Los primeros descubrimientos de petróleo de Canadá se llevaron a cabo cerca de centros de población o a lo largo de líneas de penetración en la frontera.
El primer juego petrolero, por ejemplo, fue en el sur de Ontario . El primer descubrimiento de gas natural occidental ocurrió en un derecho de vía de Canadian Pacific Railway . El sitio del primer descubrimiento en el extremo norte, el gato salvaje de 1920 Norman Wells , Territorios del Noroeste , estaba a lo largo del río Mackenzie , en ese momento el gran corredor de transporte hacia el Ártico de Canadá .
Desde esos comienzos fortuitos, la búsqueda de petróleo se extendió a los márgenes del Canadá continental, y más allá de esos márgenes a las plataformas continentales cubiertas por océanos .
La exploración en esas áreas involucra enormes máquinas, complejos sistemas de apoyo logístico y grandes volúmenes de capital. Los pozos costa afuera en el sector canadiense del mar de Beaufort han costado más de $ 100 millones. Al otro lado de la frontera internacional, un pozo perforado en el sector estadounidense de Beaufort, llamado Mukluk, costó 1.500 millones de dólares y se quedó seco.
Para el sector del petróleo, las fronteras geográficas de Canadá son las cuencas petroleras en el norte de Canadá , en el archipiélago ártico canadiense y frente a las costas del Atlántico canadiense . Estas áreas son difíciles y costosas de explorar y desarrollar, pero los proyectos exitosos pueden ser rentables utilizando tecnología de producción conocida.
A medida que se agotan las reservas de petróleo en tierra del mundo , los recursos en alta mar , en Canadá, también conocidos como recursos fronterizos, se vuelven cada vez más importantes. A su vez, esos recursos completan el ciclo completo de exploración, desarrollo, producción y agotamiento .
Parte de la producción de petróleo crudo en la frontera, por ejemplo, Bent Horn en el Ártico y el descubrimiento de Panuke en alta mar de Nueva Escocia, ya se han cerrado después de completar sus vidas productivas. De manera similar, algunos campos de gas natural en las fronteras se encuentran ahora en etapas posteriores de declive.
En parte, esta historia ilustra cómo se producen cambios importantes en las economías de las regiones de nueva producción, a medida que la exploración fronteriza pasa de la perforación salvaje a través del desarrollo de petróleo y gas a la producción. También explora el ingenio necesario para perforar en esas áreas inhóspitas y los desafíos mortales que enfrentan los exploradores.
Norte verdadero
Norman Wells
La primera gran historia en la exploración de Canadá de las fronteras geográficas es la de Norman Wells en los Territorios del Noroeste . Durante su viaje de descubrimiento por el río Mackenzie hasta el Océano Ártico en 1789, Sir Alexander Mackenzie anotó en su diario que había visto petróleo filtrarse de la orilla del río. RG McConnell del Servicio Geológico de Canadá confirmó estas filtraciones en 1888. En 1914, el geólogo británico Dr. TO Bosworth planteó tres reclamaciones cerca del lugar. Imperial Oil adquirió las reclamaciones y en 1918-1919 envió a dos geólogos propios, quienes recomendaron perforar. [1]
Dirigido por un geólogo, una tripulación compuesta por seis perforadores y un buey (Old Nig por su nombre) comenzó más tarde un viaje de seis semanas y 1.900 kilómetros (1.200 millas) hacia el norte por ferrocarril , barco fluvial y a pie hasta el sitio ahora conocido como Norman Wells. Encontraron petróleo, en gran parte por suerte, resultó más tarde, después de que Ted Link, más tarde geólogo jefe de Imperial Oil , agitara el brazo con aire grandilocuente y dijera: "Perfore en cualquier lugar por aquí". La tripulación comenzó a cavar en el permafrost con pico y pala, incapaces de poner en funcionamiento su equipo de herramientas de cable hasta que hubieron limpiado la mezcla de lodo congelado y hielo. Aproximadamente al nivel de los 30 metros (98 pies) encontraron su primer espectáculo de petróleo. Para entonces, el hielo del río se había congelado a 1,5 m (4,9 pies) y el mercurio se había hundido a -40 ° C (-40 ° F ). La tripulación decidió darse por vencida y esperar a que pasara el invierno. Sobrevivieron, pero su buey no. Old Nig proporcionó muchas comidas durante el largo y frío invierno.
La perforación se reanudó en la primavera y un equipo de socorro llegó en julio. Parte del equipo original se quedó para ayudar a los recién llegados a continuar perforando. El 23 de agosto de 1920, encontraron petróleo a 240 m (790 pies). Había entrado el pozo de petróleo más al norte del mundo. En los meses siguientes, Imperial perforó tres pozos más, dos exitosos y uno seco. La compañía también instaló suficiente equipo para refinar el petróleo crudo y convertirlo en un tipo de fueloil para uso de las misiones de la iglesia y los barcos de pesca a lo largo del Mackenzie. Pero la refinería y el campo petrolero cerraron en 1921 porque los mercados del norte eran demasiado pequeños para justificar las costosas operaciones. Norman Wells marcó otro hito importante cuando en 1921 Imperial voló dos aviones Junkers totalmente metálicos de 185 caballos de fuerza (138 kW) al sitio. Estos aviones se encontraban entre los primeros de los legendarios aviones bush que ayudaron a desarrollar el norte y precursores del transporte aéreo comercial del norte de hoy.
Una pequeña refinería de petróleo que utiliza petróleo de Norman Wells se inauguró en 1936 para abastecer a la mina Eldorado en Great Bear Lake , pero el campo no volvió a ocupar un lugar significativo en la historia hasta que Estados Unidos entró en la Segunda Guerra Mundial .
