La producción de petróleo en Canadá es una industria importante para la economía general de América del Norte . Canadá tiene las terceras reservas de petróleo más grandes del mundo y es el cuarto productor de petróleo y el cuarto exportador de petróleo del mundo . En 2019 produjo una media de 750.000 metros cúbicos diarios (4,7 Mbbl/d) de petróleo crudo y equivalente. De esa cantidad, el 64% se obtuvo de arenas petrolíferas no convencionales y el resto de crudo ligero , crudo pesado y condensado de gas natural . [1] La mayor parte de la producción de petróleo canadiense se exporta, aproximadamente 600.000 metros cúbicos por día (3,8 Mbbl/d) en 2019, y el 98% de las exportaciones se destinan a Estados Unidos. [1] Canadá es, con mucho, la mayor fuente de importaciones de petróleo a los Estados Unidos, proporcionando el 43% de las importaciones de petróleo crudo de los Estados Unidos en 2015. [2]
La industria petrolera de Canadá también se conoce como la "parche petrolera 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 casi 25.000 nuevos pozos petroleros en Canadá. Diariamente se perforan más de 100 nuevos pozos sólo 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 a 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]
La industria petrolera canadiense se desarrolló paralelamente a 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] Más tarde, Williams fundó "The Canadian Oil Company", que calificó como la primera compañía petrolera integrada del mundo .
La producción de petróleo en Ontario se expandió rápidamente y prácticamente todos los productores importantes se convirtieron en sus propios refinadores . En 1864, funcionaban 20 refinerías en Oil Springs y siete en Petrolia, Ontario . Sin embargo, la condición de Ontario como importante productor de petróleo no duró mucho. En 1880, Canadá era un importador neto de petróleo de Estados Unidos.
La geografía , la geología , los recursos y los patrones de asentamiento únicos de Canadá han sido factores clave en la historia de Canadá . El desarrollo del sector petrolero ayuda a ilustrar cómo ha contribuido a que la nación sea bastante distinta 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 en 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. Consta de una enorme cuña 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, y está muy distante de los puertos de las costas este y oeste de Canadá , así como de sus históricos centros industriales. centros . También está lejos de los centros industriales estadounidenses . Debido a su aislamiento geográfico, el área fue colonizada 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 bastante diferente de las regiones productoras de petróleo estadounidenses. El primer pozo de petróleo en el oeste de Canadá se perforó en el sur de Alberta en 1902, pero no produjo por mucho tiempo y sirvió para engañar a los geólogos sobre la verdadera naturaleza de la geología del subsuelo de Alberta. El campo petrolífero de Turner Valley fue descubierto en 1914 y durante un tiempo fue el campo petrolífero 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 causaron miles de millones de dólares en daños al campo petrolero debido a la quema de gas que no sólo quemó miles de millones de dólares en gas sin mercado inmediato, sino que destruyó el impulsor de gas del campo que permitía 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 despilfarro tan 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 creó la Junta de Conservación del Petróleo y Gas Natural de Alberta e impuso una estricta legislación de conservación.
El estatus de Canadá como importador de petróleo de Estados Unidos 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 malinterpretado por completo la geología de Alberta, y que el muy prolífico campo petrolífero de Leduc, 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 del Devónico más como ésta debajo de Alberta, muchas de ellas llenas de petróleo. No había indicios superficiales de su presencia, por lo que hubo que encontrarlos mediante sismología de reflexión . El principal problema para las compañías petroleras fue cómo vender todo el petróleo que habían encontrado en lugar de comprarlo para sus refinerías. Se construyeron oleoductos desde Alberta a través del medio oeste de los Estados Unidos hasta Ontario y la costa oeste de Columbia Británica. Las exportaciones a Estados Unidos aumentaron dramáticamente.
