La producción de petróleo en Canadá es una industria importante que es importante para la economía de América del Norte . Canadá tiene la tercera reserva de petróleo más grande del mundo y es el cuarto productor de petróleo y el cuarto exportador de petróleo más grande del mundo . En 2017 produjo un promedio de 667.747 metros cúbicos por día (4,2 Mbbl / d) de crudo y equivalente. De esa cantidad, el 64% fue bitumen mejorado y no mejorado de arenas bituminosas , y el resto crudo ligero , crudo pesado y condensado de gas natural . [1]La mayor parte de la producción de petróleo canadiense se exporta, aproximadamente 3.8 millones de barriles por día en 2019, con el 98% de las exportaciones destinadas a los Estados Unidos. [1] Canadá es, con mucho, la mayor fuente de importaciones de petróleo de los Estados Unidos, ya que proporcionó el 43% de las importaciones de petróleo crudo de los Estados Unidos en 2015. [2]
La industria del petróleo en Canadá también se conoce como el "parche petrolero canadiense"; el término se refiere especialmente a las operaciones upstream (exploración y producción de petróleo y gas) y, en menor grado, a las operaciones downstream (refinación, distribución y venta de productos de petróleo y gas). En 2005, se perforaron (perforaron) casi 25.000 nuevos pozos de petróleo en Canadá. Diariamente, se perforan más de 100 nuevos pozos solo en la provincia de Alberta . [3] Aunque Canadá es uno de los mayores productores y exportadores de petróleo del mundo, también importa cantidades significativas de petróleo en sus provincias orientales, ya que sus oleoductos no se extienden por todo el país y muchas de sus refinerías de petróleo no pueden manejar los tipos de petróleo que producen sus campos petroleros. En 2017, Canadá importó 405,700 bbl / día (barriles por día) y exportó 1,115,000 bbl / día de productos refinados de petróleo. [4] [5]
Historia
La industria petrolera canadiense se desarrolló en paralelo con la de Estados Unidos. El primer pozo de petróleo en Canadá fue excavado a mano (en lugar de perforado) en 1858 por James Miller Williams cerca de su planta de asfalto en Oil Springs, Ontario . A una profundidad de 4.26 metros (14.0 pies) [6] encontró petróleo, un año antes de que el "Coronel" Edwin Drake perforara el primer pozo de petróleo en los Estados Unidos. [7] Williams luego fundó "The Canadian Oil Company", que calificó como la primera compañía petrolera integrada del mundo . Además, doce años antes, en 1846, se perforó el primer pozo de petróleo del mundo en el asentamiento de Bakú Bibi-Heybat en el sur del Cáucaso.
La producción de petróleo en Ontario se expandió rápidamente y prácticamente todos los productores importantes se convirtieron en su propia refinería . En 1864, 20 refinerías estaban operando en Oil Springs y siete en Petrolia, Ontario . Sin embargo, el estatus de Ontario como importante productor de petróleo no duró mucho. En 1880, Canadá era un importador neto de petróleo de Estados Unidos.
La geografía , geología , recursos y patrones de asentamiento únicos de Canadá han sido factores clave en la historia de Canadá . El desarrollo del sector petrolero ayuda a ilustrar cómo han contribuido a que la nación se distinga bastante de los Estados Unidos. A diferencia de Estados Unidos, que tiene varias regiones importantes productoras de petróleo, la gran mayoría de los recursos petroleros de Canadá se concentran en la enorme Cuenca Sedimentaria del Oeste de Canadá (WCSB), una de las formaciones que contienen petróleo más grandes del mundo. Se encuentra debajo de 1.400.000 kilómetros cuadrados (540.000 millas cuadradas) del oeste de Canadá, incluida la mayor parte o parte de cuatro provincias occidentales y un territorio del norte. Consiste en una cuña masiva de roca sedimentaria de hasta 6 kilómetros (3.7 millas) de espesor que se extiende desde las Montañas Rocosas en el oeste hasta el Escudo Canadiense en el este, está muy lejos de los puertos de la costa este y oeste de Canadá, así como de su histórico sector industrial. centros . También está lejos de los centros industriales estadounidenses . Debido a su aislamiento geográfico, el área se colonizó relativamente tarde en la historia de Canadá, y su verdadero potencial de recursos no se descubrió hasta después de la Segunda Guerra Mundial. Como resultado, Canadá construyó sus principales centros de fabricación cerca de sus históricas fuentes de energía hidroeléctrica en Ontario y Quebec, en lugar de sus recursos petroleros en Alberta y Saskatchewan. Sin conocer su propio potencial, Canadá comenzó a importar la gran mayoría de su petróleo de otros países a medida que se convertía en una economía industrial moderna.
La provincia de Alberta se encuentra en el centro de la WCSB y la formación subyace a la mayor parte de la provincia. El potencial de Alberta como provincia productora de petróleo pasó desapercibido durante mucho tiempo porque era geológicamente muy diferente de las regiones productoras de petróleo de Estados Unidos. El primer pozo de petróleo en el oeste de Canadá se perforó en el sur de Alberta en 1902, pero no produjo durante mucho tiempo y sirvió para engañar a los geólogos sobre la verdadera naturaleza de la geología del subsuelo de Alberta. El campo petrolero de Turner Valley fue descubierto en 1914 y durante un tiempo fue el campo petrolero más grande del Imperio Británico , pero nuevamente engañó a los geólogos sobre la naturaleza de la geología de Alberta. En Turner Valley, los errores que cometieron las compañías petroleras llevaron a miles de millones de dólares en daños al campo petrolero por la quema de gas que no solo quemó miles de millones de dólares en gas sin un mercado inmediato, sino que destruyó la impulsión de gas del campo que permitió que el petróleo fuera producido. Las llamaradas de gas en Turner Valley eran visibles en el cielo desde Calgary, a 75 km (50 millas) de distancia. Como resultado del desperdicio altamente visible, el gobierno de Alberta lanzó vigorosos ataques políticos y legales contra el gobierno canadiense y las compañías petroleras que continuaron hasta 1938 cuando la provincia estableció la Junta de Conservación de Petróleo y Gas Natural de Alberta e impuso una estricta legislación de conservación.
El estado de Canadá como importador de petróleo de los EE. UU. Cambió repentinamente en 1947 cuando se perforó el pozo Leduc No. 1 a poca distancia al sur de Edmonton. Los geólogos se dieron cuenta de que habían entendido mal por completo la geología de Alberta, y el campo petrolífero de Leduc, muy prolífico, que desde entonces ha producido más de 50.000.000 m 3 (310.000.000 bbl) de petróleo, no era una formación única. Había cientos de formaciones de arrecifes devónicos más como esa debajo de Alberta, muchas de ellas llenas de petróleo. No había indicios superficiales de su presencia, por lo que tuvieron que ser encontrados utilizando sismología de reflexión . El principal problema para las empresas petroleras era cómo vender todo el petróleo que habían encontrado en lugar de comprar petróleo para sus refinerías. Los oleoductos se construyeron desde Alberta a través del medio oeste de los Estados Unidos hasta Ontario y la costa oeste de Columbia Británica. Las exportaciones a EE. UU. Aumentaron drásticamente.
