Canadian Natural Resources Limited (Canadian Natural) agiert als kanadisches unabhängiges Energieunternehmen.
Das Unternehmen ist in den Bereichen Akquisition, Exploration, Entwicklung, Produktion, Vermarktung und Verkauf von Rohöl, Erdgas und NGLs tätig. Die Hauptbetriebsregionen des Unternehmens sind Westkanada, der britische Sektor der Nordsee und Offshore-Afrika.
Das Unternehmen betreibt und unterhält einen großen Anteil an den Aussichten, an denen es beteiligt ist. Der Geschäftsansatz des...
Canadian Natural Resources Limited (Canadian Natural) agiert als kanadisches unabhängiges Energieunternehmen.
Das Unternehmen ist in den Bereichen Akquisition, Exploration, Entwicklung, Produktion, Vermarktung und Verkauf von Rohöl, Erdgas und NGLs tätig. Die Hauptbetriebsregionen des Unternehmens sind Westkanada, der britische Sektor der Nordsee und Offshore-Afrika.
Das Unternehmen betreibt und unterhält einen großen Anteil an den Aussichten, an denen es beteiligt ist. Der Geschäftsansatz des Unternehmens besteht darin, große Projektinventare und Produktdiversifizierung bei jedem seiner Produkte aufrechtzuerhalten: SCO, Erdgas, leichtes und mittelschweres Rohöl und NGLs, Bitumen (Thermisches Öl), primäres schweres Rohöl und Pelican Lake schweres Rohöl. Die Midstream-Vermögenswerte des Unternehmens, hauptsächlich bestehend aus zwei betriebenen Pipelinesystemen (ECHO und Pelican Lake) und einem 50%igen Anteil an einem 84-Megawatt-Kraft-Wärme-Kopplungsanlage in Primrose, stellen die Infrastruktur zur Unterstützung der Schweröl- und Bitumenbetriebe des Unternehmens bereit. Zu den Midstream-Vermögenswerten gehören auch ein 50%iger Eigenkapitalanteil an der North West Redwater Partnership.
Im Rahmen des fortlaufenden Fokus des Unternehmens auf Technologie und Innovation sowie der Reduzierung seines ökologischen Fußabdrucks hat das Unternehmen zuvor Projekte wie die Erfassung, Speicherung und Nutzung von Kohlendioxid sowie Programme zur Reduzierung von Methanemissionen an den Unternehmensstandorten implementiert und setzt diese fort. Darüber hinaus installiert das Unternehmen, wo angebracht, Ausrüstungen, die von erneuerbaren Energiequellen betrieben werden.
Das Unternehmen hat 20-jährige Transportvereinbarungen zur Verschiffung von 94.000 Barrel/Tag Rohöl auf der Trans Mountain Pipeline Expansion (TMX), die den Zugang zu internationalen Märkten über Wasser ermöglichen wird. Der Bau der TMX war zum 12. Januar 2024 zu etwa 98% abgeschlossen. Die Trans Mountain Corporation hat angekündigt, dass sie auf eine geplante Inbetriebnahmedatum im zweiten Quartal 2024 hinarbeitet.
Nordost-Britisch-Kolumbien
Die Region Nordost-Britisch-Kolumbien hält einen bedeutenden Teil der Montney-Formation und bietet Exploration- und Entwicklungsmöglichkeiten in Kombination mit einer bedeutenden kontrollierten Infrastruktur. Die Explorationsstrategie konzentriert sich auf eine umfassende Bewertung durch zweidimensionale seismische, dreidimensionale seismische und die Ausrichtung wirtschaftlicher Aussichten in der Nähe bestehender Infrastruktur.
Diese Region umfasst auch die Montney-Naturgasvorkommen von Septimus, Umbach/Nig und Townsend mit eigener Naturgasverarbeitungskapazität sowie dedizierter Naturgasverarbeitungskapazität von Drittanbietern. Der südliche Teil dieser Region umfasst die BC Foothills-Vermögenswerte des Unternehmens, wo Erdgas aus den tiefen Mississippian- und Triassic-Formationen in diesem stark strukturierten Gebiet produziert wird.