La mayoría de las compañías petroleras que exploraban petróleo en Alberta eran de origen estadounidense, y en su punto máximo en 1973, más del 78 por ciento de la producción canadiense de petróleo y gas era de propiedad extranjera y más del 90 por ciento de las compañías productoras de petróleo y gas eran de propiedad extranjera. control, en su mayoría estadounidenses. Esta propiedad extranjera impulsó el Programa Nacional de Energía bajo el gobierno de Trudeau . [8]
Aunque alrededor de una docena de empresas operan refinerías de petróleo en Canadá, sólo 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 particular. Las refinerías regionales incluyen North Atlantic Refining en Terranova, Irving Oil en Nuevo Brunswick, Valero Energy en Quebec, Federated Co-operatives en Saskatchewan, Parkland en Columbia Británica y Cenovus Energy en Alberta, BC y Saskatchewan. [9] Si bien Petro Canada alguna vez fue propiedad del gobierno canadiense, ahora es propiedad de Suncor Energy, que continúa utilizando la etiqueta Petro Canada con fines de marketing. En 2007, las tres mayores compañías petroleras de Canadá obtuvieron ganancias récord de 11.750 millones de dólares, un 10 por ciento más que los 10.720 millones de dólares de 2006. Los ingresos de las tres grandes aumentaron a 80.000 millones de dólares desde unos 72.000 millones de dólares 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]
Aproximadamente el 96% 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 del oeste de Canadá : Alberta, Columbia Británica, Saskatchewan y Manitoba producen su petróleo en la vasta y rica cuenca sedimentaria del oeste de Canadá , 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 es la provincia productora de petróleo más grande de Canadá y proporcionó el 79,2% de la producción de petróleo canadiense en 2015. Esto incluyó petróleo crudo ligero , petróleo crudo pesado , betún 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 por día (3,9 Mbbl/d) de petróleo y producción equivalente de Canadá. [11] La mayor parte de su producción de petróleo provino de sus enormes depósitos de arenas bituminosas , cuya producción ha ido aumentando constantemente en los últimos años. Estos depósitos no convencionales dan a Canadá las terceras reservas de petróleo más grandes del mundo , que sólo pueden rivalizar con reservas de petróleo similares pero aún mayores en Venezuela , y reservas de petróleo convencional en Arabia Saudita . Aunque Alberta ya ha producido más del 90% de sus reservas de petróleo crudo convencionales, ha producido sólo el 5% de sus arenas bituminosas, y sus reservas restantes de arenas bituminosas representan el 98% de las reservas de petróleo establecidas de Canadá. [13]
Además de ser el mayor productor mundial de betún de arenas petrolíferas, Alberta es el mayor productor de petróleo crudo convencional , crudo sintético , gas natural y productos líquidos de gas natural en Canadá.
Las arenas bituminosas 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 bituminosas de Athabasca son el único gran yacimiento petrolífero del mundo apto para la minería a cielo abierto , mientras que las arenas bituminosas de Cold Lake y las arenas bituminosas de Peace River deben producirse mediante perforación. [14] Con el avance de los métodos de extracción, se producen betún y crudo sintético económico a costos cercanos a los del crudo convencional. Esta tecnología creció y se desarrolló en Alberta. Muchas empresas emplean tanto minería a cielo abierto convencional como métodos no convencionales para extraer el betún del depósito de Athabasca. Alrededor de 24 mil millones de metros cúbicos (150 Gbbl) de las arenas bituminosas 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 bituminosas, pero su ubicación remota en el bosque boreal que de otro modo no se había talado se convirtió en un problema cuando toda la población de 80.000 personas 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]
Los principales yacimientos petrolíferos se encuentran en el sureste (Brooks, Medicine Hat, Lethbridge), noroeste (Grande Prairie, High Level, Rainbow Lake, Zama), centro (Caroline, Red Deer) y noreste (petróleo crudo pesado que se encuentra adyacente a las arenas petrolíferas). ) Alberta .
Las regiones estructurales incluyen: estribaciones, arco mayor y cuenca profunda.
Hay cinco mejoradores de arenas bituminosas 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. [16]
Al ser la provincia productora de petróleo más grande de Canadá, Alberta es el centro de los sistemas de oleoductos canadienses. Aproximadamente 415.000 kilómetros (258.000 millas) de 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 ductos 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]
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 ellos están ubicados 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 diésel, las refinerías y mejoradores también producen gases residuales, que se utilizan como materia prima en las plantas petroquímicas cercanas. [16]
Dos de los mayores productores de petroquímicos de América del Norte están ubicados en el centro y centro norte de Alberta. Tanto en Red Deer como en Edmonton , los fabricantes de polietileno y vinilo de primer nivel 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 .