Este descubrimiento contribuyó indirectamente a la exploración de posguerra en Alberta y a la decisión de perforar Leduc No. 1 . Como Leduc , el descubrimiento de Norman Wells fue perforado en un arrecife Devónico. Después de la Segunda Guerra Mundial , Imperial identificó lo que pensó que podría ser el mismo tipo de estructura en Alberta y, en consecuencia, ubicó el gran campo petrolero de Leduc. [2]
Canol: Cuando Japón capturó un par de islas Aleutianas , los estadounidenses se preocuparon por la seguridad de las rutas de sus petroleros a Alaska y comenzaron a buscar un suministro de petróleo interior a salvo de ataques. Negociaron con Canadá para construir una refinería en Whitehorse en el Yukón , y el petróleo crudo vendría por oleoducto desde Norman Wells. Si los camiones cisterna hubieran intentado transportar el petróleo a Alaska, habrían devorado la mayor parte de su propia carga en la gran distancia.
Este espectacular proyecto, denominado Canol Road , una contracción de "canadiense" y "petróleo", tomó 20 meses, 25.000 hombres, 10 millones de toneladas (9,8 millones de toneladas largas o 11 millones de toneladas cortas ) de equipo, 1.600 km (990 millas). cada uno de carretera y línea de telégrafo y 2.575 km (1.600 millas) de tubería . La red de oleoductos consistía en la línea de petróleo crudo de 950 km (590 millas) desde Norman Wells hasta la refinería de Whitehorse. Desde allí, tres líneas transportaban productos a Skagway y Fairbanks en Alaska, y a Watson Lake , Yukon. Mientras tanto, Imperial estaba perforando más pozos. La prueba para el campo petrolero Norman Wells se realizó cuando el oleoducto estuvo listo el 16 de febrero de 1944. El campo superó las expectativas. Durante el año restante de la guerra del Pacífico, el campo produjo alrededor de 160.000 m³ (1,4 millones de barriles ) de petróleo.
El costo total del proyecto (todo pagado por los contribuyentes estadounidenses) fue de $ 134 millones, en dólares estadounidenses de 1943. La producción total de crudo fue de 315.000 m³ (2,7 millones de barriles) de los cuales se derramaron 7.313 m³ (63.000 barriles). El costo del petróleo crudo fue de $ 426 por metro cúbico ($ 67,77 por barril). La producción de productos refinados de petróleo fue de sólo 138.000 m³ (1,2 millones de barriles). El costo por barril de producto refinado fue entonces de $ 975 por metro cúbico, o 97.5 centavos por litro ($ 3.69 por galón). Ajustado a dólares actuales usando el índice de precios al consumidor de EE. UU . , En dólares de 2000 el petróleo habría costado $ 4,214 por metro cúbico ($ 670 el barril), mientras que el producto refinado habría valido la asombrosa cantidad de $ 9,62 el litro ($ 36,42 el galón).
Después de la guerra, el oleoducto Canol no sirvió de nada. Simplemente se cayó en desuso, con la tubería y otros equipos abandonados. La refinería de Whitehorse siguió funcionando, en un lugar diferente. Imperial lo compró por $ 1, lo desarmó, lo trasladó a Edmonton , Alberta y lo volvió a montar como un rompecabezas gigantesco para manejar la producción del campo petrolífero de Leduc en rápido desarrollo cerca de Devon .
La historia de Norman Wells aún no está completa. El campo entró en su fase más importante a mediados de la década de 1980, cuando un oleoducto lo conectó al sistema de oleoductos de crudo en todo Canadá. El petróleo comenzó a fluir hacia el sur en 1985. [3]
Norman Wells fue un descubrimiento de frontera. Sin embargo, no se trataba de una exploración ártica , ya que estaba ubicada al sur del Círculo Polar Ártico y también fuera del entorno ártico estrechamente definido (ver mapa).
El avance definitivo hacia el Ártico tuvo lugar en 1957 cuando Western Minerals y una pequeña empresa de exploración llamada Peel Plateau Exploration perforaron el primer pozo en el Yukón. Para aprovisionar el pozo, a unos 800 km (500 millas) de Whitehorse en Eagle Plains, Peel Plateau transportó 2.600 toneladas (2.559 L / T o 2.866 S / T) de equipos y suministros en un tren tractor. Este logro involucró ocho tractores y 40 trineos por tren, para un total de siete viajes de ida y vuelta. La perforación continuó en 1958, pero la empresa finalmente declaró que el pozo estaba seco y abandonado. Sin embargo, durante las siguientes dos décadas, la exploración del Ártico ganó impulso.
Fronteras árticas
El interés en el archipiélago ártico canadiense (islas árticas) como un posible sitio de reservas de petróleo se produjo como resultado de la "Operación Franklin", un estudio de 1955 de la geología ártica dirigido por Yves Fortier bajo los auspicios del Servicio Geológico de Canadá. Este y otros estudios confirmaron la presencia de gruesas capas de sedimento que contienen una variedad de posibles trampas de hidrocarburos .
Las compañías petroleras solicitaron al Gobierno de Canadá permiso para explorar estas tierras remotas en 1959, antes de que el gobierno comenzara a regular dicha exploración. El resultado inmediato fue el retraso. En 1960, el gobierno de Diefenbaker aprobó regulaciones y luego otorgó permisos de exploración para 160,000 kilómetros cuadrados (61,776 millas cuadradas) de tierra del norte. Estos permisos emitían derechos mineros para compromisos de trabajo, es decir, para acordar gastar dinero en exploración.
El primer pozo en las islas árticas fue el pozo Winter Harbor # 1 en la isla Melville , perforado en el invierno de 1961–62. El operador era Dome Petroleum . El equipo y los suministros para la perforación y para el campamento de 35 hombres llegaron en barco desde Montreal . Este pozo estaba seco, al igual que otros dos perforados durante los dos años siguientes en las islas Cornwallis y Bathurst . Los tres pozos fueron éxitos técnicos.
El afán del gobierno federal por alentar la exploración de las islas árticas, en parte para afirmar la soberanía canadiense, llevó a la formación de Panarctic Oils Ltd. en 1968. Esa compañía consolidó los intereses de 75 empresas e individuos con tenencias de tierras en las islas árticas más el gobierno federal como el principal accionista.
Panarctic comenzó su programa de exploración con trabajo sísmico y luego perforando en las Islas Árticas. En 1969, su descubrimiento de gas Drake Point era probablemente el campo de gas más grande de Canadá . Durante los siguientes tres años llegaron otros grandes campos de gas en las islas, estableciendo reservas de 500 mil millones de m³ (4,324 mil millones de barriles) de gas natural dulce y seco.