La mayoría de las empresas petroleras que exploran petróleo en Alberta eran de origen estadounidense y, en su punto máximo en 1973, más del 78% de la producción canadiense de petróleo y gas estaba bajo propiedad extranjera y más del 90% de las empresas productoras de petróleo y gas estaban bajo propiedad extranjera. control, mayoritariamente estadounidense. Esta propiedad extranjera estimuló el Programa Nacional de Energía bajo el gobierno de Trudeau . [8]
Principales actores
Aunque alrededor de una docena de empresas operan refinerías de petróleo en Canadá, solo tres empresas ( Imperial Oil , Shell Canada y Suncor Energy ) operan más de una refinería y comercializan productos a nivel nacional. Otras refinerías generalmente operan una sola refinería y comercializan productos en una región en particular. Las refinerías regionales incluyen North Atlantic Refining en Newfoundland, Irving Oil en New Brunswick, Valero Energy en Quebec, Federated Co-operatives en Saskatchewan, Parkland en British Columbia y Husky Energy en Alberta, BC y Saskatchewan. [9] Si bien Petro Canada fue una vez propiedad del gobierno canadiense, ahora es propiedad de Suncor Energy , que sigue utilizando la etiqueta Petro Canada con fines de marketing. En 2007, las tres mayores compañías petroleras de Canadá obtuvieron ganancias récord de $ 11,75 mil millones, un 10 por ciento más que $ 10,72 mil millones en 2006. Los ingresos de las tres grandes aumentaron a $ 80 mil millones desde aproximadamente $ 72 mil millones en 2006. Las cifras excluyen a Shell Canadá y ConocoPhillips Canadá, dos filiales privadas que produjeron casi 500.000 barriles por día en 2006. [10]
- Canadian Natural Resources Limited
- Energía Husky
- ConocoPhillips
- Energía Suncor
- Energía Cenovus
Divisiones
Aproximadamente el 97% de la producción de petróleo canadiense se produce en tres provincias: Alberta , Saskatchewan y Terranova y Labrador . En 2015, Alberta produjo el 79,2% del petróleo de Canadá, Saskatchewan el 13,5% y la provincia de Terranova y Labrador el 4,4%. Columbia Británica y Manitoba produjeron alrededor del 1% cada una. [11] Las cuatro provincias de Canadá occidental de Alberta, Columbia Británica, Saskatchewan y Manitoba producen su petróleo de la vasta y rica cuenca sedimentaria de Canadá occidental , que se centra en Alberta pero se extiende a las otras tres provincias occidentales y a los Territorios del Noroeste. . La provincia de Terranova y Labrador produce su petróleo a partir de perforaciones en alta mar en los Grandes Bancos de Terranova en el Océano Atlántico occidental . [12]
Alberta
Alberta es la mayor provincia productora de aceite de Canadá, proporcionando 79,2% de la producción de petróleo de Canadá en 2015. Esto incluye petróleo crudo ligero , crudo pesado , betún de crudo , petróleo crudo sintético , y condensado de gas natural . En 2015, Alberta produjo un promedio de 492,265 metros cúbicos por día (3,1 Mbbl / d) de los 621,560 metros cúbicos de Canadá por día (3,9 Mbbl / d) de petróleo y producción equivalente. [11] La mayor parte de su producción de petróleo provino de sus enormes depósitos de arenas petrolíferas , cuya producción ha aumentado constantemente en los últimos años. Estos depósitos le dan a Canadá las terceras reservas de petróleo más grandes del mundo , que solo son rivalizadas por reservas de petróleo similares pero aún mayores en Venezuela , y reservas de petróleo convencionales en Arabia Saudita . Aunque Alberta ya ha producido más del 90% de sus reservas de petróleo crudo convencional, ha producido solo el 5% de sus arenas petrolíferas y sus reservas restantes de arenas petrolíferas representan el 98% de las reservas petroleras establecidas de Canadá. [13]
Además de ser el mayor productor mundial de betún de arenas bituminosas en el mundo, Alberta es el mayor productor de petróleo crudo convencional , crudo sintético , gas natural y productos líquidos de gas natural en Canadá.
Arenas petrolíferas
Las arenas petrolíferas de Alberta se encuentran debajo de 142.200 kilómetros cuadrados (54.900 millas cuadradas) de tierra en las áreas de Athabasca, Cold Lake y Peace River en el norte de Alberta, una vasta área de bosque boreal que es más grande que Inglaterra . Las arenas petrolíferas de Athabasca son el único gran campo petrolífero del mundo adecuado para la minería a cielo abierto , mientras que las arenas petrolíferas de Cold Lake y las arenas petrolíferas del río Peace deben producirse mediante perforación. [14] Con el avance de los métodos de extracción, el betún y el crudo sintético económico se producen a costos cercanos a los del crudo convencional. Esta tecnología creció y se desarrolló en Alberta. Muchas empresas emplean métodos convencionales de extracción a cielo abierto y métodos no convencionales para extraer el betún del depósito de Athabasca. Aproximadamente 24 mil millones de metros cúbicos (150 Gbbl) de las arenas petrolíferas restantes se consideran recuperables a los precios actuales con la tecnología actual. [13] La ciudad de Fort McMurray se desarrolló cerca para dar servicio a las operaciones de arenas petrolíferas, pero su ubicación remota en el bosque boreal que de otro modo no se despejaría se convirtió en un problema cuando toda la población de 80,000 tuvo que ser evacuada con poca antelación debido al incendio forestal de Fort McMurray de 2016. que envolvió la ciudad y destruyó más de 2.400 viviendas. [15]
Campos de petróleo
Los principales campos de petróleo se encuentran en el sureste de Alberta (Brooks, Medicine Hat, Lethbridge), noroeste (Grande Prairie, High Level, Rainbow Lake, Zama), central (Caroline, Red Deer) y noreste (petróleo crudo pesado que se encuentra adyacente al petróleo). playa.)
Las regiones estructurales incluyen: estribaciones, arco mayor, cuenca profunda.
Mejoradores de aceite
Hay cinco mejoradores de arenas petrolíferas en Alberta que convierten el betún crudo en petróleo crudo sintético, algunos de los cuales también producen productos refinados como el combustible diesel. Estos tienen una capacidad combinada de 1,3 millones de barriles por día (210.000 m 3 / d) de betún crudo. [dieciséis]
- El mejorador Shell Canada Scotford en Fort Saskatchewan, Alberta, tiene una capacidad de 255.000 barriles por día (40.500 m 3 / d) de betún crudo.
- El mejorador de Suncor Energy cerca de Fort McMurray, Alberta, tiene una capacidad de 440.000 barriles por día (70.000 m 3 / d) de betún crudo.
- El mejorador Syncrude Mildred Lake cerca de Fort McMurray tiene una capacidad de 407.000 barriles por día (64.700 m 3 / d)
- El mejorador Long Lake de China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) cerca de Fort McMurray tiene una capacidad de 72.000 barriles por día (11.400 m 3 / d)
- El mejorador Horizon de Canadian Natural Resources Ltd (CNRL) cerca de Fort McMurray tiene una capacidad de 156.000 barriles por día (24.800 m 3 / d)
Oleoductos
Dado que es la provincia productora de petróleo más grande de Canadá, Alberta es el centro de los sistemas de oleoductos de crudo canadienses. Aproximadamente 415.000 kilómetros (258.000 millas) de los oleoductos y gasoductos de Canadá operan únicamente dentro de los límites de Alberta y están bajo la jurisdicción del Regulador de Energía de Alberta . Los oleoductos que cruzan fronteras provinciales o internacionales están regulados por la Junta Nacional de Energía . [17] Los principales oleoductos que transportan petróleo desde Alberta a los mercados de otras provincias y estados de EE. UU. Incluyen: [18]
- El Sistema de Oleoductos Interprovincial (ahora llamado Sistema de Oleoductos Enbridge ) fue construido en 1950 para transportar petróleo crudo desde Edmonton, Alberta a Superior, Wisconsin, donde abastece al medio oeste de los Estados Unidos . En 1953 se extendió a Sarnia, Ontario para abastecer el mercado de Ontario, y en 1976 a Montreal, Quebec .
- El sistema de oleoductos Trans Mountain se construyó en 1953 para transportar petróleo crudo y productos refinados desde Edmonton a Vancouver , BC. También suministra materia prima a grandes refinerías de petróleo estadounidenses en el estado de Washington . Solo se envían petróleo crudo y condensado a los Estados Unidos. [19]
- El Oleoducto Norman Wells (ahora propiedad de Enbridge) fue construido en 1985 para transportar petróleo crudo desde Norman Wells, NWT a Zama City , Alberta, donde se conecta con la red de oleoductos de Alberta.
- El Express Pipeline se construyó en 1997 para transportar petróleo desde el centro del oleoducto de Alberta en Hardisty, Alberta, a los estados de Montana , Utah , Wyoming y Colorado en los EE. UU .
- El oleoducto Keystone se construyó en 2011 para transportar petróleo desde Hardisty, Alberta al principal centro de oleoductos de EE. UU. En Cushing, Oklahoma , donde se conecta con oleoductos a Texas , Luisiana y muchos del este de los Estados Unidos .
