Industrie pétrolière au Canada - Petroleum industry in Canada

Production canadienne de pétrole : pétrole brut conventionnel en rouge et total des liquides pétroliers, y compris les sables bitumineux, en noir

La production pétrolière au Canada est une industrie majeure qui est importante pour l' économie de l'Amérique du Nord . Le Canada possède les troisièmes plus grandes réserves de pétrole au monde et est le quatrième producteur et quatrième exportateur de pétrole au monde . En 2019, elle a produit en moyenne 750 000 mètres cubes par jour (4,7 Mbbl/j) de pétrole brut et équivalent. De ce montant, 64 % étaient du bitume valorisé et non valorisé provenant des sables bitumineux , et le reste du pétrole brut léger , du pétrole brut lourd et des condensats de gaz naturel . La majeure partie de la production pétrolière canadienne est exportée, environ 600 000 mètres cubes par jour (3,8 kb/j) en 2019, avec 98 % des exportations vers les États-Unis. Le Canada est de loin la plus grande source d'importations de pétrole aux États-Unis, fournissant 43 % des importations américaines de pétrole brut en 2015.

L' industrie pétrolière au Canada est aussi appelée le « Canadian Oil Patch »; le terme renvoie notamment aux opérations en amont (exploration et production de pétrole et de gaz), et dans une moindre mesure aux opérations en aval (raffinage, distribution et vente de produits pétroliers et gaziers). En 2005, près de 25 000 nouveaux puits de pétrole ont été creusés (forés) au Canada. Chaque jour, plus de 100 nouveaux puits sont creusés dans la seule province de l' Alberta . Bien que le Canada soit l'un des plus gros producteurs et exportateurs de pétrole au monde, il importe également d'importantes quantités de pétrole dans ses provinces de l'Est puisque ses oléoducs ne s'étendent pas sur tout le territoire du pays et que bon nombre de ses raffineries de pétrole ne peuvent pas traiter les types de le pétrole produit par ses champs pétrolifères. En 2017, le Canada a importé 405 700 barils/jour (barils par jour) et exporté 1 115 000 barils/jour de produits pétroliers raffinés.

Histoire

L'industrie pétrolière canadienne s'est développée parallèlement à celle des États-Unis. Le premier puits de pétrole au Canada a été creusé à la main (plutôt que foré) en 1858 par James Miller Williams près de son usine d'asphalte à Oil Springs, en Ontario . À une profondeur de 4,26 mètres (14,0 pieds), il a trouvé du pétrole, un an avant que le « colonel » Edwin Drake ne fore le premier puits de pétrole aux États-Unis. Williams a ensuite fondé "The Canadian Oil Company" qui s'est qualifiée comme la première société pétrolière intégrée au monde . En outre, douze ans auparavant, en 1846, le premier puits de pétrole au monde avait été foré dans la colonie de Bakou Bibi-Heybat dans le Caucase du Sud.

La production de petrole en Ontario augmenta rapidement et pratiquement chaque producteur important devint son propre raffineur . En 1864, 20 raffineries fonctionnaient à Oil Springs et sept à Petrolia, en Ontario . Cependant, le statut de l'Ontario en tant qu'important producteur de pétrole n'a pas duré longtemps. En 1880, le Canada était un importateur net de pétrole des États-Unis.

Bassin sédimentaire de l'Ouest canadien La majeure partie de la production pétrolière et gazière du Canada se trouve dans le bassin sédimentaire de l' Ouest canadien qui s'étend du sud - ouest du Manitoba au nord-est de la Colombie - Britannique . Le bassin couvre également la majeure partie de l'Alberta, la moitié sud de la Saskatchewan et le coin sud- ouest des Territoires du Nord-Ouest .

La géographie , la géologie , les ressources et les modèles de peuplement uniques du Canada ont été des facteurs clés de l' histoire du Canada . Le développement du secteur pétrolier permet d'illustrer comment ils ont contribué à rendre la nation tout à fait distincte des États-Unis. Contrairement aux États-Unis, qui comptent plusieurs grandes régions productrices de pétrole, la grande majorité des ressources pétrolières du Canada sont concentrées dans l'énorme bassin sédimentaire de l'Ouest canadien (BSOC), l'une des plus grandes formations pétrolières au monde. Il sous-tend 1 400 000 kilomètres carrés (540 000 milles carrés) de l' ouest du Canada, y compris la plupart ou une partie de quatre provinces de l'ouest et un territoire du nord. Constitué d'un énorme coin de roche sédimentaire d'une épaisseur pouvant atteindre 6 kilomètres (3,7 mi) s'étendant des montagnes Rocheuses à l'ouest au Bouclier canadien à l'est, il est très éloigné des ports des côtes est et ouest du Canada ainsi que de son centre industriel historique. centres . Elle est également éloignée des centres industriels américains . En raison de son isolement géographique, la région a été colonisée relativement tard dans l'histoire du Canada, et son véritable potentiel de ressources n'a été découvert qu'après la Seconde Guerre mondiale. En conséquence, le Canada a construit ses principaux centres de fabrication à proximité de ses sources d'énergie hydroélectrique historiques en Ontario et au Québec, plutôt que de ses ressources pétrolières en Alberta et en Saskatchewan. Ne connaissant pas son propre potentiel, le Canada a commencé à importer la grande majorité de son pétrole d'autres pays au fur et à mesure qu'il devenait une économie industrielle moderne.

La province de l'Alberta se trouve au centre du BSOC et la formation sous-tend la majeure partie de la province. Le potentiel de l'Alberta en tant que province productrice de pétrole a longtemps été méconnu parce qu'elle était géologiquement très différente des régions productrices de pétrole américaines. Le premier puits de pétrole dans l'ouest du Canada a été foré dans le sud de l'Alberta en 1902, mais n'a pas produit longtemps et a servi à tromper les géologues sur la véritable nature de la géologie souterraine de l'Alberta. Le champ pétrolifère de Turner Valley a été découvert en 1914 et a été pendant un certain temps le plus grand champ pétrolifère de l' Empire britannique , mais encore une fois, il a induit les géologues en erreur sur la nature de la géologie de l'Alberta. À Turner Valley, les erreurs commises par les compagnies pétrolières ont causé des milliards de dollars de dommages au champ pétrolifère par le torchage du gaz qui a non seulement brûlé des milliards de dollars de gaz sans marché immédiat, mais détruit la conduite de gaz du champ qui a permis au pétrole d'être produit. Les torchères de Turner Valley étaient visibles dans le ciel de Calgary, à 75 km (50 mi). En raison du gaspillage très visible, le gouvernement de l'Alberta a lancé de vigoureuses attaques politiques et juridiques contre le gouvernement canadien et les sociétés pétrolières qui ont continué jusqu'en 1938, lorsque la province a créé l'Alberta Petroleum and Natural Gas Conservation Board et imposé une législation stricte sur la conservation.

