La industria petrolera canadiense surgió paralelamente a la de Estados Unidos . Sin embargo, debido a la geografía , geología , recursos y patrones de asentamiento únicos de Canadá , se desarrolló de diferentes maneras. La evolución del sector petrolero ha sido un factor clave en la historia de Canadá y ayuda a ilustrar cómo el país se volvió bastante distinto de su vecino del sur.
Aunque la industria convencional del petróleo y el gas en el oeste de Canadá está madura, los recursos petroleros marinos y del Ártico del país se encuentran en su mayoría en las primeras etapas de exploración y desarrollo. Canadá se convirtió en un gigante productor de gas natural a finales de los años cincuenta y ocupa el segundo lugar, después de Rusia , en exportaciones; el país también alberga las instalaciones de extracción de líquidos de gas natural más grandes del mundo . La industria comenzó a construir sus vastas redes de oleoductos en la década de 1950, comenzando así a desarrollar a gran escala los mercados nacionales e internacionales.
A pesar de miles de millones de dólares de inversión, su betún (especialmente en las arenas petrolíferas de Athabasca ) sigue siendo sólo un recurso parcialmente explotado. Para 2025, este y otros recursos petroleros no convencionales (las fronteras norte y costa afuera y los recursos de crudo pesado en Occidente) podrían colocar a Canadá en los primeros puestos entre las naciones productoras y exportadoras de petróleo del mundo . En una reevaluación de los recursos globales realizada en 2004, la EIA de Estados Unidos colocó en segundo lugar las reservas de petróleo canadienses ; Sólo Arabia Saudita tiene mayores reservas probadas . En 2014, la EIA ahora sitúa a Canadá en tercer lugar en reservas mundiales de petróleo con alrededor de 175 mil millones de barriles, mientras que Arabia Saudita ocupa el segundo lugar con alrededor de 268 mil millones de barriles y Venezuela ocupa el primer lugar con alrededor de 297 mil millones de barriles de reservas. [1] [2]
Muchas historias que rodean el desarrollo inicial de la industria petrolera son coloridas. La creciente mancha petrolera involucró a aventureros rudos, fraudes ocasionales, innovaciones importantes y, al final, un éxito de clase mundial. La producción de petróleo canadiense es ahora una parte vital de la economía nacional y un elemento esencial del suministro mundial . Canadá se ha convertido en un gigante energético.
En su blog titulado "Canadian Oil and Gas: The First 100 Years", Peter McKenzie-Brown dijo que "los primeros usos del petróleo se remontan a miles de años atrás. Pero si bien la gente conoce y utiliza el petróleo desde hace siglos, Charles Nelson Tripp fue el primer canadiense en recuperar la sustancia para uso comercial. Era el año 1851, en el lugar, Enniskillen Township , cerca de Sarnia , en la actual Ontario (en aquel entonces Canadá Oeste ). Fue allí donde Tripp comenzó a incursionar en los misteriosos lechos de goma. cerca de Black Creek. Esto llevó a la constitución de la primera compañía petrolera en Canadá ". [3]
" El Parlamento constituyó la Compañía Internacional de Minería y Fabricación, con CN Tripp como presidente, el 18 de diciembre de 1854. El estatuto facultaba a la empresa para explorar lechos de asfalto y manantiales de petróleo y sal, y para fabricar aceites, pinturas de nafta y fluidos de combustión". [3]
"International Mining and Manufacturing no fue un éxito financiero, pero el asfalto de Tripp recibió una mención honorífica por su excelencia en la Exposición Universal de París de 1855. Varios factores contribuyeron al fracaso de la operación. La falta de carreteras en la zona obstaculizó el movimiento de maquinaria y " El acceso del equipo al lugar era extremadamente difícil. Y después de cada fuerte lluvia, el área se convertía en un pantano y los lechos de goma hacían que el drenaje fuera extremadamente lento. Esto se sumaba a la dificultad de distribuir los productos terminados." [3]
Según Peter McKenzie-Brown, "[c]uando James Miller Williams se interesó y visitó el sitio en 1856, Tripp descargó sus esperanzas, sus sueños y las propiedades de su empresa, ahorrándose un lugar en la nómina como terrateniente . El antiguo constructor de carruajes formó JM Williams & Company en 1857 para desarrollar las propiedades de Tripp. Además de asfalto, comenzó a producir queroseno . [3] "En casi todas partes había agua superficial estancada y plagada de algas. Para asegurar mejor agua potable, Williams cavó (en lugar de perforar) un pozo a unos pocos metros de una pendiente desde su planta". [3] En 1858, a una profundidad de 14 pies (4,3 m) [4], el pozo encontró petróleo. Se convirtió en el primer pozo petrolero comercial en América del Norte, recordado como el pozo Williams No. 1 en Oil Springs, Ontario . [5] The Sarnia Observer y Lambton Advertiser , citando al Woodstock Sentinel , publicado en la página dos el 5 de agosto de 1858: [6] Habían pasado 12 años desde que se perforara el primer pozo petrolero en el asentamiento de Bakú (Bibi-Heybat) en 1846 el Península de Apsheron.
Se acaba de realizar un descubrimiento importante en el municipio de Enniskillen. Hace poco tiempo, un grupo, al cavar un pozo en el borde del lecho de betún, encontró una veta de petróleo que, combinado con la tierra, forma el betún.
'Algunos historiadores cuestionan la afirmación de Canadá sobre el primer campo petrolero de América del Norte , argumentando que el famoso pozo Drake de Pensilvania fue el primero del continente. Pero hay evidencia que respalda a Williams, una de las cuales es que el pozo Drake no entró en producción hasta el 28 de agosto de 1859. El punto controvertido podría ser que Williams encontró petróleo sobre el lecho de roca, mientras que el pozo del "Coronel" Edwin Drake localizó petróleo. dentro de un yacimiento de lecho rocoso ." [3]
"No sabemos exactamente cuándo Williams abandonó su refinería de Oil Springs y transfirió sus operaciones a Hamilton. Sin embargo, ciertamente ya estaba operando allí en 1860. Los anuncios de los espectadores ofrecían la venta de aceite de carbón a 16 centavos por galón para cantidades a partir de 4.000 galones estadounidenses (15.000 L) a 100.000 galones estadounidenses (380.000 L)". [3]
En 1859, Williams poseía 800 acres de tierra en Oil Springs. Williams se reincorporó en 1860 como Canadian Oil Company. [7] Su empresa producía petróleo, lo refinaba y comercializaba productos refinados. Esa combinación de operaciones califica a Canadian Oil como la primera compañía petrolera integrada del mundo .
" La exploración en los bosques del condado de Lambton se aceleró con el primer pozo de flujo en 1860: los pozos anteriores habían dependido de bombas manuales. El primer chorro hizo erupción el 16 de enero de 1862, cuando encontró petróleo a 158 pies (48 m). Durante una semana, el petróleo brotó sin control a niveles de hasta 3.000 barriles por día, cubriendo finalmente las aguas distantes del lago St. Clair con una película negra". [3] [8] Existe una controversia histórica sobre si fue John Shaw u otro perforador de petróleo llamado Hugh Nixon Shaw quien perforó este chorro de petróleo; el artículo de periódico citado a continuación identifica a John Shaw. [9]
La noticia del chorro se difundió rápidamente y fue publicada en el Hamilton Times cuatro días después: [10]
Tengo tiempo justo para mencionar que hoy a las once y media en punto, el Sr. John Shaw, de Kingston, CW, extrajo una veta de petróleo en su pozo, a una profundidad de ciento cincuenta y ocho pies. en la roca, que llenó bien la superficie (cuarenta y cinco pies hasta la roca) y los conductores [sic] en el transcurso de quince minutos, e inmediatamente comenzó a fluir. Difícilmente se creerá, pero sin embargo es así, que el enorme flujo actual de petróleo no puede estimarse en menos de dos mil barriles por día (veinticuatro horas), de petróleo puro, y la cantidad aumenta cada hora. Vi a tres hombres, en el transcurso de una hora, llenar cincuenta barriles con el flujo de petróleo que corre en todas direcciones; el piso presenta la apariencia de un mar de petróleo. La emoción es intensa y cientos de personas acuden de todas partes para ver este extraordinario pozo.