Nordwest-Alberta
Diese Region liegt westlich von Edmonton, Alberta, entlang der Grenze von British Columbia und Alberta und bietet eine erstklassige Landbasis im Deep Basin, Multi-Zonen-, flüssigkeitsreichen Naturgas- und leichten Rohölfairway. Nordwest-Alberta verfügt über eine bedeutende Montney- und Spirit River-Landbasis und bietet Exploration- und Entwicklungsmöglichkeiten in Kombination mit einem umfangreichen Portfolio an eigenen und betriebenen Infrastruktureinrichtungen. In dieser Region produziert das Unternehmen flüssigkeitsreiches Naturgas aus mehreren, oft technisch komplexen Horizonten, mit Bildungstiefen von 700 bis 4.500 Metern. Standorte werden mit zweidimensionaler und dreidimensionaler Seismik identifiziert, um Kanal- und Uferbereiche vorherzusagen. Der südwestliche Teil dieser Region enthält auch bedeutende Foothills-Vermögenswerte, aus denen Erdgas aus den tiefen Mississippian- und Triassic-Formationen produziert wird.
Nördliche Ebenen
Diese Region beginnt südlich von Edmonton, Alberta, und erstreckt sich nach Norden bis nach Fort McMurray, Alberta, und von Nordwest-Alberta nach West-Saskatchewan. Über den Großteil der Region werden sowohl süße als auch saure Naturgasreserven aus zahlreichen produktiven Horizonten in Tiefen von bis zu etwa 1.500 Metern produziert. Im südwestlichen Teil der Region werden auch leichtes Rohöl und NGLs in etwas größeren Tiefen gefunden. Das Unternehmen zielt in diesem Bereich auf risikoarme Explorations- und Entwicklungsmöglichkeiten ab.
In dieser Region sind die primären Schwerölproduktionsbestände des Unternehmens das Ergebnis von Kronlandkäufen und -akquisitionen. Das zu 100% im Besitz des Unternehmens befindliche ECHO-Pipelinesystem befindet sich ebenfalls in dieser Region. Die ECHO-Pipeline hat eine Kapazität von bis zu 78.000 Barrel/Tag, was es dem Unternehmen ermöglicht, seine eigenen Produktionsmengen zu reduzierten Produktionskosten zu transportieren. Diese Pipeline verbessert die Fähigkeit des Unternehmens, die gesamte Palette der mit der Entwicklung und Vermarktung seines schweren Rohöls verbundenen Kosten zu kontrollieren.
Im nördlichen Teil dieser Region, etwa 200 Meilen nördlich von Edmonton, Alberta, befinden sich die Vermögenswerte des Unternehmens am Pelican Lake. Diese Vermögenswerte produzieren schweres Pelican Lake-Rohöl aus der Wabasca-Formation mit API-Gravuren von 12°-17°. Die Produktionskosten sind gering aufgrund des Fehlens von Sandproduktion und den damit verbundenen Entsorgungsanforderungen sowie der vorhandenen Sammel- und Pipelineeinrichtungen. Das Unternehmen hat die Hauptbesitzposition in der erforderlichen Infrastruktur, Straßen, Bohrplattformen, Sammel- und Verkaufspipelines, Batterien, Gasanlagen und Kompressoren, um die wirtschaftliche Entwicklung des großen Rohölvorkommens auf den Ländereien sicherzustellen, einschließlich der zu 100% im Besitz und betriebenen Pelican Lake-Pipeline und drei großen Ölbatterien mit einer Kapazität von 85.000 Barrel/Tag.
Das Unternehmen hat ein 100%iges Interesse an den betrieblichen thermischen SAGD-Vermögenswerten in Jackfish und an den nicht entwickelten Pike-Ländereien neben Jackfish. Die Infrastruktur in Jackfish besteht aus drei Verarbeitungsanlagen und Sammelsystemen mit einer kombinierten Kapazität von 120.000 Barrel/Tag. Das Unternehmen hat die Entscheidung zur Entwicklung des Pike 1-Projekts genehmigt. Bohrungen und Pipeline-Entwicklung zur Unterstützung des Pike 1-Projekts sollen Ende 2024 beginnen. Das Pike 1-Projekt soll nach Fertigstellung voraussichtlich 25.000 Barrel/Tag hinzufügen, was für 2027 geplant ist.