Hubo dos reventones importantes durante este programa de perforación. El pozo Drake Point N-67 de Panarctic, perforado en 1969 a 2577 m en la península de Sabine de la isla Melville , fue el primer descubrimiento importante en las islas árticas. Este campo de gas gigante ha sido delimitado por 14 pozos (incluido el pozo de descubrimiento de 1969 y dos pozos de alivio perforados para controlar una explosión del pozo de descubrimiento). [4] Un pozo perforado en 1970 en King Christian Island resultó en otro reventón, aunque de proporciones espectaculares. El rey Christian D-18 se volvió loco durante 91 días y, después de incendiarse, fue la fuente de una columna de llamas de 80 metros (250 pies). Puede haber estado emitiendo hasta 200 millones de pies cúbicos (5.700.000 m 3 ) de gas por día. [5]
Panarctic también localizó petróleo en las islas de Bent Horn y Cape Allison, y en alta mar en Cisco y Skate. La exploración se trasladó mar adentro cuando Panarctic comenzó a perforar pozos en "islas de hielo", no realmente islas, sino plataformas de hielo espesado creadas en invierno al bombear agua de mar sobre la capa de hielo polar .
La empresa encontró abundante gas y algo de petróleo también. En 1985, Panarctic se convirtió en un productor de aceite comercial a escala experimental. Esto comenzó con una sola carga de petrolero del campo petrolero Bent Horn (descubierto en 1974 en Bent Horn N-72, el primer pozo perforado en la isla Cameron ). La empresa entregó su mayor volumen anual de petróleo - 50.000 m³ (432.424 barriles) - a los mercados del sur en 1988. La producción continuó hasta 1996.
Los pozos de la isla de hielo de Panarctic no fueron los primeros pozos costa afuera en el norte de Canadá. En 1971, Aquitania (más tarde conocida como Canterra Energy, luego asumida por Husky Oil ) perforó un pozo en la Bahía de Hudson desde una plataforma montada en barcaza. Aunque al sur del Círculo Polar Ártico , ese pozo se encontraba en un entorno fronterizo hostil. Una tormenta obligó a suspender el pozo y el programa de exploración finalmente fallido languideció durante varios años.
Delta del Mackenzie y el mar de Beaufort
El delta del río Mackenzie fue un foco de estudios terrestres y aéreos desde 1957, y los geólogos establecieron comparaciones con los deltas del Mississippi y Níger , especulando que el Mackenzie podría resultar tan prolífico. Durante millones de años, los sedimentos habían estado saliendo de la desembocadura del Mackenzie, creando enormes bancos de arena y esquisto : laminados de roca sedimentaria deformados en estructuras geológicas prometedoras. La perforación comenzó en el delta de Mackenzie y la península de Tuktoyaktuk en 1962 y se aceleró a principios de la década de 1970. La desembocadura del río Mackenzie no era una bahía Prudhoe , pero contenía grandes campos de gas.
Para 1977, sus reservas de gas establecidas eran de 200 mil millones de m³ (1,730 barriles), y se presentó una propuesta, el Oleoducto del Valle de Mackenzie . La siguiente investigación del oleoducto de Mackenzie Valley encabezada por el juez Thomas R. Berger resultó en una moratoria sobre dicho oleoducto, que hoy está nuevamente bajo consideración.
La industria del petróleo cambió gradualmente su enfoque hacia las impredecibles aguas del mar de Beaufort . Para hacer frente a los desafíos del frío invernal y las aguas relativamente profundas, las tecnologías de perforación en Beaufort pasaron por un período de rápida evolución.
Los primeros pozos en alta mar perforados en Beaufort utilizaron islas artificiales como plataformas de perforación, pero este era un sistema de perforación de invierno y solo era práctico en aguas poco profundas. A mediados de la década de 1970, la introducción de una flota de buques de perforación reforzados extendió la temporada de perforación para incluir de 90 a 120 días de verano sin hielo. Esto también permitió a la industria perforar en las aguas más profundas del mar de Beaufort. A mediados de la década de 1980, las variaciones en las tecnologías de las islas artificiales y los buques de perforación habían extendido tanto la temporada de perforación como la profundidad del agua a la que podía operar la industria. También habían reducido los costos de exploración.
El primer pozo para probar el Beaufort no estaba en alta mar, pero se perforó en la isla Richards en 1966. El traslado al mar se produjo en 1972-73 cuando Imperial Oil construyó dos islas artificiales para su uso en la temporada de perforación de invierno. La empresa construyó el primero de ellos, Immerk 13–48, con grava extraída del fondo del océano. Los lados de la isla eran empinados y se erosionaban rápidamente durante los meses de verano. Para controlar la erosión, la compañía usó alambre anclado a lo largo de las laderas coronado con redes anti-torpedo excedentes de la Segunda Guerra Mundial. La segunda isla, Adgo F-28, utilizó limo dragado. Esto resultó ser más fuerte. Otras islas artificiales utilizaron otros métodos de refuerzo.
En 1976, Canadian Marine Drilling Ltd., una subsidiaria de Dome Petroleum , trajo una pequeña armada al Beaufort. Incluía tres buques de perforación reforzados y una flota de apoyo de cuatro barcos de suministro, barcazas de trabajo y suministro y un remolcador. Este equipo expandió las regiones explorables en el mar de Beaufort. Los buques de perforación, sin embargo, tenían sus limitaciones para el trabajo de Beaufort. Los rompehielos y otras formas de gestión del hielo podrían, en general, vencer las dificultades del deshielo del casquete polar en verano. Pero después de que comenzara la congelación, la capa de hielo en crecimiento empujaría al barco de perforación fuera de su ubicación si no usara rompehielos para mantener el hielo bajo control. La flota de CanMar finalmente creció para incluir 5 buques de perforación, el SSDC (Single Steel Drilling Caisson) y el Canmar Kigoriak , un rompehielos Arctic Class 4.
