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| Arenas petrolíferas de Athabasca | |
|---|---|
 | |
| País | Canadá |
| Región | Norte de alberta |
| Offshore / onshore | En tierra, minería |
| Coordenadas | 57 ° 01′N 111 ° 39′W / 57.02 ° N 111.65 ° W Coordenadas : 57.02 ° N 111.65 ° W57 ° 01′N 111 ° 39′W / |
| Operadores | Syncrude , Suncor Energy , Canadian Natural Resources , Total SA , Imperial Oil , Petro Canada , Devon Energy , Husky Energy , Statoil , Nexen |
| Socios | Chevron Corporation , Marathon Oil , ConocoPhillips , BP , Occidental Petroleum |
| Historia de campo | |
| Descubrimiento | 1848 |
| Inicio de la producción | 1967 |
| Producción | |
| Producción actual de petróleo | 1.300.000 barriles por día (~ 6,5 × 10 7 t / a) [1] |
| Aceite estimado en su lugar | 133.000 millones de barriles (~ 1,81 × 10 10 t) [2] |
| Produciendo formaciones | McMurray , Clearwater , Grand Rapids |
Las arenas petrolíferas de Athabasca , también conocidas como arenas bituminosas de Athabasca , son grandes depósitos de betún o petróleo crudo extremadamente pesado , ubicados en el noreste de Alberta , Canadá, aproximadamente centrados en la ciudad en auge de Fort McMurray . Estas arenas petrolíferas , alojadas principalmente en la Formación McMurray , consisten en una mezcla de betún crudo (una forma semisólida de petróleo crudo similar a una roca), arena de sílice, minerales arcillosos y agua. El depósito de Athabasca es el mayor depósito conocido de betún crudo en el mundo y el más grande de los tres principales depósitos de arenas petrolíferas de Alberta, junto con el cercano río Peace yDepósitos de Cold Lake (este último se extiende hasta Saskatchewan ). [3]
Juntos, estos depósitos de arena bituminosa se encuentran debajo de 141.000 kilómetros cuadrados (54.000 millas cuadradas) de bosque boreal y muskeg ( turberas ) y contienen alrededor de 1,7 billones de barriles (270 × 10 9 m 3 ) de betún en el lugar, comparable en magnitud a la reservas totales probadas de petróleo convencional del mundo . La Agencia Internacional de Energía (AIE) enumera las reservas económicamente recuperables, a precios de 2007 y tecnología moderna de producción de petróleo no convencional, en 178 mil millones de barriles (28,3 × 10 9 m 3 ), o alrededor del 10% de estos depósitos. [3] Estos contribuyen a que las reservas probadas totales de Canadá sean las terceras más grandes del mundo, después de Arabia Saudita y la Faja del Orinoco de Venezuela . [4]
Para 2009, los dos métodos de extracción utilizados fueron la extracción in situ , cuando el betún se encuentra más profundo dentro del suelo (que representará el 80 por ciento del desarrollo de las arenas petrolíferas) y la minería de superficie o a cielo abierto, cuando el betún está más cerca de la superficie. . Sólo el 20 por ciento del betún se puede extraer mediante métodos de minería a cielo abierto, [5] que implican la excavación a gran escala de la tierra con enormes palas hidráulicas y camiones de transporte pesado de 400 toneladas . La minería de superficie deja estanques de relaves tóxicos. Por el contrario, in situ utiliza técnicas más especializadas como el drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD). "El ochenta por ciento de las arenas bituminosas se desarrollará in situque representa el 97,5 por ciento de la superficie total de la región de arenas petrolíferas en Alberta ". [6] En 2006 el depósito Athabasca fue el único grandes arenas petrolíferas Embalse de en el mundo que era adecuado para a gran escala la minería de superficie , aunque la mayoría de este depósito solo puede producirse utilizando tecnología in situ desarrollada más recientemente . [4]
Historia [ editar ]
Las arenas petrolíferas de Athabasca llevan el nombre del río Athabasca, que atraviesa el corazón del depósito, y se observan fácilmente rastros de petróleo pesado en las orillas del río. Históricamente , el betún fue utilizado por los pueblos aborígenes Cree y Dene para impermeabilizar sus canoas. [7] Los depósitos de petróleo están ubicados dentro de los límites del Tratado 8 , y varias Primeras Naciones del área están involucradas con las arenas.
Historia temprana [ editar ]
Las arenas petrolíferas de Athabasca llamaron la atención de los comerciantes de pieles europeos por primera vez en 1719 cuando Wa-pa-su, un comerciante cree, llevó una muestra de arenas bituminosas al puesto de la Compañía de la Bahía de Hudson en York Factory en la Bahía de Hudson, donde Henry Kelsey era el gerente. . En 1778, Peter Pond , otro comerciante de pieles y fundador de la rival North West Company , se convirtió en el primer europeo en ver los depósitos de Athabasca después de explorar Methye Portage, que permitió el acceso a los ricos recursos de pieles del sistema del río Athabasca desde la bahía de Hudson. cuenca. [8]
En 1788, el comerciante de pieles Alexander Mackenzie , que dio nombre al río Mackenzie más tarde, recorrió rutas hacia el Ártico y el Pacífico, escribió: "A unas 24 millas [39 km] de la bifurcación (de los ríos Athabasca y Clearwater) se encuentran unas fuentes bituminosas en las que se puede insertar un poste de 6,1 m [20 pies] de largo sin la menor resistencia. El betún está en estado fluido y mezclado con goma, sustancia resinosa recogida del abeto abeto, sirve para engomar el Canoas de indios ". Fue seguido en 1799 por el cartógrafo David Thompson y en 1819 por el oficial naval británico John Franklin . [9]
John Richardson hizo la primera evaluación científica seria de las arenas bituminosas en 1848 cuando se dirigía al norte para buscar la expedición perdida de Franklin . El primer estudio patrocinado por el gobierno de las arenas bituminosas fue iniciado en 1875 por John Macoun , y en 1883, G. C. Hoffman del Servicio Geológico de Canadá intentó separar el betún de la arena bituminosa con el uso de agua e informó que se separaba fácilmente. En 1888, Robert Bell , director del Servicio Geológico de Canadá, informó a un Comité del Senado que "La evidencia ... apunta a la existencia en los valles de Athabasca y Mackenzie del campo petrolero más extenso de América, si no del mundo. . " [8]
El conde Alfred von Hammerstein (1870-1941), que llegó a la región en 1897, promovió las arenas petrolíferas de Athabasca durante más de cuarenta años, tomando fotografías con títulos descriptivos como "Arenas de alquitrán y asfalto que fluye en el distrito de Athabasca", que ahora son en la Biblioteca Nacional y Archivos Nacionales de Canadá. Fotos de las arenas petrolíferas de Athabasca también aparecieron en el libro más vendido de la escritora y aventurera canadiense Agnes Deans Cameron ( Cameron 1908 , p. 71) [10] titulado The New North: Being Some Account of a Woman's Journey through Canada al árticoque relató su viaje de ida y vuelta de 10,000 millas (16,000 km) al Océano Ártico. Después de este viaje y la publicación de su libro, viajó extensamente como conferencista, con diapositivas de linterna mágica de sus imágenes de Kodak, promoviendo la inmigración al oeste de Canadá en Oxford, Cambridge, St. Andrew's University y la Royal Geographical Society. [11] Sus fotografías se reprodujeron en 2011-2012 en una exhibición en el Museo Canadiense de Civilización en Ottawa, Ontario, Canadá. ( Gismondi 2012 , pág. 71) [12]Cameron estaba particularmente entusiasmado con la región de Athabaska y las arenas petrolíferas de Athabaska, que incluían fotos de los trabajos de perforación petrolera del conde Alfred Von Hammerstein a lo largo del río Athabasca. "Si bien el Conde no tuvo éxito en la perforación de" piscinas de petróleo de elefante ", el libro de Cameron y sus imágenes ... la convirtieron en una celebridad mediática". ( Gismondi 2012 , p. 71) [12] "En todo Canadá no hay nada más interesante tramo de vía fluvial que aquél en el que estamos entrando. Un movimiento de tierra aquí ha creado una línea de falla claramente visible a lo largo de setenta u ochenta millas a lo largo de la orilla del río, de la cual rezuma petróleo a intervalos frecuentes ... ... en abundancia ... Rezuma de cada fisura, y en un pozo de alquitrán bituminoso podemos pinchar un poste de seis metros y no encontrar resistencia.(1909, Cameron & 71 ) [10] citado en ( Gismondi 2012 , p. 71) [12]
En 1926, Karl Clark de la Universidad de Alberta recibió una patente para un proceso de separación de agua caliente que fue el precursor de los procesos de extracción térmica actuales. Varios intentos de implementarlo tuvieron distintos grados de éxito.
Un pionero en el descubrimiento y uso del gas natural fue Georg Naumann . Usó gas natural alrededor de 1940. [ cita requerida ]
Proyecto Oilsand [ editar ]
El Proyecto Oilsand, también conocido como Proyecto Oilsands, fue una propuesta de 1958 para explotar las arenas petrolíferas de Athabasca utilizando la detonación subterránea de explosivos nucleares ; [13] hipotéticamente, el calor y la presión creados por una detonación subterránea hervirían los depósitos de betún , reduciendo su viscosidad hasta el punto de que se podrían utilizar técnicas estándar de yacimientos petrolíferos . Los medios generales por los que iba a funcionar el plan se discutieron en el número de octubre de 1976 Bulletin of the Atomic Scientists . [14] Se otorgó una patente para el proceso que se pretendía: El proceso de estimulación de formaciones subterráneas petrolíferas con explosiones nucleares contenidas.por Bray, Knutson y Coffer, que se presentó por primera vez en 1964. [15] [16] Con la opción de calefacción nuclear considerada un precursor de algunas de las ideas nacientes de calefacción convencional que se sugieren actualmente y se utilizan para extraer petróleo de las regiones de Alberta Arenas petrolíferas de Athabasca. [17]
La propuesta, originalmente conocida como "Proyecto Caldero", fue ideada por el geólogo Manley L. Natland de Richfield Oil Corporation, con sede en Los Ángeles . Natland creía que una explosión subterránea era la forma más eficiente de generar el calor necesario para licuar el betún viscoso para que pudiera ser bombeado a la superficie por pozos convencionales. El proyecto fue concebido como parte de la Operación Plowshare , un proyecto de Estados Unidos para aprovechar las explosiones nucleares para aplicaciones pacíficas. Sin embargo, algunos expertos tenían dudas. En 1959, el pionero de las arenas bituminosas Robert Fitzsimmons de la International Bitumen Company escribió una carta al Edmonton Journal , diciendo"Si bien el escritor no sabe nada acerca de la energía nuclear y, por lo tanto, no está calificado para hacer una declaración definitiva en cuanto a sus [ sic ] resultados, sí sabe algo sobre el efecto que el calor seco tiene en esas arenas y se aventura a adivinar que si no es así convertir todo el depósito en un infierno ardiente es casi seguro que lo fundirá en una masa sólida de semi vidrio o coque ". [18]
En abril de 1959, el Departamento Federal de Minas aprobó el Proyecto Oilsand. [19] Sin embargo, antes de que el proyecto pudiera continuar más allá de los pasos preliminares, la postura del gobierno canadiense sobre el uso de dispositivos nucleares cambió. En abril de 1962, el secretario de Estado canadiense de Asuntos Exteriores , Howard Charles Green , dijo que "Canadá se opone a las pruebas nucleares, punto". [20] El historiador Michael Payne considera que estos cambios de 1962 en la opinión pública canadiense se deben al cambio en la percepción pública de los explosivos nucleares después de la Crisis de los misiles cubanos de 1962 , [21] El Proyecto Oilsand fue posteriormente cancelado. Primer Ministro John Diefenbakerdijo al Parlamento que la decisión de detonar una bomba atómica en o bajo suelo canadiense la tomaría Canadá, no los Estados Unidos, y ordenó que el Proyecto Caldero / Petróleo y se pusiera en suspensión permanente, citando el riesgo de trastornar a la Unión Soviética durante las negociaciones de desarme nuclear. realizado en Ginebra. [22]
El gobierno de los Estados Unidos continuó explorando los usos pacíficos de las detonaciones nucleares con la Operación Reja de arado , pero también terminó finalmente en 1977.