Mientras que 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 de una petrolera y centro financiero, con más de 960 oficinas de compañías 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 sede central más grande de Canadá después de Toronto. [21]
Saskatchewan es la segunda provincia productora de petróleo de Canadá después de Alberta y produjo alrededor del 13,5% del petróleo de Canadá en 2015. Esto incluía petróleo crudo ligero , petróleo 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 clasificado oficialmente como arena bituminosa . En 2015, Saskatchewan produjo un promedio de 83.814 metros cúbicos por día (527.000 bbl/d) de petróleo y producción equivalente. [11]
Todo el petróleo de Saskatchewan se produce en la vasta cuenca sedimentaria del oeste de Canadá , de la cual aproximadamente el 25% se encuentra bajo la provincia. Situada hacia el extremo oriental menos profundo de la última cuenca sedimentaria, Saskatchewan tiende a producir más petróleo y menos gas natural que otras partes. Tiene cuatro principales regiones productoras de petróleo: [23]
Hay dos mejoradores de petróleo pesado en Saskatchewan. [25]
La mayor parte de la capacidad de refinación de la provincia se encuentra en un único complejo en la capital provincial de Regina : [25]
La actividad de petróleo y gas está regulada por Saskatchewan Industry and Resources (SIR). [26]
Terranova y Labrador es la tercera provincia productora de petróleo de Canadá y produjo alrededor del 4,4% del petróleo de Canadá en 2015. Este consistió casi exclusivamente en petróleo crudo ligero producido por instalaciones petroleras costa afuera en los Grandes Bancos de Terranova . En 2015, estos campos marinos produjeron una media de 27.373 metros cúbicos por día (172.000 bbl/d) de crudo ligero. [11]
Terranova tiene una refinería de petróleo, la Come By Chance Refinery , 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 las costas de Terranova para procesar petróleo importado barato y vender los productos principalmente en Estados Unidos. Lamentablemente, la puesta en marcha de la refinería en 1973 coincidió con la crisis del petróleo de 1973 , que cuadruplicó el precio del suministro de petróleo crudo de la refinería. Esto y los problemas técnicos provocaron que la refinería quebrara 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 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 Estados Unidos y otras partes de Canadá, mientras que la refinería importaba todo su petróleo de otros países. [28]
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. Alrededor del 38% de esta producción de líquidos fue petróleo crudo ligero , pero la mayor parte (62%) fue condensado de gas natural . [11]
Los campos petroleros de 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 extracción de gas y petróleo se lleva a cabo en Peace Country , en el noreste de la Columbia Británica , alrededor de Fort Nelson ( campo petrolífero de 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]
A BC sólo le quedan dos refinerías de petróleo. [9]
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 al mercado de Columbia Británica desde sus grandes refinerías cerca de Edmonton , Alberta , que están más cerca de Canadá. arenas bituminosas y yacimientos petrolíferos más grandes. [30] La refinería de Chevron corre el riesgo de cerrar debido a las dificultades para obtener suministro de petróleo desde Alberta a través del oleoducto Trans Mountain, de capacidad limitada, su único enlace con el resto de Canadá. [31]
En junio de 2016, Chevron puso a la venta su refinería de petróleo en Burnaby, Columbia Británica, junto con su red de distribución de combustible en Columbia Británica y Alberta. "La empresa reconoce que estos son tiempos difíciles y que debemos estar abiertos a las condiciones y oportunidades cambiantes del mercado a medida que surjan", dijo un representante de la empresa. La refinería, que inició su producción en 1935, cuenta con 430 empleados. La oferta de venta de Chevron sigue a la venta por parte de Imperial Oil de 497 gasolineras Esso en Columbia Británica y Alberta. No está claro qué sucederá si Chevron no logra vender sus activos en BC. [32]
Manitoba produjo un promedio de 7.283 metros cúbicos por día (46.000 bbl/d) de petróleo 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 a 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]
No hay refinerías de petróleo en Manitoba.