La plataforma más innovadora tecnológicamente en Beaufort fue un buque conocido como Kulluk , que se originó con Gulf Oil . Kulluk era una embarcación circular diseñada para operaciones de perforación de temporada prolongada en aguas árticas. Kulluk podía perforar de forma segura en hielo de primer año de hasta 1,2 m (3,9 pies) de espesor. Dome finalmente adquirió el buque, que luego pasó progresivamente a través de adquisiciones a Amoco y luego a BP . BP tenía la intención de vender esta herramienta como chatarra alrededor del año 2000. Sin embargo, Royal Dutch Shell posteriormente compró el barco e hizo planes para perforar en las aguas en disputa del mar de Beaufort en 2007.
Los principales exploradores de Beaufort experimentaron con una variedad de nuevas tecnologías y produjeron algunos de los sistemas de perforación más costosos y especializados del mundo. Algunas de estas fueron extensiones de tecnologías de islas artificiales; Los ingenieros de diseño se concentraron en las formas de proteger la isla de la erosión y el impacto. En aguas poco profundas, el estándar se convirtió en la isla de playa sacrificada. Esta isla tenía lados largos y gradualmente inclinados contra los cuales podía gastarse la venganza del clima y el mar.
La actividad de exploración del mar de Beaufort siguió a los precios del petróleo: fue iniciada por el embargo árabe del petróleo en 1973 y se marchitó cuando los precios cayeron a principios de la década de 1980. El Programa Nacional de Energía de Canadá, que se anunció justo cuando los precios alcanzaban su punto máximo en 1980, impuso controles de precios sobre el petróleo canadiense y reprimió aún más la inversión.
En diciembre de 2005, Devon Energy comenzó a perforar el primer pozo en alta mar en aguas canadienses del mar de Beaufort desde 1989, desde la plataforma de perforación SDC . El SDC (o Steel Drilling Caisson) fue construido para Canmar en 1982 uniendo la parte delantera del Very Large Crude Carrier World Saga a la parte superior de una barcaza de acero con lados inclinados (imitando una isla artificial); la barcaza se puede lastrar para sentarse en el fondo para las operaciones de perforación. El pozo Paktoa C-60 se completó en 2006, pero se desconocen los resultados, ya que fue designado como "pozo estrecho", un pozo sobre el cual, por razones competitivas, no se pudo entregar información.
Energía costera
Estantería Scotian
El sitio del primer pozo de agua salada en alta mar de Canadá estaba a 13 km (8,1 millas) de las costas de la Isla del Príncipe Eduardo . El pozo Hillsborough # 1, perforado en 1943, fue perforado por Island Development Company. La empresa utilizó una isla de perforación construida con 8 m (26 pies) de agua de madera y unas 7.200 toneladas (7.086 L / T o 7.937 S / T) de roca y hormigón. El pozo alcanzó los 4.479 m (14.695 pies) a un costo de 1,25 millones de dólares, un pozo extremadamente caro en esa época. Como parte del esfuerzo de guerra de los Aliados , Hillsborough fue declarado seco y abandonado en septiembre de 1945.
En 1967, Mobil perforó el primer pozo frente a Nueva Escocia , el pozo Sable Offshore Energy Project C-67. Ubicada en la desolada y arenosa isla Sable (mejor conocida por su manada de caballos salvajes), bien asentada en rocas del Cretácico con gas . La perforación se detuvo allí porque no existía la tecnología para manejar las sobrepresiones que encontró el pozo.
La experiencia de Shell en este pozo presagió dos desarrollos futuros en Scotian Shelf . Primero, los grandes descubrimientos costa afuera de Nueva Escocia generalmente serían reservorios de gas natural y segundo, involucrarían altas presiones. A principios de la década de 1980, dos pozos de descubrimiento, el Uniacke G-72 de Shell y West Venture N-91 de Mobil , en realidad explotaron. El pozo Uniacke, que se estaba perforando desde la plataforma semisumergible Vinland , tardó unos diez días en controlarse. Por el contrario, la explosión en West Venture tardó ocho meses en cerrarse.
West Venture comenzó como una explosión en la superficie y fue rápidamente cerrada por la tripulación de la plataforma, Zapata Scotian, pero el pozo explotó bajo tierra. El gas natural a alta presión atravesó el revestimiento del pozo y comenzó a correr de una zona profunda a otra poco profunda. En el lenguaje de la industria petrolera, la explosión "cargó" (es decir, alimentó) la zona geológica menos profunda, aumentando drásticamente la presión del yacimiento. El costo directo de controlar este pozo fue de $ 200 millones.
La industria hizo otros descubrimientos modestos de petróleo y gas en sus primeros años frente a Nueva Escocia, por ejemplo, el pozo de gas Onondaga E-84 de Shell, perforado a una profundidad de 3988 m (13,084 pies) en 1969. Y en 1973, Mobil perforó el pozo D -42 Pozo Cohasset en el borde occidental de la subcuenca del Sable.
La barrena de Mobil encontró casi 50 m (160 pies) de capa petrolífera neta en once zonas de arenas del Cretácico inferior del Cañón Logan. Sin embargo, un pozo de seguimiento cinco años después encontró solo arenas con agua y la empresa suspendió el trabajo en el campo. Mobil se mudó a otras ubicaciones de Scotian Shelf y descubrió el prometedor campo de gas Venture en 1979.
Ubicada en un prospecto sísmico que había sido reconocido algunos años antes, Mobil había esperado para perforar la sonda Venture porque la estructura era profunda y podía contener zonas de alta presión como las que habían detenido la perforación en la isla Sable en la década anterior. El descubrimiento del pozo Venture costó $ 40 millones, luego un precio sorprendente por un solo pozo.
Irónicamente, el primer descubrimiento comercial en alta mar, el descubrimiento Cohasset de Mobil en 1973, parecía relativamente intrascendente cuando se encontró. Pero hacia fines de la década de 1980, una combinación de éxitos de exploración y pensamiento innovador llevó al desarrollo de un campo que la mayoría de la industria había considerado antieconómico. En diciembre de 1985, Petro-Canada excavó el pozo escalonado Cohasset A-52 para explorar la estructura Cohasset al suroeste del pozo de descubrimiento de Mobil en 1973. A diferencia de una decepcionante salida de 1978, ese pozo probó petróleo a una tasa combinada de 4.500 m³ (38.918 barriles) por día en seis zonas.