El científico social Benjamin Sovacool sostiene que el principal problema era que el petróleo y el gas producidos eran radiactivos, lo que provocó que los consumidores lo rechazaran. [23] En contraste, el petróleo y el gas son a veces considerablemente radioactivos de forma natural para empezar y la industria está preparada para lidiar con esto, además, en contraste con los esfuerzos de estimulación anteriores, [24] la contaminación de muchas pruebas posteriores no fue un problema espectacular, estaba cambiando principalmente la opinión pública debido a los temores sociales causados por eventos como la Crisis de los Misiles en Cuba , que resultó en protestas, [21]casos judiciales y hostilidad general que puso fin a la exploración estadounidense. Además, a medida que pasaban los años sin un mayor desarrollo y el cierre / reducción de las fábricas de armas nucleares de EE. UU., Esto comenzó a evaporar las ventajas de las economías de escala que habían existido anteriormente, con esto, se encontró cada vez más que la mayoría de los campos de EE. UU. Podrían ser estimulados. mediante técnicas no nucleares que probablemente resultaron más baratas. [25] [26] El esfuerzo de estimulación nuclear más exitoso y rentable que no resultó en problemas de contaminación del producto del cliente fue el Proyecto Neva de 1976 en el campo de gas Sredne-Botuobinsk en la Unión Soviética., hecho posible por múltiples explosivos de estimulación más limpios, estratos rocosos favorables y la posible creación de una cavidad subterránea de almacenamiento de contaminantes. [27] [28]
Grandes arenas petrolíferas canadienses [ editar ]
Las arenas petrolíferas, que suelen tener un espesor de 40 a 60 metros (130 a 200 pies) y se asientan sobre una piedra caliza relativamente plana , son de fácil acceso. Se encuentran debajo de 1 a 3 m (3 pies 3 a 9 pies 10 pulgadas) de muskeg anegado , de 0 a 75 metros (0 a 246 pies) de arcilla y arena estéril. Como resultado de la fácil accesibilidad, la primera mina de arenas petrolíferas del mundo estaba en las arenas petrolíferas de Athabasca.
La producción comercial de petróleo de las arenas petrolíferas de Athabasca comenzó en 1967, con la apertura de la planta Great Canadian Oil Sands (GCOS) en Fort McMurray . Fue el primer proyecto operativo de arenas petrolíferas en el mundo, propiedad de y operado por la empresa matriz estadounidense, Sun Oil Company . Cuando la planta de US $ 240 millones se inauguró oficialmente con una capacidad de 45.000 barriles por día (7.200 m 3 / d), marcó el inicio del desarrollo comercial de las arenas petrolíferas de Athabasca. En 2013, McKenzie-Brown incluyó al industrial J. Howard Pew como uno de los seis visionarios que construyeron las arenas petrolíferas de Athabasca. [29] En el momento de su muerte en 1971, Forbes clasificó a la familia PewMagazine como una de las media docena de familias más ricas de Estados Unidos. [30] The Great Canadian Oil Sands Limited (entonces una subsidiaria de Sun Oil Company pero ahora incorporada a una compañía independiente conocida como Suncor Energy Inc. ) produjo 30.000 barriles por día (4.800 m 3 / d) de petróleo crudo sintético. [31]
Crisis del petróleo [ editar ]
El verdadero tamaño de los depósitos de arenas petrolíferas canadienses se conoció en la década de 1970. La mina Syncrude es ahora la mina más grande (por área) del mundo, con minas que cubren potencialmente 140.000 km 2 (54.000 millas cuadradas). [32] (Aunque hay petróleo subyacente a 142.200 km 2 (54.900 millas cuadradas), que puede verse perturbado por la perforación y la extracción in situ, solo 4.800 km 2 (1.900 millas cuadradas) pueden ser extraídas en superficie y 904 km 2 (349 millas cuadradas) sq mi) hasta la fecha.)
El desarrollo se vio inhibido por la caída de los precios mundiales del petróleo, y la segunda mina, operada por el consorcio Syncrude , no comenzó a operar hasta 1978, después de que la crisis del petróleo de 1973 despertó el interés de los inversores. Sin embargo, el precio del petróleo descendió posteriormente y, aunque la crisis energética de 1979 hizo que los precios del petróleo volvieran a subir, durante la década de 1980, los precios del petróleo descendieron a niveles muy bajos, lo que provocó una reducción considerable de la industria petrolera.
En 1979, Sun formó Suncor fusionando sus intereses canadienses de refinación y venta minorista con Great Canadian Oil Sands y sus intereses convencionales de petróleo y gas. En 1981, el Gobierno de Ontario compró una participación del 25% en la empresa, pero la desinvirtió en 1993. En 1995, Sun Oil también desinvirtió su participación en la empresa, aunque Suncor mantuvo la marca minorista Sunoco en Canadá. Suncor aprovechó estas dos desinversiones para convertirse en una empresa pública independiente y de amplia participación .
Suncor continuó creciendo y continuó produciendo cada vez más petróleo de sus operaciones de arenas petrolíferas, independientemente de los precios fluctuantes del mercado, y finalmente se hizo más grande que su antigua empresa matriz. En 2009, Suncor adquirió la empresa petrolera de propiedad del gobierno canadiense, Petro-Canada , [33] [34], lo que convirtió a Suncor en la mayor empresa petrolera de Canadá y una de las mayores empresas canadienses. Suncor Energy es ahora una empresa canadiense totalmente ajena a su antigua empresa matriz estadounidense. Sun Oil Company se hizo conocida como Sunoco , pero luego dejó el negocio de producción y refinación de petróleo y desde entonces se ha convertido en un distribuidor minorista de gasolina propiedad deSocios de transferencia de energía de Dallas , Texas. En Canadá, Suncor Energy convirtió todas sus estaciones de Sunoco (que estaban todas en Ontario) en sitios de Petro-Canada para unificar todas sus operaciones minoristas posteriores bajo la bandera de Petro-Canada y dejar de pagar las tarifas de licencia para la marca Sunoco. A nivel nacional, el proveedor de productos upstream de Petro-Canada y la empresa matriz es Suncor Energy. Suncor Energy continúa operando solo un sitio minorista de Sunoco en Ontario. [35]
Producción de arenas bituminosas en el siglo XXI [ editar ]
A principios del siglo XXI, el desarrollo de arenas petrolíferas en Canadá comenzó a despegar, con una expansión en la mina Suncor, una nueva mina y expansión en Syncrude, y una nueva mina de Royal Dutch Shell asociada con su nuevo Scotford Upgrader cerca de Edmonton. . Se agregaron tres nuevos grandes proyectos de drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD): Foster Creek, Surmont y MacKay River, por diferentes compañías, todos los cuales han sido comprados desde entonces por compañías más grandes. [36]
La tercera mina de Shell Canadá comenzó a operar en 2003. Sin embargo, como resultado de los aumentos de los precios del petróleo desde 2003, las minas existentes se han ampliado considerablemente y se han construido otras nuevas.
Según la Junta de Energía y Servicios Públicos de Alberta, la producción de 2005 de bitumen crudo en las arenas petrolíferas de Athabasca fue la siguiente:
2005 producción de betún crudo Mío (m 3 / día) Barriles por día Mina Suncor 31.000 195.000 Syncrude mío 41,700 262.000 Mina Shell Canadá 26.800 169.000 Proyectos in situ 21,300 134.000 Total 120.800 760.000
A partir de 2006, la producción de arenas bituminosas había aumentado a 1.126.000 barriles por día (179.000 m 3 / d). Las arenas bituminosas eran para entonces la fuente del 62% de la producción total de petróleo de Alberta y del 47% de todo el petróleo producido en Canadá. [37] En 2010, la producción de arenas petrolíferas había aumentado a más de 1,6 millones de barriles por día (250.000 m 3 / d) para superar la producción de petróleo convencional en Canadá. El 53% de esto se produjo mediante minería a cielo abierto y el 47% mediante técnicas in situ. En 2012, la producción de petróleo de las arenas bituminosas fue de 1,8 millones de barriles por día (290.000 m 3 / d). [38]
Auge del petróleo de esquisto [ editar ]
El desarrollo masivo de la extracción de petróleo ajustado en las cuencas de Bakken y Permian en los Estados Unidos transformó su industria rápidamente, reduciendo drásticamente las importaciones de petróleo extranjero. Al igual que con las arenas bituminosas, los costos de producción del petróleo de esquisto son más altos que los del petróleo convencional. Una combinación de factores, entre ellos el exceso de oferta y las rivalidades geopolíticas, hizo bajar el precio del petróleo de más de 100 dólares el barril en 2013 a menos de 40 dólares tres años después. La persistencia de los bajos precios del petróleo llevó a las empresas a cancelar nuevas inversiones en las arenas petrolíferas.
Incendio forestal de Fort McMurray [ editar ]
De mayo a julio de 2016, un incendio forestal se extendió desde Fort McMurray a través del norte de Alberta , consumiendo aproximadamente 590,000 hectáreas (1,500,000 acres) de áreas boscosas y destruyendo aproximadamente 2,400 casas y edificios. 88.000 personas se vieron obligadas a abandonar sus hogares en lo que se convirtió en la mayor evacuación por incendio forestal en la historia de Alberta y el desastre más costoso de la historia de Canadá .
El incendio forestal detuvo la producción de arenas petrolíferas en las instalaciones al norte de Fort McMurray. Shell Canadá cerró la producción en su operación minera Albian Sands . Suncor Energy y Syncrude Canada también redujeron las operaciones y evacuaron a los empleados y sus familias. Aproximadamente un millón de barriles de petróleo por día, equivalente a una cuarta parte de la producción de petróleo de Canadá, se detuvo como resultado del incendio de mayo. Esto continuó en junio a una tasa de 700.000 barriles por día. La pérdida de producción fue un factor que contribuyó al aumento de los precios mundiales del petróleo. Las operaciones reducidas, junto con una interrupción de la refinería en Edmonton, hicieron que muchas estaciones de servicio se quedaran sin gasolina en todo el oeste de Canadá .
Producción de 2015 de betún crudo [39] Mío (m 3 / día) Barriles por día Mina Suncor 80.000 501.000 Syncrude mío 65.000 407.000 Minas Shell Canadá 40.000 255.000 Mina de petróleo imperial 35.000 220.000 Mina CNRL 24 000 152 000 Proyectos in situ 138 000 865.000 Total 382.000 2,400,000
En 2018, la producción de arenas bituminosas alcanzó los 3,1 millones de barriles por día (490.000 m 3 / d).
Hasta 2014, los grupos industriales creían que los niveles de producción de arenas bituminosas podrían alcanzar los 5 Mbbl / d (790.000 m 3 / d) para 2030. A partir de 2021, después de una desaceleración en la inversión, los analistas pronostican que podría llegar a 3,8 Mbbl / d (600.000 m 3 / d). / d) en ese momento. [40] [41]
Transporte [ editar ]
Canadá es la mayor fuente de petróleo importado por los Estados Unidos, suministrando 3 millones de barriles por día (480.000 m 3 / d) de fuentes de arena petrolífera a partir de 2019. [42]
Los observadores de la industria pasaron de creer que puede haber un exceso de capacidad en el oleoducto a alertar que era insuficiente para acomodar el crecimiento de la producción de arenas petrolíferas después de que varios proyectos nuevos de oleoductos fueran abandonados o cancelados. [43]
El proyecto North Gateway a Kitimat, Columbia Británica , que habría sido construido por Enbridge , operador del Enbridge Pipeline System que también sirve al área, fue cancelado en 2016. De manera similar, después de una prolongada oposición de ambientalistas y grupos de las Primeras Naciones, Keystone XL , un El proyecto de oleoducto de Alberta a las refinerías de la costa del Golfo se canceló en 2021. [44] Se están construyendo otros proyectos, utilizando los derechos de paso existentes, como Trans Mountain de Kinder Morgan , nacionalizado en 2018, o Línea 9 de Enbridge , revertida para alimentar refinerías en Quebec. [45] [46]Entre enero de 2019 y diciembre de 2020, el gobierno de Alberta impuso una cuota para ajustar la producción a la capacidad de exportación del oleoducto. [47]
Para compensar las limitaciones de capacidad de los oleoductos, el envío de petróleo por ferrocarril aumentó de menos de 50 mil a 400 mil barriles por día (64.000 m 3 / d) entre 2012 y 2020 [48] .