Le statut du Canada en tant qu'importateur de pétrole des États-Unis a soudainement changé en 1947 lorsque le puits Leduc n° 1 a été foré à une courte distance au sud d'Edmonton. Les géologues se sont rendu compte qu'ils avaient complètement mal compris la géologie de l'Alberta, et le champ pétrolifère très prolifique de Leduc, qui a depuis produit plus de 50 000 000 m 3 (310 000 000 barils) de pétrole n'était pas une formation unique. Il y avait des centaines d'autres formations récifales du Dévonien comme celle-ci sous l'Alberta, dont beaucoup étaient pleines de pétrole. Il n'y avait aucune indication de surface de leur présence, ils ont donc dû être trouvés en utilisant la sismologie par réflexion . Le principal problème pour les compagnies pétrolières était de savoir comment vendre tout le pétrole qu'elles avaient trouvé plutôt que d'acheter du pétrole pour leurs raffineries. Des pipelines ont été construits de l'Alberta à travers le Midwest des États-Unis jusqu'en Ontario et jusqu'à la côte ouest de la Colombie-Britannique. Les exportations vers les États-Unis ont augmenté de façon spectaculaire.

La plupart des sociétés pétrolières explorant le pétrole en Alberta étaient d'origine américaine et, à son apogée en 1973, plus de 78 pour cent de la production canadienne de pétrole et de gaz était sous propriété étrangère et plus de 90 pour cent des sociétés de production pétrolière et gazière étaient sous contrôle étranger. contrôle, principalement américain. Cette propriété étrangère a stimulé le Programme énergétique national sous le gouvernement Trudeau .

Acteurs majeurs

Bien qu'une douzaine d'entreprises exploitent des raffineries de pétrole au Canada, seulement trois entreprises – Imperial Oil , Shell Canada et Suncor Energy – exploitent plus d'une raffinerie et commercialisent des produits à l'échelle nationale. D'autres raffineurs exploitent généralement une seule raffinerie et commercialisent des produits dans une région particulière. Les raffineurs régionaux comprennent North Atlantic Refining à Terre-Neuve, Irving Oil au Nouveau-Brunswick, Valero Energy au Québec, Federated Co-operatives en Saskatchewan, Parkland en Colombie-Britannique et Husky Energy en Alberta, en Colombie-Britannique et en Saskatchewan. Alors que Petro Canada appartenait autrefois au gouvernement canadien, il appartient maintenant à Suncor Energy , qui continue d'utiliser l'étiquette Petro Canada à des fins de marketing. En 2007, les trois plus grandes sociétés pétrolières du Canada ont réalisé des bénéfices records de 11,75 milliards de dollars, en hausse de 10 % par rapport à 10,72 milliards de dollars en 2006. Les revenus des trois grands ont grimpé à 80 milliards de dollars contre environ 72 milliards de dollars en 2006. Les chiffres excluent Shell Canada et ConocoPhillips Canada, deux filiales privées qui ont produit près de 500 000 barils par jour en 2006.

Divisions

Environ 97 % de la production pétrolière canadienne se produit dans trois provinces : l' Alberta , la Saskatchewan et Terre-Neuve-et-Labrador . En 2015, l'Alberta a produit 79,2 % du pétrole canadien, la Saskatchewan 13,5 % et la province de Terre-Neuve-et-Labrador 4,4 %. La Colombie-Britannique et le Manitoba ont produit environ 1 % chacun. Les quatre provinces de l' Ouest canadien que sont l' Alberta, la Colombie-Britannique, la Saskatchewan et le Manitoba produisent toutes leur pétrole à partir du vaste et riche bassin sédimentaire de l'Ouest canadien , qui est centré sur l'Alberta mais s'étend dans les trois autres provinces de l'Ouest et dans les Territoires du Nord-Ouest . La province de Terre-Neuve-et-Labrador produit son pétrole à partir de forages extracôtiers sur les Grands Bancs de Terre-Neuve dans l'ouest de l'océan Atlantique .

Alberta

Plate-forme de forage dans le nord de l' Alberta
Extraction de pétrole près de Drayton Valley

L'Alberta est la plus grande province productrice de pétrole du Canada, fournissant 79,2 % de la production canadienne de pétrole en 2015. Cela comprenait le pétrole brut léger , le pétrole brut lourd , le bitume brut , le pétrole brut synthétique et le condensat de gaz naturel . En 2015, l'Alberta a produit en moyenne 492 265 mètres cubes par jour (3,1 kb/j) sur les 621 560 mètres cubes par jour (3,9 kb/j) de pétrole et de production équivalente du Canada. La majeure partie de sa production pétrolière provenait de ses énormes gisements de sables bitumineux , dont la production n'a cessé d'augmenter ces dernières années. Ces gisements donnent au Canada les troisièmes plus grandes réserves de pétrole au monde , qui n'ont d'égal que les réserves de pétrole similaires mais encore plus importantes au Venezuela , et les réserves de pétrole conventionnel en Arabie saoudite . Bien que l'Alberta ait déjà produit plus de 90 % de ses réserves de pétrole brut classique, elle n'a produit que 5 % de ses sables bitumineux, et ses réserves restantes de sables bitumineux représentent 98 % des réserves de pétrole établies du Canada.

En plus d'être le plus grand producteur de bitume des sables bitumineux dans le monde, l' Alberta est le plus grand producteur de classique du monde du pétrole brut , brut synthétique , le gaz naturel et liquides de gaz naturel produits au Canada.

Sables bitumineux

Les sables bitumineux de l'Alberta reposent sur 142 200 kilomètres carrés (54 900 milles carrés) de terres dans les régions d'Athabasca, de Cold Lake et de Peace River dans le nord de l'Alberta - une vaste zone de forêt boréale plus grande que l' Angleterre . Les sables bitumineux d'Athabasca sont le seul grand champ pétrolifère au monde propice à l'exploitation minière à ciel ouvert , tandis que les sables bitumineux de Cold Lake et de Peace River doivent être produits par forage. Avec l'avancement des méthodes d'extraction, le bitume et le brut synthétique économique sont produits à des coûts proches de ceux du brut conventionnel. Cette technologie a grandi et s'est développée en Alberta. De nombreuses entreprises utilisent à la fois des méthodes d'extraction à ciel ouvert conventionnelles et des méthodes non conventionnelles pour extraire le bitume du gisement Athabasca. Environ 24 milliards de mètres cubes (150 Gbbl) des sables bitumineux restants sont considérés comme récupérables aux prix actuels avec la technologie actuelle. La ville de Fort McMurray s'est développée à proximité pour desservir les opérations d'exploitation des sables bitumineux, mais son emplacement éloigné dans la forêt boréale autrement non défrichée est devenu un problème lorsque toute la population de 80 000 personnes a dû être évacuée à court préavis en raison de l' incendie de forêt de Fort McMurray en 2016 qui a enveloppé la ville et détruit plus de 2 400 maisons.

