Войти
На этой геополитической карте Канады показаны десять провинций и три территории. Некоторая добыча нефти сегодня имеет место во всех провинциях и территориях, кроме Острова Принца Эдуарда и Нунавута. Сегодняшние нефтегазовые границы находятся на территориях и в прибрежных районах Атлантической Канады и Британской Колумбии.. Первые открытия нефти Канады произошли вблизи населенных пунктов или на путях проникновения в границу.
Первая нефтяная месторождение, например, была на юге Онтарио. Первое открытие природного газа произошло на Канадско-Тихоокеанской железной дороге с полосой отвода. Место первого открытия на крайнем севере, 1920 Норман Уэллс, Северо-Западные территории дикая кошка, находилось вдоль реки Маккензи, в то время великого транспорта коридор в канадскую Арктику.
С тех случайных начинаний поиски нефти распространились на окраины континентальной Канады - и за эти границы на покрытые океаном континентальные шельфы.
Для исследования этих областей используются огромные машины, сложные системы материально-технического обеспечения и большие объемы 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 имени Муклюк - стоила 1,5 миллиарда долларов и оказалась сухой.
Что касается нефтяного сектора, географическими границами Канады являются нефтяные бассейны в северной Канаде, 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.
Поскольку мировые береговые запасы нефти истощаются, все большее значение приобретают морские ресурсы - в Канаде, также известные как пограничные ресурсы. 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 были остановлены после завершая свою продуктивную жизнь. Аналогичным образом, некоторые приграничные месторождения природного газа сейчас находятся на более поздних стадиях упадка.
Отчасти 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, и смертельные проблемы, с которыми иногда сталкиваются исследователи.
Северная Канада в политическом определении. Северные нефтяные границы включают море Бофорта, Канадский арктический архипелаг и давно установленные нефтяные месторождения Норман Уэллс. Первая великая история в Канаде. исследование географических границ - это исследование Нормана Уэллса в 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 нефть, просачивающуюся из реки. банка. Геологической службы Канады подтвердили эти просачивания в 1888 году. В 1914 году британский геолог доктор поставил три претензии рядом с этим местом. Imperial Oil получила заявки и в 1918–1919 направила двух своих геологов, и они рекомендовали бурение.
Под руководством геолога бригада, состоящая из шести бурильщиков и вол (по имени Старый Ниг) позже начали шестинедельное путешествие протяженностью 1900 километров (1200 миль) на север железной дорогой, речным судном и пешком до сайт теперь известен как Норман Уэллс. Они нашли нефть - в основном по счастливой случайности, - 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 помощью кирки и лопаты, не имея возможности запустить свой тросовый инструмент до тех пор, пока они не очистили смесь замерзшей грязи и льда. Примерно на высоте 30 метров (98 футов) они встретили свое первое нефтяное 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.
Бурение возобновилось весной, и в июле прибыла спасательная бригада. Некоторые из первоначальной бригады остались, 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 тип мазута для использования церковными миссиями и рыбацкими лодками вдоль реки Маккензи. Но нефтеперерабатывающий завод и месторождение 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 компания Imperial доставила на это место два цельнометаллических самолета Junkers мощностью 185 лошадиных сил (138 кВт). 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-Бэар-Лейк, но месторождение не работало снова занимали важное место в истории до тех пор, пока Соединенные Штаты не вступили в Вторую мировую войну.
. Это открытие косвенно способствовало послевоенным исследованиям в Альберте и принятию решения о бурении Leduc No. 1. Как и Ледюк, 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.