Producción futura [ editar ]
En diciembre de 2008, la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo revisó sus pronósticos de petróleo crudo para 2008-2020 para tener en cuenta las cancelaciones y recortes de proyectos como resultado de la caída de precios en la segunda mitad de 2008. El pronóstico revisado predijo que la producción de arenas petrolíferas canadiense continúan creciendo, pero a un ritmo más lento de lo previsto anteriormente. Habría cambios mínimos en la producción de 2008-2012, pero para el 2020 la producción podría ser 300.000 barriles por día (48.000 m 3 / d) menos que sus predicciones anteriores. Esto significaría que la producción de arenas petrolíferas de Canadá aumentaría de 1,2 millones de barriles por día (190.000 m 3 / d) en 2008 a 3,3 millones de barriles por día (520.000 m 3 / d)./ d) en 2020, y que la producción total de petróleo canadiense aumentaría de 2,7 a 4,1 millones de barriles por día (430.000 a 650.000 m 3 / d) en 2020. [49] Incluso teniendo en cuenta las cancelaciones de proyectos, esto colocaría a Canadá entre los cuatro o los cinco países productores de petróleo más grandes del mundo para 2020.
A principios de diciembre de 2007, BP , con sede en Londres, y Husky Energy , con sede en Calgary, anunciaron una empresa conjunta al 50 % para producir y refinar el betún de las arenas petrolíferas de Athabasca. BP contribuiría con su refinería de Toledo, Ohio a la empresa conjunta, mientras que Husky contribuiría con su proyecto de arenas petrolíferas Sunrise. Se planeó que Sunrise comenzara a producir 60.000 barriles por día (9.500 m 3 / d) de betún en 2012 y podría alcanzar los 200.000 bbl / d (32.000 m 3 / d) para 2015-2020. BP modificaría su refinería de Toledo para procesar 170.000 bbl / d (27.000 m 3/ d) de betún directamente a productos refinados. La empresa conjunta resolvería los problemas de ambas empresas, ya que Husky no tenía capacidad de refinación y BP no tenía presencia en las arenas petrolíferas. Fue un cambio de estrategia para BP, ya que históricamente la empresa ha minimizado la importancia de las arenas bituminosas. [50]
A mediados de diciembre de 2007, ConocoPhillips anunció su intención de aumentar su producción de arenas petrolíferas de 60.000 barriles por día (9.500 m 3 / d) a 1 millón de barriles por día (160.000 m 3 / d) durante los próximos 20 años, lo que la convertiría en el mayor productor de arenas petrolíferas del sector privado del mundo. ConocoPhillips ocupa actualmente la posición más grande en las arenas petrolíferas canadienses con más de 1 millón de acres (4.000 km 2 ) en arrendamiento. Otros importantes productores de arenas petrolíferas que planean aumentar su producción incluyen Royal Dutch Shell (a 770.000 bbl / d (122.000 m 3 / d)); Syncrude Canadá (hasta 550.000 bbl / d (87.000 m 3 / d)); Energía Suncor(hasta 500.000 bbl / d (79.000 m 3 / d)) y Canadian Natural Resources (hasta 500.000 bbl / d (79.000 m 3 / d)). [51] Si todos estos planes se concretan, estas cinco empresas producirán más de 3,3 Mbbl / d (520.000 m 3 / d) de petróleo a partir de arenas bituminosas para 2028.
| Nombre del proyecto | Tipo | Socios principales | Afiliación nacional | Producción 2016 (barriles / día) | Producción planificada (barriles / día) |
|---|---|---|---|---|---|
| Milenio | Minería | Energía Suncor |  Canadá | 501.000 | 501.000 |
| Fort Hills | - | 180.000 | |||
| Bolsa de fuego | SAGD | 273.000 | 398.000 | ||
| Río MacKay | 38.000 | 58.000 | |||
| Lago Mildred, Aurora | Minería | Suncor (60%) , Imperial Oil (25%) , Sinopec (9%), CNOOC (7%) ( Syncrude ) | Canadá , China , EE . UU.  | 407.000 | 607.000 |
| Jackpine, Muskeg | Minería | Shell (10%) , Chevron (20%) , CNRL (70%) [53] ( Albian Sands ) | Canadá , Reino Unido / Países Bajos , EE . UU.  | 255.000 | 570.000 |
| Kearl | Minería | Imperial Oil (70%) , ExxonMobil (30%) | Estados Unidos | 220.000 | 345.000 |
| Horizonte | Minería | Canadian Natural Resources Limited | Canadá | 197.000 | 277.000 |
| Jackfish I y II, Lucio | SAGD | 105.000 | 175.000 | ||
| Kirby | 40.000 | 140.000 | |||
| Foster Creek | SAGD | Energía Cenovus [54] | Canadá | 180.000 | 260.000 |
| Christina Lake [55] | 160,800 | 310 000 | |||
| grandes rápidos | 10,000 | 180.000 | |||
| Lago estrecho | 45.000 | 130.000 | |||
| Surmont | SAGD | Total SA (50%) , ConocoPhillips (50%) |  Francia , Estados Unidos | 149.200 | 206 000 |
| Long Lake | SAGD | Nexen (65%) , OPTI Canadá (35%) [56] [57] | China [58] | 92.000 | 129.500 |
| amanecer | SAGD | Husky Energy (50%) , BP (50%) [59] | Canadá , Reino Unido | 60.000 | 200.000 |
| Christina Lake | SAGD | MEG Energy Corp | Canadá , China | 60.000 | 210.000 |
| Río Mackay | SAGD | Brion Energy | porcelana | 35.000 | 150.000 |
| Leismer | SAGD | Athabasca Oil Corporation | Canadá , China | 20.000 | 60.000 |
| Piedra colgante | 12 000 | 12 000 | |||
| Gran división | SAGD | Petróleo y gas de Connacher | Canadá | 20.000 | 48.000 |
| Lago del Algar | SAGD | Arenas bituminosas grizzly | Canadá | 6.000 | 12 000 |
| West Ells | SAGD | Arenas petrolíferas del sol | porcelana | 5,000 | 10,000 |
| Blackrod | SAGD | Recursos de BlackPearl | Canadá | 800 | 80.000 |
| Germain, Saleski | SAGD | Laricina Energy (60%) , OSUM (40%) | Canadá | - | 270.000 [60] |
| Piedra colgante [61] | SAGD | JACOS (75%) , CNOOC (25%) |  Japón , China | - | 20.000 |
| TriStar avanzado | SAGD | Creación de valor Inc | Canadá | - | 60.000 |
| Oro negro | SAGD | Corporación Nacional de Petróleo de Corea |  Corea del Sur | - | 30.000 [62] |
| Hoole | SAGD | Energía arrogante | Canadá | - | 10,000 |
| Muskwa | Vapor y CO2 | Renergy Petroleum | porcelana | - | 440 |
| Total | 2.891.800 | 5,638,940 | |||
Gobernanza [ editar ]
La gobernanza de las arenas petrolíferas de Alberta se centra en el desarrollo económico e históricamente ha estado dominada por los intereses de dos actores principales; gobierno (federal y provincial) e industria. El federalismo canadiense forma las funciones y roles de cada nivel de gobierno, en el sentido de que el poder constitucional está dividido para que ninguno sea superior al otro. [63] La Ley Constitucional de 1867 , artículo 109, garantiza a la provincia la plena propiedad de las tierras y los recursos dentro de sus fronteras. La provincia actúa como terrateniente y el gobierno federal supervisa la jurisdicción sobre el comercio, el comercio y los impuestos. Existe una clara superposición, ya que la gestión de los recursos influye en el comercio y la gestión del comercio influye en los recursos. [64]A partir de la década de 1990, tanto el gobierno federal como el provincial se alinearon, enfocándose en la regulación, la tecnología y el desarrollo de nuevos mercados de exportación. [65] La mayor parte de la gobernanza "básica" la llevan a cabo varias instituciones provinciales.
Ottawa ha evitado la inversión directa y ha preferido mejorar el clima de inversión. Un buen ejemplo de esto ocurrió en 1994, cuando el gobierno federal implementó exenciones fiscales que permitieron que el 100% de las inversiones de capital en arenas petrolíferas se cancelaran como asignaciones de costos de capital aceleradas. [66] El gobierno provincial tenía un papel mucho más directo en el desarrollo; invirtiendo directamente en numerosos proyectos piloto, emprendiendo empresas conjuntas con la industria y realizando consistentemente inversiones masivas en investigación y desarrollo. Algunas personas han afirmado que Alberta tiene una de las tasas de regalías más bajas del mundo. [67]Dado que Alberta, a diferencia de los estados de EE. UU., Posee la gran mayoría del petróleo bajo su superficie, puede ejercer más control sobre él, mientras que los estados de EE. UU. Se limitan a los impuestos por despido. Este sistema de regalías centrado en la industria ha sido criticado por "promover un ritmo de desarrollo vertiginoso". [68] [69]
La industria es la fuerza central del desarrollo de las arenas petrolíferas. Los primeros grandes actores, Suncor Energy y Syncrude , dominaron el mercado hasta la década de 1990. Actualmente hay 64 empresas que operan varios cientos de proyectos. [70] La mayoría de la producción proviene ahora de corporaciones de propiedad extranjera, [71] y el mantenimiento de un clima favorable para estas corporaciones les otorga una fuerte influencia; mucho más fuerte que el de los actores no productivos, como los ciudadanos y los grupos ambientalistas. [68]
La gobernanza (política, administración, regulación) sobre las arenas petrolíferas está a cargo casi en su totalidad del Ministerio de Energía (Alberta) y sus diversos departamentos. Los críticos señalaron una falta clara y sistémica de participación pública en todas las etapas clave del proceso de gobernanza. [72] En respuesta a esto, la provincia inició el Comité Multisectorial de Consultas sobre Arenas Petrolíferas (MSC) en 2006. El MSC representa a cuatro organizaciones: la Asociación de Gestión Ambiental Acumulativa (CEMA), la Asociación Ambiental de Wood Buffalo (WBEA), la Canadian Oil Sands Network for Research and Development (CONRAD) y el Grupo de Trabajo de Asuntos Regionales de Athabasca (RIWG). [68] El papel del MSC es consultar y hacer recomendaciones sobre principios de gestión. [73]Las recomendaciones contenidas en el primer Informe Final de 2007 del MSC fueron elogiadas por varios ministros y representantes gubernamentales, [74] pero ninguna ha sido efectivamente aprobada como ley.