Los Territorios del Noroeste produjeron un promedio de 1.587 metros cúbicos por día (10.000 bbl/d) de petróleo crudo ligero 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 bajas tasas. Solía haber una refinería de petróleo en Norman Wells, pero se cerró en 1996 y ahora todo el petróleo se canaliza hacia las refinerías de Alberta. [34]
Durante las décadas de 1970 y 1980, empresas como Panarctic Oils Ltd. , Petro Canada y Dome Petroleum realizaron extensas perforaciones en el Ártico canadiense . Después de perforar 176 pozos a un costo de miles de millones de dólares, se encontraron unos modestos 1,9 mil millones de barriles (300 × 10 6 m 3 ) de petróleo. Ninguno de los hallazgos era lo suficientemente grande como para pagar los proyectos multimillonarios de producción y transporte 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 mar Ártico canadiense. [37]
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 terrestre en otras provincias al este de Ontario fue aún más insignificante. [11]
Ontario fue el centro de la industria petrolera canadiense en el siglo XIX. Tenía el pozo petrolero 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 el campo petrolero productor más antiguo de América del Norte (produciendo petróleo crudo continuamente desde 1861). Sin embargo, alcanzó su pico de producción y comenzó a disminuir hace más de 100 años. [38]
Canadá tuvo 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 decaer hacia finales del siglo XIX, y en la Segunda Guerra Mundial Canadá importaba el 90% de su petróleo. En 1947, sólo existían tres oleoductos canadienses. Uno fue construido para manejar únicamente la producción de Alberta. Un segundo transportaba crudo importado desde la costa de Maine a Montreal , mientras que el tercero llevaba petróleo estadounidense a Ontario. [39] Sin embargo, en 1947 se realizó el primer gran descubrimiento de petróleo en Alberta cuando Leduc No. 1 encontró petróleo a 40 kilómetros (25 millas) al suroeste del centro de Edmonton , Alberta . Le siguieron muchos descubrimientos aún mayores en Alberta, por lo que se construyeron oleoductos para llevar el petróleo recién descubierto a las refinerías del Medio Oeste de Estados Unidos y de allí a las refinerías de Ontario. [40]
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 petrolíferos históricos del sur de Ontario; los de las provincias del este fueron construidos para procesar petróleo importado de otros países. Después de que se descubrió Leduc No. 1 en 1947, los campos petroleros mucho más grandes de Alberta comenzaron a abastecer a las refinerías de Ontario. Después de que la crisis del petróleo de 1973 aumentara 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 tiene sólo una. [42]
La provincia de Terranova y Labrador es el tercer mayor productor de petróleo de Canadá con 27.373 metros cúbicos por día (172.000 bbl/d) de petróleo crudo ligero de sus campos petrolíferos marinos de Grand Banks en 2015, aproximadamente el 4,4% del petróleo de Canadá. Consulte la sección anterior sobre Terranova y Labrador para obtener más detalles. La mayor parte del resto de la producción costa afuera se produjo en la provincia de Nueva Escocia , que produjo 438 metros cúbicos por día (2.750 bbl/d) de condensado de gas natural de sus campos de gas natural costa afuera de Sable Island en 2015, o alrededor del 0,07% del petróleo de Canadá. [11]
En términos generales, la producción canadiense de petróleo convencional (mediante perforación profunda estándar) alcanzó su punto máximo a mediados de la década de 1970, pero las cuencas marinas de la costa este que se explotan en el Atlántico canadiense no alcanzaron su punto máximo hasta 2007 y todavía producen a tasas relativamente altas. [43]
La producción de las arenas bituminosas de Alberta aún se encuentra en sus primeras etapas y los recursos bituminosos establecidos en la provincia durarán generaciones en el futuro. El Regulador de Energía de Alberta estima que la provincia tiene 50 mil millones de metros cúbicos (310 mil millones de barriles ) de recursos bituminosos en última instancia recuperables. A la tasa de producción de 2014 de 366.300 m 3 /d (2,3 millones de bbl/d), durarían unos 375 años. La AER proyecta que la producción de betún aumentará a 641.800 m 3 /d (4,0 millones de bbl/d) para 2024, pero a ese ritmo aún duraría unos 213 años. [44] : 3-10–3-26 Debido al enorme tamaño de los depósitos de arenas bituminosas conocidos, las consideraciones económicas, laborales, ambientales y de política gubernamental son las limitaciones para la producción en lugar de encontrar nuevos depósitos.
Además, el Regulador de Energía de Alberta ha identificado recientemente más de 67 mil millones de metros cúbicos (420 Gbbl) de recursos de petróleo de esquisto no convencional en la provincia. [44] : 4–3 Este volumen es mayor que los recursos de arenas bituminosas de la provincia y, si se desarrollara, le daría a Canadá las mayores reservas de petróleo crudo del mundo. Sin embargo, debido a la reciente naturaleza de los descubrimientos, todavía no hay planes para desarrollarlos.
Estos campos petroleros son o fueron económicamente importantes para la economía canadiense:
Hay tres componentes de la industria petrolera canadiense: upstream, midstream y downstream.
El sector petrolero upstream también se conoce comúnmente como sector de exploración y producción (E&P) . [45] [46] [47]
El sector upstream incluye la búsqueda de potenciales yacimientos subterráneos o submarinos de petróleo crudo y gas natural , la perforación de pozos exploratorios y, posteriormente, la perforación y operación de los pozos que recuperan y llevan el petróleo crudo y/o el gas natural crudo a la superficie. Con el desarrollo de métodos para extraer metano de las vetas de carbón , [48] ha habido un cambio significativo hacia la inclusión del gas no convencional como parte del sector upstream, y los correspondientes desarrollos en el procesamiento y transporte de gas natural licuado (GNL) . El sector upstream de la industria petrolera incluye la extracción de petróleo , la planta de producción de petróleo , la refinería de petróleo y los pozos de petróleo .
