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Las arenas bituminosas , las arenas bituminosas , el betún crudo o las arenas bituminosas son un tipo de depósito de petróleo no convencional . Las arenas bituminosas son arenas sueltas o areniscas parcialmente consolidadas que contienen una mezcla natural de arena , arcilla y agua, empapadas con betún , una forma de petróleo densa y extremadamente viscosa .
Se registran importantes depósitos de betún en Canadá , [1] [2] Kazajstán , Rusia y Venezuela . Los depósitos mundiales de petróleo estimados son más de 2 billones de barriles (320 mil millones de metros cúbicos); [3] las estimaciones incluyen depósitos que no se han descubierto. Las reservas probadas de betún contienen aproximadamente 100 mil millones de barriles, [4] y las reservas totales de betún natural se estiman en 249,67 Gbbl (39,694 × 10 9 m 3 ) en todo el mundo, de los cuales 176,8 Gbbl (28,11 × 10 9 m 3 ), o 70,8%, están en Alberta, Canadá. [1]
El betún crudo es una forma espesa y pegajosa de petróleo crudo, tan viscoso que no fluirá a menos que se caliente o diluya con hidrocarburos más ligeros como el petróleo crudo ligero o el condensado de gas natural . A temperatura ambiente, se parece mucho a la melaza fría . [5] La Faja del Orinoco en Venezuela a veces se describe como arenas petrolíferas, pero estos depósitos no son bituminosos, por lo que caen en la categoría de petróleo pesado o extrapesado debido a su menor viscosidad. [6] El betún natural y el aceite extrapesado se diferencian en el grado en que las bacterias los han degradado de los aceites convencionales originales .
Los aumentos del precio del petróleo en 1973 y 1979 y el desarrollo de una mejor tecnología de extracción permitieron la extracción y el procesamiento rentables de las arenas bituminosas. Junto con otras prácticas de extracción de petróleo denominadas no convencionales , las arenas petrolíferas están implicadas en el debate sobre el carbono no quemable , pero también contribuyen a la seguridad energética y contrarrestan el cartel internacional de precios de la OPEP . Según el Oil Climate Index, las emisiones de carbono del crudo de arena y petróleo son un 31% más altas que las del petróleo convencional. [7] En Canadá, la producción de arenas petrolíferas en general, y la extracción in situ, en particular, son los mayores contribuyentes al aumento de laemisiones de gases de efecto invernadero de 2005 a 2017, según Natural Resources Canada (NRCan). [8]
Historia [ editar ]
La explotación de depósitos bituminosos y filtraciones se remonta al Paleolítico . [9] El uso más antiguo conocido de betún fue por los neandertales , hace unos 40.000 años. Se ha encontrado betún adherido a herramientas de piedra utilizadas por los neandertales en sitios en Siria. Tras la llegada del Homo sapiens , el ser humano utilizó betún para la construcción de edificios e impermeabilización de embarcaciones de caña , entre otros usos. En el antiguo Egipto, el uso de betún era importante en la preparación de momias. [10]
En la antigüedad, el betún era principalmente un producto mesopotámico utilizado por los sumerios y babilonios , aunque también se encontraba en el Levante y Persia . El área a lo largo de los ríos Tigris y Éufrates estaba sembrada de cientos de filtraciones de betún puro. Los mesopotámicos utilizaron el betún para impermeabilizar barcos y edificios. En Europa, se extrajeron extensamente cerca de la ciudad francesa de Pechelbronn , donde el proceso de separación de vapor estaba en uso en 1742. [11] [12]