El 17 de octubre de 2012, el gobierno de Alberta anunció que seguiría las recomendaciones de un grupo de trabajo [75] para desarrollar una agencia que monitoreara el impacto ambiental de las arenas petrolíferas. "La nueva agencia basada en la ciencia comenzará a trabajar en la región de arenas petrolíferas y se centrará en lo que se monitorea, cómo se monitorea y dónde se monitorea. Esto incluirá un monitoreo integrado y coordinado de la tierra, el aire, el agua y la biodiversidad", dijo un comunicado de prensa de la oficina de Diana McQueen, Ministra de Energía y Desarrollo Sostenible. [76]El gobierno provincial tomó medidas para desarrollar la agencia luego de críticas públicas generalizadas de ambientalistas, grupos aborígenes y científicos, quienes afirmaron que las arenas petrolíferas tendrían un efecto devastador a largo plazo en el medio ambiente si no se controlaban. [77]
El 17 de junio de 2013, se incorporó gradualmente la empresa recién formada Alberta Energy Regulator (AER) [78] con el mandato de regular el desarrollo de petróleo, gas y carbón en Alberta, incluidas las arenas petrolíferas de Athabasca. [79] [80] La AER reúne "las funciones reguladoras de la Junta de Conservación de Recursos Energéticos y el Ministerio de Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible de Recursos de Alberta en una ventanilla única" [81] El Regulador de Energía de Alberta ahora es "responsable de todo proyectos desde la aplicación hasta la recuperación ". Ellos responderán a los proponentes del proyecto, los propietarios de tierras y la industria con respecto a las regulaciones energéticas en Alberta. [81]La Ley de Desarrollo de Energía Responsable otorgó al Regulador de Energía de Alberta "la autoridad para administrar la Ley de Tierras Públicas , la Ley de Mejora y Protección Ambiental y la Ley del Agua , con respecto al desarrollo energético". [81] El regulador de energía de Alberta hará cumplir las leyes ambientales y emitirá permisos ambientales y de agua, responsabilidades que anteriormente eran mandato de Alberta Environment. [79] [82]
Desarrollo [ editar ]
La característica clave del depósito de Athabasca es que es el único lo suficientemente poco profundo como para ser adecuado para la minería a cielo abierto . Aproximadamente el 10% de las arenas petrolíferas de Athabasca están cubiertas por menos de 75 metros (246 pies) de sobrecarga . Hasta 2009, el ERCB, una agencia del gobierno de Alberta, definió el área explotable de superficie (SMA) para cubrir 37 municipios contiguos (aproximadamente 3.400 km 2 o 1.300 millas cuadradas) al norte de Fort McMurray . En junio de 2009, el SMA se amplió a 51 1 ⁄ 2 municipios, o aproximadamente 4,700 km 2 o 1,800 millas cuadradas. [83] Esta expansión empuja el límite norte de la SMA a menos de 12 millas (19 km) del Parque Nacional Wood Buffalo , declarado Patrimonio de la Humanidad por la UNESCO .
La mina Albian Sands (operada por Shell Canadá ) se inauguró en 2003. Las tres minas están asociadas con mejoradores de betún que convierten el betún inutilizable en petróleo crudo sintético para su envío a refinerías en Canadá y Estados Unidos . Para Albian, el mejorador se encuentra en Scotford, 439 km al sur. El betún, diluido con un solvente, se transfiere allí en una tubería de pasillo de 610 mm (24 pulgadas).
La Junta de Conservación de Recursos Energéticos ha aprobado más de 100 proyectos mineros e in situ a pesar de los impactos ambientales negativos. [84] En 2012, había 9 proyectos de minería abierta activos, más de 50 proyectos in situ aprobados y 190 proyectos de recuperación primaria que extraían betún de flujo libre. El ERCB también ha aprobado 20 proyectos que están probando tecnología no probada, así como nuevas versiones de tecnologías existentes. [85]
Extracción de betún [ editar ]
Minería a cielo abierto [ editar ]
Desde que Great Canadian Oil Sands (ahora Suncor) comenzó a operar su mina en 1967, el betún se ha extraído a escala comercial de las arenas petrolíferas de Athabasca mediante la minería a cielo abierto . En las arenas de Athabasca hay grandes cantidades de betún cubierto por un poco de sobrecarga, lo que hace que la minería a cielo abierto sea el método más eficiente para extraerlo. La sobrecarga consiste en muskeg (turbera) cargada de agua sobre arcilla y arena estéril. Las arenas petrolíferas en sí tienen típicamente de 40 a 60 metros (130 a 200 pies) de profundidad, asentadas sobre una roca caliza plana . Originalmente, las arenas se extraían con dragalinas y excavadoras de rueda de cangilones y se trasladaban a las plantas de procesamiento mediante cintas transportadoras .
Estas primeras minas tenían una curva de aprendizaje empinada con la que lidiar antes de que sus técnicas de extracción de betún se volvieran eficientes. En los años intermedios, se desarrollaron técnicas de producción in situ más eficaces , en particular el drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD). Los métodos in situ se volvieron cada vez más importantes porque solo alrededor del 20% de las arenas petrolíferas de Athabasca eran lo suficientemente poco profundas para recuperarse mediante la minería a cielo abierto, y el método SAGD en particular fue muy eficiente para recuperar grandes cantidades de betún a un costo razonable.
En los últimos años, empresas como Syncrude y Suncor han cambiado a operaciones de palas y camiones mucho más baratas utilizando las palas eléctricas más grandes (al menos 100 toneladas cortas, 91 t) y camiones volquete (400 toneladas cortas, 360 t) del mundo. . [86] Esto ha mantenido los costos de producción en alrededor de 27 dólares EE.UU. por barril de petróleo crudo sintético a pesar del aumento de los costos de la energía y la mano de obra. [87]
Después de la excavación, se agrega agua caliente y sosa cáustica ( hidróxido de sodio ) a la arena, y la lechada resultante se canaliza a la planta de extracción donde se agita y el aceite se desnata desde la parte superior. [88] Siempre que la química del agua sea adecuada para permitir que el betún se separe de la arena y la arcilla, la combinación de agua caliente y agitación libera el betún de la arena bituminosa y permite que pequeñas burbujas de aire se adhieran a las gotas de betún. La espuma de betún flota hasta la parte superior de los recipientes de separación y se trata adicionalmente para eliminar el agua residual y los sólidos finos.
Se requieren aproximadamente dos toneladas cortas (1,8 t) de arenas bituminosas para producir un barril ( 1 ⁄ 8 tonelada corta, 110 kg) de petróleo. Originalmente, aproximadamente el 75% del betún se recuperó de la arena. Sin embargo, las recientes mejoras en este método incluyen Relaves de recuperación de petróleo (TOR) unidades que se recuperan de aceite de las colas , diluyente de unidades de recuperación para recuperar la nafta de la espuma, colonos inclinadas de la placa (IPS) y el disco centrifugadoras . Estos permiten que las plantas de extracción recuperen más del 90% del betún en la arena. Después de la extracción de petróleo, la arena gastada y otros materiales se devuelven a la mina, que finalmente se recupera..
La tecnología Alberta Taciuk Process extrae el betún de las arenas bituminosas mediante un retorta en seco. Durante este proceso, la arena bituminosa se mueve a través de un tambor giratorio, que rompe el betún con calor y produce hidrocarburos más ligeros. Aunque se ha probado, esta tecnología aún no se utiliza comercialmente. [89]
El proceso original para la extracción de betún de las arenas fue desarrollado por el Dr. Karl Clark , en colaboración con el Consejo de Investigación de Alberta en la década de 1920. [90] En la actualidad, todos los productores que realizan minería a cielo abierto, como Syncrude Canada, Suncor Energy y Albian Sands Energy, etc., utilizan una variación del proceso Clark Hot Water Extraction (CHWE). En este proceso, los minerales se extraen utilizando tecnología de minería a cielo abierto. Luego, el mineral extraído se tritura para reducir su tamaño. Se agrega agua caliente a 50–80 ° C (122–176 ° F) al mineral y la lechada formada se transporta usando una línea de hidrotransporte a un recipiente de separación primario (PSV) donde el betún se recupera por flotación como espuma de betún. La espuma de betún recuperada consta de 60% de betún, 30% de agua y 10% de sólidos en peso.[91]
La espuma de betún recuperada debe limpiarse para rechazar los sólidos contenidos y el agua para cumplir con los requisitos de los procesos de mejora posteriores. Dependiendo del contenido de betún en el mineral, se puede recuperar entre el 90 y el 100% del betún utilizando técnicas modernas de extracción con agua caliente. [92] Después de la extracción del petróleo, la arena gastada y otros materiales se devuelven a la mina, que finalmente se recupera.
Drenaje por gravedad asistido por vapor [ editar ]
El drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD) es una tecnología mejorada de recuperación de petróleo para producir petróleo crudo pesado y betún . Es una forma avanzada de estimulación con vapor en la que se perforan un par de pozos horizontales en el depósito de petróleo , uno unos metros por encima del otro. El vapor de alta presión se inyecta continuamente en el pozo superior para calentar el petróleo y reducir su viscosidad , lo que hace que el petróleo calentado drene hacia el pozo inferior, donde se bombea hacia una instalación de recuperación de bitumen. Dr. Roger Butler, ingeniero de Imperial Oilde 1955 a 1982, inventó el drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD) en la década de 1970. Butler "desarrolló el concepto de usar pares horizontales de pozos y vapor inyectado para desarrollar ciertos depósitos de betún considerados demasiado profundos para la minería". [93] [94]
Más recientemente, se han desarrollado métodos in situ como el drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD) y la estimulación cíclica de vapor (CSS) para extraer el betún de depósitos profundos mediante la inyección de vapor para calentar las arenas y reducir la viscosidad del betún para que pueda bombearse. como el petróleo crudo convencional. [95]
El proceso de extracción estándar requiere grandes cantidades de gas natural. En 2007, la industria de las arenas petrolíferas utilizó aproximadamente el 4% de la producción de gas natural de la cuenca sedimentaria del oeste de Canadá. Para 2015, esto puede aumentar al doble y medio. [96]
Según la Junta Nacional de Energía , se requieren alrededor de 1,200 pies cúbicos (34 m 3 ) de gas natural para producir un barril de betún de proyectos in situ y alrededor de 700 pies cúbicos (20 m 3 ) para proyectos integrados. [97] Dado que un barril de petróleo equivalente equivale a unos 6.000 pies cúbicos (170 m 3 ) de gas, esto representa una gran ganancia de energía. Siendo ese el caso, es probable que los reguladores de Alberta reduzcan las exportaciones de gas natural a los Estados Unidos para proporcionar combustible a las plantas de arenas petrolíferas. Sin embargo, a medida que se agotan las reservas de gas, los mejoradores de petróleo probablemente recurrirán a la gasificación del betún.para generar su propio combustible. De la misma manera que el betún se puede convertir en petróleo crudo sintético, también se puede convertir en gas natural sintético.
Impactos ambientales [ editar ]
Tierra [ editar ]
Aproximadamente el 20% de las arenas petrolíferas de Alberta se pueden recuperar mediante la minería a cielo abierto , mientras que el 80% requiere tecnologías de extracción in situ (en gran parte debido a su profundidad). La minería a cielo abierto destruye el bosque boreal y el muskeg , mientras que las tecnologías de extracción in situ causan daños menos importantes. Aproximadamente el 0,19% del bosque boreal de Alberta ha sido perturbado por la minería a cielo abierto. [98] El gobierno de Alberta exige que las empresas restauren la tierra a una "capacidad de tierra equivalente". Esto significa que la capacidad de la tierra para soportar varios usos de la tierra después de la recuperación es similar a la que existía, pero que los usos individuales de la tierra pueden no ser necesariamente idénticos. [99]
En algunas circunstancias particulares, el gobierno considera que la tierra agrícola es equivalente a la tierra forestal. Las empresas de arenas petrolíferas han recuperado tierras minadas para utilizarlas como pastos para el bisonte de madera en lugar de restaurarlas al bosque boreal original y al muskeg. Syncrude afirma que han reclamado el 22% de su tierra perturbada, [100] una cifra disputada por otras fuentes, que evalúan que Syncrude recuperó con mayor precisión solo el 0,2% de su tierra perturbada. [101]
Agua [ editar ]
Un informe del Instituto Pembina declaró "Para producir un metro cúbico (m 3 ) [35 pies cúbicos] de petróleo crudo sintético (SCO) (betún mejorado) en una operación minera se requieren aproximadamente 2 a 4,5 m 3 [71 a 159 pies cúbicos] de agua (cifras netas). Las operaciones mineras de arenas petrolíferas aprobadas tienen actualmente licencia para desviar 359 millones de m 3 del río Athabasca, o más del doble del volumen de agua necesario para satisfacer las necesidades municipales anuales de la ciudad de Calgary ". [102] Continuó diciendo "... el requerimiento neto de agua para producir un metro cúbico de petróleo con producción in situ puede ser tan solo de 0,2 m 3 [7,1 pies cúbicos], dependiendo de la cantidad que se recicle".