Siguiendo los resultados positivos del pozo A-52, Shell perforó un pozo de descubrimiento en Panuke, 8 km (5,0 millas) al suroeste de Cohasset. El gato montés Shell Panuke B-90 encontró una zona relativamente delgada que probó petróleo ligero a una tasa de 1,000 m³ (8,648 barriles) por día. Al año siguiente, Petro-Canada perforó el pozo de delineación F-99 en Panuke. Ese pozo probó petróleo a 8.000 m³ (69.188 barriles) por día durante seis días.
Si bien los descubrimientos de Cohasset y Panuke fueron marginales en sí mismos, a mediados de la década de 1980 una empresa consultora contratada por la corporación Crown Nova Scotia Resources Limited (NSRL) investigó la idea de unirlos. Al formar una empresa conjunta con Lasmo plc, con sede en Gran Bretaña , que formó una filial de Nueva Escocia para operar el campo, NSRL pudo hacer del proyecto un éxito financiero y técnico. Al final, sin embargo, la producción fue menor a la esperada; el campo solo produjo de 1992 a 1999.
En enero de 2000, el desarrollo en alta mar alcanzó un hito cuando el gas de la planta de gas Sable Offshore Energy Project de Nueva Escocia se entregó por primera vez a los mercados marítimos y de Nueva Inglaterra . El proyecto ahora produce entre 400 y 500 millones de pies cúbicos (11.000.000 y 14.000.000 m 3 ) de gas natural y 20.000 barriles (3.200 m 3 ) de líquidos de gas natural todos los días. Sin embargo, EnCana Corporation ahora está desarrollando un hallazgo de gas conocido como Deep Panuke , que podría reemplazar algunos de los campos de gas que se están agotando de los campos de gas costa afuera existentes de Nueva Escocia.
Newfoundland y Labrador
La plataforma de Labrador de Terranova y Labrador era una provincia de exploración prospectiva en el período inicial de exploración costa afuera del este. Perforados por primera vez en 1971, los pozos en aguas más profundas se perforaron desde buques de perforación posicionados dinámicamente.
Los icebergs desprendidos de los glaciares de Groenlandia le valieron a este tramo de agua el poco cariñoso apodo de "Iceberg Alley". Los icebergs que se desplazaban hacia los equipos de perforación representaban un peligro único para la industria en ese entorno amenazador. Pero utilizando una combinación de tecnología de vaquero y marítima, los perforadores de Labrador manejaron el problema atando los témpanos con cuerdas de polipropileno y cables de acero, y luego remolcándolos fuera del camino.
El empeoramiento de la economía de la exploración y los malos resultados de las perforaciones frenaron el entusiasmo de la industria por el área. La perforación se detuvo a principios de la década de 1980, aunque continuó en las aguas más al sur de Terranova.
La perforación más prometedora frente a la costa este de Canadá tuvo lugar en los Grandes Bancos de Terranova , en particular en las cuencas de Avalon y Jeanne d'Arc. La exploración comenzó en el área en 1966 y, salvo una demostración de petróleo en 1973, los primeros 40 pozos en los Grandes Bancos estaban secos.
Luego, en 1976, se produjo la huelga petrolera de Hibernia , que cambió la suerte de la zona. Pronto quedó claro que la costa de Terranova podía albergar grandes yacimientos petrolíferos.
Aunque no son comerciales, los siguientes nueve gatos monteses proporcionaron información geológica valiosa. Más importante aún, dos descubrimientos de mediados de la década de 1980, Terra Nova y White Rose , parecían ser más fáciles de producir que Hibernia. Sin embargo, no entraron en producción hasta 2002 y 2005.
Terra Nova y White Rose utilizan cada una un recipiente flotante de almacenamiento y descarga de producción (FPSO) para recolectar y almacenar el aceite producido. Las instalaciones de producción se construyeron en excavaciones en el fondo del océano. Las embarcaciones se pueden trasladar al puerto si las condiciones lo requieren, y al estar empotradas protege las instalaciones submarinas de la erosión de los icebergs.
Aunque no es apropiado para muchos reservorios costa afuera, este enfoque es económico y seguro. Conocedores de la industria [ ¿quién? ] a veces los llaman sistemas de "cortar y ejecutar".
El sistema de producción finalmente desarrollado para Hibernia es otra cuestión [ vaga ] . Insiders [ ¿quién? ] a veces lo describen como un sistema de "resistir y luchar": una plataforma fija fuertemente fortificada para resistir el impacto de un iceberg. Es fuerte en seguridad, pero no era barato. [ cita requerida ]
Hibernia
Chevron perforó el pozo del descubrimiento de Hibernia para obtener un interés comercial en la superficie de Grand Banks en manos de Mobil y Gulf. El campo está a 315 km (196 millas) al este-sureste de St. John's , y la profundidad del agua es de aproximadamente 80 m (260 pies). Entre 1980 y 1984, Mobil perforó nueve pozos de delineación en el campo a un costo de $ 465 millones. Ocho de esos pozos tuvieron éxito. Establecieron las reservas recuperables de petróleo del campo en alrededor de 625 millones de barriles (99.400.000 m 3 ), aproximadamente un 40% más de petróleo de lo estimado originalmente.
Llevar el campo a la producción tardó mucho en llegar. Implicó resolver una disputa jurisdiccional entre Terranova y Canadá sobre la propiedad de minerales en alta mar y otras cuestiones. Las largas negociaciones fiscales comenzaron en 1985, poco después de que Mobil presentara un plan de desarrollo a los dos gobiernos. No fue sino hasta 1988 que los dos gobiernos llegaron a un acuerdo sobre el desarrollo con Mobil, Petro-Canada, Chevron Corporation y Gulf Oil, las empresas con intereses en el campo.