Refinerías de petroleo
Hay cuatro refinerías de petróleo en Alberta con una capacidad combinada de más de 458.200 barriles por día (72.850 m 3 / d) de petróleo crudo. La mayoría de estos se encuentran en lo que se conoce como Refinery Row en el condado de Strathcona, cerca de Edmonton, Alberta , que suministra productos a la mayor parte del oeste de Canadá. Además de productos refinados como gasolina y combustible diesel, las refinerías y mejoradores también producen gases de escape, que son utilizados como materia prima por plantas petroquímicas cercanas. [dieciséis]
- La refinería de Suncor Energy ( Petro Canada ) cerca de Edmonton tiene una capacidad de 142.000 barriles por día (22.600 m 3 / d) de petróleo crudo.
- La refinería de Imperial Oil Strathcona cerca de Edmonton tiene una capacidad de 187.200 barriles por día (29.760 m 3 / d).
- La refinería Shell Canada Scotford cerca de Edmonton tiene una capacidad de 100.000 barriles por día (16.000 m 3 / d). Se encuentra junto al mejorador Shell Scotford , que le proporciona materia prima.
- La refinería de Husky Lloydminster en Lloydminster , en el este de Alberta, tiene una capacidad de 29.000 barriles por día (4.600 m 3 / d). Se encuentra al otro lado de la frontera provincial del Mejorador de petróleo pesado Husky Lloydminster en LLoydminster, Saskatchewan, que le proporciona materia prima. (Lloydminster no es una ciudad gemela, pero ambas provincias la autorizan como una sola ciudad que cruza la frontera).
Dos de los mayores productores de petroquímicos de América del Norte se encuentran en el centro y centro norte de Alberta. Tanto en Red Deer como en Edmonton , los fabricantes de vinilo y polietileno de clase mundial producen productos que se envían a todo el mundo, y las refinerías de petróleo de Edmonton proporcionan las materias primas para una gran industria petroquímica al este de Edmonton. Hay cientos de pequeñas empresas en Alberta dedicadas a brindar diversos servicios a esta industria, desde perforación hasta mantenimiento de pozos, mantenimiento de tuberías y exploración sísmica .
Si bien Edmonton (población 972,223 mil en 2019 [20] ) es la capital provincial y se considera el centro de oleoductos, fabricación, procesamiento químico, investigación y refinación de la industria petrolera canadiense, su ciudad rival Calgary (población 1,26 millones [20] ) es la principal sede y centro financiero de la petrolera, con más de 960 oficinas de petroleras senior y junior. Calgary también tiene oficinas regionales de los seis principales bancos canadienses, unas 4.300 empresas de petróleo, energía y servicios relacionados, y 1.300 empresas de servicios financieros, lo que la convierte en la segunda ciudad con oficinas centrales en Canadá después de Toronto. [21]
- La actividad de petróleo y gas está regulada por el Regulador de Energía de Alberta (AER) (anteriormente la Junta de Conservación de Recursos Energéticos de Alberta (ERCB) y la Junta de Energía y Servicios Públicos (EUB)). [22]
Saskatchewan
Saskatchewan es la segunda provincia productora de petróleo más grande de Canadá después de Alberta, y produjo alrededor del 13,5% del petróleo de Canadá en 2015. Esto incluyó petróleo crudo ligero , crudo pesado y condensado de gas natural . La mayor parte de su producción es petróleo pesado pero, a diferencia de Alberta, ninguno de los depósitos de petróleo pesado de Saskatchewan está oficialmente clasificado como arenas bituminosas . En 2015, Saskatchewan produjo un promedio de 83,814 metros cúbicos por día (527,000 bbl / d) de petróleo y producción equivalente. [11]
Campos de petróleo
Todo el petróleo de Saskatchewan se produce en la vasta cuenca sedimentaria del oeste de Canadá , aproximadamente el 25% de la cual se encuentra debajo de la provincia. Situada hacia el extremo oriental menos profundo de la cuenca sedimentaria, Saskatchewan tiende a producir más petróleo y menos gas natural que otras partes. Tiene cuatro importantes regiones productoras de petróleo: [23]
- El área de Lloydminster en el centro-oeste de Saskatchewan tiene reservas muy grandes de petróleo crudo muy pesado . (El campo petrolero cruza la frontera de Alberta / Saskatchewan, al igual que las instalaciones de producción). [24]
- El área de Kindersley en el centro-sur de Saskatchewan produce petróleo crudo liviano usando fracturamiento hidráulico de la porción de Saskatchewan de la Formación Bakken , que también produce la mayor parte del petróleo de Dakota del Norte .
- El área de Swift Current en el suroeste de Saskatchewan produce principalmente petróleo convencional.
- El área de Weyburn en el sureste de Saskatchewan produce petróleo mediante la inundación de dióxido de carbono en el Proyecto de Dióxido de Carbono Weyburn-Midale , el proyecto de captura y almacenamiento de carbono más grande del mundo .
Mejoradores de aceite
Hay dos mejoradores de petróleo pesado en Saskatchewan. [25]
- NewGrade Energy Upgrader, parte del Complejo de Refinería CCRL en Regina , procesa 8,740 metros cúbicos por día (55,000 bbl / d) de petróleo pesado del área de Lloydminster en petróleo crudo sintético .
- El Upgrader Bi-Provincial de Husky Energy en el lado de Saskatchewan de Lloydminster procesa 10,800 metros cúbicos por día (68,000 bbl / d) de petróleo pesado de Alberta y Saskatchewan a petróleo crudo más liviano. Además de vender petróleo crudo sintético a otras refinerías, suministra materia prima a la refinería de Husky Lloydminster en el lado de la frontera de Alberta. (Lloydminster no son ciudades gemelas, sino una ciudad biprovincial que se extiende a ambos lados de la frontera entre Alberta y Saskatchewan). [24]
Refinerías de petroleo
La mayor parte de la capacidad de refino de la provincia se encuentra en un solo complejo en la capital provincial de Regina : [25]
- El Complejo de Refinería CCRL operado por Cooperativas Federadas en Regina procesa 8,000 metros cúbicos por día (50,000 bbl / d) en productos de refinería convencionales. Recibe gran parte de su materia prima del mejorador NewGrade.
- Moose Jaw Asphalt Inc. opera una planta de asfalto de 500 metros cúbicos por día (3,100 bbl / d) en Moose Jaw.
La actividad de petróleo y gas está regulada por Saskatchewan Industry and Resources (SIR). [26]
Newfoundland y Labrador
Terranova y Labrador es la tercera provincia productora de petróleo de Canadá, que produjo aproximadamente el 4,4% del petróleo de Canadá en 2015. Consistía casi exclusivamente en petróleo crudo ligero producido por instalaciones petroleras en alta mar en los Grandes Bancos de Terranova . En 2015, estos campos marinos produjeron un promedio de 27.373 metros cúbicos por día (172.000 bbl / d) de crudo ligero. [11]
Campos de petróleo
- El campo petrolífero de Hibernia se encuentra aproximadamente a 315 kilómetros (196 millas) al este-sureste de St. John's, Terranova . El campo fue descubierto en 1979 y ha estado produciendo desde 1997. La estructura base de gravedad de Hibernia es la plataforma petrolera más grande del mundo en peso, ya que tiene que soportar colisiones de icebergs.
- El campo petrolífero Terra Nova se encuentra a 350 kilómetros (220 millas) de la costa este de Terranova. El campo fue descubierto en 1984 y ha estado produciendo desde 2002. Utiliza una embarcación flotante de almacenamiento y descarga de producción (FPSO) en lugar de una plataforma fija para producir petróleo.
- El campo petrolero White Rose se encuentra a 350 kilómetros (220 millas) de la costa este de Terranova. El campo fue descubierto en 1984 y ha estado produciendo desde 2005. Utiliza un recipiente FPSO para producir petróleo.