El río Athabasca corre 1.231 kilómetros (765 millas) desde el glaciar Athabasca en el centro-oeste de Alberta hasta el lago Athabasca en el noreste de Alberta. [103] El flujo anual promedio aguas abajo de Fort McMurray es de 633 metros cúbicos por segundo (22,400 pies cúbicos / s) [104] y su promedio diario más alto mide 1,200 metros cúbicos por segundo. [105]
Las asignaciones de licencias de agua totalizan alrededor del 1% del caudal anual promedio del río Athabasca, aunque las extracciones reales para todos los usos, en 2006, ascienden a alrededor del 0,4%. [106] Además, el gobierno de Alberta establece límites estrictos sobre la cantidad de agua que las empresas de arenas petrolíferas pueden extraer del río Athabasca. De acuerdo con el Marco de Gestión del Agua para el Bajo Río Athabasca, durante los períodos de bajo caudal, el consumo de agua del Río Athabasca se limita al 1,3% del caudal promedio anual. [107] La provincia de Alberta también está estudiando acuerdos de retirada cooperativos entre operadores de arenas bituminosas. [108]
Desde el comienzo del desarrollo de las arenas petrolíferas, ha habido varias fugas en el río Athabasca que lo contaminaron con petróleo y agua de estanque de relaves. La proximidad de los estanques de relaves al río aumenta drásticamente la probabilidad de contaminación debido a fugas de agua subterránea. En 1997, Suncor admitió que sus estanques de relaves habían perdido 1.600 metros cúbicos (57.000 pies cúbicos) de agua tóxica al río al día. Esta agua contiene ácido nafténico, trazas de metales como el mercurio y otros contaminantes. El río Athabasca es el delta de agua dulce más grande del mundo, pero con los estanques de cola con fugas de Suncor y Syncrude, la cantidad de agua contaminada superará los mil millones de metros cúbicos para 2020. [109]
Los tóxicos naturales derivados del betún en el norte de Alberta plantean posibles riesgos ecológicos y para la salud humana para los habitantes del norte que viven en el área. El desarrollo de arenas bituminosas aporta arsénico , cadmio , cromo , plomo , mercurio , níquel y otros elementos metálicos tóxicos en bajas concentraciones para los afluentes y ríos del Athabasca. [110]
Uso de gas natural y gases de efecto invernadero [ editar ]
El procesamiento de betún en crudo sintético requiere energía, que actualmente se genera mediante la quema de gas natural. En 2007, las arenas petrolíferas utilizaron alrededor de mil millones de pies cúbicos (28.000.000 m 3 ) de gas natural por día, alrededor del 40% del uso total de Alberta. Según las compras de gas, el Instituto Canadiense de Recursos Energéticos establece los requisitos de gas natural como 2,14 GJ (2,04 mil pies cúbicos) por barril para proyectos de estimulación cíclica de vapor , 1,08 GJ (1,03 mil pies cúbicos) por barril para proyectos SAGD , 0,55 GJ ( 0,52 mil pies cúbicos) por barril para extracción de bitumen en operaciones mineras sin incluir el mejoramiento o 1,54 GJ (1,47 mil pies cúbicos) por barril para extracción y mejoramiento en operaciones mineras. [111]
Un estudio de 2009 de CERA estimó que la producción de las arenas petrolíferas de Canadá emite "entre un 5 y un 15 por ciento más de dióxido de carbono, en el análisis de vida útil del combustible" desde el pozo hasta las ruedas ", que el petróleo crudo promedio". [112] El autor y periodista de investigación David Strahan ese mismo año declaró que las cifras de la IEA muestran que las emisiones de dióxido de carbono de las arenas petrolíferas son un 20% más altas que las emisiones promedio del petróleo, lo que explica la discrepancia como la diferencia entre las emisiones aguas arriba y las emisiones del ciclo de vida. [113]Continúa diciendo que un informe del gobierno de EE. UU. En 2005 sugirió que con la tecnología actual el petróleo convencional libera 40 kg de dióxido de carbono por barril, mientras que el petróleo no convencional libera 80-115 kg de dióxido de carbono. La energía de Alberta sugiere menores emisiones de carbono con la mejora de la tecnología, lo que da un valor de 39% de caída en las emisiones por barril entre 1990 y 2008, [114] sin embargo, solo una reducción del 29% entre 1990 y 2009. [115]
El crecimiento previsto de la producción de petróleo sintético en Alberta también amenaza los compromisos internacionales de Canadá. Al ratificar el Protocolo de Kyoto , Canadá acordó reducir, para 2012, sus emisiones de gases de efecto invernadero en un 6% con respecto a 1990. En 2002, las emisiones totales de gases de efecto invernadero de Canadá habían aumentado en un 24% desde 1990.
Clasificado como el octavo mayor emisor de gases de efecto invernadero del mundo, Canadá es un emisor relativamente grande dada su población y no cumple con sus objetivos de Kioto. Una importante iniciativa canadiense llamada Red Integrada de CO2 (ICO2N) promueve el desarrollo de la captura, transporte y almacenamiento de dióxido de carbono (CO 2 ) a gran escala como un medio para ayudar a Canadá a cumplir los objetivos del cambio climático y al mismo tiempo apoyar el crecimiento económico. Los miembros de ICO2N representan a un grupo de participantes de la industria, muchos productores de arenas petrolíferas, que proporcionan un marco para el desarrollo de la captura y almacenamiento de carbono en Canadá. [116]
En octubre se presentaron dos demandas por fraude por separado contra "ExxonMobil que involucra las arenas petrolíferas de Alberta". Una fue en Nueva York y la segunda fue presentada en Massachusetts el 24 de octubre. La demanda de Massachusetts dice que ExxonMobil engañó a los inversionistas al justificarles "falsamente" "sus inversiones más riesgosas a largo plazo, incluidos los proyectos de arenas bituminosas canadienses". La compañía no advirtió a los inversores "sobre lo que las medidas de cambio climático podrían costar sus operaciones, especialmente las de las arenas petrolíferas". [117]
Animales [ editar ]
En el norte de Alberta, las actividades de desarrollo petrolero atraen a una enorme cantidad de personas a un ecosistema frágil. Históricamente, las cifras de población han sido muy bajas para esta región. El agua se contamina fácilmente porque el nivel freático llega a la superficie en la mayoría de las áreas de muskeg . Con el desarrollo y la extracción de recursos cada vez mayores, la vida silvestre es receptora de los efectos directos e indirectos de la contaminación. Woodland Caribou es particularmente sensible a las actividades humanas y, como tal, se ve alejado de su hábitat preferido durante la época del año en que sus necesidades calóricas son mayores y la comida es más escasa. El efecto de los humanos en el caribú se ve agravado por la construcción de carreteras y la fragmentación del hábitat que abre el área a los ciervos y lobos. [118]
La vida silvestre que vive cerca del río Athabasca se ha visto muy afectada debido a los contaminantes que ingresan al sistema de agua. Cada año muere un número indeterminado de aves. Particularmente visibles y muy afectadas son las aves migratorias que se detienen a descansar en los estanques de relaves. Ha habido numerosos informes de grandes bandadas de patos que aterrizan en estanques de relaves y mueren poco después. [119] Se han registrado datos desde la década de 1970 sobre el número de aves encontradas en estanques de relaves. [120]
También ha habido un gran impacto en los peces que viven y desovan en la zona. A medida que las toxinas se acumulan en el río debido a las arenas bituminosas, han comenzado a aparecer extrañas mutaciones, tumores y especies de peces deformadas. Un estudio encargado por la autoridad de salud de la región encontró que varias toxinas y carcinógenos conocidos estaban elevados. [121] Las comunidades aborígenes que viven alrededor del río están cada vez más preocupadas por cómo se ven afectados los animales que comen y el agua que beben. [122]
Si bien aún no se ha establecido un vínculo entre las arenas petrolíferas y los problemas de salud, Matt Price de Environmental Defense dice que la conexión tiene sentido común. También se han identificado deformidades en peces y altas concentraciones de sustancias tóxicas en animales. [123]
Estanques de relaves [ editar ]
Grandes volúmenes de relaves son un subproducto de la extracción de bitumen de las arenas bituminosas y el manejo de estos relaves es uno de los desafíos ambientales más difíciles que enfrenta la industria de las arenas bituminosas. [124] Los estanques de relaves son sistemas de presas y diques diseñados que contienen solventes utilizados en el proceso de separación, así como betún residual, sales y compuestos orgánicos solubles, limos finos y agua. [124] Las concentraciones de productos químicos pueden ser dañinas para el pescado y el aceite en la superficie dañino para las aves. [125] Estas cuencas de sedimentación estaban destinadas a ser temporales. Un obstáculo importante para el seguimiento de las aguas producidas por arenas bituminosas ha sido la falta de identificación de los compuestos individuales presentes. Al comprender mejor la naturaleza de la mezcla altamente complejade compuestos, incluidos los ácidos nafténicos , puede ser posible controlar los ríos en busca de lixiviados y también eliminar componentes tóxicos. Tal identificación de ácidos individuales ha demostrado ser imposible durante muchos años, pero un gran avance en 2011 en el análisis comenzó a revelar lo que hay en los estanques de relaves de arenas petrolíferas. [126] El noventa por ciento del agua de los relaves se puede reutilizar para la extracción de petróleo. [124] En 2009, a medida que los estanques de relaves continuaban proliferando y los volúmenes de relaves fluidos aumentaban, la Junta de Conservación de Recursos Energéticos de Alberta emitió la Directiva 074 para obligar a las empresas petroleras a gestionar los relaves basándose en nuevos criterios agresivos. [127] El Gobierno de Alberta informó en 2013 que los estanques de relaves en las arenas petrolíferas de Alberta cubrían un área de aproximadamente 77 kilómetros cuadrados (30 millas cuadradas). [124] El marco de gestión de relaves para arenas bituminosas extraíbles forma parte de la estrategia de recuperación progresiva de Alberta para las arenas bituminosas a fin de garantizar que los relaves se recuperen lo más rápido posible. [127]
Suncor invirtió $ 1.2 mil millones en su método de Operaciones de Reducción de Relaves (TROTM) [128] que trata las colas finas maduras (MFT) de los estanques de relaves con floculante químico, una poliacrilamida aniónica , comúnmente utilizada en plantas de tratamiento de agua para mejorar la eliminación del contenido orgánico total (TOC ), para acelerar su secado y convertirlo en materia más fácilmente recuperable. Los relaves maduros dragados del fondo de un estanque en suspensión se mezclaron con un floculante de polímero y se extendieron sobre una "playa" con un grado poco profundo donde los relaves se deshidratarían y secarían en condiciones ambientales. El MFT seco puede luego recuperarse en su lugar o trasladarse a otra ubicación para su recuperación final. Suncor esperaba que esto redujera el tiempo de recuperación de agua.de relaves a semanas en lugar de años, y el agua recuperada se recicla en la planta de arenas petrolíferas. Suncor afirmó que el proceso de relaves finos maduros reduciría el número de estanques de relaves y acortaría el tiempo para recuperar un estanque de relaves de 40 años en la actualidad a 7 a 10 años, con rehabilitación de la tierra de forma continua después de 7 a 10 años detrás de las operaciones mineras. [129] Para los períodos de informe de 2010 a 2012, Suncor tuvo un rendimiento de captura de multas inferior al esperado de esta tecnología. [127] Syncrude utilizó la tecnología más antigua de relaves compuestos (CT) para capturar finos en su proyecto Mildred Lake. Syncrude tuvo un rendimiento de captura de multas menor de lo esperado en 2011/2012, pero superó las expectativas en 2010/2011.[127] Shell utilizó tecnología de secado de finos atmosféricos (AFD) combinada "relaves fluidos y floculantes y deposita la mezcla en un área inclinada para permitir que el agua drene y el depósito se seque" y tuvo un rendimiento de captura de finos menor de lo esperado. [127]
Para 2010, Suncor había transformado su primer estanque de relaves, Pond One, en Wapisiw Lookout, la primera cuenca de sedimentación recuperada en las arenas petrolíferas. En 2007, el área era un estanque de 220 hectáreas de efluentes tóxicos, pero varios años más tarde había tierra firme plantada con abetos negros y álamos temblorosos. Wapisiw Lookout representa solo el uno por ciento de los estanques de relaves en 2011, pero Pond One fue el primer estanque de efluentes en la industria de las arenas bituminosas en 1967 y se usó hasta 1997. Para 2011, solo se limpiaron 65 kilómetros cuadrados y aproximadamente un kilómetro cuadrado fue certificado por Alberta como entorno natural autosostenible. Wapisiw Lookout aún no ha sido certificado. Las operaciones de cierre de Pond One comenzaron en 2007. Las colas finas maduras (MFT) parecidas a gelatina se bombearon y dragaron fuera del estanque y se trasladaron a otro estanque de relaves para su almacenamiento y tratamiento a largo plazo.Luego, el MFT se reemplazó con 30 millones de toneladas de arena limpia y luego con tierra vegetal que se había retirado del sitio en la década de 1960. Los 1,2 millones de metros cúbicos (42× 10 6 pies cúbicos) de tierra vegetal sobre la superficie, a una profundidad de 50 cm (1 pie 8 pulgadas), se colocó encima de la arena en forma de montículos y cunetas. Luego se plantó con plantas de recuperación. [130] [131] [132]
En marzo de 2012, se lanzó una alianza de compañías petroleras llamada Oil Sands Innovation Alliance de Canadá (COSIA) con el mandato de compartir investigación y tecnología para disminuir el impacto ambiental negativo de la producción de arenas petrolíferas, centrándose en estanques de relaves, gases de efecto invernadero, agua y tierra. Casi toda el agua utilizada para producir petróleo crudo utilizando métodos de producción de vapor termina en estanques de relaves. Las recientes mejoras a este método incluyen Relaves de recuperación de petróleo (TOR) unidades que se recuperan de aceite de las colas , diluyente de unidades de recuperación para recuperar la nafta de la espuma, inclinado Plate colonos (IPS) y el disco centrifugadoras. Estos permiten que las plantas de extracción recuperen más del 90% del betún en la arena.