Südliche Ebenen und Südost-Saskatchewan
Die Region der südlichen Ebenen liegt hauptsächlich südlich der nördlichen Ebenen bis zur Grenze zu den Vereinigten Staaten und erstreckt sich bis nach West-Saskatchewan. Das Gebiet von Südost-Saskatchewan liegt im südöstlichen Teil der Provinz und erstreckt sich bis nach Manitoba und produziert hauptsächlich leichtes saures Rohöl aus mehreren produktiven Horizonten in Tiefen von bis zu 2.700 Metern.
Ölsandabbau und Aufbereitung
Horizon: Das Unternehmen besitzt ein 100%iges Arbeitsinteresse an seinen Horizon-Ölsandkonzessionen, die etwa 70 Kilometer nördlich von Fort McMurray, Alberta, liegen. Im Jahr 2021 schloss das Unternehmen den Erwerb eines 5%igen Netto-Carried-Interesses an einer bestehenden Ölsandkonzession des Unternehmens ab.
Die Ölsandressource bei Horizon Oil Sands befindet sich in der kreidezeitlichen McMurray-Formation, die weiter in drei informelle Mitglieder unterteilt ist: unteres, mittleres und oberes. Der Großteil der Ölsandressource von Horizon befindet sich in der unteren und mittleren McMurray-Formation in Tiefen von 50 bis 100 Metern unter der Oberfläche.
Horizon Oil Sands, das über eine private Straße und einen privaten Flugplatz erreichbar ist, umfasst Oberflächenölsandabbau, Bitumenextraktion, Bitumenaufbereitung und zugehörige Infrastruktur. Der Ölsandabbau erfolgt mit konventioneller LKW- und Schaufeltechnologie. Das Erz wird dann durch Extraktions- und Schaumbehandlungsanlagen verarbeitet, um Bitumen zu produzieren, das vor Ort zu SCO aufbereitet wird. Das SCO wird über eine Pipeline zur Verteilung in den Raum Edmonton transportiert. Zwei Vor-Ort-Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen mit einer kombinierten Nennleistung von 180 Megawatt liefern Strom und Dampf für den Betrieb.
AOSP: Im Jahr 2017 erwarb das Unternehmen ein kombiniertes direktes und indirektes 70%iges Interesse an AOSP, einem Ölsandabbau- und Aufbereitungs-Gemeinschaftsunternehmen in Alberta, Kanada. Das Unternehmen betreibt die Bergbau- und Extraktionsanlagen von AOSP, die sich in der Athabasca-Region in der Nähe von Fort McMurray, Alberta, befinden und die Muskeg River- und Jackpine-Minen umfassen. Shell betreibt den Scotford Upgrader, einschließlich des Quest-Projekts, das sich in der Nähe von Fort Saskatchewan, nordöstlich von Edmonton, Alberta, befindet und die LC FINING-Technologie nutzt, um Rückstände effizient zu Hydrieren zu hochwertigen Brennölen und Kraftstoffen.
Die Bruttokapazität der kombinierten AOSP-Minen beträgt etwa 320.000 Barrel/Tag Bitumen. Shell erhielt 2013 die Genehmigung des Joint Review Panel sowie anderer damit verbundener Genehmigungen für eine 100.000 Barrel/Tag-Erweiterung der Jackpine-Mine und im Jahr 2019 wurden die verbleibenden wesentlichen Antragsgenehmigungen erhalten.
Vereinigtes Königreich Nordsee
Durch seine hundertprozentige Tochtergesellschaft CNR International (U.K.) Limited ist das Unternehmen in der Nordsee tätig und verfügt über eine bedeutende Datenbank, umfangreiche Betriebserfahrung und qualifiziertes Personal. Im Jahr 2023 produzierte das Unternehmen aus 8 Rohöl-Feldern.