El sector midstream implica el transporte, almacenamiento y comercialización mayorista de productos petrolíferos crudos o refinados. Canadá tiene una gran red de oleoductos (más de 840.000 km) que transportan petróleo crudo y gas natural por todo el país. [49] Hay cuatro grupos principales de ductos: colectores, alimentadores, de transmisión y de distribución. Los oleoductos recolectores transportan petróleo crudo y gas natural desde pozos perforados en el subsuelo hasta baterías de petróleo o instalaciones de procesamiento de gas natural. La mayoría de estos oleoductos se encuentran en zonas productoras de petróleo en el oeste de Canadá. [50] Los oleoductos alimentadores transportan petróleo crudo, gas natural y líquidos de gas natural (LGN) desde las baterías, las instalaciones de procesamiento y los tanques de almacenamiento hasta la parte de larga distancia del sistema de transporte: los oleoductos de transmisión. Estos son los principales transportistas de petróleo crudo, gas natural y LGN dentro de las provincias y a través de fronteras provinciales o internacionales, donde los productos se envían a refinerías o se exportan a otros mercados. [50] Finalmente, los gasoductos de distribución son el conducto para entregar gas natural a los clientes intermedios, como los servicios públicos locales, y luego distribuirlo a hogares y empresas. Si los oleoductos están cerca de su capacidad o no existen en ciertas áreas, el petróleo crudo se transporta por tierra en ferrocarril o camión , o por agua en embarcaciones marítimas .
A menudo se considera que las operaciones midstream incluyen algunos elementos de los sectores upstream y downstream. Por ejemplo, el sector midstream puede incluir plantas de procesamiento de gas natural que purifican el gas natural crudo, además de eliminar y producir azufre elemental y líquidos de gas natural (NGL) como productos finales terminados. Los proveedores de servicios midstream en Canadá se refieren a empresas de barcazas , empresas ferroviarias , empresas de transporte y transporte , empresas de transporte por oleoductos , empresas de logística y tecnología , empresas de transbordo y desarrolladores y operadores de terminales. El desarrollo de las enormes reservas de arena bituminosa de Alberta se facilitaría mejorando la red de oleoductos de América del Norte que transportaría el dilbit a refinerías o instalaciones de exportación. [51]
El sector downstream comúnmente se refiere a la refinación del petróleo crudo y al procesamiento y purificación del gas natural crudo , [45] [46] [47] así como a la comercialización y distribución de productos derivados del petróleo crudo y del gas natural . El sector downstream llega a los consumidores a través de productos como gasolina o gasolina , queroseno , combustible para aviones , gasóleo , gasóleo para calefacción , fueloil , lubricantes , ceras , asfalto , gas natural y gas licuado de petróleo (GLP) , así como cientos de productos petroquímicos . Las operaciones midstream a menudo se incluyen en la categoría downstream y se consideran parte del sector downstream.
El petróleo crudo, por ejemplo el Western Canadian Select (WCS), es una mezcla de muchas variedades de hidrocarburos y, por lo general, tiene muchos compuestos que contienen azufre . El proceso de refinación convierte la mayor parte de ese azufre en sulfuro de hidrógeno gaseoso . El gas natural crudo también puede contener sulfuro de hidrógeno gaseoso y mercaptanos que contienen azufre , que se eliminan en las plantas de procesamiento de gas natural antes de distribuirlo a los consumidores. El sulfuro de hidrógeno eliminado en el refinado y procesamiento del petróleo crudo y el gas natural se convierte posteriormente en azufre elemental como subproducto. De hecho, la gran mayoría de las 64.000.000 de toneladas métricas de azufre producidas en todo el mundo en 2005 fueron subproductos de azufre de refinerías y plantas de procesamiento de gas natural. [52] [53]
Se prevé que la producción total de petróleo crudo canadiense, la mayor parte de la cual proviene de la Cuenca Sedimentaria del Oeste de Canadá (WCSB), aumentará de 3,85 millones de barriles por día (b/d) en 2016 a 5,12 millones de b/d para 2030. [54] El suministro de las arenas bituminosas de Alberta representa la mayor parte del crecimiento y se espera que aumente de 1,3 millones de b/d en 2016 a 3,7 millones de b/d en 2030. [54] El betún de las arenas bituminosas requiere mezclarse con un diluyente para poder disminuir su viscosidad y densidad para que pueda fluir fácilmente a través de las tuberías. La adición de diluyente agregará aproximadamente 200.000 b/d a los volúmenes totales de petróleo crudo en Canadá, para un total de 1,5 millones de barriles adicionales por día que requerirán la creación de capacidad de transporte adicional a los mercados. [54] La actual capacidad de transporte en el oeste de Canadá es escasa, ya que los productores de petróleo están comenzando a superar el movimiento de sus productos.