"Siguiendo el ejemplo de Williams, prácticamente todos los productores importantes en los inicios del negocio petrolero se convirtieron en su propia refinería . En 1864 operaban siete refinerías en Petrolia, Ontario, y 20 en Oil Springs; en conjunto, procesaban alrededor de 80 metros cúbicos de petróleo por día. ". [3] También había refinerías en Wyoming , donde el Great Western Railway (más tarde Grand Trunk Railway ) podía llevar petróleo al mercado. [11]
"En 1865, el petróleo se vendía a 70 dólares por metro cúbico (11,13 dólares por barril). Pero los campos de Ontario entregaban demasiado y muy rápido, y en 1867 el precio había caído a 3,15 dólares por metro cúbico (0,50 dólares por barril). La industria en Oil Springs se paralizó abruptamente y la población se desplomó de la noche a la mañana: en 1870, Oil Springs y Bothwell eran campos muertos, pero siguieron otros auges a medida que los perforadores explotaron formaciones más profundas y nuevos campos. [3] [12] Muchos perforadores locales se trasladaron varios kilómetros al norte de Petrolia, donde las operaciones comenzaron en serio después de que disminuyó el auge de Oil Springs. [12]
"Aunque la industria tuvo un comienzo prometedor en el este, el estatus de Ontario como importante productor de petróleo no duró mucho. Canadá se convirtió en un importador neto de petróleo durante la década de 1880. La dependencia del vecino Ohio como proveedor de petróleo crudo aumentó después de que el automóvil llegó a Canadá en 1898." [3]
Según McKenzie-Brown, "los canadienses desarrollaron experiencia en petróleo en esos primeros días. El" petrolero "o perforador canadiense llegó a ser valorado en todo el mundo". [3]
" Los perforadores de Petrolia desarrollaron el método canadiense de perforación con herramienta de poste, que fue especialmente útil en campos nuevos donde las formaciones rocosas eran materia de conjeturas. La técnica canadiense era diferente del método estadounidense de herramienta con cable . Ahora, la perforación con herramienta con cable, obsoleta, utiliza la perforación. herramientas suspendidas de un cable que el perforador desplegó a medida que el pozo se profundizaba." [3]
"La plataforma canadiense de herramientas con postes utilizaba varillas o postes unidos entre sí, con una broca de perforación fijada al extremo de esta primitiva "cadena" de perforación. Las varillas de fresno negro eran la norma a principios de Petrolia. Las varillas de hierro llegaron más tarde. Como el sistema de herramientas con cables , la perforación con herramientas de pértiga utilizaba el peso de la sarta de perforación que golpeaba el suelo desde una torre de perforación de madera para hacer el agujero". [3]
"El registro no es lo suficientemente completo como para mostrar todos los lugares en los que los canadienses ayudaron a perforar. Sin embargo, los perforadores de Petrolia sin duda ayudaron a perforar en busca de petróleo en Java , Perú , Turquía , Egipto , Rusia , Venezuela , Persia , Rumania , Austria y Alemania . Uno de los El pionero de la perforación canadiense más conocido fue William McGarvey . McGarvey adquirió propiedades petroleras en Galicia (ahora parte de Polonia ) y amasó una gran fortuna; luego vio sus propiedades destruidas cuando los ejércitos ruso y austriaco arrasaron la tierra durante la Primera Guerra Mundial . [3]
McKenzie-Brown dijo en 2008 que los perforadores canadienses se mudaron a "lugares lejanos para practicar sus ampliamente respetadas habilidades". [3]
McKenzie-Brown dijo que "la industria del gas natural también nació en el este de Canadá. Informes de alrededor de 1820 hablan de jóvenes en el lago Ainslie, Nueva Escocia , que se divertían clavando palos en el suelo, sacándolos y luego encendiendo el gas natural que se escapaba". ". [3]
"En 1859, un explorador de petróleo encontró una filtración de gas natural cerca de Moncton , Nuevo Brunswick . El Dr. HC Tweedle encontró petróleo y gas en lo que se convirtió en el campo de Dover, pero la filtración de agua impidió la producción de estos pozos". [3]
"Una consecuencia del auge de la extracción de petróleo fue el descubrimiento de gas que contenía sulfuro de hidrógeno venenoso (gas "ácido") cerca de Port Colborne, Ontario. Ese descubrimiento de 1866 marcó el primero de muchos campos de gas encontrados más tarde en la parte suroeste de la provincia". [3]
" Eugene Coste , un joven geólogo educado en París que se convirtió en el padre de la industria del gas natural de Canadá, construyó el primer pozo productor de gas en el condado de Essex, Ontario, en 1889. Canadá exportó por primera vez gas natural en 1891 desde el campo Bertie-Humberstone en Welland County a Buffalo, Nueva York. Posteriormente, el gas se exportó a Detroit desde el campo de Essex a través de un oleoducto de 20 centímetros bajo el río Detroit. En 1897, el oleoducto llevó el suministro de gas de Essex hasta su límite con la extensión de las exportaciones a Toledo, Ohio. Esto llevó al gobierno de Ontario a revocar la licencia para el gasoducto. Y en 1907 la provincia aprobó una ley que prohibía la exportación de gas natural y electricidad. [3]
"En 1909, el primer pozo de gas exitoso de New Brunswick se produjo en Stoney Creek, cerca de Moncton. Este campo todavía abastece a los clientes de Moncton, aunque la ciudad ahora tiene una planta de aire propano para aumentar el limitado suministro de gas natural". [3]
"El año 1911 marcó un hito para la industria del gas natural cuando tres empresas que utilizaban el campo de gas Tilbury de Ontario se unieron para formar Union Gas Company of Canada, Limited. En 1924, Union Gas fue la primera empresa en utilizar el nuevo proceso Seabord o Koppers para eliminar sulfuro de hidrógeno venenoso del gas de Tilbury." [3] Union se convirtió en una de las corporaciones más grandes de Canadá antes de su adquisición por Duke Energy , una empresa estadounidense.