Die nördlichen Felder konzentrieren sich um das Ninian-Feld, in dem das Unternehmen ein zu 100% betriebenes Arbeitsinteresse hat. Die zentrale Verarbeitungsanlage ist mit anderen Feldern verbunden, darunter die Strathspey-, Columba BD-, Columba E- und Lyell-Felder, in denen das Unternehmen mit Arbeitsinteressen von 91,6% bis 100% tätig ist.
Im zentralen Teil der Nordsee hält das Unternehmen ein zu 100% betriebenes Arbeitsinteresse am T-Block (bestehend aus den Tiffany-, Toni- und Thelma-Feldern).
Das Unternehmen erhält Tarifeinnahmen von Dritten für die Verarbeitung von Rohöl und Erdgas durch bestimmte Verarbeitungsanlagen.
Die Stilllegungsaktivitäten an den Feldern Banff und Kyle begannen im zweiten Quartal 2020 mit der Einstellung der Produktion im Juni 2020. Die Stilllegungsaktivitäten sollen bis 2024 weitgehend abgeschlossen sein.
Das Unternehmen begann 2017 mit der Stilllegung der Ninian North-Plattform. Der Abbau und die Entsorgung der Plattform-Oberteile wurden 2021 abgeschlossen, und der Abbau und die Demontage des Jacken wurden 2022 abgeschlossen. Diese Stilllegungsaktivitäten wurden 2023 weitgehend abgeschlossen, und mit einem regulatorischen Abschluss wird 2024 gerechnet.
Offshore-Afrika
CÔte d’Ivoire
Das Unternehmen besitzt Anteile an zwei Lizenzen vor der Küste von CÔte d’Ivoire. Erstens ein zu 58,7% betriebenes Arbeitsinteresse am Espoir-Feld im Block CI-26, das in Wassertiefen von 100 bis 700 Metern liegt. Die Produktion aus East Espoir begann 2002 und aus West Espoir 2006. Das Rohöl aus den Feldern East und West Espoir wird auf einer dedizierten FPSO produziert, wobei das zugehörige Erdgas über eine Unterwasserleitung an Land für die lokale Stromerzeugung geliefert wird.
Zweitens ein zu 57,6% betriebenes Arbeitsinteresse am Baobab-Feld im Block CI-40, das acht Kilometer südlich der Espoir-Einrichtungen liegt und in Wassertiefen von 1.000 bis 1.400 Metern liegt. Die Produktion aus dem Baobab-Feld begann 2005.
Südafrika
Im Jahr 2012 wandelte das Unternehmen sein zu 100% im Besitz befindliches Öl-Unterlease in Bezug auf Block 11B/12B (der Block) vor der Südostküste Südafrikas in ein Erkundungsrecht für Erdöl für dieses Gebiet um. Das Unternehmen hat ein 20%iges nicht betriebenes Arbeitsinteresse am Block, nachdem es 2013 einen 50%igen Anteil am Erkundungsrecht in einem Farm-out-Geschäft abgegeben hat und 2018 zusätzlich ein 30%iges Interesse in zwei separaten Farm-out-Geschäften abgegeben hat. Im Jahr 2018 hat der Betreiber den stillgelegten Brulpadda-Erkundungsbrunnen auf dem Block wieder in Betrieb genommen und anschließend die Entdeckung von Naturgas und Kondensat aus diesem Vorkommen bekannt gegeben. Im Jahr 2020 hat der Betreiber das Bohren und Testen des Luiperd-Erkundungsbrunnens auf dem Block abgeschlossen und anschließend die Entdeckung von Naturgas und Kondensat auf diesem Vorkommen bekannt gegeben. Im Jahr 2022 hat der Betreiber im Namen der Erkundungsrechtsinhaber einen Antrag an die Regierung gestellt, das auslaufende Erkundungsrecht in ein Produktionsrecht umzuwandeln, und bereitet einen Entwicklungsplan für den Block vor (identifiziert als Produktionsrecht 013PR auf der obigen Karte).
Geschichte
Das Unternehmen wurde 1973 nach den Gesetzen der Provinz British Columbia gegründet. Es war früher als AEX Minerals Corporation bekannt und änderte seinen Namen 1975 in Canadian Natural Resources Limited.