Las mediciones de la capacidad de los ductos son complejas y están sujetas a variabilidad. Dependen de una serie de factores, como el tipo de producto que se transporta, los productos con los que se mezcla, las reducciones de presión, el mantenimiento y las configuraciones de las tuberías. [55] Los principales oleoductos que salen del oeste de Canadá tienen una capacidad de transporte de diseño de 4,0 millones de b/d. [54] En 2016, sin embargo, la capacidad del oleoducto se estimó en 3,9 millones de b/d, [1] y en 2017 la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo (CAPP) estimó la capacidad del oleoducto en 3,3 millones de b/d. [54] La falta de capacidad de oleoductos disponible para el petróleo obliga a los productores de petróleo a buscar métodos de transporte alternativos, como el ferrocarril.
Se espera que los envíos de crudo por ferrocarril aumenten a medida que los oleoductos existentes alcancen su capacidad y los oleoductos propuestos experimenten retrasos en la aprobación. [56] La capacidad de carga ferroviaria de crudo en el oeste de Canadá es cercana a 1,2 millones de b/d, aunque esto varía dependiendo de varios factores, incluida la longitud de los trenes unitarios, el tamaño y el tipo de vagones utilizados y los tipos de petróleo crudo cargado. . [57] Otros estudios, sin embargo, estiman que la capacidad actual de carga ferroviaria en el oeste de Canadá es de 754.000 b/d. [54] La Agencia Internacional de Energía (AIE) pronostica que las exportaciones de crudo por ferrocarril aumentarán de 150.000 b/d a finales de 2017 a 390.000 b/d en 2019, cifra mucho mayor que el récord de 179.000 b/d en 2014. [58] La AIE también advierte que los envíos por ferrocarril podrían alcanzar hasta 590.000 b/d en 2019, a menos que los productores almacenen el crudo producido durante los meses pico. [58] Es posible que la industria petrolera en la WCSB necesite seguir dependiendo del ferrocarril en el futuro previsible, ya que no se espera que haya disponible ninguna nueva capacidad importante de oleoducto antes de 2019. [57] La capacidad, hasta cierto punto, está ahí, pero los productores deben estar dispuestos a pagar una prima para transportar el crudo por ferrocarril.
Canadá ha tenido acceso al agua de las mareas occidentales desde 1953, con una capacidad de aproximadamente 200.000 - 300.000 bpd [1] a través del oleoducto Kinder Morgan. Existe un mito perpetuado en los medios canadienses de que los productores canadienses de petróleo WCS tendrán un mejor acceso a los “precios internacionales” con un mayor acceso al agua de marea, [59] sin embargo, esta afirmación no tiene en cuenta el acceso existente. Los envíos a Asia alcanzaron su punto máximo en 2012, cuando el equivalente a nueve camiones cisterna de petróleo completamente cargados partieron de Vancouver hacia China. Desde entonces, las exportaciones de petróleo a Asia han disminuido por completo [2] hasta el punto de que China importó solo 600 barriles de petróleo en 2017 [3]. Con respecto a la afirmación de que Canadá no tiene acceso a los “precios internacionales”, muchos economistas denuncian que el concepto de que Canadá sí tiene acceso a la economía globalizada es ridículo y atribuyen la diferencia de precios a los costos de transportar crudo pesado y amargo a miles de kilómetros de distancia. , agravado por un exceso de oferta en los destinos capaces de procesar el petróleo antes mencionado. [60] Debido a la duplicación del modelo de “producción y exportación” por el que apuestan los mayores actores de las arenas bituminosas, los productores se han topado recientemente (2018) con un problema de exceso de oferta y han buscado más subsidios gubernamentales para aliviar el golpe de su errores de cálculo financieros a principios de esta década. Los puertos de acceso preferidos incluyen los puertos del Golfo de EE. UU. a través del oleoducto Keystone XL hacia el sur, la costa del Pacífico de Columbia Británica en Kitimat a través de los oleoductos Enbridge Northern Gateway y la línea Trans Mountain a Vancouver, BC. Frustrada por los retrasos en la obtención de la aprobación de Keystone XL , los oleoductos Enbridge Northern Gateway y la expansión de la línea Trans Mountain existente hasta Vancouver , Alberta ha intensificado la exploración de proyectos en el norte, como la construcción de un oleoducto hasta la aldea norteña de Tuktoyatuk, cerca de Beaufort. Sea , "para ayudar a la provincia a llevar su petróleo a la marea, poniéndolo a disposición para la exportación a los mercados extranjeros". [61] Bajo el Primer Ministro Stephen Harper , el gobierno canadiense gastó 9 millones de dólares en mayo de 2012, y 16,5 millones de dólares en mayo de 2013, para promover Keystone XL. [62] En Estados Unidos, a los demócratas les preocupa que Keystone XL simplemente facilitaría el transporte de productos de arenas bituminosas de Alberta a las mareas para exportarlos a China y otros países a través de la costa estadounidense del Golfo de México. [62]