Refinería de petróleo
Terranova tiene una refinería de petróleo, la refinería Come By Chance , que tiene una capacidad de 115.000 barriles por día (18.300 m 3 / d). La refinería se construyó antes del descubrimiento de petróleo en la costa de Terranova para procesar petróleo importado barato y vender los productos principalmente en los Estados Unidos. Desafortunadamente, la puesta en marcha de la refinería en 1973 coincidió con la crisis del petróleo de 1973, que cuadruplicó el precio del suministro de crudo de la refinería. Esto y problemas técnicos provocaron la quiebra de la refinería en 1976. Se reinició con nuevos propietarios en 1986 y ha pasado por una serie de propietarios hasta ahora, cuando es operada por North Atlantic Refining Limited. [27] Sin embargo, a pesar del hecho de que posteriormente se descubrieron importantes yacimientos petrolíferos en alta mar de Terranova, la refinería no fue diseñada para procesar el tipo de petróleo que producían, y no procesó ningún petróleo de Terranova hasta 2014. Hasta entonces todos La producción de Terranova se destinó a refinerías en los Estados Unidos y en otras partes de Canadá, mientras que la refinería importaba todo su petróleo de otros países. [28]
Columbia Británica
Columbia Británica produjo un promedio de 8,643 metros cúbicos por día (54,000 bbl / d) de petróleo y equivalente en 2015, o alrededor del 1.4% del petróleo de Canadá. Aproximadamente el 38% de esta producción de líquidos fue crudo ligero , pero la mayor parte (62%) fue condensado de gas natural . [11]
Los campos petrolíferos de la Columbia Británica se encuentran en el extremo noroeste de la cuenca sedimentaria del oeste de Canadá , propenso al gas , y su industria petrolera es secundaria a la industria más grande del gas natural. La perforación en busca de gas y petróleo se lleva a cabo en Peace Country del noreste de la Columbia Británica , alrededor de Fort Nelson ( campo petrolero Greater Sierra ), Fort St. John (Pink Mountain, Ring Border) y Dawson Creek
La actividad de petróleo y gas en Columbia Británica está regulada por la Comisión de Petróleo y Gas (OGC). [29]
Refinerías de petroleo
BC tiene solo dos refinerías de petróleo restantes. [9]
- La refinería de Husky Energy Prince George en Prince George, BC procesa 12,000 barriles por día (1,900 m 3 / d) de petróleo ligero producido localmente en el noreste de BC.
- La refinería Chevron Canada Burnaby en el suburbio de Burnaby en Vancouver procesa 55.000 barriles por día (8.700 m 3 / d) de petróleo ligero recibido de Alberta a través del sistema de oleoductos Kinder Morgan Trans Mountain .
Alguna vez hubo cuatro refinerías de petróleo en el área de Vancouver, pero Imperial Oil , Shell Canada y Petro Canada convirtieron sus refinerías en terminales de productos en la década de 1990 y ahora abastecen el mercado de Columbia Británica desde sus grandes refinerías cerca de Edmonton, Alberta , que están más cerca de Canadá. arenas petrolíferas y campos petrolíferos más grandes. [30] La refinería de Chevron está en riesgo de cierre debido a las dificultades para obtener suministro de petróleo de Alberta a través del Oleoducto Trans Mountain de capacidad limitada, su único enlace de oleoducto con el resto de Canadá. [31]
En junio de 2016, Chevron puso a la venta su refinería de petróleo en Burnaby, BC, junto con su red de distribución de combustible en Columbia Británica y Alberta. “La compañía reconoce que estos son tiempos desafiantes y debemos estar abiertos a las condiciones y oportunidades cambiantes del mercado a medida que surjan”, dijo un representante de la compañía. La refinería, que comenzó a producir en 1935, tiene 430 empleados. La oferta de venta de Chevron sigue a la venta de Imperial Oil de 497 estaciones de servicio Esso en BC y Alberta. No está claro qué pasará si Chevron no vende sus activos en BC. [32]
Manitoba
Manitoba produjo un promedio de 7.283 metros cúbicos por día (46.000 bbl / d) de crudo ligero en 2015, o alrededor del 1,2% de la producción de petróleo de Canadá. [11]
La producción de petróleo de Manitoba se encuentra en el suroeste de Manitoba a lo largo del flanco noreste de la cuenca Williston , una gran cuenca estructural geológica que también subyace en partes del sur de Saskatchewan, Dakota del Norte, Dakota del Sur y Montana. A diferencia de Saskatchewan, muy poco del petróleo de Manitoba es crudo pesado . [33]
- Algunas plataformas perforando petróleo en el suroeste de Manitoba
No hay refinerías de petróleo en Manitoba.
Norte de Canadá (en tierra)
Los Territorios del Noroeste produjeron un promedio de 1,587 metros cúbicos por día (10,000 bbl / d) de petróleo crudo liviano en 2015, o alrededor del 0.2% de la producción de petróleo de Canadá. [11] Hay un gran campo petrolero histórico en Norman Wells , que ha producido la mayor parte de su petróleo desde que comenzó a producir en 1937, y continúa produciendo a tasas bajas. Solía haber una refinería de petróleo en Norman Wells, pero se cerró en 1996 y ahora todo el petróleo se canaliza a las refinerías de Alberta. [34]
- Perforaciones en busca de petróleo en el juego de esquisto Canol cerca de Norman Wells por Husky Energy y otros. [35]
Norte de Canadá (en alta mar)
Durante las décadas de 1970 y 1980, empresas como Panarctic Oils Ltd. , Petro Canada y Dome Petroleum realizaron numerosas perforaciones en el Ártico canadiense . Después de que se perforaron 176 pozos a un costo de miles de millones de dólares, unos modestos 1.900 millones de barriles (300 × 10 Se encontraron 6 m 3 ) de aceite. Ninguno de los hallazgos fue lo suficientemente grande como para pagar los esquemas de producción y transporte multimillonarios necesarios para sacar el petróleo, por lo que todos los pozos que se habían perforado fueron taponados y abandonados. [36] Además, después de la explosión de Deepwater Horizon en el Golfo de México en 2010, se introdujeron nuevas reglas que disuadieron a las empresas de perforar en el Ártico canadiense en alta mar. [37]
- Actualmente no hay producción de petróleo en alta mar en el norte de Canadá.
- Actualmente no hay perforaciones en alta mar en el norte de Canadá.
Este de Canadá (en tierra)
Ontario produjo un promedio de 157 metros cúbicos por día (1,000 bbl / d) de petróleo crudo ligero en 2015, o menos del 0.03% de la producción de petróleo de Canadá. La producción en tierra en otras provincias al este de Ontario fue aún más insignificante. [11]
Campos de petróleo
Ontario fue el centro de la industria petrolera canadiense en el siglo XIX. Tenía el pozo de petróleo comercial más antiguo de América del Norte (excavado a mano en 1858 en Oil Springs, Ontario , un año antes de que se perforara el Pozo Drake en Pensilvania ), y tenía el campo de producción de petróleo más antiguo de América del Norte (produciendo petróleo crudo de forma continua desde entonces). 1861). Sin embargo, alcanzó su pico de producción y comenzó a declinar hace más de 100 años. [38]
- Perforaciones esporádicas en el sur de Ontario
- Perforaciones esporádicas en el oeste de Terranova
- Perforaciones esporádicas en el norte de Nueva Escocia y el oeste de la isla de Cabo Bretón
- Perforaciones esporádicas en el norte y este de la Isla del Príncipe Eduardo
Oleoductos
Canadá tenía uno de los primeros oleoductos del mundo en 1862 cuando se construyó un oleoducto para transportar petróleo desde Petrolia, Ontario a las refinerías de Sarnia, Ontario . Sin embargo, los campos petroleros de Ontario comenzaron a declinar hacia fines del siglo XIX y, para la Segunda Guerra Mundial, Canadá importaba el 90% de su petróleo. En 1947, solo existían tres oleoductos canadienses. Uno fue construido para manejar solo la producción de Alberta. Un segundo trasladó crudo importado de la costa de Maine a Montreal , mientras que el tercero llevó petróleo estadounidense a Ontario. [39] Sin embargo, en 1947 se hizo el primer gran descubrimiento de petróleo en Alberta cuando Leduc No. 1 encontró petróleo en un suburbio de Edmonton, Alberta . Fue seguido por muchos descubrimientos aún mayores en Alberta, por lo que se construyeron oleoductos para llevar el petróleo recién descubierto a las refinerías en el Medio Oeste de Estados Unidos y desde allí a las refinerías en Ontario. [40]
- El Oleoducto Interprovincial (ahora conocido como Enbridge ) se construyó en 1950 para llevar el petróleo de Alberta a las refinerías estadounidenses. En 1953 se extendió a través de Estados Unidos a Sarnia, Ontario y en 1956 a Toronto . Esto lo convirtió en el oleoducto de crudo más largo del mundo.