En Canadá, los pueblos de las Primeras Naciones habían utilizado el betún de las filtraciones a lo largo de los ríos Athabasca y Clearwater para impermeabilizar sus canoas de corteza de abedul desde los primeros tiempos prehistóricos. Las arenas petrolíferas canadienses se dieron a conocer por primera vez a los europeos en 1719 cuando un nativo cree llamado Wa-Pa-Su llevó una muestra al comerciante de pieles de la Hudsons Bay Company , Henry Kelsey , quien lo comentó en sus diarios. El comerciante de pieles Peter Pond remó por el río Clearwater hasta Athabasca en 1778, vio los depósitos y escribió sobre "manantiales de betún que fluyen por el suelo". En 1787, el comerciante de pieles y explorador Alexander MacKenzieen su camino hacia el Océano Ártico vio las arenas petrolíferas de Athabasca, y comentó: "A unas 24 millas de la bifurcación (de los ríos Athabasca y Clearwater) hay algunas fuentes bituminosas en las que se puede insertar un poste de 20 pies de largo sin el menor resistencia." [13]
Costo de las operaciones de extracción de petróleo en arenas petrolíferas [ editar ]
En su comparación de mayo de 2019 de la "actualización de la curva de costo de suministro" en la que Rystad Energy, con sede en Noruega, una "investigación y consultoría energética independiente", clasificó los "recursos líquidos recuperables totales del mundo por su precio de equilibrio", Rystad informó que el El precio medio de equilibrio del petróleo de las arenas bituminosas fue de 83 dólares en 2019, lo que lo convierte en el más caro de producir, en comparación con todas las demás "regiones productoras de petróleo importantes" del mundo. [14] [a] La Agencia Internacional de Energía hizo comparaciones similares. [15]
El precio por barril de crudos más pesados y ácidos que carecen de acceso al agua de la marea, como Western Canadian Select (WCS) de las arenas petrolíferas de Athabaska, tiene un precio diferencial con respecto al petróleo más liviano y dulce , como West Texas Intermediate (WTI). El precio se basa en su grado, determinado por factores como su gravedad específica o API y su contenido de azufre, y su ubicación, por ejemplo, su proximidad al agua de marea y / o refinerías.
Debido a que el costo de producción es mucho más alto en las operaciones de extracción de petróleo en arenas petrolíferas, el punto de equilibrio es mucho más alto que para los aceites más dulces y ligeros como el producido por Arabia Saudita, Irán, Irak y Estados Unidos. [14] producciones de petróleo de arenas se expanden y prosperan como el precio global del petróleo aumentó a máximos de pico debido al embargo petrolero árabe de 1973 , la 1979 revolución iraní , la crisis y la guerra 1990 del Golfo Pérsico , el 11 de septiembre de 2001 los ataques , y el 2003 invasión de Irak . [16] Los períodos de auge fueron seguidos por la caída, ya que el precio mundial del petróleo cayó durante la década de 1980.y nuevamente en el decenio de 1990, durante un período de recesiones mundiales, y nuevamente en 2003. [17]
Nomenclatura [ editar ]
El nombre de arenas bituminosas se aplicó a las arenas bituminosas a finales del siglo XIX y principios del XX. [18] Las personas que vieron las arenas bituminosas durante este período estaban familiarizadas con las grandes cantidades de residuos de alquitrán que se producen en las zonas urbanas como subproducto de la fabricación de gas de carbón para la calefacción y la iluminación urbanas. [19] La palabra " alquitrán " para describir estos depósitos de betún natural es realmente un nombre inapropiado, ya que, químicamente hablando, el alquitrán es una sustancia artificial producida por la destilación destructiva de material orgánico , generalmente carbón . [20]
Desde entonces, el gas de carbón ha sido reemplazado casi por completo por gas natural como combustible, y el alquitrán de hulla como material para pavimentar carreteras ha sido reemplazado por el asfalto derivado del petróleo . El betún de origen natural es químicamente más similar al asfalto que al alquitrán de hulla, y el término arenas petrolíferas (o arenas petrolíferas ) es más comúnmente utilizado por la industria en las áreas de producción que las arenas bituminosas porque el aceite sintético se fabrica a partir del betún, [20] y debido a la sensación de que la terminología de arenas bituminosas es políticamente menos aceptable para el público. [21] Las arenas bituminosas son ahora una alternativa al petróleo crudo convencional. [22]