Канол: Когда Япония захватили пару Алеутских островов, американцы обеспокоились безопасностью своих нефтяных танкеров маршрутов на Аляску и начали искать внутренние источники нефти, безопасные от атака. Они договорились с Канадой о строительстве нефтеперерабатывающего завода в Уайтхорсе в Юконе, где сырая нефть будет поступать по трубопроводу из Норман Уэллс. 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 «канадский» и «нефтяной», - занял 20 месяцев, 25000 человек, 10 миллионов тонн (9,8 миллиона длинных тонн или 11 миллионов коротких тонн ) оборудования, по 1600 км (990 миль) каждый из дороги и телеграфной линии и 2575 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 в Уотсон-Лейк, Юкон. Тем временем Imperial бурила все больше скважин. Испытания нефтяного месторождения Норман Уэллс начались, когда трубопровод был готов 16 февраля 1944 года. Месторождение превзошло все 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 (полностью оплаченная налогоплательщиками США) составила 134 миллиона долларов США в 1943 году. Общий объем добычи нефти составил 315 000 м³ (2,7 миллиона баррелей), из которых 7 313 м³ (63 000 баррелей) были разлиты. Стоимость сырой нефти 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 американского индекса потребительских цен, в долларах 2000 года нефть стоила бы 4214 долларов за кубометр (670 долларов за баррель), а очищенный продукт стоил бы поразительных 9,62 долларов за литр (36,42 доллара за баррель). галлон).
После войны трубопровод Канол 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 собралазаново, как гигантскую головоломку, чтобы управлять добычей на быстро развивающемся нефтяном месторождении Ледук около Девон.
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.
Северная Канада (изображена слева) на карте полярного региона. Есть три способа описать Арктику. Один из них - это область над полярным кругом. Другой - северный регион, лишенный деревьев. Третий - это область, где среднесуточная температура в июле составляет 10 ° C (50 ° F) или ниже - на этой изотермической карте это область, обозначенная красной линией. Норман Уэллс был границей открытие. Однако это не было исследованием Арктики, поскольку оно было расположено 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 в районе Игл-Плейнс, Пил-Плато перевезло 2600 тонн (2559 л / т или 2866 л / 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.
Пробуждение интереса к Канадскому Арктическому архипелагу (Арктические острова) как к возможному месту залежей нефти возникло в результате «Операции Франклин». 1955 г. Изучение геологии Арктики под руководством Ив Фортье под эгидой Геологической службы Канады. Это и другие исследования подтвердили наличие толстых слоев отложений, содержащих множество возможных углеводородных ловушек.
Нефтяные компании обратились в Правительство Канады за разрешение исследовать эти отдаленные земли в 1959 году, до того, как правительство начало регулировать такие исследования. Непосредственным результатом была задержка. В 1960 году правительство Дифенбакера приняло постановления, а затем выдало разрешения на разведку на 160 000 квадратных километров (61 776 квадратных миль) северной земли. Эти разрешения выдают права на добычу полезных ископаемых для выполнения трудовых 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 был Dome Petroleum. Оборудование и материалы для бурения и лагеря из 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 остров Батерст. Все три скважины имели технический успех.
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 участками Арктических островов плюс федеральное правительство в качестве основного акционера.
Компания Panarctic начала свою программу разведки с сейсмических работ, а затем бурения на арктических островах. К 1969 году месторождение газа Дрейк-Пойнт, вероятно, было 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 (4,324 миллиарда баррелей).
Во время этой программы бурения произошло два значительных выброса. Скважина N-67 Дрейк-Пойнт в Панарктике, пробуренная в 1969 г. на глубину 2577 м на полуострове Сабин о-ва Мелвилл, стала первым крупным открытием на арктических островах. Это гигантское газовое месторождение было ограничено 14 скважинами (включая открывшую скважину 1969 года и две разгрузочные скважины, пробуренные для контроля выброса обнаруженной скважины). Скважина, пробуренная в 1970 году на острове Кинг Кристиан, привела к еще одному выбросу, хотя и впечатляющих размеров. King Christian D-18 неистовствовал в течение 91 дня и после возгорания стал источником 80-метрового (250 футов) столба пламени. Он мог выбрасывать до 200 миллионов кубических футов (5 700 000 м3) газа в день.
Компания Panarctic также обнаружила нефть на островах Бент-Хорн и Кейп Эллисон, а также на шельфе Cisco и Скейт. Геологоразведка переместилась в море, когда Panarctic начала бурение скважин с «ледяных островов» - на самом деле не островов, а платформ из утолщенного льда, созданного зимой в результате перекачки морской воды на полярный лед.