En 2013, Generating for Seven Generations (G7G) y AECOM recibieron 1,8 millones de dólares en financiación de Alberta Energy para estudiar la viabilidad de construir un ferrocarril desde el norte de Alberta hasta el puerto de Valdez, Alaska . [63] El ferrocarril propuesto de 2.440 kilómetros sería capaz de transportar entre 1 millón y 1,5 millones de b/d de betún y productos petrolíferos, así como otros productos básicos, hasta la marea [64] (evitando la prohibición de los camiones cisterna a lo largo de la costa norte de Columbia Británica). . El último tramo de la ruta, Delta Junction a través de la cordillera costera hasta Valdez, no se consideró económicamente viable por ferrocarril; una alternativa, sin embargo, puede ser la transferencia de productos al subutilizado Trans Alaska Pipeline System (TAPS) hasta Valdez. [64]
Port Metro Vancouver tiene varias terminales petroleras, incluida la terminal Suncor Burrard en Port Moody, la terminal Imperial Oil Ioco en Burrard Inlet East y las terminales Kinder Morgan Westridge, Shell Canada Shellburn y Chevron Canada Stanovan en Burnaby. [65]
El debate público en torno a las compensaciones entre el transporte por oleoductos y el ferrocarril se ha ido desarrollando durante la última década a medida que ha aumentado la cantidad de petróleo crudo transportado por ferrocarril. [66] [56] Se fortaleció en 2013 después del mortal desastre de Lac-Mégantic en Quebec cuando un tren de carga descarriló y derramó 5,56 millones de litros [67] de petróleo crudo, lo que provocó explosiones e incendios que destruyeron gran parte del núcleo de la ciudad. . Ese mismo año, un tren que transportaba propano y crudo descarriló cerca de Gainford, Alberta, lo que provocó dos explosiones, pero no hubo heridos ni víctimas mortales. [68] Estos accidentes ferroviarios , entre otros ejemplos, han generado preocupación de que la regulación del transporte ferroviario sea inadecuada para los envíos de petróleo crudo a gran escala. También se producen fallas en los oleoductos, por ejemplo, en 2015 un oleoducto de Nexen se rompió y derramó 5 millones de litros de petróleo crudo en aproximadamente 16.000 m 2 en las instalaciones de arenas bituminosas de la compañía en Long Lake , al sur de Fort McMurray. [69] Aunque tanto el transporte por tuberías como por ferrocarril son generalmente bastante seguros, ninguno de los dos modos está exento de riesgos. Sin embargo, numerosos estudios indican que las tuberías son más seguras, en función del número de sucesos (accidentes e incidentes) comparado con la cantidad de producto transportado. [70] [71] Entre 2004 y 2015, la probabilidad de accidentes ferroviarios en Canadá fue 2,6 veces mayor que la de los oleoductos por cada mil barriles de equivalentes de petróleo (Mbep). [72] Los productos de gas natural tenían 4,8 veces más probabilidades de llegar al ferrocarril en comparación con productos similares transportados por gasoductos. [72] Los críticos cuestionan si los oleoductos que transportan betún diluido de las arenas bituminosas de Alberta tienen más probabilidades de corroerse y causar incidentes, pero la evidencia muestra que el riesgo de corrosión no es diferente al de otros petróleos crudos. [73]
Un estudio de 2017 realizado por la Oficina Nacional de Investigación Económica encontró que, contrariamente a la creencia popular, la suma de los costos de la contaminación del aire y las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) es sustancialmente mayor que los costos de los accidentes y derrames tanto para los oleoductos como para el ferrocarril. [74] Para el petróleo crudo transportado desde la Formación Bakken de Dakota del Norte , los costos de contaminación del aire y emisiones de gases de efecto invernadero son sustancialmente mayores para el ferrocarril en comparación con los oleoductos. Para oleoductos y ferrocarriles, la estimación central de los costos de derrames y accidentes de la Administración de Seguridad de Materiales Peligrosos y Oleoductos (PHMSA) es de 62 y 381 dólares por millón de barriles de milla transportados, respectivamente. [75] Los costos totales de GEI y contaminación del aire son 8 veces mayores que los costos de accidentes y derrames de oleoductos (531 dólares estadounidenses frente a 62 dólares EE.UU.) y 3 veces superiores para el ferrocarril (1.015 dólares EE.UU. frente a 381 dólares EE.UU.). [75]
