килопаскаль = 1% атмосферного давления (вблизи уровня моря).
Канадская мера измерения нефти, кубический метр, уникальна в мире. Она метрическая в том смысле, что использует метры, но основана на объеме, чтобы канадские единицы можно было легко преобразовать в баррели. В остальном метрическом мире стандартом измерения нефти является тонна . Преимущество последней меры в том, что она отражает качество нефти. В целом, нефть более низкого сорта тяжелее.