Компания обнаружила много газа и немного нефти, слишком. В 1985 году Panarctic стала коммерческим производителем нефти в экспериментальном масштабе. Это началось с единственного танкера, загруженного нефтью 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 свой самый большой годовой объем нефти - 50 000 м³ (432 424 баррелей) - на южные рынки. Добыча продолжалась до 1996 года.
Скважины на ледяном острове Panarctic не были первыми морскими скважинами на севере Канады. В 1971 году компания Aquitaine (позже известная как Canterra Energy, затем приобретенная 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 реки Маккензи была в центре внимания наземных и воздушных исследований еще в 1957 году, и геологи проводили сравнения с Миссисипи и Дельтас Нигера, предполагая, что Маккензи может оказаться столь же плодовитой. В течение миллионов лет осадки изливались из устья Маккензи, создавая огромные банки из песка и сланца - слоистых пластов осадочных пород, образованных многообещающими геологическими структурами. Бурение началось в Дельте Маккензи - Туктояктук полуострове в 1962 году и ускорилось в начале 1970-х годов. Устье реки Маккензи не было Прудхо-Бэй, но в нем были большие месторождения газа.
К 1977 году его установленные запасы газа составляли 200 миллиардов м³ (1730 баррелей), и было выдвинуто предложение о строительстве Трубопровода в долине Маккензи. Последовавшее 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 сместила акцент на непредсказуемые воды моря Бофорта. Чтобы справиться с проблемами зимнего холода и относительно глубокой воды, технологии бурения на реке Бофорт 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 промышленность. Они также снизили затраты на разведку.
Первая скважина для испытания Бофорта 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 поперек склонов, увенчанную излишками противоторпедной сетки времен Второй мировой войны. На втором острове, Adgo F-28, использовался драгированный ил. Это оказалось сильнее. Другие искусственные острова использовали другие методы армирования.
В 1976 году Canadian Marine Drilling Ltd., дочерняя компания Dome Petroleum, доставила небольшую армаду на «Бофорт». 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 вытолкнет буровое судно с места, если оно не будет использовать ледоколы для сдерживания льда. 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, которое возникло у Gulf Oil. Kulluk было круглым судном, предназначенным дляпродолжительных буровых работ в арктических водах. Kulluk мог безопасно бурить однолетний лед толщиной до 1,2 м (3,9 фута). В конечном итоге компания Dome приобрела судно, которое затем постепенно перешло через приобретения к Amoco, а затем к BP. BP намеревалась продать этот инструмент на металлолом примерно в 2000 году. Royal Dutch Shell впоследствии приобрела судно и планировала бурение в спорных водах моря Бофорта в 2007 году.
Крупные 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, плавно наклонные стороны, на которые могла быть нанесена 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 по мере падения цен 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 Steel Drilling Caisson) был построен для Canmar в 1982 году. прикрепив носовую часть Very Large Crude Carrier World Saga к вершине стальной баржи с наклонными бортами (имитирующая 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.
Морские районы восточного побережья Канады включают континентальные шельфы четырех атлантических провинций. Место первых соленых вод Канады прибрежная скважина находилась в 13 км (8,1 мили) от берегов 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 4 479 м (14 695 футов) и стоила 1,25 миллиона долларов - чрезвычайно дорогая скважина в то время. Часть военных действий союзников, Хиллсборо был объявлен сухим и заброшенным в сентябре 1945 года.
В 1967 пробурена первая скважина Новая Шотландия, Соболь Морской энергетический проект Скважина С-67. Расположенный на пустынном, песчаном острове Сейбл (наиболее известном своим стадом диких лошадей), колодец залегает в газоносных меловых породах. 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 шотландском шельфе. Во-первых, крупные открытия на шельфе Новой Шотландии, как правило, 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 West Venture N-91 Mobil - фактически взорвались. Скважина Uniacke, которую пробурили с полупогружной буровой установки Vinland, взяла под контроль около десяти дней. В отличие от этого, выброс на West Venture занял восемь месяцев.