- El Oleoducto Interprovincial se extendió a Montreal en 1976 después de que la crisis del petróleo de 1973 interrumpiera el suministro de petróleo extranjero al este de Canadá.
- El oleoducto Portland – Montreal se construyó durante la Segunda Guerra Mundial para llevar petróleo importado desde la terminal marítima de South Portland, Maine, a través de Estados Unidos, hasta Montreal . A partir de 2016, el oleoducto ya no está operativo ya que la única refinería de Montreal que queda es ahora propiedad de Suncor Energy , que produce suficiente petróleo para satisfacer sus necesidades de las arenas petrolíferas canadienses. [41]
Refinerías de petroleo
A pesar de tener muy poca producción de petróleo, el este de Canadá tiene una gran cantidad de refinerías de petróleo. Los de Ontario se construyeron cerca de los campos petroleros históricos del sur de Ontario; las de las provincias del este se construyeron para procesar petróleo importado de otros países. Después de que se descubrió Leduc No. 1 en 1947, los campos petrolíferos mucho más grandes de Alberta comenzaron a abastecer a las refinerías de Ontario. Después de que la crisis del petróleo de 1973 aumentó drásticamente el precio del petróleo importado, la economía de las refinerías se volvió desfavorable y muchas de ellas cerraron. En particular, Montreal, que tenía seis refinerías de petróleo en 1973, ahora solo tiene una. [42]
Ontario
- Refinería de Nanticoke - ( Imperial Oil ), 112,000 bbl / d (17,800 m 3 / d)
- Sarnia - ( Imperial Oil ), 115,000 bbl / d (18,300 m 3 / d)
- Sarnia - ( Suncor Energy ), 85.000 bbl / d (13.500 m 3 / d)
- La Coruña - ( Shell Canadá ), 72.000 bbl / d (11.400 m 3 / d)
- Mississauga - ( Suncor Energy ), 15,600 bbl / d (2,480 m 3 / d)
Quebec
- Refinería de Montreal - ( Suncor Energy ), 140.000 bbl / d (22.000 m 3 / d).
- Lévis - ( Valero Energy Corporation )), 265.000 bbl / d (42.100 m 3 / d)
New Brunswick
- Irving Oil Refinery, Saint John (Irving Oil), 300,000 bbl/d (48,000 m3/d)
Newfoundland and Labrador
- North Atlantic Refinery, Come By Chance - (North Atlantic Refining), 115,000 bbl/d (18,300 m3/d)
Eastern Canada (offshore)
The province of Newfoundland and Labrador is Canada's third largest oil producer with 27,373 cubic metres per day (172,000 bbl/d) of light crude oil from its Grand Banks offshore oil fields in 2015, about 4.4% of Canada's petroleum. See the Newfoundland and Labrador section above for details. Most of the other offshore production was in the province of Nova Scotia, which produced 438 cubic metres per day (2,750 bbl/d) of natural gas condensate from its Sable Island offshore natural gas fields in 2015, or about 0.07% of Canada's petroleum.[11]
- Offshore oil drilling and production at Hibernia, Terra Nova, and White Rose fields off the coast of Newfoundland
- Offshore gas drilling and production on Sable Island fields off the coast of Nova Scotia
- Sporadic drilling along continental shelf off Nova Scotia (e.g. Shelburne Basin)
- Sporadic drilling in Laurentian fan at southern end of Cabot Strait
- Sporadic drilling in eastern Northumberland Strait
Perspectiva a largo plazo
Canadian conventional oil production peaked in 1973, but oil sands production is forecast to increase until at least 2020
US oil production (crude oil only) and Hubbert high estimate.
Mexican production peaked in 2004 and is now in decline
Broadly speaking Canadian conventional oil production (via standard deep drilling) peaked in the mid-1970s, but East Coast offshore basins being exploited in Atlantic Canada did not peak until 2007 and are still producing at relatively high rates.[43]
Production from the Alberta oil sands is still in its early stages and the province's established bitumen resources will last for generations into the future. The Alberta Energy Regulator estimates that the province has 50 billion cubic metres (310 billion barrels) of ultimately recoverable bitumen resources. At the 2014 production rate of 366,300 m3/d (2.3 million bbl/d), they would last for about 375 years. The AER projects that bitumen production will increase to 641,800 m3/d (4.0 million bbl/d) by 2024, but at that rate they would still last for about 213 years.[44]:3–10–3–26 Because of the enormous size of the known oil sands deposits, economic, labor, environmental, and government policy considerations are the constraints on production rather than finding new deposits.
In addition, the Alberta Energy Regulator has recently identified over 67 billion cubic metres (420 Gbbl) of unconventional shale oil resources in the province.[44]:4–3 This volume is larger than the province's oil sands resources, and if developed would give Canada the largest crude oil reserves in the world. However, due to the recent nature of the discoveries there are not yet any plans to develop them.
Oil fields of Canada
These oil fields are or were economically important to the Canadian economy:
- Oil Springs, Ontario
- Turner Valley oil field, Alberta
- Leduc oil field, Alberta
- Pembina oil field, Alberta
- Athabasca oil sands, Alberta
- Peace River oil sands, Alberta
- Cold Lake oil sands, Alberta
- Duvernay Formation, Alberta (shale oil and gas)
- Montney Formation, Alberta, BC (shale oil and gas)
- Hibernia oil field, offshore Newfoundland
- Terra Nova oil field, offshore Newfoundland
- White Rose oil field, offshore Newfoundland
Componentes upstream, midstream y downstream de la industria petrolera canadiense
There are three components of the Canadian petroleum industry: upstream, midstream and downstream.
Upstream
The upstream oil sector is also commonly known as the exploration and production (E&P) sector.[45][46][47]
The upstream sector includes the searching for potential underground or underwater crude oil and natural gas fields, drilling of exploratory wells, and subsequently drilling and operating the wells that recover and bring the crude oil and/or raw natural gas to the surface. With the development of methods for extracting methane from coal seams,[48] there has been a significant shift toward including unconventional gas as a part of the upstream sector, and corresponding developments in liquified natural gas (LNG) processing and transport. The upstream sector of the petroleum industry includes Extraction of petroleum, Oil production plant, Oil refinery and Oil well.
Midstream
The midstream sector involves the transportation, storage, and wholesale marketing of crude or refined petroleum products. Canada has a large network of pipelines - over 840,000 km - that transport crude oil and natural gas across the country.[49] There are four main pipeline groups: gathering, feeder, transmission, and distribution pipelines. Gathering pipelines transport crude oil and natural gas from wells drilled in the subsurface to oil batteries or natural gas processing facilities. The majority of these pipelines are found in petroleum producing areas in Western Canada.[50] Feeder pipelines move crude oil, natural gas, and natural gas liquids (NGLs) from the batteries, processing facilities, and storage tanks to the long-distance portion of the transportation system: transmission pipelines. These are the major carriers of crude oil, natural gas, and NGLs within provinces and across provincial or international borders, where the products are either sent to refineries or exported to other markets.[50] Finally, distribution pipelines are the conduit for delivering natural gas to downstream customers, such as local utilities, and then further distributed to homes and businesses. If pipelines are near capacity or non-existent in certain areas, crude oil is then transported over land by rail or truck, or over water by marine vessels.