"Esos fueron los primeros días de la industria petrolera de Canadá. La cuna estaba en el este, pero la industria sólo empezó a madurar con descubrimientos en el oeste de Canadá , especialmente en Alberta ", según McKenzie-Brown. [3] Allí, la cuenca sedimentaria del oeste de Canadá se encuentra en su momento más prolífico. El primer hallazgo de gas natural registrado en Alberta se produjo en 1883 en un pozo en el apartadero número 8 de CPR en Langevin, cerca de Medicine Hat . Este pozo fue uno de una serie perforada en puntos dispersos a lo largo del ferrocarril para obtener agua para las locomotoras de vapor del Canadian Pacific Railway . El inesperado flujo de gas se incendió y destruyó la plataforma de perforación." [3]
"Este hallazgo impulsó al Dr. George M. Dawson del Servicio Geológico de Canadá a hacer una predicción notable. Observando que las formaciones rocosas penetradas en este pozo eran comunes en el oeste de Canadá, profetizó correctamente que algún día el territorio produciría grandes volúmenes de gas natural." [3]
"De un pozo perforado cerca de Medicine Hat en 1890, esta vez en busca de carbón, también fluía gas natural. El hallazgo llevó a los funcionarios de la ciudad a dirigirse al CPR con el fin de perforar pozos más profundos para obtener gas. La empresa resultante condujo al descubrimiento en 1904 de la arena de gas de Medicine Hat, que ahora se reconoce como una fuente de gas no convencional . Posteriormente, ese campo pasó a producir para dar servicio a la ciudad, la primera en Alberta en tener servicio de gas. Cuando Rudyard Kipling viajó por Canadá en 1907, comentó que Medicine Hat tenía "todo el infierno por sótano"." [3]
"En el norte de Alberta, el Gobierno del Dominio inició un programa de perforación para ayudar a definir los recursos de la región. Utilizando una plataforma traída de Toronto, en 1893 el contratista AW Fraser comenzó a perforar en busca de petróleo líquido en Athabasca . Abandonó el pozo en 1894". [3] "En 1897, Fraser trasladó la plataforma a Pelican Rapids, también en el norte de Alberta. Allí encontró gas a 250 metros (820 pies). Pero el pozo se volvió loco y fluyó sin control durante 21 años. No fue hasta 1918 que un El equipo dirigido por AW Dingman logró cerrar el pozo". [3]
"Dingman, que desempeñó un papel importante en los primeros años de la industria, comenzó a brindar servicio de gas natural en Calgary a través de Calgary Natural Gas Company. Después de recibir la franquicia en 1908, perforó con éxito un pozo en el este de Calgary en la finca Walker (un pozo que continuó produciendo hasta 1948). Luego tendió tuberías desde el pozo hasta Calgary Brewing and Malting Company, que comenzó a utilizar el gas el 10 de abril de 1910. [3]
"Los primeros esfuerzos por desarrollar el petróleo del oeste de Canadá fueron los de Kootenai Brown . Este colorido personaje, un hombre de la frontera con una educación en Eton y Oxford, fue probablemente el primer colono de Alberta". [3] En 1874, Brown presentó la siguiente declaración jurada ante Donald Thompson, el abogado residente de Pincher Creek : [13]
El eminente geólogo Dr. George M. Dawson me contrató como guía y empacador y me preguntó si había visto filtraciones de petróleo en esa zona y, si las veía, si podría reconocerlas. Luego entró en una erudita discusión sobre el tema del petróleo. Posteriormente vinieron a mi campamento unos indios Stoney y yo mezclé un poco de melaza y aceite de carbón y se lo di a beber, y les dije que si encontraban algo que supiera o oliera así que me lo hicieran saber. Algún tiempo después regresaron y me contaron sobre las filtraciones en Cameron Brook.
"En 1901, John Lineham de Okotoks organizó la Rocky Mountain Drilling Company. En 1902 perforó el primer pozo de exploración petrolera en Alberta en el lugar de estas filtraciones (ahora en el Parque Nacional de los Lagos Waterton ). A pesar de una pequeña recuperación de 34° API dulce petróleo, ni este pozo ni siete intentos de exploración posteriores dieron como resultado producción." [3] El sitio es ahora un sitio histórico nacional de Canadá . [14]
"En 1909, la actividad de exploración se trasladó a Bow Island, en el centro sur de Alberta, donde un descubrimiento de gas natural lanzó la industria del gas occidental de Canadá. El mismo Eugene Coste que había encontrado gas en Ohio y nuevamente en el sur de Ontario perforó el pozo de descubrimiento, Bow Island No. 1 (más conocida como "Old Glory"). Pronto los gasoductos transportaron el gas de Bow Island a Medicine Hat, Lethbridge y Calgary, que utilizaban el combustible para calentarse y alumbrarse. Eugene Coste se convirtió en el fundador de la Canadian Western Natural Gas Company cuando fusionó la Calgary Natural Gas Company, Calgary Gas Company y su Prairie Fuel Company en agosto de 1911." [3]
"A principios de 1914, la fiebre del petróleo arrasó Calgary y otras partes del sur de Alberta. Los inversores hicieron fila frente a casas de corretaje improvisadas para participar en la actividad de exploración provocada por el descubrimiento el 14 de mayo de 1914 de gas húmedo y petróleo en Turner Valley , al suroeste de Calgary. " [3] "Según se informa, en un período de 24 horas, los inversores y promotores formaron más de 500 "compañías petroleras". [15] [3] "Constituida un año antes, la Bolsa de Valores de Calgary no pudo controlar algunas de las prácticas sin escrúpulos eso liberó a muchos habitantes de Alberta de sus ahorros." [3]
"El pozo descubridor que desencadenó esta oleada especulativa pertenecía a Calgary Petroleum Products Company, una empresa formada por WS Herron, William Elder y AW Dingman. Llamado Dingman No. 1 en honor al socio a cargo de la perforación, el pozo produjo gas natural que goteaba. con condensado , a veces denominado nafta . Extraída del gas, esta mezcla de hidrocarburos era lo suficientemente pura como para quemarse en automóviles sin refinarla; se la conoció como gasolina "skunk" debido a su olor distintivo". [3]
La extracción de líquidos de gas natural, que fue pionera en Turner Valley, finalmente se convirtió en una importante industria canadiense por derecho propio, como lo ilustra la historia de su desarrollo .