Según los términos de este acuerdo, el gobierno federal proporcionaría $ 1 mil millones en subvenciones, $ 1,66 mil millones en garantías de préstamos y otra asistencia para el desarrollo de $ 5,8 mil millones. Estas concesiones fueron necesarias debido a la insistencia del gobierno en una plataforma de producción de hormigón enorme y costosa (el Sistema de Base Gravedad o GBS) a pesar de un entorno de precios del petróleo más bajos y en declive. Potencialmente, estos factores harían que el campo no fuera económico.
La plataforma petrolera más grande del mundo , el GBS de Hibernia, se encuentra en el fondo del océano a aproximadamente 80 m (260 pies) de profundidad con su parte superior que se extiende aproximadamente 50 m (160 pies) fuera del agua. La plataforma actúa como una pequeña isla de hormigón con bordes exteriores dentados diseñados para contrarrestar los icebergs. El GBS contiene tanques de almacenamiento para 1,3 millones de barriles (210 000 m 3 ) de petróleo y el resto del espacio vacío se llena con lastre de magnetita . La estructura pesa 1,2 millones de toneladas (1,1 millones de toneladas).
Una plataforma flotante como las que se utilizan en el Mar del Norte habría sido mucho menos costosa. Sin embargo, GBS tenía ventajas de seguridad para un campo ubicado en un entorno extremadamente inhóspito donde no eran infrecuentes las olas rebeldes , la niebla , los icebergs y el hielo marino , los huracanes y las tormentas de invierno del nordeste . Debido a un desastre industrial en Hibernia a principios de la década, este fue un argumento crítico.
Desde los primeros días de la industria petrolera, el descubrimiento y la producción han cobrado periódicamente un precio humano. Para la industria petrolera de Canadá, el peor incidente fue el desastre del Ocean Ranger de 1982. En esa terrible tragedia, el Ocean Ranger, una plataforma semisumergible en alta mar que perforaba el pozo de delineación Hibernia J-34, se hundió en una tormenta invernal. El barco hundió 84 manos en el mar helado; ninguno sobrevivió. Este recuerdo estaba fresco en la mente de todos cuando se negociaba el sistema de producción del campo.
Para los gobiernos involucrados, el alto costo del proyecto resultó atractivo como una forma de ayudar a contrarrestar el desempleo crónicamente alto de Terranova. Sea rentable para sus propietarios o no, este vasto proyecto estimularía la economía de la provincia más pobre de Canadá. Según la historiadora de Terranova Valerie Summers, "para los cínicos en Terranova y en otras partes de Canadá, Hibernia fue generalmente visto como uno de los desarrollos regionales más costosos en la historia de Canadá y una de las apuestas más grandes en la historia de Terranova". Ahora que se cree que ha comenzado su fase productiva como un depósito de mil millones de barriles, Hibernia entró en funcionamiento en 1997.
Diez años después, la provincia negoció un acuerdo para desarrollar un cuarto proyecto en el descubrimiento de Hebrón . Los socios de la industria en este desarrollo son ExxonMobil Canada, Chevron Canada, Petro-Canada y Norsk Hydro Canada. ExxonMobil será el operador. La provincia de Terranova y Labrador adquirirá una participación de capital del 4,9 por ciento en el proyecto a través de su Corporación de Energía. La provincia también negoció una regalía adicional del 6,5% pagada sobre los ingresos netos siempre que los precios medios mensuales del petróleo superen los 50 dólares estadounidenses por barril después del pago neto de las regalías.
Se estima que los costos de desarrollo del proyecto oscilan entre $ 7 mil millones y $ 11 mil millones durante los 20-25 años de vida útil del campo. Los propietarios esperan que el proyecto pueda producir entre 150.000 y 170.000 barriles (27.000 m 3 ) de petróleo por día.
Costa oeste
También existe una cuenca sedimentaria frente a la costa de Columbia Británica , y allí se han realizado algunas perforaciones exploratorias. De 1967 a 1969, Shell perforó 14 pozos secos profundos desde el semisumergible Transocean 135-F, algunos al oeste de Vancouver , otros en el estrecho de Hécate junto a las islas Queen Charlotte . La exploración frente a la costa oeste se detuvo en 1972 cuando los gobiernos federal y de Columbia Británica impusieron una moratoria sobre la exploración, a la espera de los resultados de los estudios sobre el impacto ambiental de la perforación. En 1986, una comisión designada por el gobierno recomendó el fin de la moratoria.
Sin embargo, la provincia aún no había actuado en 1989, cuando una barcaza estadounidense derramó petróleo frente a la costa de Columbia Británica . Unos meses más tarde se produjo el desastroso derrame de petróleo del Exxon Valdez frente a Alaska . Aunque ninguno de estos derrames estuvo relacionado con la exploración o producción de petróleo crudo, hicieron que fuera políticamente imposible para los gobiernos levantar la moratoria.
En 2001, el gobierno provincial inició otra revisión de su prohibición de perforaciones y recomendó levantar la moratoria. Luego, un panel federal se reunió, celebró una audiencia y emitió un informe [6] en 2004 que no hizo ninguna recomendación y la prohibición federal permaneció vigente.
En 2007, el gobierno de Columbia Británica anunció una política energética que exigía formalmente el levantamiento de la moratoria. [7] Sin embargo, sin un acuerdo federal, no se puede iniciar ninguna perforación.
Asuntos de política
A medida que la industria exploraba las fronteras, Canadá perforaba algunos de los pozos marinos más profundos del mundo, en particular el pozo de gas Annapolis G-24, perforado a una profundidad de 6.100 m (20.000 pies) (la profundidad del agua era de 1.675 m (5.495 pies)) en la costa de Nueva Escocia. en 2002. La industria construyó nuevas islas artificiales y sistemas de perforación móviles. Creó redes capaces de proporcionar comunicación instantánea entre la oficina central y los pozos remotos. Y desarrolló la comprensión más sofisticada del mundo sobre el hielo y las formas de lidiar con él en el norte. Estas y otras iniciativas dieron a la industria petrolera canadiense una experiencia sin igual en algunas áreas.