The midstream operations are often taken to include some elements of the upstream and downstream sectors. For example, the midstream sector may include natural gas processing plants which purify the raw natural gas as well as removing and producing elemental sulfur and natural gas liquids (NGL) as finished end-products. Midstream service providers in Canada refer to Barge companies, Railroad companies, Trucking and hauling companies, Pipeline transport companies, Logistics and technology companies, Transloading companies and Terminal developers and operators. Development of the massive oil sand reserves in Alberta would be facilitated by enhancing the North American pipeline network which would transport dilbit to refineries or export facilities.[51]
Downstream
The downstream sector commonly refers to the refining of petroleum crude oil and the processing and purifying of raw natural gas,[45][46][47] as well as the marketing and distribution of products derived from crude oil and natural gas. The downstream sector touches consumers through products such as gasoline or petrol, kerosene, jet fuel, diesel oil, heating oil, fuel oils, lubricants, waxes, asphalt, natural gas, and liquified petroleum gas (LPG) as well as hundreds of petrochemicals. Midstream operations are often included in the downstream category and considered to be a part of the downstream sector.
Crude oil
Crude oil, for example, Western Canadian Select (WCS) is a mixture of many varieties of hydrocarbons and most usually has many sulfur-containing compounds. The refining process converts most of that sulfur into gaseous hydrogen sulfide. Raw natural gas also may contain gaseous hydrogen sulfide and sulfur-containing mercaptans, which are removed in natural gas processing plants before the gas is distributed to consumers. The hydrogen sulfide removed in the refining and processing of crude oil and natural gas is subsequently converted into byproduct elemental sulfur. In fact, the vast majority of the 64,000,000 metric tons of sulfur produced worldwide in 2005 was byproduct sulfur from refineries and natural gas processing plants.[52][53]
Capacidad de exportacion
Total Canadian crude oil production, most of which is coming from the Western Canada Sedimentary Basin (WCSB), is forecast to increase from 3.85 million barrels per day (b/d) in 2016 to 5.12 million b/d by 2030.[54] Supply from the Alberta oil sands accounts for most of the growth and is expected to increase from 1.3 million b/d in 2016 to 3.7 million b/d in 2030.[54] Bitumen from the oil sands requires blending with a diluent in order to decrease its viscosity and density so that it can easily flow through pipelines. The addition of diluent will add an estimated 200,000 b/d to the total volumes of crude oil in Canada, for a total of 1.5 million extra barrels per day requiring the creation of additional transport capacity to markets.[54] The current takeaway capacity in Western Canada is tight, as oil producers are beginning to outpace the movement of their products.
Pipeline capacity measurements are complex and subject to variability. They depend on a number of factors, such as the type of product being transported, the products it is mixed with, pressure reductions, maintenance, and pipeline configurations.[55] The major oil pipelines exiting Western Canada have a design transport capacity of 4.0 million b/d.[54] In 2016, however, the pipeline capacity was estimated at 3.9 million b/d,[1] and in 2017 the Canadian Association of Petroleum Producers (CAPP) estimated the pipeline capacity to be 3.3 million b/d.[54] The lack of available pipeline capacity for petroleum forces oil producers to look to alternative transport methods, such as rail.
Crude-by-rail shipments are expected to increase as existing pipelines reach capacity and proposed pipelines experience approval delays.[56] The rail loading capacity for crude in Western Canada is close to 1.2 million b/d, although this varies depending on several factors including the length of the unit trains, size and type of railcars used, and the types of crude oil loaded.[57] Other studies, however, estimate the current rail loading capacity in Western Canada to be 754,000 b/d.[54] The International Energy Agency (IEA) forecasts that crude-by-rail exports will increase from 150,000 b/d in late 2017 to 390,000 b/d in 2019, which is much greater than the record high of 179,000 b/d in 2014.[58] The IEA also warns that rail shipments could reach as high as 590,000 b/d in 2019 unless producers store their produced crude during peak months.[58] The oil industry in the WCSB may need to continue to rely on rail in the forecastable future, as no major new pipeline capacity is expected to be available before 2019.[57] The capacity - to a certain extent - is there, but producers must be willing to pay a premium to move crude by rail.
Getting to tidewater
Canada has had access to western tide water since 1953, with a capacity of roughly 200,000 - 300,000 bpd [1] via the Kinder Morgan Pipeline. There is a myth perpetuated in Canadian media that Canadian WCS oil producers will have better access to “international prices” with greater access to tidewater [2], however, this claim does not take into account existing access. Shipments to Asia reached their peak in 2012 when the equivalent of nine fully loaded tankers of oil left Vancouver for China. Since then, oil exports to Asia have completely dropped off [3] to the point at which China imported only 600 barrels of oil in 2017 [4]. With regard to the claim that Canada does not have access to “international prices”, many economists decry the concept that Canada does have access to the globalized economy as ridiculous and attribute the price differential to the costs of shipping heavy, sour crude thousands of kilometres, compounded by over supply in the destinations able to process aforementioned oil [5]. Due to a doubling of a “production and export” model bet on by the biggest players in the tar sands, producers have recently (2018) encountered an over supply problem, and have sought further government subsidies to lessen the blow of their financial miscalculations earlier this decade. Preferred access ports include the US Gulf ports via the Keystone XL pipeline to the south, the British Columbia Pacific coast in Kitimat via the Enbridge Northern Gateway Pipelines, and the Trans Mountain line to Vancouver, BC. Frustrated by delays in getting approval for Keystone XL, the Enbridge Northern Gateway Pipelines, and the expansion of the existing Trans Mountain line to Vancouver, Alberta has intensified exploration of northern projects, such as building a pipeline to the northern hamlet of Tuktoyatuk near the Beaufort Sea, "to help the province get its oil to tidewater, making it available for export to overseas markets".[59] Under Prime Minister Stephen Harper, the Canadian government spent $9 million by May 2012, and $16.5 million by May 2013, to promote Keystone XL.[60] In the United States, Democrats are concerned that Keystone XL would simply facilitate getting Alberta oil sands products to tidewater for export to China and other countries via the American Gulf Coast of Mexico.[60]
In 2013, Generating for Seven Generations (G7G) and AECOM received $1.8 million in funding from Alberta Energy to study the feasibility of building a railway from northern Alberta to the Port of Valdez, Alaska.[61] The proposed 2,440-km railway would be capable of transporting 1 million to 1.5 million b/d of bitumen and petroleum products, as well as other commodities, to tidewater[62] (avoiding the tanker ban along British Columbia's northern coast). The last leg of the route - Delta Junction through the coastal mountain range to Valdez - was not deemed economically feasible by rail; an alternative, however, may be the transfer of products to the underutilized Trans Alaska Pipeline System (TAPS) to Valdez.[62]
Port Metro Vancouver has a number of petroleum terminals, including Suncor Burrard Terminal in Port Moody, Imperial Oil Ioco Terminal in Burrard Inlet East, and Kinder Morgan Westridge, Shell Canada Shellburn, and Chevron Canada Stanovan terminals in Burnaby.[63]
Pipeline versus rail debate
The public debate surrounding the trade-offs between pipeline and rail transportation has been developing over the past decade as the amount of crude oil transported by rail has increased.[64][56] It was invigorated in 2013 after the deadly Lac-Mégantic disaster in Quebec when a freight train derailed and spilled 5.56 million litres[65] of crude oil, which resulted in explosions and fires that destroyed much of the town's core. That same year, a train carrying propane and crude derailed near Gainford, Alberta, resulting in two explosions but no injuries or fatalities.[66] These rail accidents, among other examples, have raised concerns that the regulation of rail transport is inadequate for large-scale crude oil shipments. Pipeline failures also occur, for instance, in 2015 a Nexen pipeline ruptured and leaked 5 million litres of crude oil over approximately 16,000 m2 at the company's Long Lake oilsands facility south of Fort McMurray.[67] Although both pipeline and rail transportation are generally quite safe, neither mode is without risk. Numerous studies, however, indicate that pipelines are safer, based on the number of occurrences (accidents and incidents) weighed against the quantity of product transported.[68][69] Between 2004 and 2015, the likelihood of rail accidents in Canada was 2.6 times greater than for pipelines per thousand barrels of oil equivalents (Mboe).[70] Natural gas products were 4.8 times more likely to have a rail occurrence when compared to similar commodities transported by pipelines.[70] Critics question if pipelines carrying diluted bitumen from Alberta's oil sands are more likely to corrode and cause incidents, but evidence shows the risk of corrosion being no different than that of other crude oils.[71]
Costs
A 2017 study by the National Bureau of Economic Research found that contrary to popular belief, the sum of air pollution and greenhouse gas (GHG) emissions costs is substantially larger than accidents and spill costs for both pipelines and rail.[72] For crude oil transported from the North Dakota Bakken Formation, air pollution and greenhouse gas emission costs are substantially larger for rail compared to pipeline. For pipelines and rail, the Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration's (PHMSA) central estimate of spill and accident costs is US$62 and US$381 per million-barrel miles transported, respectively.[73] Total GHG and air pollution costs are 8 times higher than accident and spills costs for pipelines (US$531 vs US$62) and 3 times higher for rail (US$1015 vs US$381).[73]
Finally, transporting oil and gas by rail is generally more expensive for producers than transporting it by pipeline. On average, it costs between US$10-$15 per barrel to transport oil and gas by rail compared to $5 a barrel for pipeline.[74][75] In 2012,16 million barrels of oil were exported to USA by rail. By 2014, that number increased to 59 million barrels.[76] Although quantities decreased to 48 million in 2017, the competitive advantages offered by rail, particularly its access to remote regions as well as lack of regulatory and social challenges compared with building new pipelines, will likely make it a viable transportation method for years to come.[76] Both forms of transportation play a role in moving oil efficiently, but each has its unique trade-offs in terms of the benefits it offers.