"El pozo Dingman y sus sucesores eran en realidad pozos "húmedos" de gas natural y no verdaderos pozos de petróleo. Las grandes expectativas suscitadas por el descubrimiento inicial dieron paso a la decepción al cabo de unos años. De los pozos exitosos fluyeron volúmenes relativamente pequeños de líquido. En 1917, el Directorio de la ciudad de Calgary enumeró sólo 21 "compañías mineras petroleras" en comparación con 226 en 1914. [3]
"Sin embargo, la perforación continuó en Turner Valley y en 1924 se produjo otro descubrimiento importante. La Calgary Petroleum Products Company, reorganizada como Royalite Oil Company, perforó piedra caliza del Paleozoico . El pozo explotó a 1.180 metros (3.870 pies)". [3]
"La explosión en Royalite No. 4 fue una de las más espectaculares en la historia de Alberta. Inicialmente fluía a 200.000 metros cúbicos por día, pero el caudal aumentó a unos 620.000 metros cúbicos por día cuando se cerró el pozo. La presión de cierre continuó para subir y, cuando el medidor marcaba 1.150 libras por pulgada cuadrada (7.900 kPa), los perforadores corrieron para salvar sus vidas. En 20 minutos, 939 metros (3.081 pies) de 8 pulgadas (20 cm) y 3.450 pies (1.050 m) de Un tubo de 6 pulgadas (15 cm), que en conjunto pesaba 85 toneladas, subió hasta la parte superior de la torre de perforación. El pozo explotó, se incendió y destruyó toda la plataforma. El fuego ardió durante 21 días. Finalmente, los expertos en control de pozos salvajes de Oklahoma "Usaron una explosión de dinamita para apagar las llamas. Luego aplicaron el flujo de vapor combinado de siete calderas para evitar que la antorcha volviera a encenderse". [3]
"Sin que los exploradores de la época lo supieran, estos pozos extraían nafta de la capa de gas natural sobre el yacimiento petrolífero de Turner Valley. Después de dos años de perforaciones intermitentes, en 1936 el pozo Royalites No. 1 finalmente perforó el principal yacimiento de petróleo en más de 2.500 metros (8.200 pies)". [3]
"Este pozo, que estableció a Turner Valley como el primer campo petrolífero importante de Canadá y el más grande de la emergente Commonwealth británica , utilizó financiación innovadora. Los promotores normalmente vendían acciones de una empresa para financiar nuevos programas de perforación, pero durante la Depresión era difícil conseguir dinero para las acciones. En lugar de eso, RA Brown, George M. Bell y JW Moyer crearon una empresa llamada Turner Valley Royalties. Esa compañía ofrecía un porcentaje de la producción (una "regalía") a aquellos que estuvieran dispuestos a invertir dinero en la empresa de largo alcance. ". [3]
" Las reservas de petróleo recuperables del yacimiento de Turner Valley ascendían probablemente a unos 19 millones de metros cúbicos. Aunque los lugareños se jactaban entonces de que se trataba de "el mayor yacimiento de petróleo del Imperio Británico ", Turner Valley no era un yacimiento grande según los estándares posteriores. (Según A modo de comparación, el campo de Pembina en el centro de Alberta -el más grande de Canadá- tenía reservas recuperables de alrededor de 100 millones de metros cúbicos.) Pero además de ser una fuente importante de suministro de petróleo para el entonces pequeño mercado del oeste de Canadá, el campo tuvo una importante "Impacto a largo plazo. Ayudó a desarrollar la experiencia petrolera en el oeste de Canadá y estableció a Calgary como la capital del petróleo y el gas de Canadá". [3]
"El enorme desperdicio de gas natural fue una distinción dudosa que Turner Valley reclamó durante muchos años. Royalite tenía el monopolio de las ventas a la Canadian Western Natural Gas Company , por lo que otros productores no podían vender su gas. Pero todos los productores querían sacar provecho del líquidos de gas natural para los cuales los mercados estaban creciendo. Por lo tanto, la práctica común pasó a pasar el gas a través de separadores y luego quemarlo. Esto redujo en gran medida la presión sobre el yacimiento de petróleo, reduciendo la cantidad de petróleo recuperable. Pero la magnitud del problema era "No estaba claro hasta que se descubrió más tarde la columna de petróleo". [3]
"Las bengalas eran visibles en el cielo a kilómetros de distancia. Muchas de ellas estaban en un pequeño barranco conocido por los lugareños como Hell's Half Acre. Debido a la presencia de las bengalas, la hierba permaneció verde durante todo el año y las aves migratorias pasaron el invierno en su calidez. ". [3] Un periodista de Manchester, Inglaterra, describió el lugar con estas floridas palabras: [13]
... Al verlo, puedes imaginar cómo es el infierno de Dante... un torrente de llamas que se dispara a 40 pies (12 m) de altura... un resplandor rojizo que se puede ver a 50 millas (80 km)... la mayoría Espectáculo impresionante... los hombres han visto surgir las huestes del infierno... el monstruo titánico que brilla ceñudo desde las profundidades del Hades...
Mientras continuaba la quema , la comunidad empresarial discutía seriamente formas de comercializar el gas. Por ejemplo, a principios de 1929, WS Herron, un pionero de Turner Valley, promovió públicamente la idea de un oleoducto hasta Winnipeg. Casi al mismo tiempo, una empresa estadounidense solicitó una franquicia para distribuir gas natural a Regina. El Banco de Dakota del Norte ofreció comprar 1,4 millones de metros cúbicos por día.
"A principios de 1930, se hablaba de un gasoducto desde Turner Valley hasta Toronto. Las estimaciones mostraban que el suministro de gas a Toronto costaría 2,48 dólares por cada mil metros cúbicos. Un comité parlamentario examinó formas de forzar el paso del gas residual a pozos viejos, instalar carbón negro plantas o exportar el gas a los Estados Unidos. Otra propuesta pedía la producción de metano licuado." [3]
"La Depresión , sin embargo, ya se había apoderado de Canadá, que puede haber sido más severamente afectado que cualquier otro país del mundo. La inversión de capital se volvió cada vez menos atractiva y las perforaciones en Turner Valley se paralizaron a medida que la situación económica empeoraba." [3]
"El gobierno federal era propietario de los derechos minerales que no estaban en manos de Canadian Pacific Railway , Calgary & Edmonton Corporation ni de propiedades individuales. El gobierno intentó frenar la quema de gas, pero las dificultades legales hicieron que sus esfuerzos fueran de poco resultado. Una medida federal de conservación Sin embargo, tuvo éxito. El 4 de agosto de 1930, comenzaron las operaciones para almacenar el excedente de gas de Turner Valley en el campo agotado de Bow Island. [3]
"Un esfuerzo anterior para controlar los desechos resultó en una Orden del Consejo emitida el 26 de abril de 1922, que prohibía la perforación compensada a menos de 70 metros (230 pies) de cualquier límite de arrendamiento. Mantener los pozos separados entre sí, como lo hacía esta regulación, evita agotamiento demasiado rápido de un campo." [3]
Después de largas negociaciones, "el gobierno federal transfirió la propiedad de los recursos naturales a las provincias a partir del 1 de octubre de 1930. Poco después, el gobierno de Alberta promulgó legislación para regular los pozos de petróleo y gas". [3] En octubre de 1931, la Legislatura provincial aprobó un proyecto de ley (basado en un informe de un comité asesor provincial) para controlar la situación de Turner Valley. Si bien la mayoría de los operadores apoyaron esta ley, un operador independiente, Spooner Oils Ltd., inició procedimientos legales para que la ley fuera declarada ultra vires ; esto tuvo éxito en una sentencia de la Corte Suprema de Canadá dictada el 3 de octubre de 1933. [16] Alberta pidió a Ottawa que aprobara una legislación que confirmara la ley provincial; el gobierno federal, sin embargo, hizo caso omiso de la solicitud diciendo que los recursos naturales estaban bajo jurisdicción provincial." [3]
"Durante 1932, la recién creada Junta de Conservación de Gas de Turner Valley propuso reducir la producción a la mitad y unificar el campo para reducir el desperdicio. Pero los productores no pudieron llegar a un acuerdo sobre este tema y la idea quedó en el camino. Y así se complicaron las disputas legales. ninguna medida real de conservación hasta 1938. En ese año, el gobierno federal confirmó el derecho de la provincia a promulgar leyes para conservar los recursos naturales ". [3]