Pagos de incentivos petroleros
Debido a que el petróleo es un producto estratégico que se encuentra principalmente en tierras de la Corona y una fuente importante de ingresos gubernamentales, los gobiernos canadienses han estado involucrados durante mucho tiempo en el desarrollo de políticas energéticas y su aprobación. Esto fue particularmente evidente para la exploración de fronteras en 1980, cuando el gobierno federal de Canadá impuso el Programa Nacional de Energía (NEP) a las empresas que exploraban tierras federales. La política fue de gran alcance e incluyó una combinación compleja de impuestos , regalías , reversión a la Corona de las propiedades fronterizas y pagos de incentivos . Esta política fue una respuesta directa a varios años de aumento de los precios del petróleo, marcado por la crisis energética de 1979 , que llevó brevemente los precios del crudo a 39,50 dólares.
En diciembre de 1985, la producción de petróleo de la OPEP había alcanzado los 18 millones de barriles (2.900.000 m 3 ) por día. Esto empeoró el exceso de petróleo existente y desencadenó una guerra de precios. Al año siguiente, los precios medios mundiales del petróleo cayeron más del 50 por ciento. Este choque de precios llevó a muchas compañías petroleras y estados y regiones productores de petróleo a un largo período de crisis.
Las operaciones fronterizas de la industria fueron particularmente vulnerables al colapso del precio del petróleo. Canadá ya había desmantelado la NEP, y la costosa perforación fronteriza, que había encontrado reservas que en su mayoría eran antieconómicas en el entorno de precios más bajos, fue la primera víctima de una crisis en toda la industria. A mediados de 1986 ya estaba en marcha una caída abrupta de la actividad fronteriza, y las perforaciones estaban casi paralizadas a finales de año.
Esta secuencia de eventos ofrece una ilustración interesante del potencial de distorsiones económicas derivadas de los incentivos gubernamentales. En incrementos de cinco años desde 1966, los costos de exploración promedio de los pozos fronterizos cambiaron de la siguiente manera:
Período | Ártico canadiense | Costa este en alta mar | |||||
1966-1970 | $ 4,3 millones | $ 1.2 millones | |||||
1971-1975 | $ 3.6 millones | $ 3.8 millones | |||||
1976–1980 | $ 24,4 millones | $ 22,4 millones | |||||
1981-1985 | $ 63.2 millones | $ 45,8 millones | |||||
1986-1989 | $ 44,2 millones | $ 20,5 millones |
Los números destacados están marcados en negrita. Claramente, la perforación durante la primera mitad de la década de 1980 fue tanto para pagos de incentivos como para petróleo. Los principales beneficiarios de los pagos de incentivos petroleros entre las empresas productoras de petróleo canadienses fueron Dome , Imperial Oil y Gulf Canada . Las tres subsidiarias de perforación operadas en el norte.
Después de la caída del precio del petróleo, el flujo de caja de muchas empresas se encontraba en territorio negativo. La actividad de exploración disminuyó drásticamente, pero no se detuvo por completo. Hubo una intensa competencia entre las empresas de perforación por el trabajo disponible, y la inflación de costos inducida por los pagos de incentivos petroleros del gobierno federal disminuyó rápidamente.
Acuerdo atlántico
Una cuestión política importante de quién es el propietario de los minerales marinos de Terranova se interpuso brevemente en el camino del desarrollo de petróleo y gas en alta mar. Con el descubrimiento de Hibernia surgió la perspectiva de las riquezas petroleras de debajo del mar. En respuesta, el gobierno de Terranova y Labrador reclamó los derechos mineros en sus regiones costa afuera. La provincia había sido un dominio hasta 1949. ¿ [ quién? ] ahora [ ¿cuándo? ] dijo que no había cedido sus recursos costa afuera a Ottawa cuando se convirtió en una provincia canadiense en 1949.
En términos de política petrolera , la década que comenzó en 1973 fue un período conflictivo [ aclaración necesaria ] en Canadá, y el reclamo de Terranova condujo a un enfrentamiento con el gobierno liberal de Pierre Trudeau , que llevó el caso a la Corte Suprema de Canadá . El tribunal falló en contra de Terranova en 1984. [ cita requerida ]
Sin embargo, al final, el problema se resolvió políticamente . En 1985, el gobierno conservador progresista (PC) recién elegido de Brian Mulroney y el gobierno del PC de Terranova (encabezado por Brian Peckford ) negociaron un acuerdo conocido como el Acuerdo del Atlántico. Como líder de la oposición , Mulroney había ofrecido este trato a Peckford en el período previo a las elecciones federales de 1984 . Como resultado, Peckford hizo una vigorosa campaña a favor de los conservadores progresistas. En las elecciones , Terranova devolvió a cuatro diputados conservadores progresistas a la Cámara de los Comunes .
El acuerdo dejó de lado la cuestión de la propiedad de esos recursos, aunque el tribunal ya había decidido esa cuestión. En cambio, el acuerdo actuó como si los dos niveles de gobierno tuvieran los mismos derechos minerales en el mar. Los gobiernos aprobaron leyes mutuas y paralelas para hacer el trato.
En la firma formal, Ottawa y St. John's describieron los propósitos del Acuerdo en estos términos: [8]
# Prever el desarrollo de los recursos de petróleo y gas en alta mar de Terranova en beneficio de Canadá en su conjunto y de Terranova y Labrador en particular;
- Proteger, preservar y promover el logro de la autosuficiencia nacional y la seguridad del suministro;
- Reconocer el derecho de Terranova y Labrador a ser el principal beneficiario de los recursos de petróleo y gas frente a sus costas, de conformidad con el requisito de un Canadá fuerte y unido;
- Reconocer la igualdad de ambos gobiernos en la gestión del recurso y garantizar que el ritmo y la forma de desarrollo optimicen los beneficios sociales y económicos para Canadá en su conjunto y para Terranova y Labrador en particular;
- Disponer que el Gobierno de Terranova y Labrador pueda establecer y recaudar ingresos por recursos como si estos recursos estuvieran en tierra, dentro de la provincia;
- Proporcionar un régimen de gestión offshore estable y justo para la industria;
- Proporcionar un arreglo estable y permanente para la gestión de la costa adyacente a Terranova mediante la promulgación de las disposiciones pertinentes de este Acuerdo en la legislación del Parlamento de Canadá y la Legislatura de Terranova y Labrador y disponiendo que el Acuerdo solo puede ser enmendado por el consentimiento mutuo de ambos gobiernos; y
- Promover dentro del sistema de manejo conjunto, en la medida que sea apropiado, la coherencia con los regímenes de manejo establecidos para otras áreas costa afuera en Canadá.