En enero de 2013, científicos de la Queen's University publicaron un informe que analizaba los sedimentos de los lagos en la región de Athabasca durante los últimos cincuenta años. [133] Descubrieron que los niveles de hidrocarburos aromáticos policíclicos (HAP) habían aumentado hasta 23 veces desde que comenzó la extracción de betún en la década de 1960. Los niveles de HAP carcinógenos, mutagénicos y teratogénicos fueron sustancialmente más altos que las pautas para la sedimentación de lagos establecidas por el Consejo Canadiense de Ministros del Medio Ambiente en 1999. El equipo descubrió que la contaminación se extendió más lejos de lo que se pensaba anteriormente. [134]
El Instituto Pembina sugirió que las enormes inversiones de muchas empresas en las arenas petrolíferas canadienses que conducen a un aumento de la producción dan como resultado un exceso de betún sin lugar para almacenarlo. Añadió que para 2022 la producción de aguas residuales de un mes podría resultar en un depósito tóxico de 11 pies (3 m) de profundidad del tamaño del Central Park de la ciudad de Nueva York [840,01 acres (339,94 ha) (3,399 km 2 )]. [135]
La industria de las arenas petrolíferas puede construir una serie de hasta treinta lagos bombeando agua a los pozos de las minas antiguas cuando han terminado de excavar, dejando efluentes tóxicos en el fondo y dejando que los procesos biológicos le devuelvan la salud. Es menos costoso llenar las minas a cielo abierto abandonadas con agua en lugar de tierra. [136] En 2012, la Asociación de Gestión Ambiental Acumulativa (CEMA) describió End Pit Lakes (EPL) [137] como
Un cuerpo de agua diseñado, ubicado debajo del nivel en un pozo de arenas petrolíferas después de la extracción. Puede contener material derivado de arenas petrolíferas y recibirá aguas superficiales y subterráneas de los paisajes recuperados y no perturbados circundantes. Los EPL serán características permanentes en el paisaje recuperado final, descargando agua al medio ambiente río abajo.
- CEMA 2012
CEMA reconoció que "la principal preocupación es la posibilidad de que los EPL desarrollen un legado de toxicidad y, por lo tanto, reduzcan el valor de uso de la tierra de la región de arenas petrolíferas en el futuro". Syncrude Canada estaba planeando el primer lago de pozo final en 2013 con la intención de "bombear agua dulce sobre 40 metros verticales de efluente de la mina que ha depositado en lo que llama 'lago de mina base'". David Schindler argumentó que no hay más lagos de pozo final deberían aprobarse hasta que "tengamos alguna seguridad de que eventualmente respaldarán un ecosistema saludable". Hasta la fecha, no hay "evidencia que respalde su viabilidad, o los resultados 'modelados' que sugieran que el flujo de salida de los lagos no será tóxico". [136]
Contaminación por procesamiento de oleoductos [ editar ]
Las arenas petrolíferas y especialmente los proyectos relacionados, como la construcción de un nuevo oleoducto, también tienen un impacto social. Sobre todo, los grupos de población locales sufrirían los efectos de un nuevo oleoducto. Además del riesgo de derrames de petróleo en general, ahora también existe el peligro de recolectar alimentos debido a la contaminación de los campos y las aguas. A pesar de que la mayoría de las personas en esas áreas no están bien, el dinero todavía se usa para construir nuevos proyectos en lugar de gastarlo en mejorar la calidad de vida allí. Además, agregar un nuevo oleoducto a los oleoductos ya existentes aumentaría nuestra dependencia de los combustibles fósiles. [138]
En julio de 2015, una de las fugas más grandes en la historia de Canadá derramó 5.000 metros cúbicos de emulsión (unos 5 millones de litros de betún, arena y aguas residuales) de un oleoducto de Nexen Energy en una instalación de arenas petrolíferas de Long Lake, al sur de Fort McMurray. La subsidiaria de los sistemas de seguridad automatizados de China CNOOC Ltd. no había detectado la falla de la tubería que causó que el derrame cubriera un área de aproximadamente 16,000 metros cuadrados antes de la inspección manual. [139] El Regulador de Energía de Alberta (AER) reveló que el número de "incidentes" de oleoductos en Alberta aumentó un 15% el año pasado, a pesar de los esfuerzos bien publicitados del regulador para reducir las rupturas y derrames.
Salud y seguridad ocupacional [ editar ]
Una explosión dejó un trabajador muerto y otro gravemente herido en la instalación de propiedad china de Nexen Energy en las arenas petrolíferas de Long Lake cerca de Anzac , al sur de Fort McMurray [140] Los dos trabajadores de mantenimiento involucrados fueron encontrados cerca de equipos de compresión de gas natural utilizados para un hidrocraqueo. , que convierte el petróleo pesado en crudo más liviano, en la principal instalación de procesamiento de la planta, conocida como mejorador. [141]
Población [ editar ]
Las arenas petrolíferas de Athabasca se encuentran en la parte noreste de la provincia canadiense de Alberta, cerca de la ciudad de Fort McMurray. El área está escasamente poblada y, a fines de la década de 1950, era principalmente un puesto de avanzada en la naturaleza de unos pocos cientos de personas cuyas principales actividades económicas incluían la captura de pieles y la extracción de sal. De una población de 37,222 en 1996, la ciudad en auge de Fort McMurray y la región circundante (conocida como el municipio regional de Wood Buffalo ) creció a 79,810 personas en 2006, incluida una "población en la sombra" de 10,442 que viven en campos de trabajo. [142] La comunidad luchó para proporcionar servicios y vivienda a los trabajadores migrantes, muchos de ellos del este de Canadá, especialmente Terranova [ cita requerida] . Fort McMurray dejó de ser una ciudad incorporada en 1995 y ahora es un área de servicio urbano dentro de Wood Buffalo. [143]
Reservas de petróleo estimadas [ editar ]
 | Esta sección debe actualizarse . ( Enero de 2013 ) |
Para 2015, Venezuela representaba el 18%, Arabia Saudita el 16,1% y Canadá el 10,3% de las reservas probadas de petróleo del mundo, según NRCAN. [144]
La Junta de Energía y Servicios Públicos (EUB) del gobierno de Alberta calculó en 2007 que alrededor de 173 mil millones de barriles (27,5 × 10 9 m 3 ) de betún crudo eran económicamente recuperables de las tres áreas de arenas petrolíferas de Alberta según la tecnología actual y las proyecciones de precios de la Precios de mercado de 2006 de $ 62 por barril para el West Texas Intermediate (WTI) de referencia , aumentando a una proyección de $ 69 por barril. Esto fue equivalente a aproximadamente el 10% de los 1,700 mil millones de barriles estimados (270 × 10 9 m 3 ) de betún en el lugar. [2] Alberta estimó que solo los depósitos de Athabasca contienen 35 mil millones de barriles (5.6 × 10 9 m 3 ) de asfalto extraíble en superficie y 98 mil millones de barriles (15,6 × 10 9 m 3 ) de asfalto recuperable por métodos in situ . Estas estimaciones de las reservas de Canadá se pusieron en duda cuando se publicaron por primera vez, pero ahora son ampliamente aceptadas por la industria petrolera internacional. Este volumen colocó a las reservas probadas canadienses en segundo lugar en el mundo detrás de las de Arabia Saudita.
Solo el 3% de las reservas de bitumen crudo establecidas inicialmente se han producido desde que comenzó la producción comercial en 1967. A la tasa de producción proyectada para 2015, alrededor de 3 millones de barriles por día (480 × 10 3 m 3 / d), las reservas de arenas petrolíferas de Athabasca duraría más de 170 años. [145] Sin embargo, esos niveles de producción requieren una afluencia de trabajadores a un área que hasta hace poco estaba en gran parte deshabitada. Para 2007, esta necesidad en el norte de Alberta llevó las tasas de desempleo en Alberta y la adyacente Columbia Británica a los niveles más bajos de la historia. En lugares tan lejanos como las provincias atlánticas, donde los trabajadores se marchaban para trabajar en Alberta, las tasas de desempleo cayeron a niveles no vistos en más de cien años. [146]
El sitio de arenas petrolíferas del Orinoco de Venezuela puede contener más arenas petrolíferas que Athabasca. Sin embargo, mientras que los depósitos del Orinoco son menos viscosos y más fáciles de producir utilizando técnicas convencionales (el gobierno venezolano prefiere llamarlos "petróleo extrapesado"), son demasiado profundos para acceder a ellos mediante la minería a cielo abierto. [147]
Economía [ editar ]
A pesar de las grandes reservas, el costo de extraer el petróleo de las arenas bituminosas históricamente ha hecho que la producción de las arenas bituminosas no sea rentable: el costo de vender el crudo extraído no cubriría los costos directos de recuperación; trabajo para extraer las arenas y combustible para extraer el crudo.
A mediados de 2006, la Junta Nacional de Energía de Canadá estimó que el costo operativo de una nueva operación minera en las arenas petrolíferas de Athabasca era de C $ 9 a C $ 12 por barril, mientras que el costo de una operación SAGD in situ (utilizando pozos horizontales duales ) sería de C $ 10 a C $ 14 por barril. [148] Esto se compara con los costos operativos de los pozos de petróleo convencionales que pueden variar desde menos de un dólar por barril en Irak y Arabia Saudita hasta más de seis en las reservas de petróleo convencionales de Estados Unidos y Canadá.
El costo de capital del equipo requerido para extraer las arenas y transportarlas al procesamiento es una consideración importante al comenzar la producción. El NEB estima que los costos de capital elevan el costo total de producción a C $ 18 a C $ 20 por barril para una nueva operación minera y C $ 18 a C $ 22 por barril para una operación SAGD. Esto no incluye el costo de convertir el bitumen crudo en petróleo crudo sintético, lo que hace que los costos finales sean de C $ 36 a C $ 40 por barril para una nueva operación minera.