West Venture начался как поверхностный выброс и был быстро остановлен командой буровой установки Zapata Scotian, но потом колодец взорвался под землей. Природный газ под высоким давлением прорвался через скважину обсадную колонну и начал устремляться из глубокой зоны в мелководную. Говоря языком нефтяной промышленности, выброс «заряжает» (то есть 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 отрасль сделала другие скромные открытия нефти и газа у побережья Новой Шотландии - например, газовую скважину Shell Onondaga E-84, пробуренную на глубину 3988 м (13 084 фута) в 1969 году. 1973 г. Компания Mobil пробурила скважину D-42 Cohasset на западном берегу суббассейна реки Сейбл.
Долото Mobil обнаружило почти 50 м (160 футов) чистой нефтяной залежи в одиннадцати зонах меловых песков нижнего каньона Логан. Однако через пять лет поисковая скважина обнаружила только водоносные пески, и компания приостановила работы на месторождении. Компания Mobil переехала в другие места шельфа Скотина, обнаружив перспективное газовое месторождение Венчур в 1979 году.
Расположенная на сейсмическом участке, который был обнаружен несколькими годами ранее, Mobil ждала бурения зонда Венчур, потому что структура была глубокой и могут содержать зоны высокого давления, подобные тем, в которых бурение на острове Сейбл было остановлено в предыдущее десятилетие. Открытие скважины Venture обошлось в 40 миллионов долларов, что является потрясающей ценой за одну скважину.
По иронии судьбы, первое коммерческое открытие на шельфе, открытие Mobil в Кохассете 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 Petro-Canada пробурила выходную скважину Cohasset A-52 для исследования 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. Самолёт 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 уровне 8000 м³ (69 188 баррелей) в день в течение шести дней.
Хотя открытия Cohasset и Panuke сами по себе были незначительными, в середине 1980-х консалтинговая фирма, нанятая корпорацией Crown Nova Scotia Resources Limited (NSRL), исследовала идею их объединения. Создав совместное предприятие с британской Lasmo plc, которая сформировала филиал в Новой Шотландии для эксплуатации месторождения, NSRL смогла обеспечить финансовый и технический успех проекта. В конце концов, производство оказалось меньше, чем ожидалось; месторождение добывалось только с 1992 по 1999 год.
В январе 2000 года разработка морских месторождений достигла рубежа, когда газ с газового завода Sable Offshore Energy Project Новой Шотландии впервые был доставлен в Maritimes и рынки Новой Англии. В настоящее время в рамках проекта ежедневно производится от 400 до 500 миллионов кубических футов (от 11 000 000 до 14 000 000 м3) природного газа и 20 000 баррелей (3 200 м) сжиженного природного газа. Однако EnCana Corporation сейчас разрабатывает газовую находку, известную как Deep Panuke, которая может заменить некоторые из истощающихся газовых месторождений существующих морских газовых месторождений Новой Шотландии.
Лабрадорский шельф Ньюфаундленд и Лабрадор был перспективной исследовательской провинцией в ранний период освоения восточных морских месторождений. Впервые пробуренные в 1971 году, скважины в более глубокие воды были пробурены с динамически позиционируемых буровых судов.
Айсберги, отколовшиеся от ледников Гренландии, снискали этому отрезку воды неприветливое прозвище «Аллея айсбергов». Дрейфующие к буровому оборудованию айсберги представляли уникальную опасность для отрасли в этой суровой среде. Но, сочетая ковбойские и морские технологии, бурильщики-лабрадоры решили проблему, заколотив айсберги полипропиленовыми веревками и стальными тросами, а затем отбуксировав их в сторону.
Ухудшение экономических показателей разведки 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 было проведено на Гранд-Банкс 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 Гиберния, которая изменила судьбу региона. Вскоре стало ясно, что на шельфе Ньюфаундленда могут находиться крупные нефтяные месторождения.
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 их заглубление защищает подводные сооружения от айсбергов.
Хотя этот подход не подходит для многих морских резервуаров, он экономичен и безопасен. Инсайдеры отрасли иногда называют их системами «запусти и запусти».
Производственная система, в конечном итоге разработанная для Hibernia, - совсем другое дело. Инсайдеры иногда описывают это как систему «стой и сражайся» - стационарная платформа, сильно укрепленная, чтобы выдерживать удары айсберга. Он надежен с точки зрения безопасности, но был недешево.