Champs de pétrole

Les principaux champs pétrolifères se trouvent dans le sud - est de l' Alberta (Brooks, Medicine Hat, Lethbridge), le nord-ouest (Grande Prairie, High Level, Rainbow Lake, Zama), le centre (Caroline, Red Deer) et le nord-est (pétrole brut lourd trouvé à côté sables.)

Les régions structurelles comprennent : Foothills, Greater Arch, Deep Basin.

Valorisateurs de pétrole

Il existe cinq usines de valorisation des sables bitumineux en Alberta qui convertissent le bitume brut en pétrole brut synthétique, dont certaines produisent également des produits raffinés comme le carburant diesel. Celles-ci ont une capacité combinée de 1,3 million de barils par jour (210 000 m 3 /j) de bitume brut.

Oléoducs

Puisqu'il s'agit de la plus grande province productrice de pétrole du Canada, l'Alberta est la plaque tournante des réseaux canadiens de pipelines de pétrole brut. Environ 415 000 kilomètres (258 000 mi) de pipelines de pétrole et de gaz du Canada fonctionnent uniquement à l'intérieur des frontières de l'Alberta et relèvent de la compétence de l' Alberta Energy Regulator . Les pipelines qui traversent les frontières provinciales ou internationales sont réglementés par l' Office national de l'énergie . Les principaux pipelines transportant le pétrole de l'Alberta vers les marchés d'autres provinces et États américains comprennent :

Raffineries de pétrole

Il y a quatre raffineries de pétrole en Alberta avec une capacité combinée de plus de 458 200 barils par jour (72 850 m 3 /j) de pétrole brut. La plupart d'entre eux sont situés sur ce qui est connu sous le nom de Refinery Row dans le comté de Strathcona près d' Edmonton, en Alberta , qui fournit des produits à la majeure partie de l'Ouest canadien. En plus des produits raffinés tels que l'essence et le carburant diesel, les raffineries et les usines de valorisation produisent également des effluents gazeux, qui sont utilisés comme matière première par les usines pétrochimiques voisines.

  • La raffinerie de Suncor Energy ( Petro Canada ) près d'Edmonton a une capacité de 142 000 barils par jour (22 600 m 3 /j) de pétrole brut.
  • La raffinerie Imperial Oil Strathcona près d'Edmonton a une capacité de 187 200 barils par jour (29 760 m 3 /j).
  • La raffinerie Shell Canada de Scotford près d'Edmonton a une capacité de 100 000 barils par jour (16 000 m 3 /j). Il est situé à côté de l' usine de valorisation Shell Scotford , qui lui fournit la matière première.
  • La raffinerie Husky Lloydminster à Lloydminster , dans l'est de l'Alberta, a une capacité de 29 000 barils par jour (4 600 m 3 /j). Il est situé de l'autre côté de la frontière provinciale à partir de l'usine de valorisation de pétrole lourd Husky Lloydminster à LLoydminster, en Saskatchewan, qui lui fournit des matières premières. (Lloydminster n'est pas une ville jumelle mais est affrété par les deux provinces comme une seule ville qui traverse la frontière.)

Autres activités liées au pétrole

Deux des plus grands producteurs de produits pétrochimiques en Amérique du Nord sont situés dans le centre et le centre-nord de l'Alberta. À Red Deer et à Edmonton , des fabricants de polyéthylène et de vinyle de classe mondiale fabriquent des produits expédiés partout dans le monde, et les raffineries de pétrole d'Edmonton fournissent les matières premières pour une grande industrie pétrochimique à l'est d'Edmonton. Il existe des centaines de petites entreprises en Alberta qui se consacrent à fournir divers services à cette industrie, du forage à l'entretien des puits, de l'entretien des pipelines à l' exploration sismique .

Alors qu'Edmonton (972 223 000 habitants en 2019) est la capitale provinciale et est considérée comme le centre de pipeline, de fabrication, de traitement chimique, de recherche et de raffinage de l'industrie pétrolière canadienne, sa ville rivale Calgary (1,26 million d'habitants) est le siège principal de la société pétrolière. et centre financier, avec plus de 960 bureaux de sociétés pétrolières seniors et juniors. Calgary possède également des bureaux régionaux des six grandes banques canadiennes, quelque 4 300 sociétés pétrolières, énergétiques et de services connexes, et 1 300 sociétés de services financiers, ce qui en fait la deuxième ville de siège social au Canada après Toronto.

  • L'activité pétrolière et gazière est réglementée par l'Alberta Energy Regulator (AER) (anciennement l'Alberta Energy Resources Conservation Board (ERCB) et l'Energy and Utility Board (EUB)).

Saskatchewan

La Saskatchewan est la deuxième province productrice de pétrole du Canada après l'Alberta, produisant environ 13,5 % du pétrole canadien en 2015. Cela comprenait le pétrole brut léger , le pétrole brut lourd et le condensat de gaz naturel . La majeure partie de sa production est du pétrole lourd mais, contrairement à l'Alberta, aucun des gisements de pétrole lourd de la Saskatchewan n'est officiellement classé comme sables bitumineux . En 2015, la Saskatchewan a produit en moyenne 83 814 mètres cubes par jour (527 000 barils/j) de pétrole et une production équivalente.

Champs de pétrole

Tout le pétrole de la Saskatchewan est produit à partir du vaste bassin sédimentaire de l' Ouest canadien , dont environ 25 % sous-tend la province. Située vers l'extrémité orientale moins profonde du dernier bassin sédimentaire, la Saskatchewan a tendance à produire plus de pétrole et moins de gaz naturel que d'autres régions. Elle compte quatre grandes régions productrices de pétrole :

Valorisateurs de pétrole

Il y a deux usines de valorisation du pétrole lourd en Saskatchewan.