Por lo tanto, aunque los altos precios del crudo hacen que el costo de producción sea muy atractivo, las caídas repentinas de los precios dejan a los productores incapaces de recuperar sus costos de capital, aunque las empresas están bien financiadas y pueden tolerar largos períodos de precios bajos ya que el capital ya se ha gastado y Por lo general, puede cubrir los costos operativos incrementales.
Sin embargo, el desarrollo de la producción comercial se ve facilitado por el hecho de que los costos de exploración son muy bajos. Dichos costos son un factor importante al evaluar la economía de la perforación en un campo petrolero tradicional. La ubicación de los depósitos de petróleo en las arenas petrolíferas es bien conocida y, por lo general, se puede hacer fácilmente una estimación de los costos de recuperación. No hay otra región en el mundo con depósitos de energía de magnitud comparable donde sería menos probable que las instalaciones fueran confiscadas por un gobierno nacional hostil, o que estuvieran en peligro por una guerra o revolución . [ cita requerida ]
Como resultado de los aumentos del precio del petróleo desde 2003 , la economía de las arenas petrolíferas ha mejorado drásticamente. A un precio mundial de US $ 50 por barril, la NEB estimó que una operación minera integrada generaría una tasa de rendimiento del 16 al 23%, mientras que una operación SAGD rendiría del 16 al 27%. Los precios desde 2006 han aumentado, excediendo los US $ 145 a mediados de 2008 pero cayendo a menos de 40 US $ como resultado de la crisis financiera mundial, el precio del petróleo se recuperó lentamente y muchos de los proyectos planificados (se espera que superen los C $ 100 mil millones entre 2006 y 2015) fueron detenidos o programados. En 2012 y 2013 el precio del petróleo volvió a ser alto, pero la producción de Estados Unidos está aumentando debido a las nuevas tecnologías, mientras que la demanda de gasolina está cayendo, por lo que hay una sobreproducción de petróleo. Pero la recuperación de la economía puede cambiar esto en unos pocos años.
En la actualidad, el área alrededor de Fort McMurray ha visto el mayor efecto del aumento de la actividad en las arenas petrolíferas. Aunque los trabajos son abundantes, la vivienda es escasa y cara. Las personas que buscan trabajo suelen llegar a la zona sin concertar un alojamiento, lo que eleva el precio del alojamiento temporal. El área está aislada, con solo una carretera de dos carriles, Alberta Highway 63 , que la conecta con el resto de la provincia, y existe presión sobre el gobierno de Alberta para que mejore las conexiones viales, así como los hospitales y otra infraestructura. [148]
A pesar de los mejores esfuerzos de las empresas para trasladar la mayor parte del trabajo de construcción fuera del área de Fort McMurray, e incluso fuera de Alberta, la escasez de trabajadores calificados se está extendiendo al resto de la provincia. [149] Incluso sin las arenas petrolíferas, la economía de Alberta sería muy fuerte, pero el desarrollo de las arenas petrolíferas ha resultado en el período más fuerte de crecimiento económico jamás registrado por una provincia canadiense. [150]
Importancia geopolítica [ editar ]
Las arenas petrolíferas de Athabasca suelen ser un tema en las conversaciones comerciales internacionales, y los rivales energéticos China y Estados Unidos negocian con Canadá por una mayor parte de la producción en rápido aumento. Se espera que la producción se cuadruplique entre 2005 y 2015, alcanzando los 4 millones de barriles (640.000 m 3 ) por día, con una importancia política y económica creciente. Actualmente, la mayor parte de la producción de arenas bituminosas se exporta a Estados Unidos.
Se ha firmado un acuerdo entre PetroChina y Enbridge para construir un oleoducto de 400.000 barriles por día (64.000 m 3 / d) desde Edmonton , Alberta, hasta el puerto de la costa oeste de Kitimat, Columbia Británica . Si se construye, el oleoducto ayudará a exportar petróleo crudo sintético de las arenas petrolíferas a China y a otras partes del Pacífico. [151]Sin embargo, en 2011, las Primeras Naciones y los grupos ambientalistas protestaron por el gasoducto propuesto, afirmando que su construcción y operación serían destructivas para el medio ambiente. Los grupos de las Primeras Naciones también afirman que el desarrollo del oleoducto propuesto viola los compromisos que el Gobierno de Canadá ha asumido a través de varios Tratados y la Declaración de las Naciones Unidas sobre los Derechos de los Pueblos Indígenas. [152] También se construirá una tubería más pequeña al lado para importar condensado para diluir el betún. Sinopec , la compañía química y de refinación más grande de China, y China National Petroleum Corporation han comprado o planean comprar acciones en importantes desarrollos de arenas petrolíferas.
El 20 de agosto de 2009, el Departamento de Estado de EE. UU. Emitió un permiso presidencial para un oleoducto Alberta Clipper que se extenderá desde Hardisty , Alberta hasta Superior, Wisconsin . El oleoducto será capaz de transportar hasta 450.000 barriles (72.000 m 3 ) de petróleo crudo por día a refinerías en los Estados Unidos [153] [154]
Pueblos indígenas de la zona [ editar ]
Los pueblos indígenas del área incluyen la Primera Nación de Fort McKay . Las arenas petrolíferas en sí están ubicadas dentro de los límites del Tratado 8 , firmado en 1899, que establece:
No parece probable que las condiciones del país a ambos lados de los ríos Athabasca y Slave o alrededor del lago Athabasca cambien tanto como para afectar la caza o la captura, y es seguro decir que mientras los animales peleteros Queden, la gran mayoría de los indios continuará cazando y atrapando.
- Tratado 8
Teníamos que asegurarles solemnemente que sólo se promulgarían las leyes relativas a la caza y la pesca que fueran en interés de los indios y fueran necesarias para proteger a los peces y a los animales peleteros, y que ellos tendrían la misma libertad para hacerlo. cazarán y pescarán según el tratado como lo harían si nunca lo hubieran celebrado. ... No parece probable que las condiciones del país a ambos lados de los ríos Athabasca y Slave o alrededor del lago Athabasca cambien tanto como para afectar la caza o la captura, y es seguro decir que siempre que la piel Si quedan animales reproductores, la mayor parte de los indios seguirá cazando y atrapando.
- El Honorable Clifford Sifton, Superintendente General de Asuntos Indígenas, Informe de los Comisionados para el Tratado No. 8, Winnipeg, Manitoba, 22 de septiembre de 1899
La Primera Nación de Fort McKay ha formado varias empresas para dar servicio a la industria de las arenas petrolíferas y desarrollará una mina en su territorio. [155] La oposición que permanece dentro de la Primera Nación se centra en la administración del medio ambiente, los derechos territoriales y los problemas de salud, como las elevadas tasas de cáncer en Fort Chipewyan y los pescadores comerciales que encuentran peces deformados en el lago Athabasca.
La Junta de Cáncer de Alberta publicó una investigación sobre las tasas de cáncer de las personas que viven en Fort Chipewyan, Alberta en 2009. Si bien muchas empresas argumentan que no hay suficientes productos químicos y material tóxico en el agua debido al desarrollo de las arenas bituminosas, este informe indica que coincidentemente, existe una tasa significativamente más alta de cáncer dentro de esta comunidad. Ha habido muchas especulaciones sobre por qué hay una tasa más alta de cáncer en esta comunidad; algunas de esas especulaciones son la contaminación con el río y las arenas petrolíferas, así como la minería de uranio que está actualmente en curso. La mayor producción mundial de uranio se produce en esta área, así como a lo largo del río Athabasca, lo que permite una fácil contaminación del río. [156]
Impacto de las arenas petrolíferas y el desarrollo de oleoductos en los grupos indígenas [ editar ]
El desarrollo de oleoductos presenta riesgos significativos para la forma de vida cultural, social y económica de las poblaciones indígenas de Canadá. Históricamente, muchos grupos indígenas se han opuesto al desarrollo de oleoductos por dos razones principales: 1) los riesgos ambientales inherentes asociados con el transporte de productos dañinos de petróleo y gas, y 2) la incapacidad del gobierno federal para considerar y mitigar adecuadamente las preocupaciones de los grupos indígenas con respecto al desarrollo de recursos en sus tierras. Por ejemplo, muchos grupos indígenas dependen en gran medida de la vida silvestre y la vegetación locales para su supervivencia. El aumento de la producción de petróleo en Canadá requiere un mayor transporte de petróleo a través de sus tierras tradicionales, lo que plantea serias amenazas para la supervivencia y la forma de vida tradicional de los grupos indígenas, así como la seguridad y preservación de los ecosistemas circundantes. Así como,Las Primeras Naciones en Alberta han llamado especial atención a los impactos adversos para la salud relacionados con las emisiones de arenas bituminosas, afirmando que las pruebas de calidad del agua para sustancias químicas específicas (metales pesados) han sido insuficientes.[157]
Aparte de las preocupaciones ambientales, muchos grupos indígenas han rechazado el desarrollo de oleoductos debido a procesos de consulta inadecuados por parte del gobierno federal. De acuerdo con la Sección 35 de la Ley de la Constitución de Canadá [158], los pueblos indígenas de Canadá tienen garantizado el derecho a ser consultados de manera significativa y acomodados cuando la Corona está contemplando el desarrollo de recursos en sus tierras - ver Deber de Consultar . Mediante una serie de fallos de la Corte Suprema de Canadá y protestas políticas de los pueblos indígenas (véanse Haida Nation contra British Columbia [Ministro de Bosques] , Taku River Tlingit First Nation contra British Columbia y Tsilhqot'in Nation contra British Columbia), entre otros, los tribunales han intentado definir en mayor profundidad las responsabilidades de consulta de la Corona y otorgar reconocimiento legal al territorio tradicional indígena y los derechos relacionados con el desarrollo de recursos.
Por el contrario, el desarrollo de arenas petrolíferas también presenta muchos impactos positivos y oportunidades para los grupos indígenas, particularmente en el oeste de Canadá. De hecho, durante las últimas dos décadas, la participación de las Primeras Naciones en el sector energético ha aumentado drásticamente, desde el empleo y las oportunidades comerciales hasta los procesos de aprobación de proyectos y la evaluación ambiental. El aumento de la participación indígena ha sido alentado por numerosos acuerdos de colaboración con la industria, generalmente en forma de acuerdos de beneficios de impacto (IBA), que brindan no solo empleo y emprendimientos comerciales, sino también capacitación laboral y beneficios comunitarios. [159]Una mayor participación en el sector de la energía ha empoderado a muchos grupos indígenas para impulsar una participación más amplia mediante la negociación de participaciones en la propiedad de los proyectos de tuberías y de almacenamiento de betún propuestos. Quizás el mejor ejemplo de este tipo de asociación en Alberta sea el acuerdo entre Suncor y Fort McKay y Mikisew Cree First Nations . Las dos Primeras Naciones adquirieron una participación del 49% en el East Tank Farm Development de Suncor con acciones valoradas en aproximadamente $ 500 millones, lo que la convierte en la inversión comercial más grande hasta la fecha realizada por una entidad de las Primeras Naciones en Canadá. [160]
El apoyo para el desarrollo de recursos y el deseo de participación directa se ilustra aún más en el gasoducto y corredor energético Eagle Spirit Energy Holding Ltd., de 17.000 millones de dólares, liderado por las Primeras Naciones entre Alberta y la costa norte de Columbia Británica (con un plan de respaldo para ubicar su terminal en Alaska para sortear la prohibición de los petroleros en BC). El proyecto ha obtenido el apoyo de 35 Primeras Naciones a lo largo de la ruta propuesta; las bandas tienen derecho a al menos un 35% de propiedad a cambio del uso de la tierra. [161]
Empresas de arenas petrolíferas [ editar ]
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Actualmente hay tres grandes operaciones mineras de arenas petrolíferas en el área a cargo de Syncrude Canada Limited, Suncor Energy y Albian Sands, propiedad de Shell Canada, Chevron y Marathon Oil Corp.