Geología [ editar ]
Los depósitos de arenas petrolíferas más grandes del mundo se encuentran en Venezuela y Canadá. La geología de los depósitos en los dos países es en general bastante similar. Son vasta petróleo pesado , petróleo extra pesado, y / o betún depósitos con aceite pesado que 20 ° API, que se encuentra en gran parte en no consolidadas areniscas con propiedades similares. "No consolidado" en este contexto significa que las arenas tienen alta porosidad, sin cohesión significativa y una resistencia a la tracción cercana a cero. Las arenas están saturadas de petróleo lo que les ha impedido consolidarse en arenisca dura. [6]
Tamaño de los recursos [ editar ]
La magnitud de los recursos en los dos países es del orden de 3,5 a 4 billones de barriles (550 a 650 mil millones de metros cúbicos) de petróleo original en el lugar (OOIP). El petróleo existente no es necesariamente una reserva de petróleo , y la cantidad que se puede producir depende de la evolución tecnológica . Los rápidos avances tecnológicos en Canadá en el período 1985-2000 dieron como resultado técnicas como el drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD) que pueden recuperar un porcentaje mucho mayor del OOIP que los métodos convencionales. El gobierno de Alberta estima que con la tecnología actual, se puede recuperar el 10% de su betún y petróleo pesado, lo que le daría unos 200 mil millones de barriles (32 mil millones de m 3) de las reservas recuperables de petróleo. Venezuela estima su petróleo recuperable en 267 mil millones de barriles (42 mil millones de m 3 ). [6] Esto coloca a Canadá y Venezuela en la misma liga que Arabia Saudita, teniendo las tres mayores reservas de petróleo del mundo .
Depósitos importantes [ editar ]
Existen numerosos depósitos de arenas petrolíferas en el mundo, pero los más grandes e importantes se encuentran en Canadá y Venezuela , con depósitos menores en Kazajstán y Rusia . El volumen total de petróleo no convencional en las arenas petrolíferas de estos países excede las reservas de petróleo convencional en todos los demás países juntos. En las provincias canadienses de Alberta y Saskatchewan existen vastos depósitos de betún (más de 350 mil millones de metros cúbicos (2,2 billones de barriles) de petróleo ) en las provincias canadienses de Alberta y Saskatchewan . Si solo se pudiera extraer el 30% de este aceite, podría suplir todas las necesidades de América del Norte.durante más de 100 años a los niveles de consumo de 2002. Estos depósitos representan abundante petróleo, pero no petróleo barato. Requieren tecnología avanzada para extraer el petróleo y transportarlo a las refinerías de petróleo . [23]
Canadá [ editar ]
Las arenas petrolíferas de la Cuenca Sedimentaria de Canadá Occidental (WCSB) son el resultado de la formación de las Montañas Rocosas Canadienses por la Placa del Pacífico que derrocó a la Placa de América del Norte a medida que avanzaba desde el oeste, llevando las antiguas cadenas de islas grandes que ahora comprenden la mayoría de la Columbia Británica . La colisión comprimió las llanuras de Alberta y elevó las Montañas Rocosas por encima de las llanuras, formando cadenas montañosas . Este proceso de construcción de montañas enterró las capas de rocas sedimentarias que subyacen a la mayor parte de Alberta a una gran profundidad , creando altas temperaturas del subsuelo y produciendo una olla a presión gigante.efecto que convirtió el kerógeno en las lutitas ricas en materia orgánica profundamente enterradas en petróleo ligero y gas natural. [6] [24] Estas rocas generadoras eran similares a las llamadas lutitas bituminosas estadounidenses , excepto que estas últimas nunca han sido enterradas lo suficientemente profundas como para convertir el kerógeno en ellas en petróleo líquido.