  • L'usine de valorisation énergétique NewGrade, qui fait partie du complexe de raffinerie CCRL à Regina , transforme 8 740 mètres cubes par jour (55 000 barils par jour) de pétrole lourd de la région de Lloydminster en pétrole brut synthétique .
  • L' usine de valorisation biprovinciale Husky Energy , du côté saskatchewanais de Lloydminster, transforme 10 800 mètres cubes par jour (68 000 b/j) de pétrole lourd de l'Alberta et de la Saskatchewan en pétrole brut plus léger. En plus de vendre du pétrole brut synthétique à d'autres raffineries, elle fournit des matières premières à la raffinerie Husky Lloydminster du côté albertain de la frontière. (Lloydminster n'est pas une ville jumelle, mais une seule ville biprovinciale qui chevauche la frontière Alberta/Saskatchewan.)

Raffineries de pétrole

La majorité de la capacité de raffinage de la province se trouve dans un seul complexe dans la capitale provinciale de Regina :

  • Le complexe de raffinerie CCRL exploité par Federated Co-operatives à Regina transforme 8 000 mètres cubes par jour (50 000 b/j) en produits de raffinerie conventionnels. Il reçoit une grande partie de sa matière première de l'usine de valorisation NewGrade.
  • Moose Jaw Asphalt Inc. exploite une usine d'asphalte de 500 mètres cubes par jour (3 100 bbl/j) à Moose Jaw.

L'activité pétrolière et gazière est réglementée par la Saskatchewan Industry and Resources (SIR).

Terre-Neuve-et-Labrador

Terre-Neuve-et-Labrador est la troisième province productrice de pétrole du Canada, produisant environ 4,4 % du pétrole canadien en 2015. Il s'agissait presque exclusivement de pétrole brut léger produit par des installations pétrolières extracôtières sur les Grands Bancs de Terre-Neuve . En 2015, ces champs offshore ont produit en moyenne 27 373 mètres cubes par jour (172 000 barils/j) de pétrole brut léger.

Champs de pétrole

Raffinerie de pétrole

Terre-Neuve possède une raffinerie de pétrole, la raffinerie Come By Chance , qui a une capacité de 115 000 barils par jour (18 300 m 3 /j). La raffinerie a été construite avant la découverte de pétrole au large de Terre-Neuve pour traiter le pétrole importé bon marché et vendre les produits principalement aux États-Unis. Malheureusement, le démarrage de la raffinerie en 1973 a coïncidé avec la crise pétrolière de 1973 qui a quadruplé le prix de l'approvisionnement en pétrole brut de la raffinerie. Ceci et des problèmes techniques ont causé la faillite de la raffinerie en 1976. Elle a été redémarrée sous de nouveaux propriétaires en 1986 et a connu une série de propriétaires jusqu'à maintenant, lorsqu'elle est exploitée par North Atlantic Refining Limited. Cependant, malgré le fait que d'importants gisements de pétrole aient été découverts par la suite au large de Terre-Neuve, la raffinerie n'était pas conçue pour traiter le type de pétrole qu'ils produisaient, et elle n'a traité aucun pétrole de Terre-Neuve jusqu'en 2014. Jusqu'alors, toute la production de Terre-Neuve a été aux raffineries aux États-Unis et ailleurs au Canada, tandis que la raffinerie importait tout son pétrole d'autres pays.

Colombie britannique

Plate-forme de forage dans le nord de la Colombie-Britannique

La Colombie-Britannique a produit en moyenne 8 643 mètres cubes par jour (54 000 barils/jour) de pétrole et l'équivalent en 2015, soit environ 1,4 % du pétrole canadien. Environ 38 % de cette production de liquides était du pétrole brut léger , mais la majeure partie (62 %) était du condensat de gaz naturel .

Les champs pétrolifères de la Colombie-Britannique se situent à l'extrémité nord-ouest propice au gaz du bassin sédimentaire de l' Ouest canadien , et son industrie pétrolière est secondaire par rapport à l'industrie plus vaste du gaz naturel. Le forage de gaz et de pétrole a lieu dans le Peace Country du nord-est de la Colombie-Britannique , autour de Fort Nelson ( champ pétrolifère Greater Sierra ), Fort St. John (Pink Mountain, Ring Border) et Dawson Creek

L'activité pétrolière et gazière en Colombie-Britannique est réglementée par l'Oil and Gas Commission (OGC).

Raffineries de pétrole

La Colombie-Britannique n'a plus que deux raffineries de pétrole.

Il y avait autrefois quatre raffineries de pétrole dans la région de Vancouver, mais Imperial Oil , Shell Canada et Petro Canada ont converti leurs raffineries en terminaux de produits dans les années 1990 et approvisionnent maintenant le marché de la Colombie-Britannique à partir de leurs grandes raffineries situées près d' Edmonton, en Alberta , qui sont plus près du marché canadien les sables bitumineux et les plus grands champs pétrolifères. La raffinerie de Chevron risque de fermer en raison des difficultés d'approvisionnement en pétrole de l'Alberta via le pipeline Trans Mountain à capacité limitée, son seul lien pipelinier avec le reste du Canada.

En juin 2016, Chevron a mis en vente sa raffinerie de pétrole de Burnaby, en Colombie-Britannique, ainsi que son réseau de distribution de carburant en Colombie-Britannique et en Alberta. "La société reconnaît que nous vivons une période difficile et que nous devons être ouverts aux conditions et aux opportunités changeantes du marché au fur et à mesure qu'elles se présentent", a déclaré un représentant de la société. La raffinerie, qui a commencé sa production en 1935, compte 430 employés. L'offre de vente de Chevron fait suite à la vente par Imperial Oil de 497 stations-service Esso en Colombie-Britannique et en Alberta. On ne sait pas ce qui se passera si Chevron ne vend pas ses actifs en Colombie-Britannique.

Manitoba

Le Manitoba a produit en moyenne 7 283 mètres cubes par jour (46 000 b/j) de pétrole brut léger en 2015, soit environ 1,2 % de la production pétrolière du Canada.

La production pétrolière du Manitoba se situe dans le sud-ouest du Manitoba, le long du flanc nord-est du bassin Williston , un grand bassin géologique structural qui sous-tend également des parties du sud de la Saskatchewan, du Dakota du Nord, du Dakota du Sud et du Montana. Contrairement à la Saskatchewan, très peu de pétrole manitobain est du pétrole brut lourd .

  • Quelques plates-formes de forage pour le pétrole dans le sud-ouest du Manitoba

Il n'y a pas de raffineries de pétrole au Manitoba.

Nord canadien (à terre)

Les Territoires du Nord-Ouest ont produit en moyenne 1 587 mètres cubes par jour (10 000 b/j) de pétrole brut léger en 2015, soit environ 0,2 % de la production pétrolière du Canada. Il y a un grand champ pétrolifère historique à Norman Wells , qui a produit la majeure partie de son pétrole depuis qu'il a commencé à produire en 1937, et continue de produire à faible taux. Il y avait une raffinerie de pétrole à Norman Wells, mais elle a été fermée en 1996 et tout le pétrole est maintenant acheminé par pipeline vers des raffineries en Alberta.