Por último, el transporte de petróleo y gas por ferrocarril suele ser más caro para los productores que su transporte por oleoducto. En promedio, transportar petróleo y gas por ferrocarril cuesta entre 10 y 15 dólares por barril, en comparación con 5 dólares por barril por oleoducto. [76] [77] En 2012, se exportaron 16 millones de barriles de petróleo a EE. UU. por ferrocarril. En 2014, esa cifra aumentó a 59 millones de barriles. [78] Aunque las cantidades disminuyeron a 48 millones en 2017, las ventajas competitivas que ofrece el ferrocarril, en particular su acceso a regiones remotas, así como la falta de desafíos regulatorios y sociales en comparación con la construcción de nuevos oleoductos, probablemente lo convertirán en un método de transporte viable durante años. por venir. [78] Ambas formas de transporte desempeñan un papel en el movimiento eficiente del petróleo, pero cada una tiene sus ventajas y desventajas únicas en términos de los beneficios que ofrece.
La jurisdicción sobre la industria petrolera en Canadá, que incluye políticas energéticas que regulan la industria petrolera, se comparte entre los gobiernos federal y provincial y territorial . Los gobiernos provinciales tienen jurisdicción sobre la exploración, desarrollo, conservación y gestión de recursos no renovables como los productos petrolíferos. La jurisdicción federal en materia de energía se ocupa principalmente de la regulación del comercio interprovincial e internacional (que incluía oleoductos), y de la gestión de recursos no renovables, como los productos derivados del petróleo, en tierras federales . [79]
La División de Asuntos Regulatorios y Políticas de Petróleo y Gas (División de Petróleo y Gas) de Recursos Naturales de Canadá (NRCan) proporciona una revisión anual y resúmenes de las tendencias de la industria del petróleo crudo, el gas natural y los productos derivados del petróleo en Canadá y los Estados Unidos (EE. UU.) [ 80]
Hasta febrero de 2018, la industria petrolera también estaba regulada por la Junta Nacional de Energía (NEB), una agencia reguladora federal independiente . La NEB regulaba el transporte por oleoductos y gasoductos y las líneas eléctricas interprovinciales e internacionales ; la exportación e importación de gas natural bajo licencias a largo plazo y pedidos a corto plazo, las exportaciones de petróleo bajo licencias a largo plazo y pedidos a corto plazo (no se han presentado solicitudes para exportaciones a largo plazo en los últimos años), y tierras fronterizas y Áreas costa afuera no cubiertas por acuerdos de gestión provinciales/federales.
En 1985, el gobierno federal y los gobiernos provinciales de Alberta , Columbia Británica y Saskatchewan acordaron desregular los precios del petróleo crudo y del gas natural. El petróleo marino del Atlántico canadiense se administra bajo responsabilidad conjunta federal y provincial en Nueva Escocia y Terranova y Labrador . [79]
Hubo pocas regulaciones en los primeros años de la industria petrolera. En Turner Valley , Alberta, por ejemplo, donde se encontró el primer yacimiento importante de petróleo en 1914, era común extraer una pequeña cantidad de líquidos de petróleo quemando alrededor del 90% del gas natural. Según un informe de 2001, esa cantidad de gas habría valido miles de millones. En 1938, el gobierno provincial de Alberta respondió a la llamativa y despilfarradora quema de gas natural. Cuando se descubrió petróleo crudo en el campo de Turner Valley, en 1930, la mayor parte del casquete de gas libre se había quemado. [81] La Junta de Conservación de Petróleo y Gas Natural de Alberta (hoy conocida como Junta de Conservación de Recursos Energéticos ) se estableció en 1931 para iniciar medidas de conservación, pero en ese momento la Depresión provocó una disminución del interés en la producción de petróleo en Turner Valley, que se reactivó a partir de 1939 a 1945. [82]
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