"Con este respaldo, en julio de 1938 la provincia creó la Junta de Conservación de Petróleo y Gas Natural de Alberta (hoy conocida como Junta de Conservación de Recursos Energéticos ). Las nuevas reglas de unificación limitaron el espaciamiento de los pozos a aproximadamente 40 acres (16 ha ) por pozo. La junta También redujo la producción de petróleo del campo, lo que redujo la quema de gas natural, pero sólo después del desperdicio de aproximadamente 28 mil millones de metros cúbicos. Las lecciones de Turner Valley causaron una impresión en todo el mundo, ya que la necesidad de conservación y su impacto sobre la recuperación final se entendió mejor. Los países que formularon sus primeras leyes petroleras a menudo han utilizado la legislación de Alberta como modelo ". [3]
"Además de contribuir a la conservación, resolver los desafíos técnicos de Turner Valley con tecnología innovadora también ayudó a que el campo ganara un lugar en la historia temprana del petróleo y el gas. Sin corregir, los agujeros de perforación se desviaron 22 grados o más de su rumbo. A medida que el gas de alta presión del campo se expandió, "Enfrió rápidamente el equipo de producción y lo congelaba. Esto complicó el proceso de producción. Otros problemas involucraron corrosión externa, fallas en la carcasa, grietas por corrosión bajo tensión de sulfuro, corrosión dentro de los tanques de almacenamiento de petróleo y los fríos inviernos". [3]
"Las primeras perforaciones se realizaban con equipos de perforación con herramientas de cable de madera que hacían un agujero en el suelo. Estos monstruos dominaron la escena de la perforación hasta mediados de la década de 1920. La perforación rotatoria (que desde entonces reemplazó a la perforación con herramientas de cable) y la extracción de muestras con diamante hicieron su aparición en Turner. Valley en 1925. La inyección de nitro se produjo en 1927 para mejorar la producción en McLeod No. 2. La acidificación hizo su debut canadiense en 1936 en el Modelo No. 3. La depuración de gas para extraer sulfuro de hidrógeno comenzó en 1925. La represurización del campo comenzó en 1944 y la inundación con agua. Comenzó en 1948." [3]
"Sólo unos meses después de que Union Gas completara una instalación de depuración para su gas Tilbury en Ontario, en 1924 Royalite comenzó a endulzar el gas del pozo agrio Royalite #4 a través de una planta similar. Este proceso eliminó el H 2 S del gas, pero no extrajo el azufre como elemento químico. Este desarrollo esperó hasta 1952, cuando una planta de recuperación de azufre en Turner Valley comenzó a producir azufre en bruto. [3]
"La producción de petróleo de Turner Valley alcanzó su punto máximo en 1942, en parte porque la Junta de Conservación de Petróleo y Gas aumentó la producción permitida como parte del esfuerzo bélico de la Segunda Guerra Mundial . Durante ese período, los resultados de exploración en otras partes del oeste de Canadá fueron decepcionantes. Los únicos descubrimientos significativos fueron pequeños petróleo pesado. Los hallazgos de gas natural fueron en su mayoría antieconómicos, ya que los pocos gasoductos del oeste de Canadá eran pequeños y ya estaban bien abastecidos ". [3]
Los flujos naturales de petróleo y gas llevaron a la exitosa exploración inicial en las estribaciones de Alberta. Sin embargo, esos descubrimientos no fueron únicos. Los primeros colonos encontraron con frecuencia filtraciones de petróleo y gas en el oeste de Canadá , generalmente cerca de ríos, arroyos y arroyos.
En Rolla, Columbia Británica, por ejemplo, una observación de este tipo llamó la atención de Imperial Oil, y en 1922 la empresa financió la exploración para investigar. Se perforó un pozo y se encontró petróleo y gas. Sin embargo, la lejanía de Peace River Country del mercado y la falta de un buen transporte obstaculizaron la explotación comercial de la zona. Hoy, sin embargo, el noreste de Columbia Británica es una región activa de exploración y producción dentro de la cuenca sedimentaria del oeste de Canadá. El desarrollo comercial data de la década de 1950.
Se perforaron con éxito muchos pozos pequeños en el oeste de Canadá en los años anteriores a la guerra, pero antes de la Segunda Guerra Mundial no hubo grandes descubrimientos de petróleo fuera de Turner Valley.
Eso cambió en 1947, cuando Imperial Oil descubrió petróleo ligero justo al sur de Edmonton . El éxito de Imperial se inspiró en su descubrimiento mucho anterior en Norman Wells en los Territorios del Noroeste . El vínculo era que parecía haber arrecifes del Devónico en Alberta. En el descubrimiento de Norman Wells , Imperial había localizado precisamente un depósito de este tipo en la década de 1920.
Durante la década de 1930 y principios de la de 1940, las compañías petroleras intentaron, sin éxito, encontrar reemplazo para las menguantes reservas de Turner Valley. Según la leyenda, Imperial Oil había perforado 133 pozos secos en Alberta y Saskatchewan, aunque los registros muestran que muchos de esos pozos eran descubrimientos de gas natural que no eran rentables en ese momento.
En 1946, la empresa decidió realizar un último programa de perforación de este a oeste en Alberta. Los pozos serían "salvajes": pozos exploratorios perforados en busca de nuevos campos. El primer sitio de perforación fue Leduc No. 1 en un campo en la granja de Mike Turta, a 15 kilómetros al oeste de Leduc y a unos 50 kilómetros al sur de Edmonton. Ubicado en una anomalía sísmica débil, el pozo era un pozo salvaje. No se habían realizado perforaciones de ningún tipo en un radio de 80 kilómetros.
La perforación comenzó el 20 de noviembre de 1946. Continuó durante un invierno que fue "muy frío", según los miembros del equipo de la plataforma. Al principio, la tripulación pensó que el pozo era un descubrimiento de gas, pero había señales de algo más. A 1.530 metros (5.020 pies), la perforación se aceleró y las primeras muestras de barrena mostraron petróleo libre en dolomita, una buena roca yacimiento. Después de la extracción de muestras, el petróleo fluyó hacia la superficie durante una prueba de la columna de perforación a 1.544 metros (5.066 pies).
Imperial Oil decidió instalar el pozo con cierta fanfarria a las 10 de la mañana del 13 de febrero de 1947. La empresa invitó al alcalde de Edmonton y a otros dignatarios. Sin embargo, la noche anterior a la ceremonia el equipo de limpieza se estropeó. La tripulación trabajó para repararlo toda la noche. Pero pasaron las 10:00 am y no fluyó petróleo. Muchos de los invitados se marcharon.
Finalmente, a las 4:00 pm, la cuadrilla pudo hacer fluir el pozo. Los espectadores helados, que ahora eran sólo unos 100, vieron una espectacular columna de humo y fuego junto a la torre de perforación mientras la tripulación quemaba el primer gas y petróleo. El ministro de minas de Alberta, NE Tanner, giró la válvula para que el petróleo comenzara a fluir (a un ritmo inicial de unos 155 metros cúbicos por día), y la industria petrolera canadiense pasó a la era moderna. Este pozo marcó el descubrimiento de lo que se convirtió en el campo Leduc/Woodbend, que desde entonces ha producido alrededor de 50 millones de metros cúbicos (más de 300 millones de barriles) de petróleo.
Imperial no perdió el tiempo. El 12 de febrero, la empresa había comenzado a perforar Leduc No. 2, a unos tres kilómetros al suroeste del No. 1, tratando de ampliar la formación productora. Pero no apareció nada a ese nivel y los funcionarios de la empresa discutieron sobre cómo proceder. Un grupo propuso abandonar el pozo y, en su lugar, perforar una compensación directa al No. 1; otro grupo quería continuar perforando el No. 2 en una prueba estratigráfica profunda. Pero las perforaciones continuaron. El 10 de mayo, a 1.657 metros (5.436 pies), el No. 2 chocó contra el arrecife Devónico mucho más grande, que más tarde resultó ser la formación geológica más prolífica de Alberta, la Formación Leduc .
Leduc No. 1 dejó de producir en 1974 después de la producción de unos 50.300 metros cúbicos (320.000 barriles) de petróleo y 9 millones de metros cúbicos (320 millones de pies cúbicos) de gas natural. El 1 de noviembre de 1989, Esso Resources (la rama de exploración y producción de Imperial) comenzó a producir el campo como depósito de gas.