Chevron пробурила скважину на открытии Hibernia, чтобы получить коммерческий интерес в землях Гранд-Бэнкс, принадлежащих Mobil и Залив. Месторождение находится в 315 км (196 миль) к востоку-юго-востоку от г. Св. John's, а глубина воды составляет около 80 м (260 футов). В период с 1980 по 1984 год Mobil пробурила на месторождении девять разграничивающих 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 м3), что примерно на 40 процентов больше, чем первоначально предполагалось.
Запуск месторождения в производство был долгим. Это включало 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 этой области.
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 разработку 5,8 миллиарда долларов. Эти уступки были необходимы из-за того, что правительство настаивало на создании огромной и дорогой платформы для производства бетона (Gravity Base System или GBS), несмотря на все более низкие и падающие цены на нефть. Возможно, эти факторы сделают эту отрасль нерентабельной.
Крупнейшая в мире нефтяная платформа, GBS Hibernia находится на дне океана на глубине примерно 80 м (260 футов), а его верхние строения выходят из воды примерно на 50 м (160 футов). Платформа представляет собой небольшой бетонный остров с зубчатыми внешними краями, предназначенными для защиты от айсбергов. ОГТ содержит резервуары для хранения 1,3 миллиона баррелей (210 000 м3) нефти, а оставшаяся часть пустого пространства заполнена магнетитом балластом. Структура весит 1,2 миллиона тонн (1,1 миллиона тонн).
Плавучая платформа, подобная тем, которые используются в Северном море, была бы намного дешевле. Однако у GBS были преимущества безопасности для месторождения, расположенного в чрезвычайно негостеприимной среде, где волны-убийцы, туман, айсберги и морской лед, ураганы и ни'эстеры зимние бури не были редкостью. Из-за промышленной катастрофы в Hibernia в начале десятилетия это был важный аргумент.
С самых первых дней нефтяной промышленности открытие и добыча периодически уносили человеческие жертвы. Для нефтяной промышленности Канады худшим инцидентом стала катастрофа Ocean Ranger в 1982 году. В этой ужасной трагедии Ocean Ranger, полупогружная морская буровая установка, пробуривающая контурную скважину Hibernia J-34., попал в зимний шторм. Судно ушло 84 руки в холодное море; никто не выжил. Это воспоминание было свежо в памяти каждого, когда велись переговоры о системе добычи на месторождении.
Для вовлеченных правительств высокая стоимость проекта действительно была привлекательной как способ помочь противостоять хронически высокому уровню безработицы в Ньюфаундленде. Независимо от того, будет ли этот обширный проект прибыльным для владельцев или нет, он будет стимулировать экономику самой бедной провинции Канады. По словам историка Ньюфаундленда Валери Саммерс, «циники в Ньюфаундленде и других местах Канады считали Гибернию одним из самых дорогостоящих региональных событий в истории Канады и одной из крупнейших авантюр в истории Ньюфаундленда». Предполагается, что в 1997 году началась продуктивная фаза месторождения Хиберния, которая составляет миллиард баррелей.
Десять лет спустя провинция заключила сделку по разработке четвертого проекта на Хевроне открытие. Промышленными партнерами в этой разработке являются ExxonMobil Канада, Chevron Канада, 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 эксплуатации месторождения. Владельцы ожидают, что проект сможет производить от 150 000 до 170 000 баррелей (27 000 м3) нефти в день.
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 Гекаты рядом с Острова Королевы Шарлотты. Геологоразведочные работы у западного побережья прекратились в 1972 году, когда федеральное правительство и правительство Британской Колумбии наложили 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. Через несколько месяцев произошел катастрофический разлив нефти Exxon Valdez у берегов 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 новый пересмотр запрета на бурение и рекомендовало отменить мораторий. Затем собралась федеральная комиссия, провела слушание и в 2004 году выпустила отчет, в котором не было никаких рекомендаций, и федеральный запрет остался в силе.
В 2007 году правительство Британской Колумбии объявило об энергетической политике, которая официально призывала к отмене моратория. Однако без федерального согласия нельзя начинать бурение.