Agencias reguladoras en Canadá
See also Energy policy of Canada
The jurisdiction over the petroleum industry in Canada, which includes energy policies regulating the petroleum industry, is shared between the federal and provincial and territorial governments. Provincial governments have jurisdiction over the exploration, development, conservation, and management of non-renewable resources such as petroleum products. Federal jurisdiction in energy is primarily concerned with regulation of inter-provincial and international trade (which included pipelines) and commerce, and the management of non-renewable resources such as petroleum products on federal lands.[77]
Natural Resources Canada (NRCan)
Oil and Gas Policy and Regulatory Affairs Division (Oil and Gas Division) of Natural Resources Canada (NRCan) provides an annual review of and summaries of trending of crude oil, natural gas and petroleum product industry in Canada and the United States (US)[78]
National Energy Board
Until February 2018, the petroleum industry was also regulated by the National Energy Board (NEB), an independent federal regulatory agency. The NEB regulated inter-provincial and international oil and gas pipeline transport and power lines; the export and import of natural gas under long-term licenses and short-term orders, oil exports under long-term licenses and short-term orders (no applications for long-term exports have been filed in recent years), and frontier lands and offshore areas not covered by provincial/federal management agreements.
In 1985, the federal government and the provincial governments in Alberta, British Columbia and Saskatchewan agreed to deregulate the prices of crude oil and natural gas. Offshore oil Atlantic Canada is administered under joint federal and provincial responsibility in Nova Scotia and Newfoundland and Labrador.[77]
Provincial regulatory agencies
There were few regulations in the early years of the petroleum industry. In Turner Valley, Alberta for example, where the first significant field of petroleum was found in 1914, it was common to extract a small amount of petroleum liquids by flaring off about 90% of the natural gas. According to a 2001 report that amount of gas that would have been worth billions. In 1938 the Alberta provincial government responded to the conspicuous and wasteful burning of natural gas. By the time crude oil was discovered in the Turner Valley field, in 1930, most of the free gas cap had been flared off.[79] The Alberta Petroleum and Natural Gas Conservation Board (today known as the Energy Resources Conservation Board) was established in 1931 to initiate conservation measures but by that time the Depression caused a waning of interest in petroleum production in Turner Valley which was revived from 1939 to 1945.[80]
Ver también
- Climate change in Canada
- Coal in Canada
- Renewable energy in Canada
Referencias
- ^ a b c "Crude oil facts". Government of Canada.
- ^ "U.S. Imports by Country of Origin". Energy Information Administration.
- ^ Canadian Rig Locator Archived 2006-02-15 at the Wayback Machine
- ^ "REFINED PETROLEUM PRODUCTS - IMPORTS". Central Intelligence Agency.
- ^ "REFINED PETROLEUM PRODUCTS - EXPORTS". Central Intelligence Agency.
- ^ Oil Museum of Canada
- ^ "Six Historical Events in the First 100 Years of Canada's Petroleum Industry". Petroleum Historical Society of Canada. 2009.
- ^ Peter Tertzakian (Jul 25, 2012). "Canada again a focus of a new Great Scramble for oil". The Globe and Mail.
- ^ a b "Canadian Refineries". Natural Resources Canada. Archived from the original on May 23, 2016. Retrieved May 19, 2016.
- ^ Vancouver Sun. Record Profits for Canada's big oil companies Archived 2009-02-10 at the Wayback Machine
- ^ a b c d e f g h i "Estimated Production of Canadian Crude Oil and Equivalent". National Energy Board. 2015. Retrieved 2016-05-20.
- ^ "Oil Supply and Demand". Natural Resources Canada. Retrieved 2016-05-20.
- ^ a b "ST98-2016: Alberta's Energy Reserves and Supply/Demand Outlook". Alberta Energy Regulator. 2016. Retrieved 2016-05-20.
- ^ "Oil Sands". Alberta Energy. Archived from the original on 2015-02-14. Retrieved 2016-05-20.
- ^ "A Week In Hell - How Fort McMurray Burned". The Globe & Mail. May 7, 2016. Retrieved May 8, 2016.
- ^ a b "Upgraders and Refineries Facts and Stats" (PDF). Government of Alberta. Retrieved 2016-05-22.
- ^ "Pipelines". Alberta Energy Regulator. Archived from the original on 2016-06-11. Retrieved 2016-05-29.
- ^ "History of Pipelines". Canadian Energy Pipeline Association. Retrieved 2016-05-29.
- ^ "Trans Mountain Pipeline System". Kinder Morgan Canada. Archived from the original on 2016-05-23. Retrieved 2016-05-30.
- ^ a b "Population of census metropolitan areas". Statistics Canada. Retrieved 2016-05-23.
- ^ Burton, Brian (2012-04-30). "Calgary a head-office hub – second only to Toronto". Calgary Herald. Retrieved 2016-02-23.
- ^ Alberta Energy Resources Conservation Board (ERCB)
- ^ "Oil and Gas Industry". Encyclopedia of Saskatchewan. University of Regina. Retrieved 2016-05-23.
- ^ a b "Lloydminster - Black Oil Capital of Canada". Heavy Oil Science Centre. August 1982. Retrieved 2016-05-31.
- ^ a b "Energy and Mineral Resources of Saskatchewan - Oil". Government of Saskatchewan. Archived from the original on 2016-06-24. Retrieved 2016-05-22.
- ^ "Oil and Gas". Saskatchewan.
- ^ "History of the Refinery at Come by Chance". North Atlantic Refining Limited.
- ^ "Come By Chance refinery now processing oil pumped off Newfoundland". CBC News. May 20, 2015.
- ^ "British Columbia Oil and Gas Commission (OGC)". Government of British Columbia.
- ^ Jennifer, Moreau (April 6, 2012). "Who's moving oil on the Burrard Inlet?". Burnaby Now.
- ^ Jennifer, Moreau (February 2, 2012). "Burnaby's Chevron refinery in peril?". Burnaby Now.
- ^ Penner, Derrick (June 17, 2016). "Chevron puts Burnaby oil refinery, B.C. distribution network on sales block". Vancouver Sun.
- ^ "Manitoba Oil Facts". Government of Manitoba. Retrieved 2016-05-26.
- ^ Campbell, Darren (2007). "Staying power". Nature. Up Here Business. 446 (7134): 468. doi:10.1038/nj7134-468a. PMID 17410650. Archived from the original on 2016-06-05. Retrieved 2016-05-26.
- ^ Francis, Diane (September 20, 2013). "The Northwest Territories Strikes Oil and Changes Energy Prospects". HuffPost.
- ^ Jaremko, Gordon (April 4, 2008). "Arctic fantasies need reality check: Geologist knows risks of northern exploration". The Edmonton Journal. Archived from the original on June 12, 2008. Retrieved 2008-08-18.