Nord canadien (hauturier)

Des forages importants ont été effectués dans l' Arctique canadien au cours des années 1970 et 1980 par des sociétés telles que Panarctic Oils Ltd. , Petro Canada et Dome Petroleum . Après 176 puits ont été forés à un coût de milliards de dollars, un modeste 1,9 milliard de barils (300 × 10 6  m 3 ) de pétrole ont été trouvés. Aucune des découvertes n'était assez importante pour payer les projets de production et de transport de plusieurs milliards de dollars nécessaires pour extraire le pétrole, de sorte que tous les puits qui avaient été forés ont été bouchés et abandonnés. De plus, après l' explosion de Deepwater Horizon dans le golfe du Mexique en 2010, de nouvelles règles ont été introduites qui ont découragé les entreprises de forer dans l'offshore arctique canadien. ^

  • Il n'y a actuellement aucune production pétrolière extracôtière dans le nord du Canada
  • Il n'y a actuellement aucun forage extracôtier dans le nord du Canada

Est du Canada (à terre)

L'Ontario a produit en moyenne 157 mètres cubes par jour (1 000 b/j) de pétrole brut léger en 2015, soit moins de 0,03 % de la production pétrolière du Canada. La production à terre dans les autres provinces à l'est de l'Ontario était encore plus insignifiante.

Champs de pétrole

L'Ontario était le centre de l'industrie pétrolière canadienne au 19e siècle. Il avait le plus ancien puits de pétrole commercial en Amérique du Nord (creusés à la main en 1858 à Oil Springs, en Ontario , un an avant le Drake Well a été foré en Pennsylvanie ), et ayant le champ pétrolifère la plus ancienne production en Amérique du Nord (production de pétrole brut continue depuis 1861). Cependant, il a atteint son pic de production et a commencé à décliner il y a plus de 100 ans.

Oléoducs

Le Canada possédait l'un des premiers oléoducs au monde en 1862 lorsqu'un oléoduc a été construit pour livrer le pétrole de Petrolia, en Ontario, aux raffineries de Sarnia, en Ontario . Cependant, les champs pétrolifères de l'Ontario ont commencé à décliner vers la fin du XIXe siècle et, pendant la Seconde Guerre mondiale, le Canada importait 90 % de son pétrole. En 1947, seuls trois oléoducs canadiens existaient. L'un a été construit pour gérer uniquement la production albertaine. Un deuxième transportait du brut importé de la côte du Maine vers Montréal , tandis que le troisième transportait du pétrole américain en Ontario. Cependant, en 1947, la première grande découverte de pétrole a été faite en Alberta lorsque Leduc No. 1 a trouvé du pétrole dans une banlieue d' Edmonton, en Alberta . Elle a été suivie de nombreuses découvertes encore plus importantes en Alberta, de sorte que des pipelines ont été construits pour transporter le pétrole nouvellement découvert vers les raffineries du Midwest américain et de là vers les raffineries de l'Ontario.

  • Le pipeline interprovincial (maintenant connu sous le nom d' Enbridge ) a été construit en 1950 pour transporter le pétrole de l'Alberta jusqu'aux raffineries américaines. En 1953, il a été étendu à travers les États-Unis jusqu'à Sarnia, en Ontario, et en 1956 jusqu'à Toronto . Cela en a fait le plus long oléoduc de pétrole brut au monde.
  • Le pipeline interprovincial a été prolongé jusqu'à Montréal en 1976 après que la crise pétrolière de 1973 eut interrompu les approvisionnements étrangers en pétrole dans l'Est du Canada.
  • Le pipeline Portland-Montréal a été construit pendant la Seconde Guerre mondiale pour acheminer le pétrole importé du terminal maritime de South Portland, dans le Maine, via les États-Unis jusqu'à Montréal . À partir de 2016, le pipeline n'est plus opérationnel puisque la seule raffinerie de Montréal restante appartient maintenant à Suncor Énergie , qui produit suffisamment de pétrole pour répondre à ses besoins à partir des sables bitumineux canadiens.

Raffineries de pétrole

Malgré une très faible production de pétrole, l'Est du Canada compte un grand nombre de raffineries de pétrole. Ceux de l'Ontario ont été construits à proximité des champs pétrolifères historiques du sud de l'Ontario; ceux des provinces de l'est ont été construits pour traiter le pétrole importé d'autres pays. Après la découverte de Leduc No. 1 en 1947, les champs pétrolifères beaucoup plus vastes de l'Alberta ont commencé à approvisionner les raffineries de l'Ontario. Après que la crise pétrolière de 1973 a considérablement augmenté le prix du pétrole importé, l'économie des raffineries est devenue défavorable et nombre d'entre elles ont fermé. En particulier, Montréal, qui comptait six raffineries de pétrole en 1973, n'en compte plus qu'une.

Ontario

Québec

Nouveau-Brunswick

Terre-Neuve-et-Labrador

Est du Canada (hauturier)

La province de Terre-Neuve-et-Labrador est le troisième producteur de pétrole du Canada avec 27 373 mètres cubes par jour (172 000 barils par jour) de pétrole brut léger provenant de ses champs pétroliers extracôtiers des Grands Bancs en 2015, soit environ 4,4 % du pétrole canadien. Voir la section Terre-Neuve-et-Labrador ci-dessus pour plus de détails. La plupart des autres productions extracôtières se trouvaient dans la province de la Nouvelle-Écosse , qui a produit 438 mètres cubes par jour (2 750 b/j) de condensat de gaz naturel à partir de ses champs de gaz naturel extracôtiers de l' île de Sable en 2015, soit environ 0,07 % du pétrole canadien.

Perspectives à long terme

De manière générale, la production canadienne de pétrole conventionnel (via le forage en profondeur standard) a culminé au milieu des années 1970, mais les bassins extracôtiers de la côte est exploités au Canada atlantique n'ont culminé qu'en 2007 et continuent de produire à des taux relativement élevés.

La production des sables bitumineux de l'Alberta n'en est qu'à ses débuts et les ressources de bitume établies de la province dureront des générations. L' Alberta Energy Regulator estime que la province possède 50  milliards de mètres cubes (310 milliards de barils ) de ressources de bitume ultimement récupérables. Au taux de production de 366 300 m 3 /j en 2014 (2,3 millions de barils/j), ils dureraient environ 375 ans. L'AER prévoit que la production de bitume passera à 641 800 m 3 /j (4,0 millions de barils/j) d'ici 2024, mais à ce rythme, elle durerait encore environ 213 ans. En raison de la taille énorme des gisements de sables bitumineux connus, les considérations économiques, de main-d'œuvre, environnementales et de politique gouvernementale sont des contraintes sur la production plutôt que de trouver de nouveaux gisements.