Con la firma del acuerdo y la preparación de la legislación necesaria, las empresas involucradas en Hibernia podrían completar su plan de desarrollo y negociar la aprobación del proyecto con la Junta de Petróleo Offshore de Canadá-Terranova, un organismo regulador que representa a ambos niveles de gobierno. En otra parte , esta historia describe algunos de los términos que alcanzaron para el proyecto Hibernia.
En 1986, Mulroney y el primer ministro John Buchanan (un PC de Nueva Escocia ) firmaron el Acuerdo de recursos petrolíferos costa afuera Canadá-Nueva Escocia. Este acuerdo fue similar al Acuerdo Atlántico en intención, tono e implementación.
La clave de estas negociaciones fueron dos importantes concesiones federales: Ottawa no incluiría los ingresos del petróleo de St. John o Halifax en sus cálculos para los pagos de compensación a esas provincias, e inicialmente todos los ingresos del petróleo y el gas costa afuera se acumularían en las provincias. Por tanto, estos acuerdos permitieron a las provincias gravar los recursos petroleros costa afuera como si fueran los propietarios.
Al enmendar los acuerdos en 2005, el efímero gobierno liberal de Paul Martin proporcionó a estas dos provincias atlánticas una protección transitoria contra las reducciones en la equiparación que de otro modo habrían resultado de sus crecientes ingresos en el extranjero. En el caso de Terranova, [9] la provincia ofreció un pago por adelantado de $ 2 mil millones como "pago anticipado" para esta garantía de protección. Esos acuerdos se extienden hasta 2011-2012, con la opción de una extensión hasta 2019-2020 si las provincias siguen estando en desventaja en relación con otras provincias.
En un esfuerzo por crear un régimen único para ambas provincias, el gobierno entrante del primer ministro conservador Stephen Harper propuso un enfoque alternativo. Las dos provincias podrían ceñirse a los acuerdos que ya habían firmado o aceptar una fórmula más generosa que incluyera el 50 por ciento de los ingresos por recursos en la fórmula de compensación. Nueva Escocia firmó el 10 de octubre de 2007. [10] [11]
En un entorno de precios de la energía más altos , estas dos provincias tradicionalmente pobres podrían ver futuros en los que dependerían menos de las transferencias de fondos federales. Esta fue una clara indicación del valor para sus economías de un mayor desarrollo petrolero en un mundo dependiente de la energía.
Conversiones métricas
Un metro cúbico de petróleo = 6.29 barriles. Un metro cúbico de gas natural = 35,49 pies cúbicos (1,005 m 3 ). Un kilopascal = 1% de la presión atmosférica (cerca del nivel del mar).
La medida de petróleo de Canadá, el metro cúbico, es única en el mundo. Es métrico en el sentido de que utiliza metros, pero se basa en el volumen para que las unidades canadienses se puedan convertir fácilmente en barriles. En el resto del mundo métrico, el estándar para medir el petróleo es la tonelada métrica . La ventaja de esta última medida es que refleja la calidad del aceite. En general, los aceites de menor grado son más pesados.
Ver también
- Política energética de Canadá
- Procesamiento de gas natural
- Sendero del patrimonio de Canol
Referencias
- ^ De norte a sur: cómo Norman Wells llevó a Leduc
- ^ De norte a sur: cómo Norman Wells llevó a Leduc
- ^ Petróleo y gas canadienses: los primeros 100 años
- ^ "ISLAS ÁRTICAS: SVERDRUP Y CUENCAS FRANKLINIANAS" (PDF) . Archivado desde el original (PDF) el 21 de julio de 2011 . Consultado el 4 de mayo de 2010 .
- ^ Gordon Hood: Domesticar la explosión de gas natural más grande de la historia de Canadá
- ^ "Revisión de la moratoria federal sobre actividades de petróleo y gas costa afuera de la Columbia Británica" . Archivado desde el original el 19 de diciembre de 2007 . Consultado el 14 de agosto de 2007 .
- ^ "Plan Energético BC" . Archivado desde el original el 8 de enero de 2009 . Consultado el 28 de diciembre de 2009 .
- ^ "El Acuerdo Atlántico MOA" (PDF) . Archivado desde el original (PDF) el 6 de julio de 2011 . Consultado el 26 de marzo de 2009 .
- ^ Acuerdo del Atlántico 2005
- ^ Acuerdo Canadá-Nueva Escocia 2005
- ^ Acuerdo aclaratorio Canadá-Nueva Escocia 2007
Otras lecturas
- Peter McKenzie-Brown; Gordon Jaremko; David Finch (15 de noviembre de 1993). La gran era del petróleo: la industria del petróleo en Canadá . Detselig Enterprise. ISBN 978-1-55059-072-2.
- Robert Bott; Centro Canadiense de Información Energética; David M. Carson; Jan W. Henderson; Shaundra Carvey (2004). Nuestro desafío petrolero: la sostenibilidad en el siglo XXI . Centro Canadiense de Información Energética. ISBN 978-1-894348-15-7.
- George De Mille (1969). Petróleo en Canada West, los primeros años . Impreso por Northwest Printing and Lithographing.
- Keith Brownsey; Michael Howlett (2001). "Valerie A. Summers," Entre la espada y la pared: cambio de régimen en Terranova " ". El estado provincial en Canadá: política en las provincias y territorios . Prensa de la Universidad de Toronto. ISBN 978-1-55111-368-5. Consultado el 24 de enero de 2012 .
- " El Acuerdo del Atlántico: Memorando de Acuerdo entre el Gobierno de Canadá y el Gobierno de Terranova sobre la gestión de recursos de gas y petróleo en alta mar y distribución de ingresos "; 11 de febrero de 1985