Пока промышленность осваивала границы, Канада пробурила одни из самых глубоких в мире оффшорных скважин, в частности, газовую скважину Annapolis G-24, пробуренную до глубины 6 100 м (20 000 футов).) (глубина воды составляла 1 675 м (5 495 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 скважинами. 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.
Поскольку нефть является стратегическим товаром, в основном добываемым на земле Короны, и важным источником государственных доходов, канадские правительства уже давно участвуют в разработке Энергетическая политика и принятие закона. Это было особенно очевидно для пограничных геологоразведочных работ в 1980 году, когда федеральное правительство Канады ввело Национальную энергетическую программу (NEP) компаниям, исследующим федеральные земли. Политика имела далеко идущие последствия и включала сложное сочетание налогов, роялти, возврата короны приграничной собственности и поощрительных выплат.. Эта политика была прямым ответом на несколько лет роста цен на нефть, перемеженных энергетическим кризисом 1979 года, в результате которого цены на сырую нефть на короткое время достигли 39,50 долларов.
К декабрю 1985 года ОПЕК добыча нефти достигла 18 миллионов баррелей (2 900 000 м3) 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 предприятия отрасли были особенно уязвимы перед падением 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 возможности экономических искажений со стороны правительства. С пятилетним приростом с 1966 года средние затраты на разведку приграничных скважин изменились следующим образом:
| Период | Канадская Арктика | Восточное побережье на шельфе | |||||
| 1966–1970 | 4,3 миллиона долларов | 1,2 миллиона долларов | |||||
| 1971–1975 | 3,6 миллиона долларов | 3,8 миллиона долларов | |||||
| 1976–1980 | 24,4 миллиона долларов | 22,4 миллиона долларов | |||||
| 1981–1985 | 63,2 миллиона долларов | 45,8 миллиона долларов | |||||
| 1986–1989 | 44,2миллиона долларов | 20,5 миллиона долларов | |||||
Выделенные числа выделены жирным шрифтом. Ясно, что бурение в первой половине 1980-х годов было связано не только с нефтью, но и за стимулирующие выплаты. 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 для многих компаний оказался на отрицательной территории. Геологоразведочные работы резко снизились, но не прекратились. Между буровыми компаниями велась острая конкуренция за доступные работы, и инфляция, вызванная льготными платежами федерального правительства по нефтяным льготам, быстро снизилась.
Важный политический вопрос о том, кому принадлежат оффшорные полезные ископаемые Ньюфаундленда, на короткое время 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 права на добычу полезных ископаемых в своих офшорных регионах. Провинция была доминионом до 1949 года. Теперь она заявила, что не уступала свои офшорные ресурсы Оттаве, когда она стала канадской провинцией в 1949 году.
Что касается нефтяной политики., десятилетие, начавшееся в 1973 году, было беспокойным периодом в Канаде, и претензии Ньюфаундленда привели к противостоянию с либеральным правительством Пьера Трюдо, которое довело дело до Верховный суд Канады. В 1984 году суд вынес решение против Ньюфаундленда.
Однако в конце концов вопрос был решен политически. В 1985 году недавно избранное прогрессивно-консервативное (ПК) правительство Брайана Малруни и правительство Ньюфаундленда (возглавляемое Брайаном Пекфордом ) провели переговоры сделка, известная как Атлантическое соглашение. Как лидер оппозиции, Малруни предложил эту сделку Пекфорду в преддверии федеральных выборов 1984 года. В результате Пекфорд энергично выступал в защиту прогрессивных консерваторов. На выборах Ньюфаундленд вернул четырех прогрессивно-консервативных депутатов в Палату общин.
. Соглашение сняло вопрос о праве собственности на эти ресурсы, даже если этот вопрос был уже было решено судом. Вместо этого соглашение действовало так, как если бы два уровня правительства имели равные права на добычу полезных ископаемых в оффшоре. Для завершения сделки правительства приняли взаимное и параллельное законодательство.
При официальном подписании Оттава и Сент-Джон описали цели Соглашения следующим образом:
# Обеспечить разработку нефтегазовых ресурсов на шельфе Ньюфаундленда в интересах Канады в целом. и в частности Ньюфаундленд и Лабрадор;