De plus, l'Alberta Energy Regulator a récemment identifié plus de 67 milliards de mètres cubes (420 Gbbl) de ressources en pétrole de schiste non conventionnel dans la province. Ce volume est plus important que les ressources de sables bitumineux de la province et, s'il était développé, il donnerait au Canada les plus grandes réserves de pétrole brut au monde. Cependant, en raison de la nature récente des découvertes, il n'y a pas encore de plans pour les développer.

Champs de pétrole du Canada

Ces champs pétrolifères sont ou étaient économiquement importants pour l'économie canadienne :

Composantes en amont, intermédiaire et en aval de l'industrie pétrolière canadienne

L'industrie pétrolière canadienne comprend trois composantes : en amont, à mi-chemin et en aval.

En amont

Le secteur pétrolier en amont est aussi communément appelé secteur de l' exploration et de la production (E&P) .

Le secteur en amont comprend la recherche de gisements potentiels de pétrole brut et de gaz naturel souterrains ou sous-marins , le forage de puits d'exploration, puis le forage et l'exploitation des puits qui récupèrent et ramènent le pétrole brut et/ou le gaz naturel brut à la surface. Avec le développement de méthodes d'extraction du méthane des filons de charbon , il y a eu une évolution significative vers l'inclusion du gaz non conventionnel dans le secteur en amont, et des développements correspondants dans le traitement et le transport du gaz naturel liquéfié (GNL) . Le secteur amont de l'industrie pétrolière comprend l' extraction du pétrole , usine de production d' huile , raffinerie de pétrole et de puits de pétrole .

Vue d'ensemble d'un système d'oléoduc de la tête de puits aux consommateurs en aval

À mi-chemin

Le secteur intermédiaire comprend le transport, le stockage et la commercialisation en gros de produits pétroliers bruts ou raffinés. Le Canada possède un vaste réseau de pipelines - plus de 840 000 km - qui transportent du pétrole brut et du gaz naturel à travers le pays. Il existe quatre principaux groupes de pipelines : les pipelines de collecte, d'alimentation, de transport et de distribution. Les pipelines de collecte transportent le pétrole brut et le gaz naturel des puits forés dans le sous-sol jusqu'aux batteries de pétrole ou aux installations de traitement du gaz naturel. La majorité de ces pipelines se trouvent dans des régions productrices de pétrole de l'Ouest canadien. Les pipelines d'alimentation transportent le pétrole brut, le gaz naturel et les liquides de gaz naturel (LGN) des batteries, des installations de traitement et des réservoirs de stockage vers la partie longue distance du système de transport : les pipelines de transport. Ce sont les principaux transporteurs de pétrole brut, de gaz naturel et de LGN à l'intérieur des provinces et au-delà des frontières provinciales ou internationales, où les produits sont soit envoyés aux raffineries, soit exportés vers d'autres marchés. Enfin, les pipelines de distribution sont le conduit de livraison du gaz naturel aux clients en aval, tels que les services publics locaux, puis distribués aux foyers et aux entreprises. Si les pipelines sont presque à pleine capacité ou inexistants dans certaines régions, le pétrole brut est alors transporté par voie terrestre par chemin de fer ou par camion , ou par voie d'eau par des navires .

Les opérations intermédiaires sont souvent considérées comme incluant certains éléments des secteurs en amont et en aval. Par exemple, le secteur intermédiaire peut comprendre des usines de traitement du gaz naturel qui purifient le gaz naturel brut ainsi que l'extraction et la production de soufre élémentaire et de liquides de gaz naturel (LGN) en tant que produits finis. Les fournisseurs de services Midstream au Canada font référence à Barge entreprises, chemin de fer entreprises, camionnage et le transport entreprises, transport par pipeline entreprises, la logistique et la technologie entreprises, Transbordement entreprises et aux développeurs et aux opérateurs de terminaux. Le développement des énormes réserves de sables bitumineux de l'Alberta serait facilité par l'amélioration du réseau de pipelines nord-américain qui transporterait le dilbit vers les raffineries ou les installations d'exportation.

En aval

Le secteur en aval fait généralement référence au raffinage du pétrole brut et au traitement et à la purification du gaz naturel brut , ainsi qu'à la commercialisation et à la distribution de produits dérivés du pétrole brut et du gaz naturel . Le secteur aval petites touches consommateurs grâce à des produits tels que l' essence ou l' essence , le kérosène , le carburéacteur , l' huile diesel , l' huile de chauffage , fiouls , lubrifiants , cires , bitume , gaz naturel et gaz de pétrole liquéfié (GPL) , ainsi que des centaines de produits pétrochimiques . Les opérations intermédiaires sont souvent incluses dans la catégorie en aval et considérées comme faisant partie du secteur en aval.

Huile brute

Le pétrole brut, par exemple, le Western Canadian Select (WCS) est un mélange de plusieurs variétés d' hydrocarbures et contient le plus souvent de nombreux composés soufrés . Le processus de raffinage convertit la majeure partie de ce soufre en sulfure d'hydrogène gazeux . Le gaz naturel brut peut également contenir du sulfure d'hydrogène gazeux et des mercaptans contenant du soufre , qui sont éliminés dans les usines de traitement du gaz naturel avant que le gaz ne soit distribué aux consommateurs. Le sulfure d'hydrogène éliminé lors du raffinage et du traitement du pétrole brut et du gaz naturel est ensuite converti en soufre élémentaire sous-produit. En fait, la grande majorité des 64 000 000 tonnes métriques de soufre produites dans le monde en 2005 étaient des sous-produits de soufre provenant des raffineries et des usines de traitement du gaz naturel.

Capacité d'exportation

La production totale de pétrole brut canadien, dont la majeure partie provient du bassin sédimentaire de l' Ouest canadien (BSOC), devrait passer de 3,85 millions de barils par jour (b/j) en 2016 à 5,12 millions de b/j d'ici 2030. Les sables bitumineux de l'Alberta représentent la majeure partie de la croissance et devraient passer de 1,3 million de b/j en 2016 à 3,7 millions de b/j en 2030. Le bitume des sables bitumineux doit être mélangé avec un diluant afin de diminuer sa viscosité et sa densité afin de qu'il peut facilement circuler dans les pipelines. L'ajout de diluant ajoutera environ 200 000 b/j aux volumes totaux de pétrole brut au Canada, pour un total de 1,5 million de barils supplémentaires par jour nécessitant la création d'une capacité de transport supplémentaire vers les marchés. La capacité de livraison actuelle dans l'Ouest canadien est limitée, car les producteurs de pétrole commencent à dépasser le mouvement de leurs produits.