Los descubrimientos de Leduc colocaron a Alberta en el mapa petrolero mundial. La noticia de los hallazgos se difundió rápidamente, debido en gran parte a una espectacular explosión en los primeros días del desarrollo de este campo. En marzo de 1948, los perforadores del pozo Atlantic Leduc #3 perdieron la circulación de lodo en la parte superior del arrecife y el pozo explotó.
En palabras de un periodista: "El pozo apenas había perforado el yacimiento principal de producción a una milla debajo de la superficie cuando un poderoso aumento de presión disparó el lodo de perforación a través de la tubería y 150 pies (46 m) en el aire. Mientras el suelo temblaba y un rugido agudo salió del pozo, el lodo fue seguido por una gran y sucia columna de petróleo y gas que salpicó el suelo cubierto de nieve. Los perforadores bombearon varias toneladas de lodo de perforación por el pozo, y después de treinta y ocho horas El flujo salvaje fue bloqueado, pero no por mucho tiempo: a unos 2.800 pies (850 m) debajo de la superficie, la tubería de perforación se había roto y, a través de esta rotura, la presión del yacimiento forzó al petróleo y al gas a formaciones menos profundas . Una vez acumulado, el petróleo y el gas fueron expulsados a la superficie a través de grietas y grietas. Géiseres de lodo, petróleo y gas brotaron del suelo en cientos de cráteres en un área de 10 acres (40.000 m 2 ) alrededor del pozo. [13] El Atlantic #3 finalmente se incendió y la tripulación trabajó frenéticamente durante 59 horas para apagar el incendio.
Se necesitaron seis meses, dos pozos de alivio y la inyección de 160.000 metros cúbicos de agua de río para controlar el pozo, un logro que las cuadrillas celebraron el 9 de septiembre de 1948. Los esfuerzos de limpieza recuperaron casi 180.000 metros cúbicos de petróleo en una serie de acequias y estanques de recolección. El tamaño de la explosión y la operación de limpieza se agregaron a la leyenda. Cuando Atlantic #3 volvió a estar bajo control, todo el mundo sabía, por los noticieros y las fotografías del estallido, que las palabras "petróleo" y "Alberta" eran inseparables.
La exploración se disparó. En 1950, Alberta era uno de los puntos calientes de exploración del mundo y la actividad sísmica creció hasta 1953. Después del ataque de Leduc, quedó claro que los arrecifes del Devónico podían ser prolíficos yacimientos de petróleo, y la exploración se concentró en la búsqueda de estructuras similares. Siguieron una serie de descubrimientos importantes y la industria comenzó a apreciar la diversidad de estructuras geológicas en la provincia que podrían contener petróleo. Los primeros descubrimientos de arrecifes incluyeron Redwater en 1948, Golden Spike en 1949, Wizard Lake, Fenn Big Valley y Bonnie Glen en 1951 y Westerose en 1952. En 1953, Mobil Oil hizo un descubrimiento cerca de Drayton Valley , en una formación de arenisca . En 1956, más de 1.500 pozos de desarrollo salpicaban lo que se convirtió en el campo petrolífero de Pembina (el campo petrolífero más grande del oeste de Canadá) sin apenas un agujero seco entre ellos, y la Formación Cardium, que contenía petróleo, recibió el nombre de Autopista Cardium . El campo Swan Hills , descubierto en 1957, explotaba una formación rocosa carbonatada .
Antes de Leduc, la industria petrolera conocía desde hacía mucho tiempo los depósitos de arenas bituminosas. Varias empresas ya producían petróleo pesado en Alberta y Saskatchewan . Los yacimientos de petróleo de Turner Valley, cerca de Calgary, habían estado en producción durante casi 35 años, y el arrecife Devónico en Norman Wells , en los Territorios del Noroeste, había sido descubierto un cuarto de siglo antes.
En la década posterior a Leduc, la industria identificó muchos más tipos de yacimientos, incluidos los de Daly, Manitoba en 1951, Midale, Saskatchewan en 1953 y Clarke Lake, BC en 1956. Y en los años posteriores, el sector ha encontrado muchos más. trampas de petróleo en la cuenca occidental de Canadá, especialmente dentro de las fronteras de Alberta. La región tiene una gran diversidad geológica.
En su reciente pico en 1973, más del 78 por ciento de la producción canadiense de petróleo y gas estaba bajo propiedad extranjera y más del 90 por ciento de las empresas productoras de petróleo y gas estaban bajo control extranjero, en su mayoría estadounidense. Impulsó el Programa Nacional de Energía bajo el gobierno de Trudeau . [17]
En 1853, una pequeña línea de transmisión de gas en Quebec estableció a Canadá como líder en la construcción de gasoductos. Una tubería de hierro fundido de 25 kilómetros de longitud transportaba gas natural hasta Trois-Rivières , Quebec , para iluminar las calles. Probablemente era en aquel momento el oleoducto más largo del mundo. Canadá también contó con el primer oleoducto del mundo cuando, en 1862, una línea conectó el campo petrolífero de Petrolia con Sarnia, Ontario . En 1895, el gas natural comenzó a fluir hacia los Estados Unidos desde el campo Essex de Ontario a través de un gasoducto de 20 centímetros tendido bajo el río Detroit.
En el oeste de Canadá, Eugene Coste construyó el primer gasoducto importante en 1912. La tubería de gas natural de 274 kilómetros conectaba el yacimiento de gas de Bow Island con los consumidores de Calgary. El debut de Canadá en la construcción de oleoductos en el norte se produjo durante la Segunda Guerra Mundial, cuando la efímera línea Canol entregó petróleo desde Norman Wells a Whitehorse (964 kilómetros), con líneas de suministro adicionales a Fairbanks y Skagway, Alaska , EE. UU., y a Watson Lake, Yukon . Las prioridades en tiempos de guerra aseguraron la finalización del costoso oleoducto en 1944 y su abandono en 1946.
En 1947, sólo tres oleoductos canadienses llevaban el producto al mercado. Uno transportaba petróleo desde Turner Valley a Calgary. Un segundo transportaba crudo importado desde la costa de Maine a Montreal, mientras que el tercero transportaba petróleo estadounidense del centro del continente a Ontario. Pero la huelga de Leduc y los descubrimientos posteriores en Alberta crearon una oportunidad para la construcción de oleoductos a mayor escala. A medida que aumentaron las reservas, los productores clamaron por mercados. Con su densidad de población y un extenso sistema de refinación que dependía de los Estados Unidos y el Caribe para obtener petróleo crudo, Ontario era una excelente perspectiva. La costa oeste ofrecía otra opción lógica: aún más cercana, aunque separada de los yacimientos petrolíferos por las imponentes Montañas Rocosas. La industria aprovechó vigorosamente estas oportunidades.
La construcción del sistema de oleoducto interprovincial desde Alberta hasta el centro de Canadá comenzó en 1949 con estudios y adquisiciones. La construcción en campo del tramo Edmonton/Regina/Superior (Wisconsin) comenzó a principios de 1950 y concluyó sólo 150 días después. La línea comenzó a transportar petróleo desde Edmonton hasta los Grandes Lagos, una distancia de 1.800 kilómetros, antes de fin de año. En 1953, la empresa amplió el sistema a Sarnia, Ontario, y en 1957 a Toronto. Otras adiciones han extendido la tubería a Montreal, Chicago e incluso Wood River en el sur de Illinois. El oleoducto interprovincial (ahora parte de Enbridge Inc. ) era el oleoducto más largo del mundo cuando se construyó por primera vez; El oleoducto más largo es ahora el oleoducto Druzhba desde Siberia . Hasta la finalización del gasoducto TransCanada, también era el gasoducto más largo del mundo.