Los principales desarrollos productivos o previstos en las arenas petrolíferas de Athabasca incluyen los siguientes proyectos: [162]
- Las minas Steepbank y Millennium de Suncor Energy producen actualmente 263.000 barriles por día (41.800 m 3 / d) y su proyecto in situ Firebag produce 35.000 bbl / d (5.600 m 3 / d).
- Las minas Mildred Lake y Aurora de Syncrude actualmente pueden producir 360.000 bbl / d (57.000 m 3 / d).
- Shell Canadá opera actualmente su mina Muskeg River que produce 155,000 bbl / d (24,600 m 3 / d) y el Scotford Upgrader en Fort Saskatchewan , Alberta .
- El proyecto in situ Long Lake SAGD de Nexen está produciendo ahora 70.000 bbl / d (11.000 m 3 / d).
- La subsidiaria de Total SA , Deer Creek Energy, estaba operando un proyecto SAGD en su arrendamiento Joslyn, produciendo 10,000 bbl / d (1,600 m 3 / d). Tenía la intención de construir su mina en 2010 para expandir su producción en 100,000 bbl / d (16,000 m 3 / d), sin embargo, esto no había ocurrido en mayo de 2014 cuando la compañía archivó el proyecto mientras revisaba la viabilidad económica del proyecto. [163] [164]
| Operador | Proyecto | Fase | Capacidad | Puesta en marcha | Estado reglamentario |
| Arenas del Albiano | Jackpine | 1A | 100.000 bbl / d (16.000 m 3 / d) | 2010 | Operando |
| 1B | 100.000 bbl / d (16.000 m 3 / d) | TBD | Aprobado | ||
| 2 | 100.000 bbl / d (16.000 m 3 / d) | TBD | Aprobado | ||
| Río Muskeg | Existente | 175.000 bbl / d (27.800 m 3 / d) | 2002 | Operando | |
| Expansión | 115.000 bbl / d (18.300 m 3 / d) | TBD | Aprobado | ||
| Recursos naturales canadienses | Horizonte | 1 | 135.000 bbl / d (21.500 m 3 / d) | 2009 | Operando |
| 2A | 12.000 bbl / d (1.900 m 3 / d) | 2014 | Operando | ||
| 2B | 45.000 bbl / d (7.200 m 3 / d) | 2016 | Operando | ||
| 3 | 80.000 bbl / d (13.000 m 3 / d) | 2017 | Operando | ||
| Horizonte Sur [165] | Expansión | 95.000 bbl / d (15.100 m 3 / d) | 2022 | Aprobado | |
| Hoyo norte | - | 2031 | Anunciado | ||
| Río Pierre [166] | 1 | 100.000 bbl / d (16.000 m 3 / d) | TBD | Aprobado | |
| 2 | 100.000 bbl / d (16.000 m 3 / d) | TBD | Aprobado | ||
| Aceite Imperial | Kearl | 1 | 120.000 bbl / d (19.000 m 3 / d) | 2013 | Operando |
| 2 | 120.000 bbl / d (19.000 m 3 / d) | 2015 | Operando | ||
| 3 | 80.000 bbl / d (13.000 m 3 / d) | TBD | Aprobado | ||
| Debottleneck | 45.000 bbl / d (7.200 m 3 / d) | TBD | Aprobado | ||
| Energía Suncor | Planta base | 130.000 bbl / d (21.000 m 3 / d) | 1967 | Agotado | |
| Debottleneck | 4000 bbl / d (640 m 3 / d) | 2007 | Operando | ||
| Expansión | 150.000 bbl / d (24.000 m 3 / d) | 2011 | Operando | ||
| Milenio | 294.000 bbl / d (46.700 m 3 / d) | 2001 | Operando | ||
| Debottleneck | 23.000 bbl / d (3.700 m 3 / d) | 2008 | Operando | ||
| Expansión | 225.000 bbl / d (35.800 m 3 / d) | 2030 | Anunciado | ||
| Fort Hills | 1 | 165.000 bbl / d (26.200 m 3 / d) | 2018 | Operando | |
| Debottleneck | 20.000 bbl / d (3200 m 3 / d) | TBD | Aprobado | ||
| Voyageur Sur | 1 | 250.000 bbl / d (40.000 m 3 / d) | TBD | Aprobado | |
| Syncrude | Lago Mildred | 150.000 bbl / d (24.000 m 3 / d) | 1978 | Operando | |
| Aurora North | 1 | 225.000 bbl / d (35.800 m 3 / d) | 2001 | Operando | |
| 2 | 116,300 bbl / d (18,490 m 3 / d) | 2006 | Operando | ||
| 3 | 184.000 bbl / d (29.300 m 3 / d) | 2023 | Aprobado | ||
| Aurora Sur | 1 | 100.000 bbl / d (16.000 m 3 / d) | TBD | Anunciado | |
| 2 | 10,000 bbl / d (1,600 m 3 / d) | TBD | Anunciado | ||
| Synenco Energy | Auroras boreales | 1 | 160.000 bbl / d (25.000 m 3 / d) | - | Cancelado [167] |
| Total SA | Joslyn North | 1 | 100.000 bbl / d (16.000 m 3 / d) | - | Cancelado [168] |
| UTS / Teck Cominco | Equinoccio | Arrendamiento 14 | 50.000 bbl / d (7900 m 3 / d) | TBD | Anunciado |
| Frontera | 1 | 100.000 bbl / d (16.000 m 3 / d) | - | Cancelado [169] |
Sanciones ordenadas por la corte [ editar ]
Por desvío indebido de agua en 2008/2009, se ordenó a Statoil Canada Ltd. en 2012 pagar una multa de $ 5000 y asignar $ 185,000 para un proyecto de capacitación (el veredicto fue emitido por el Tribunal Provincial de Alberta , División Penal). [170] [171]
Ver también [ editar ]
- Impacto ambiental de la minería
- Centro Canadiense de Información Energética
- Historia de la industria del petróleo en Canadá (arenas bituminosas y petróleo pesado)
- Oleoducto del valle de Mackenzie
- Empresa conjunta de Utah Oil Sands
- Arenas petrolíferas de la isla Melville
- Proyecto Oilsand / Proyecto Caldero
- Lista de artículos sobre arenas petrolíferas canadienses
Notas [ editar ]
Referencias [ editar ]
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- ^ Chen, Yiqun. Incidencia de cáncer en Fort Chipewyan, Alberta 1995-2006 (PDF) . Edmonton, AB: Junta de Cáncer de Alberta, División de Vigilancia de la Información y Salud de la Población. [ enlace muerto permanente ]
- ^ Droitsch, Danielle; Simieritsch, Terra (2010). "Preocupaciones de los aborígenes canadienses con las arenas bituminosas" (PDF) . Instituto Pembina .
- ^ La Ley de la Constitución de 1982, Anexo B de la Ley de Canadá de 1982 (Reino Unido), 1982, c 11
- ^ Coates, K. (2016). Participación de las Primeras Naciones en el Sector Energético en el Oeste de Canadá. Preparado para el Indian Resource Council . http://www.irccanada.ca/sites/default/files/First%20Nations%20Engagement%20in%20the%20Energy%20Sector%20in%20Western%20Canada.pdf Archivado el 25 de octubre de 2016 en Wayback Machine.
- ^ Suncor (2017, 22 de noviembre). Fort McKay y Mikisew Cree First Nations completan la compra del 49% de participación en el East Tank Farm Development de Suncor. Comunicados de prensa de Suncor. http://www.suncor.com/newsroom/news-releases/2170192
- ^ Nickel, R. y Williams, N. (2 de marzo de 2018). Las Primeras Naciones de Canadá buscan mayores intereses, ganancias del sector petrolero. Red de noticias empresariales. https://www.bnn.ca/canada-s-first-nations-seek-bigger-stakes-profits-from-oil-sector-1.1015611
- ^ Proyectos de arenas petrolíferas Descubrimiento de arenas petrolíferas Archivado el 28 de marzo de 2006 en la Wayback Machine .
- ^ "La escalada de costos lleva a Total a poner en espera el proyecto de arenas petrolíferas de Joslyn" . Diario de Edmonton . Archivado desde el original el 5 de junio de 2014 . Consultado el 14 de junio de 2014 .
- ↑ Wojciech Moskwa (27 de abril de 2007). "Statoil para comprar arenas petrolíferas de América del Norte por 2 mil millones" . Puesto financiero . Archivado desde el original el 2 de junio de 2008 . Consultado el 9 de diciembre de 2007 .
- ^ "Recursos naturales canadienses - minería de arenas petrolíferas y mejora" . www.cnrl.com . Consultado el 24 de marzo de 2021 .
- ↑ Jaremko, Deborah (7 de noviembre de 2017). "Canadian Natural ve un 'valor significativo' dar nueva vida a la mina de arenas petrolíferas Shell diferida" . JWN .
- ^ "El gigante energético francés Total deja de lado la mina de arenas petrolíferas de Joslyn indefinidamente" . Revista Oil Sands . 2014-03-29 . Consultado el 24 de marzo de 2021 .
- ^ "Aplicación de archivos CNRL para integrar Joslyn North en el plan de la mina Horizon" . Revista Oil Sands . 2019-11-20 . Consultado el 24 de marzo de 2021 .
- ^ "La era de la mega mina de arenas petrolíferas puede haber terminado después de 'clavo en el ataúd' de la cancelación de Teck" . Financialpost . 2020-02-25 . Consultado el 24 de marzo de 2021 .
- ^ http://www.dagbladet.no/2011/10/31/nyheter/oljesand/statoil/canada/18838785/ (en noruego)
- ^ Aclaración final en materia de agua para Statoil Canada Ltd. consultado 2011-11-01.
Lectura adicional [ editar ]
- Kunzig, Robert (marzo de 2009). "El auge del petróleo canadiense: raspar la parte inferior" . National Geographic . 215 (3): 38–59 . Consultado el 29 de mayo de 2009 .
- Black Bonanza , de Alastair Sweeny (Wiley Canada 2010) ISBN 0-470-16138-8
Material de video [ editar ]
- Aceite sucio . Documental de Leslie Iwerks, 2009
- H2Oil . Documental de Shannon Walsh , 2009
- Tar Sands - Documental de Canadá a la venta de Tom Radford , 2008
- People & Power: las arenas petrolíferas de Alberta . Al Jazeera English , 2008
- Riz Khan: el aceite sucio de Canadá . Al Jazeera English , 2009
- 60 minutos - Las arenas petrolíferas de Alberta . CBS , 22 de enero de 2006
- Hasta la última gota . Documental de Tom Radford sobre el impacto en las comunidades locales, transmitido en el programa Witness de Al Jazeera English , 2011
- Las arenas petrolíferas de Alberta . Gob. de la película documental de Alberta, 2009
Enlaces externos [ editar ]
 | Wikimedia Commons tiene medios relacionados con las arenas petrolíferas de Athabasca . |
- Pembina Institute: Oil Sands Analysis
- Arenas petrolíferas de Alberta: problemas e impactos clave
- Mud, Sweat and Tears —Guardian Newspaper, 2007
- Hugh McCullum, Fueling Fortress America: Un informe sobre las arenas bituminosas de Athabasca y las demandas estadounidenses de energía de Canadá (The Parkland Institute)
- Historia de las arenas petrolíferas —Syncrude Canadá
- Oil Sands Discovery Center —Fort McMurray Tourism
- Arenas petrolíferas de Alberta — Departamento de Energía de Alberta
- ¿Qué son las arenas bituminosas y el petróleo pesado? -Centro Canadiense de Información Energética
- (en francés) Documento de televisión Du sable dans l'engrenage de Guy Gendron y Jean-Luc Paquette que describe los problemas de las arenas petrolíferas de Athabasca.
- Arenas petrolíferas de Athabasca en el Observatorio de la Tierra de la NASA. Incluye una serie de fotografías satelitales de 1984 a 2011, que muestran cómo se ha desarrollado el proyecto.
- Portal de información sobre arenas petrolíferas del gobierno de Alberta Biblioteca de datos y mapas interactivos
- Informe sobre arenas petrolíferas de Athabasca en la biblioteca de Dartmouth College
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