Les mesures de capacité des pipelines sont complexes et sujettes à variabilité. Ils dépendent d'un certain nombre de facteurs, tels que le type de produit transporté, les produits avec lesquels il est mélangé, les réductions de pression, la maintenance et les configurations de pipeline. Les principaux oléoducs sortant de l'Ouest canadien ont une capacité de transport nominale de 4,0 millions de b/j. En 2016, cependant, la capacité du pipeline était estimée à 3,9 millions de b/j, et en 2017, l' Association canadienne des producteurs pétroliers (ACPP) a estimé la capacité du pipeline à 3,3 millions de b/j. Le manque de capacité de pipeline disponible pour le pétrole oblige les producteurs de pétrole à se tourner vers des modes de transport alternatifs, tels que le rail.

Les expéditions de brut par chemin de fer devraient augmenter à mesure que les pipelines existants atteignent leur capacité maximale et que les pipelines proposés subissent des retards d'approbation. La capacité de chargement ferroviaire de brut dans l'Ouest canadien est proche de 1,2 million de b/j, bien que cela varie en fonction de plusieurs facteurs, notamment la longueur des trains-blocs, la taille et le type de wagons utilisés et les types de pétrole brut chargé. D'autres études, cependant, estiment la capacité de chargement ferroviaire actuelle dans l'Ouest canadien à 754 000 b/j. L' Agence internationale de l'énergie (AIE) prévoit que les exportations de brut par rail passeront de 150 000 b/j fin 2017 à 390 000 b/j en 2019, ce qui est bien supérieur au record de 179 000 b/j en 2014. L'AIE prévient également que les expéditions ferroviaires pourraient atteindre 590 000 b/j en 2019, à moins que les producteurs ne stockent leur brut produit pendant les mois de pointe. L'industrie pétrolière du BSOC devra peut-être continuer à dépendre du rail dans un avenir prévisible, car aucune nouvelle capacité pipelinière importante ne devrait être disponible avant 2019. La capacité - dans une certaine mesure - est là, mais les producteurs doivent être prêts à payer une prime pour transporter le brut par chemin de fer.   

Se rendre à la marée

Le Canada a accès à l'eau de la marée ouest depuis 1953, avec une capacité d'environ 200 000 à 300 000 b/j [1] via le pipeline Kinder Morgan. Il existe un mythe perpétué dans les médias canadiens selon lequel les producteurs canadiens de pétrole WCS auront un meilleur accès aux « prix internationaux » avec un meilleur accès aux eaux de marée [2] , cependant, cette affirmation ne tient pas compte de l'accès existant. Les expéditions vers l'Asie ont atteint leur sommet en 2012 lorsque l'équivalent de neuf pétroliers entièrement chargés ont quitté Vancouver pour la Chine. Depuis, les exportations de pétrole vers l'Asie ont complètement chuté [3] au point que la Chine n'a importé que 600 barils de pétrole en 2017 [4] . En ce qui concerne l'affirmation selon laquelle le Canada n'a pas accès aux « prix internationaux », de nombreux économistes dénoncent le concept selon lequel le Canada a accès à l'économie mondialisée comme étant ridicule et attribuent la différence de prix aux coûts d'expédition de brut lourd et acide sur des milliers de kilomètres. , aggravée par une offre excédentaire dans les destinations capables de traiter l'huile susmentionnée [5] . En raison d'un doublement d'un modèle « production et exportation » parié par les plus grands acteurs des sables bitumineux, les producteurs ont récemment (2018) rencontré un problème de suroffre et ont demandé de nouvelles subventions gouvernementales pour atténuer le coup de leurs erreurs de calcul financières plus tôt. cette décennie. Les ports d'accès privilégiés comprennent les ports du golfe des États-Unis via le pipeline Keystone XL au sud, la côte Pacifique de la Colombie-Britannique à Kitimat via les pipelines Enbridge Northern Gateway et la ligne Trans Mountain jusqu'à Vancouver, en Colombie-Britannique. Frustré par les retards dans l'obtention de l'approbation pour Keystone XL , les pipelines Enbridge Northern Gateway et l'expansion de la canalisation existante de Trans Mountain jusqu'à Vancouver , l'Alberta a intensifié l'exploration de projets nordiques, comme la construction d'un pipeline jusqu'au hameau nord de Tuktoyatuk près de la rivière Beaufort Sea , "pour aider la province à acheminer son pétrole jusqu'à la marée, le rendant disponible pour l'exportation vers les marchés d'outre-mer". Sous le premier ministre Stephen Harper , le gouvernement canadien a dépensé 9 millions de dollars en mai 2012 et 16,5 millions de dollars en mai 2013 pour promouvoir Keystone XL. Aux États-Unis, les démocrates craignent que Keystone XL ne facilite simplement l'acheminement des produits des sables bitumineux de l'Alberta jusqu'à la marée pour les exporter vers la Chine et d'autres pays via la côte américaine du golfe du Mexique.

En 2013, Generating for Seven Generations (G7G) et AECOM ont reçu 1,8 million de dollars de financement d' Alberta Energy pour étudier la faisabilité de la construction d'un chemin de fer du nord de l'Alberta au port de Valdez, en Alaska . Le chemin de fer proposé de 2 440 km serait capable de transporter de 1 à 1,5 million de barils par jour de bitume et de produits pétroliers, ainsi que d'autres marchandises, jusqu'à la marée (en évitant l' interdiction des pétroliers le long de la côte nord de la Colombie-Britannique). La dernière étape de l'itinéraire - Delta Junction à travers la chaîne de montagnes côtière jusqu'à Valdez - n'a pas été jugée économiquement réalisable par chemin de fer ; une alternative, cependant, peut être le transfert de produits vers le système sous-utilisé de pipeline Trans Alaska (TAPS) à Valdez.

Port Metro Vancouver possède un certain nombre de terminaux pétroliers, dont le terminal Suncor Burrard à Port Moody, le terminal Imperial Oil Ioco à Burrard Inlet East et les terminaux Kinder Morgan Westridge, Shell Canada Shellburn et Chevron Canada Stanovan à Burnaby.