La línea IPL cambió fundamentalmente el precio del petróleo de Alberta para hacerlo sensible a factores internacionales en lugar de regionales. El precio en boca de pozo reflejaba el precio del petróleo en Sarnia , menos los peajes de los oleoductos para transportarlo hasta allí. IPL es, con diferencia, el oleoducto más largo del hemisferio occidental. La construcción de líneas adicionales además de la original expandió el sistema interprovincial y permitió su extensión hacia el medio oeste de Estados Unidos y el norte del estado de Nueva York. En 1976, eran 3.680 kilómetros a través de una extensión hasta Montreal. Aunque ayudó a garantizar la seguridad del suministro en la década de 1970, la extensión se convirtió en una amenaza para los productores de petróleo canadienses después de la desregulación en 1985. Como las refinerías de Montreal utilizaban petróleo importado más barato, había preocupación dentro de la industria de que una propuesta de utilizar la línea para traer petróleo extranjero en Sarnia podría socavar los mercados tradicionales del petróleo del oeste de Canadá.
La situación del suministro de petróleo en el continente norteamericano se volvió crítica durante la Guerra de Corea y ayudó a que Trans Mountain Oil Pipe Line Company [18] construyera una instalación de transmisión desde Edmonton a Vancouver y, más tarde, al área de Seattle. El petróleo se movió por primera vez a través de este sistema de 1.200 kilómetros y valorado en 93 millones de dólares en 1953. El terreno accidentado hizo de la línea Trans Mountain un extraordinario logro de ingeniería. Cruzó las Montañas Rocosas, las montañas del centro de la Columbia Británica y 98 arroyos y ríos. Donde cruza bajo el río Fraser hacia Vancouver en Port Mann, 700 metros (2300 pies) de tubería yacen enterrados a casi 5 metros (16 pies) debajo del lecho del río. En su punto más alto, el oleoducto se encuentra a 1.200 metros (3.900 pies) sobre el nivel del mar.
Para respaldar estos importantes oleoductos, la industria desarrolló gradualmente una compleja red de líneas alimentadoras en las tres provincias más occidentales. Una adición histórica a este sistema fue el oleoducto Norman Wells de 866 kilómetros, que en realidad era una extensión de la línea interprovincial. Este oleoducto acompañó la expansión y la inundación del yacimiento petrolífero, y comenzó a llevar 600 metros cúbicos de petróleo por día a Zama , en el noroeste de Alberta, a principios de 1985. Desde Zama, el petróleo de Norman Wells viaja a través de otras arterias de crudo hacia los mercados de Canadá y los Estados Unidos. Interprovincial Pipeline fue la base sobre la que creció la gran corporación canadiense Enbridge .
Durante gran parte del siglo XX, los canadienses vieron el gas natural como un patrimonio, un recurso esencial que había que cuidar con gran cuidado para el mañana. Por el contrario, en general veían el petróleo como un producto básico más. Sólo en circunstancias especiales hubo mucho debate público sobre las exportaciones de petróleo crudo.
Las actitudes canadienses respecto del gas se remontan a finales del siglo XIX, cuando Ontario dejó de exportar. La provincia comenzó a exportar gas natural en 1891 a Buffalo, Nueva York, desde el campo Bertie-Humberstone cerca de Welland, Ontario . Otro gasoducto bajo el río Detroit transportaba gas desde el campo de Essex hasta Detroit . Y en 1897, un oleoducto a Toledo, Ohio, comenzó a gravar el campo de gas de Essex hasta sus límites. Como resultado, el gobierno de Ontario revocó las licencias de los gasoductos y aprobó una ley que prohíbe la exportación tanto de gas como de electricidad.
Las razones detrás de las políticas proteccionistas de Canadá hacia el gas natural son complejas, pero están estrechamente relacionadas con el valor que tiene el gas para la calefacción de espacios en un clima frío. Estas cuestiones no se resolvieron finalmente a favor del continentalismo hasta la implementación del Tratado de Libre Comercio de América del Norte en los años noventa.
A finales de la década de 1940, la Junta de Conservación de Alberta había eliminado la mayoría de las prácticas de producción derrochadoras asociadas con el campo de petróleo y gas de Turner Valley. Mientras nuevos descubrimientos de gas natural recibían a los perforadores en la búsqueda de petróleo impulsada por Leduc, la industria solicitaba licencias para exportar gas natural. Fue entonces cuando descubrieron que obtener permisos para exportar gas natural de Alberta era políticamente más complejo que obtener permisos para exportar petróleo. Antes de dar la aprobación, el gobierno provincial nombró a la Comisión de Gas Natural Dinning para investigar las probables reservas de Alberta y la demanda futura.
En su informe de marzo de 1949, la Comisión Dinning apoyó el principio de que los habitantes de Alberta deberían tener prioridad en los suministros provinciales de gas natural y que los canadienses deberían tener prioridad sobre los usuarios extranjeros si se desarrollaba un excedente exportable. Alberta aceptó las recomendaciones de la Comisión Dinning y posteriormente declaró que sólo autorizaría exportaciones de gas que excedieran el suministro de 30 años.
Poco después, la Legislatura de Alberta aprobó la Ley de Conservación de Recursos de Gas, que le dio a Alberta un mayor control sobre el gas natural en la boca del pozo y facultó a la Junta de Conservación para emitir permisos de exportación. Esto llevó a la creación de la Línea Troncal de Gas de Alberta, que recolectaba gas de los pozos de la provincia y lo entregaba a los puntos de salida.
Hubo muchas razones para la creación de AGTL. Una fue que el gobierno provincial consideraba sensato tener un único sistema de recolección en Alberta para alimentar los oleoductos de exportación, en lugar de varias redes separadas. Otra fue que los oleoductos que cruzan las fronteras provinciales y los que salen del país caen bajo jurisdicción federal. Al crear una entidad separada para transportar gas dentro de Alberta, el gobierno provincial detuvo la autoridad de Ottawa en la frontera. Constituida en 1954, AGTL emitió acciones públicas en 1957. Posteriormente, la empresa se reestructuró como NOVA Corporation, vendió sus activos de oleoductos (ahora operados principalmente por TransCanada Corporation ) y se transformó en NOVA Chemicals .
Los objetivos de política del gobierno federal en ese momento reflejaban la preocupación por la integración nacional y la equidad entre los canadienses. En 1949, Ottawa creó un marco para regular los oleoductos interprovinciales e internacionales con su Ley de Tuberías. El gobierno federal, al igual que Alberta, trataba el gas natural como un recurso tan importante para la seguridad nacional que era necesario garantizar el suministro interno en el futuro previsible antes de permitir las exportaciones.
Aunque los estadounidenses estaban interesados en las exportaciones canadienses, es comprensible que querían gas barato. Después de todo, su industria del gas natural era un actor importante en la economía estadounidense, y los formuladores de políticas estadounidenses no estaban ansiosos por permitir la competencia extranjera a menos que hubiera un claro beneficio económico. En consecuencia, los grandes proyectos de transporte de gas eran política y económicamente inciertos.