- ^ "Review of offshore drilling in the Canadian Arctic". National Energy Board. December 2011. Retrieved 2016-05-26.
- ^ Row, James (September 17, 2008). "Ontario oil sector keeps pumping away" (PDF). Business Edge News.
- ^ "Pipelines in Canada". Natural Resources Canada. Retrieved 2016-05-31.
- ^ "Enbridge Inc. - Company Profile". Encyclopedia of Small Business. Retrieved 2016-05-31.
- ^ Tom Bell (March 8, 2016). "South Portland-to-Montreal crude oil pipeline shut down". The Portland Press Herald. Associated Press. Retrieved May 20, 2016.
- ^ "REFINERY CLOSURES - CANADA 1970-2015". Canadian Association of Petroleum Producers. Archived from the original on 2016-08-08. Retrieved 2016-05-26.
- ^ "Total Oil Production, Barrels - Newfoundland and Labrador - November 1997 to Date" (PDF). Economics and Statistics Branch (Newfoundland & Labrador Statistics Agency). Retrieved 2014-11-14.
- ^ a b "ST98-2015: Alberta's Energy Reserves 2014 and Supply/Demand Outlook 2015–2024" (PDF). aer.ca. Alberta Energy Regulator. June 2016. Archived from the original (PDF) on 2019-04-30. Retrieved 2016-06-20.
- ^ a b Petroleum industry
- ^ a b Upstream, midstream & downstream Archived 2014-01-07 at the Wayback Machine
- ^ a b Industry Overview from the website of the Petroleum Services Association of Canada (PSAC)
- ^ Coalbed Methane Basic Information
- ^ "Pipelines Across Canada". www.nrcan.gc.ca. Retrieved 2018-04-05.
- ^ a b Board, Government of Canada, National Energy. "NEB – Canada's Pipeline Transportation System 2016". www.neb-one.gc.ca. Retrieved 2018-04-05.
- ^ Ian Austen (August 25, 2013). "Canadian Documents Suggest Shift on Pipeline". The New York Times. Retrieved August 26, 2013.
- ^ Sulfur production report by the United States Geological Survey
- ^ Discussion of recovered byproduct sulfur
- ^ a b c d e f "2017 CAPP Crude Oil Forecast, Markets & Transportation". Canadian Association of Petroleum Producers. Retrieved 2018-04-05.
- ^ Board, Government of Canada, National Energy. "NEB – Canadian Pipeline Transportation System - Energy Market Assessment". www.neb-one.gc.ca. Retrieved 2018-04-06.
- ^ a b "Varcoe: As Canada waits for pipelines, record volumes of oil move by rail". Calgary Herald. 2018-07-31. Retrieved 2018-11-22.
- ^ a b Board, Government of Canada, National Energy. "NEB – Market Snapshot: Major crude oil rail loading terminals in the Western Canadian Sedimentary Basin". www.neb-one.gc.ca. Retrieved 2018-04-07.
- ^ a b CBC News (March 5, 2018). "Crude-by-rail shipments in Canada to more than double by 2019, says international agency". The Canadian Press. Retrieved April 6, 2018.
- ^ Hussain, Yadullah (25 April 2013). "Alberta exploring at least two oil pipeline projects to North". Financial Post.
- ^ a b Goodman, Lee-Anne (22 May 2013). "Republicans aim to take Keystone XL decision out of Obama's hands". The Canadian Press.[permanent dead link]
- ^ Bennett, Nelson. "Oil-by-rail-to-Alaska bid could nearly bypass B.C." Western Investor. Retrieved 2018-04-09.
- ^ a b The Van Horne Institute (2015). "Alberta to Alaska Railway: Pre-Feasibility Study" (PDF): 33. Cite journal requires
|journal=
(help) - ^ "Archived copy". Archived from the original on 2013-05-13. Retrieved 2013-05-23.CS1 maint: archived copy as title (link)
- ^ "Data shows where real risks lie in moving oil by pipeline or rail: op-ed". Fraser Institute. 2013-10-31. Retrieved 2018-11-22.
- ^ Dunford, David Tyler (2017-02-01). "The Lac-Mégantic Derailment, Corporate Regulation, and Neoliberal Sovereignty". Canadian Review of Sociology. 54 (1): 69–88. doi:10.1111/cars.12139. ISSN 1755-618X. PMID 28220679.
- ^ Riedlhuber, Dan (October 20, 2013). "Alberta train derailment renews fears over moving oil by rail". The Globe and Mail. Retrieved April 7, 2018.
- ^ "Pipeline leak spills 5 million litres from Alberta oilsands | CBC News". CBC. Retrieved 2018-04-07.
- ^ Green & Jackson (August 2015). "Safety in the Transportation of Oil and Gas: Pipelines or Rail?". Fraser Research Bulletin: 14.
- ^ Furchtgott-Roth, Diana (June 2013). "Pipelines Are Safest for Transportation of Oil and Gas". Manhattan Institute for Policy Research. 23: 10.
- ^ a b Safety First : Intermodal Safety for Oil and Gas Transportation. Green, Kenneth P., Jackson, Taylor., Canadian Electronic Library (Firm). Vancouver, BC, CA. ISBN 9780889754485. OCLC 1001019638.CS1 maint: others (link)
- ^ 6 Summary of Results | TRB Special Report 311: Effects of Diluted Bitumen on Crude Oil Transmission Pipelines | The National Academies Press. 2013. doi:10.17226/18381. ISBN 978-0-309-28675-6.
- ^ Clay, Karen; Jha, Akshaya; Muller, Nicholas; Walsh, Randall (September 2017). "The External Costs of Transporting Petroleum Products by Pipelines and Rail: Evidence From Shipments of Crude Oil from North Dakota". Cite journal requires
|journal=
(help) - ^ a b DOT/PHMSA. "Final Regulatory Impact Analysis (RIA)- Hazardous Materials: Enhanced Tank Car Standards and Operational Controls for High-Hazard Flammable Trains; Final Rule". www.regulations.gov. Retrieved 2018-04-20.
- ^ Congressional Research Service (Dec 2014). "U.S. Rail Transportation of Crude Oil: Background and Issues for Congress". CRS Report Prepared for Members and Committees of Congress.
- ^ "Crude oil will continue rolling by train". Fuel Fix. 2013-07-28. Retrieved 2018-04-20.
- ^ a b Board, Government of Canada, National Energy. "NEB – Canadian Crude Oil Exports by Rail – Monthly Data". www.neb-one.gc.ca. Retrieved 2018-04-20.
- ^ a b "Legal and Policy Frameworks - Canada". North America: The Energy Picture. Natural Resources Canada. January 2006. Archived from the original on 2006-11-04. Retrieved 2008-08-16.
- ^ "Archived copy" (PDF). Archived from the original (PDF) on 2013-10-03. Retrieved 2015-03-24.CS1 maint: archived copy as title (link)
- ^ Hyne, Norman J. (2001). Nontechnical Guide to Petroleum Geology, Exploration, Drilling and Production, 2nd Ed. PennWell. pp. 410–411. ISBN 0-87814-823-X.
- ^ The Applied History Research Group (1997). "The Turner Valley Oil Era: 1913-1946". Calgary and Southern Alberta. The University of Calgary. Archived from the original on 2008-06-18. Retrieved 2008-08-18.
Further reading
- Foster, Peter (1979). The Blue-Eyed Sheiks: the Canadian Oil Establishment. Don Mills, Ontario: Collins Publishing. ISBN 9780002166089.
enlaces externos
- CBC Digital Archives - Striking Oil in Alberta
- Canadian Fuels Association
- The Canadian Association of Petroleum Producers (CAPP)
- Canadian Petroleum Hall of Fame
- Alberta Government Oil Sands Information Portal Interactive Map and Data Library
- Mirbabayev, Miryusif F. (2017) Brief history of the first drilled oil well; and people involved - "Oil-Industry History" (USA), v.18, #1, pages 25–34.
- Vassiliou, Marius (2018). Historical Dictionary of the Petroleum Industry; 2nd edition. Lanham MD: Rowman and Littlefield-Scarecrow Press. p. 621. ISBN 978-1-5381-1159-8.