Débat sur le pipeline contre le rail

Le débat public entourant les compromis entre le transport par pipeline et le transport ferroviaire s'est développé au cours de la dernière décennie à mesure que la quantité de pétrole brut transporté par rail a augmenté. Il a été revigoré en 2013 après la catastrophe meurtrière de Lac-Mégantic au Québec lorsqu'un train de marchandises a déraillé et déversé 5,56 millions de litres de pétrole brut, ce qui a entraîné des explosions et des incendies qui ont détruit une grande partie du cœur de la ville. La même année, un train transportant du propane et du brut a déraillé près de Gainford, en Alberta, entraînant deux explosions, mais aucun blessé ni mort. Ces accidents ferroviaires , entre autres exemples, ont fait craindre que la réglementation du transport ferroviaire soit inadéquate pour les expéditions de pétrole brut à grande échelle. Des défaillances de pipeline se produisent également, par exemple, en 2015, un pipeline Nexen s'est rompu et a laissé échapper 5 millions de litres de pétrole brut sur environ 16 000 m 2 à l' installation de sables bitumineux de Long Lake au sud de Fort McMurray. Bien que le transport par pipeline et le transport ferroviaire soient généralement assez sûrs, aucun des deux modes de transport n'est sans risque. Cependant, de nombreuses études indiquent que les pipelines sont plus sûrs, en fonction du nombre d'événements (accidents et incidents) pondérés par la quantité de produit transporté. Entre 2004 et 2015, la probabilité d'accidents ferroviaires au Canada était 2,6 fois plus élevée que pour les pipelines par millier de barils d'équivalent pétrole (Mbep). Les produits du gaz naturel étaient 4,8 fois plus susceptibles d'avoir un accident ferroviaire par rapport aux produits similaires transportés par pipeline. Les critiques se demandent si les pipelines transportant du bitume dilué provenant des sables bitumineux de l'Alberta sont plus susceptibles de se corroder et de provoquer des incidents, mais les preuves montrent que le risque de corrosion n'est pas différent de celui des autres pétroles bruts.

Frais

Une étude réalisée en 2017 par le National Bureau of Economic Research a révélé que contrairement à la croyance populaire, la somme des coûts des émissions de pollution atmosphérique et de gaz à effet de serre (GES) est considérablement plus élevée que les coûts des accidents et des déversements pour les pipelines et le rail. Pour le pétrole brut transporté depuis la formation Bakken du Dakota du Nord , les coûts de la pollution atmosphérique et des émissions de gaz à effet de serre sont considérablement plus élevés pour le rail que pour les pipelines. Pour les pipelines et les chemins de fer, l' estimation centrale de la Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration (PHMSA) des coûts des déversements et des accidents est de 62 $ US et 381 $ US par million de barils milles transportés, respectivement. Les coûts totaux de GES et de pollution atmosphérique sont 8 fois plus élevés que les coûts des accidents et des déversements pour les pipelines (531 $ US contre 62 $ US) et 3 fois plus élevés pour le rail (1015 $ US contre 381 $ US).

Enfin, le transport du pétrole et du gaz par rail est généralement plus coûteux pour les producteurs que le transport par pipeline. En moyenne, il en coûte entre 10 et 15 $ US le baril pour transporter le pétrole et le gaz par chemin de fer contre 5 $ le baril pour le pipeline. En 2012, 16 millions de barils de pétrole ont été exportés vers les États-Unis par chemin de fer. En 2014, ce nombre est passé à 59 millions de barils. Bien que les quantités aient diminué à 48 millions en 2017, les avantages concurrentiels offerts par le rail, notamment son accès aux régions éloignées ainsi que l'absence de défis réglementaires et sociaux par rapport à la construction de nouveaux pipelines, en feront probablement un mode de transport viable pour les années à venir. Les deux modes de transport jouent un rôle dans le transport efficace du pétrole, mais chacun a ses propres compromis en termes d'avantages qu'il offre.

Organismes de réglementation au Canada

Voir aussi Politique énergétique du Canada

La compétence sur l'industrie pétrolière au Canada, qui comprend les politiques énergétiques régissant l'industrie pétrolière, est partagée entre les gouvernements fédéral et provinciaux et territoriaux . Les gouvernements provinciaux ont compétence sur l'exploration, le développement, la conservation et la gestion des ressources non renouvelables telles que les produits pétroliers. La compétence fédérale en matière d'énergie s'occupe principalement de la réglementation du commerce interprovincial et international (qui comprenait les pipelines) et du commerce, ainsi que de la gestion des ressources non renouvelables telles que les produits pétroliers sur les terres fédérales .

Ressources naturelles Canada (RNCan)

La Division de la politique pétrolière et gazière et des affaires réglementaires (Division du pétrole et du gaz) de Ressources naturelles Canada (RNCan) fournit un examen annuel et des résumés des tendances de l'industrie du pétrole brut, du gaz naturel et des produits pétroliers au Canada et aux États-Unis (É.-U.)

Office national de l'énergie

Jusqu'en février 2018, l'industrie pétrolière était également réglementée par l' Office national de l'énergie (ONE), un organisme de réglementation fédéral indépendant . L'ONÉ réglementait le transport interprovincial et international par oléoduc et gazoduc et les lignes de transport d' électricité ; l'exportation et l'importation de gaz naturel sous licences à long terme et commandes à court terme, les exportations de pétrole sous licences à long terme et commandes à court terme (aucune demande d'exportations à long terme n'a été déposée ces dernières années), et les terres frontalières et les zones extracôtières non couvertes par les accords de gestion provinciaux/fédéraux.

En 1985, le gouvernement fédéral et les gouvernements provinciaux de l' Alberta , de la Colombie-Britannique et de la Saskatchewan ont convenu de déréglementer les prix du pétrole brut et du gaz naturel. Pétrole extracôtier du Canada atlantique est administré sous une responsabilité fédérale et provinciale conjointe en Nouvelle - Écosse et à Terre - Neuve - et - Labrador .

Organismes de réglementation provinciaux

Il y avait peu de règlements dans les premières années de l'industrie pétrolière. À Turner Valley , en Alberta, par exemple, où le premier gisement important de pétrole a été découvert en 1914, il était courant d'extraire une petite quantité de liquides pétroliers en brûlant environ 90 % du gaz naturel. Selon un rapport de 2001, cette quantité de gaz aurait valu des milliards. En 1938, le gouvernement provincial de l'Alberta a réagi à la combustion ostentatoire et inutile du gaz naturel. Au moment où le pétrole brut a été découvert dans le champ de Turner Valley, en 1930, la majeure partie du plafond de gaz libre avait été brûlée à la torche. L'Alberta Petroleum and Natural Gas Conservation Board (aujourd'hui connu sous le nom d' Energy Resources Conservation Board ) a été créé en 1931 pour lancer des mesures de conservation, mais à ce moment-là, la dépression a provoqué un déclin de l'intérêt pour la production pétrolière dans la vallée de Turner, qui a été relancé de 1939 à 1945. .

Voir également

Les références

Lectures complémentaires

Liens externes