Entre el primer grupo de solicitantes que esperaban sacar el gas natural de Alberta se encontraba Westcoast Transmission Co. Ltd. , respaldado por el empresario Frank McMahon, nacido en Columbia Británica . El plan de la Costa Oeste, finalmente logrado en una forma ligeramente modificada, tomó gas del noroeste de Alberta y el noreste de Columbia Británica y lo canalizó hasta Vancouver y el noroeste del Pacífico estadounidense , abasteciendo el interior de Columbia Británica a lo largo del camino. A excepción de una pequeña exportación de gas a Montana que comenzó en 1951, Westcoast fue el primer solicitante en recibir permiso para extraer gas de Alberta.
Aunque fue rechazado en 1951, Westcoast recibió permiso en 1952 para extraer 50 mil millones de pies cúbicos (1,4 × 10 9 m 3 ) de gas de la zona del río Peace en Alberta anualmente durante cinco años. Posteriormente, la empresa realizó descubrimientos de gas al otro lado de la frontera en Columbia Británica, lo que respaldó aún más el plan. Sin embargo, la Comisión Federal de Energía de los Estados Unidos (más tarde Comisión Federal Reguladora de Energía ) rechazó la propuesta de la Costa Oeste en 1954 después de tres años de audiencias y 28.000 páginas de testimonios.
Sin embargo, al cabo de dieciocho meses, Westcoast regresó con una propuesta revisada, encontró un nuevo participante en la empresa y recibió la aprobación del FPC. Comenzó la construcción del primer gran gasoducto de exportación de Canadá.
La construcción del tramo canadiense de la línea costó 198 millones de dólares y en ese momento era la empresa financiera privada más grande en la historia del país. Construida en las temporadas de verano de 1956 y 1957, la línea transportaba gas desde las áreas de Fort St. John y Peace River a lo largo de 1.250 kilómetros hasta Vancouver y la frontera estadounidense.
TransCanada PipeLines Limited también solicitó anticipadamente permiso para retirar gas natural de Alberta. Inicialmente, dos solicitantes expresaron interés en transportar gas hacia el este: la Canadian Delhi Oil Company (ahora llamada TCPL) propuso transportar gas a las principales ciudades del este de Canadá por una ruta totalmente canadiense, mientras que Western Pipelines quería detenerse en Winnipeg con un ramal hacia el sur para vender en el medio oeste de los Estados Unidos. En 1954, CD Howe obligó a las dos compañías a contraer matrimonio, prefiriendo la ruta totalmente canadiense a su competidor más económico pero derrotado por Estados Unidos.
Esta solución impuesta reflejó los problemas encontrados con la construcción del oleoducto interprovincial. A pesar de la velocidad de su construcción, la línea anterior provocó un airado debate en el Parlamento, con la oposición argumentando que los centros canadienses merecían consideración ante los clientes estadounidenses y que "el principal oleoducto que transporta petróleo canadiense debería instalarse en suelo canadiense". Al construir su línea principal de gas natural a lo largo de una ruta enteramente canadiense, TCPL tuvo en cuenta los sentimientos nacionalistas, resolviendo un problema político para el gobierno federal.
El proceso regulatorio para TCPL resultó largo y arduo. Después de rechazar propuestas dos veces, Alberta finalmente concedió su permiso para exportar gas de la provincia en 1953. Al principio, la provincia esperó a que los exploradores demostraran que las reservas de gas eran suficientes para sus necesidades de treinta años, con la intención de permitir sólo exportaciones que excedieran esas necesidades. Después de superar este obstáculo, el gobierno federal prácticamente obligó a TCPL a fusionarse con los oleoductos occidentales. Cuando esta TCPL reorganizada se presentó ante la Comisión Federal de Energía para solicitar permiso para vender gas a los Estados Unidos, los estadounidenses la recibieron con frialdad. El FPC se mostró escéptico sobre la financiación del proyecto y no quedó impresionado con las reservas de Alberta.
Los problemas de ingeniería hicieron que el tramo de 1.090 kilómetros que cruza el Escudo Canadiense fuera el tramo más difícil del oleoducto TransCanada . Creyendo que los costos de construcción podrían hacer que la línea fuera antieconómica, los patrocinadores del sector privado se negaron a financiar esta parte de la línea. Dado que el gobierno federal quería que se trazara la línea por razones nacionalistas, los liberales reinantes presentaron un proyecto de ley ante el Parlamento para crear una corporación de la corona para construir y poseer la parte de la línea del Escudo Canadiense, arrendandola nuevamente a TCPL. El gobierno restringió el debate sobre el proyecto de ley para que la construcción comenzara en junio, sabiendo que los retrasos más allá de ese mes pospondrían todo el proyecto un año. El uso del cierre creó un furor que se desbordó fuera del Parlamento y llegó a la prensa. Conocido como el Gran Debate sobre el Oleoducto, este episodio parlamentario contribuyó a la derrota del gobierno de Louis St. Laurent en las urnas en 1957. Pero el proyecto de ley fue aprobado y comenzó la construcción del oleoducto TransCanada.
Un escándalo de negociación de acciones en torno a Northern Ontario Natural Gas , el contratista del tramo del gasoducto en el norte de Ontario, también implicó al alcalde de Sudbury , Leo Landreville , y a los ministros del gabinete provincial de Ontario, Philip Kelly, William Griesinger y Clare Mapledoram entre 1955 y 1958. [19]
La finalización de este proyecto fue un logro tecnológico espectacular. En los primeros tres años de construcción (1956-1958), los trabajadores instalaron 3.500 kilómetros de tuberías, que se extendían desde la frontera entre Alberta y Saskatchewan hasta Toronto y Montreal. El servicio de gas a Regina y Winnipeg comenzó en 1957 y la línea llegó a Lakehead antes de finales de ese año. A finales de 1957, durante una prueba de línea de alta presión en el tramo de la línea de Winnipeg a Port Arthur (hoy llamado Thunder Bay ), unos cinco kilómetros y medio de tubería explotaron cerca de Dryden . Después de reparaciones rápidas, la línea entregó gas de Alberta a Port Arthur antes de fin de año, haciendo todo el viaje con su propia presión en la boca del pozo.
La construcción del tramo del Escudo Canadiense requirió voladuras continuas. Para un tramo de 320 metros (1050 pies), el equipo de construcción perforó agujeros de 2,4 metros (8 pies) en la roca, tres en fila, a intervalos de 56 centímetros (22 pulgadas). La dinamita rompió otros tramos, 300 metros (1000 pies) a la vez.
El 10 de octubre de 1958, una soldadura final completó la línea y el 27 de octubre, el primer gas de Alberta entró en Toronto. Durante más de dos décadas, el oleoducto Trans-Canada fue el más largo del mundo. Sólo a principios de la década de 1980 su longitud fue finalmente superada por un oleoducto soviético desde Siberia hasta Europa Occidental.
Con estos acontecimientos (el descubrimiento y desarrollo de yacimientos de petróleo y gas y de infraestructura de procesamiento y transporte) la industria petrolera de Canadá sentó sus bases. Sin embargo, durante las décadas siguientes, la industria comenzó a desarrollar otros recursos petroleros nacionales. Estos incluían arenas bituminosas y depósitos de petróleo pesado, y las fronteras norte y costa afuera . Además, el sector del gas natural construyó amplias instalaciones de extracción de líquidos de gas natural . En conjunto, estos acontecimientos ayudaron a Canadá a crear una de las industrias petroleras más grandes y complejas del mundo.
.svg/1280px-Maple_Leaf_(from_roundel).svg.png){kind=small}