Este cabalgamiento también inclinado la pre Cretácico formaciones de roca sedimentaria que subyacen a la mayor parte de la sub-superficie de Alberta, deprimiendo las formaciones rocosas en el suroeste de Alberta hasta 8 km (5 millas) de profundidad cerca de las Montañas Rocosas, pero a cero profundidad en el noreste, donde chocaron contra las rocas ígneas del Escudo Canadiense , que afloran en la superficie. Esta inclinación no es evidente en la superficie porque la zanja resultante ha sido rellenada con material erosionado de las montañas. El petróleo ligero migró hacia arriba a través del transporte hidrodinámico desde las Montañas Rocosas en el suroeste hacia el Escudo Canadiense en el noreste después de una compleja discordancia pre-Cretácica.que existe en las formaciones bajo Alberta. La distancia total de la migración de petróleo de suroeste a noreste fue de aproximadamente 500 a 700 km (300 a 400 millas). En las profundidades poco profundas de las formaciones sedimentarias en el noreste, la biodegradación microbiana masiva a medida que el petróleo se acercaba a la superficie hizo que el petróleo se volviera altamente viscoso e inmóvil. Casi todo el petróleo restante se encuentra en el extremo norte de Alberta, en depósitos de arena, limo y lutita del Cretácico Medio (115 millones de años).cubierto por lutitas gruesas, aunque se encuentran grandes cantidades de petróleo pesado más liviano que el betún en el cinturón de petróleo pesado a lo largo de la frontera de Alberta-Saskatchewan, que se extiende hasta Saskatchewan y se acerca a la frontera de Montana. Tenga en cuenta que, aunque adyacente a Alberta, Saskatchewan no tiene depósitos masivos de betún, solo grandes depósitos de petróleo pesado> 10 ° API. [6] [24]
La mayoría de las arenas petrolíferas canadienses se encuentran en tres depósitos importantes en el norte de Alberta . Se trata de las arenas petrolíferas de Athabasca-Wabiskaw en el noreste de Alberta, los depósitos de Cold Lake en el noreste de Alberta y los depósitos del río Peace en el noroeste de Alberta. Entre ellos, cubren más de 140.000 kilómetros cuadrados (54.000 millas cuadradas), un área más grande que Inglaterra, y contienen aproximadamente 1,75 Tbbl (280 × 10 9 m 3 ) de betún crudo . Aproximadamente el 10% del aceite en su lugar , o 173 Gbbl (27,5 × 10 9 m 3), es estimado por el gobierno de Alberta como recuperable a precios corrientes, utilizando la tecnología actual, que asciende al 97% de las reservas de petróleo canadienses y al 75% del total de las reservas de petróleo de América del Norte. [2] Aunque el depósito de Athabasca es el único en el mundo que tiene áreas lo suficientemente poco profundas para extraer desde la superficie, las tres áreas de Alberta son adecuadas para la producción utilizando métodos in situ , como la estimulación cíclica con vapor (CSS) y la asistencia con vapor. drenaje por gravedad (SAGD).
El depósito de arenas petrolíferas más grande de Canadá, las arenas petrolíferas de Athabasca, se encuentra en la Formación McMurray , en el centro de la ciudad de Fort McMurray, Alberta . Aflora en la superficie (profundidad de enterramiento cero) a unos 50 km (30 millas) al norte de Fort McMurray, donde se han establecido enormes minas de arenas petrolíferas, pero está a 400 m (1.300 pies) de profundidad al sureste de Fort McMurray. Solo el 3% del área de arenas petrolíferas que contiene aproximadamente el 20% del petróleo recuperable puede producirse mediante minería a cielo abierto , por lo que el 80% restante tendrá que producirse mediante pozos in situ . Los otros depósitos canadienses tienen entre 350 y 900 m (1,000 a 3,000 pies) de profundidad y requerirán producción in situ. [6] [24]
Athabasca [ editar ]
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 depósito más grande conocido de betún crudo en el mundo y el más grande de los tres principales depósitos de arenas petrolíferas de Alberta, junto con los depósitos cercanos de Peace River y Cold Lake.(este último se extiende hasta Saskatchewan ). [25]
Juntos, estos depósitos de arena petrolífera 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. [25] 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 . [26]
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, [27] 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 ". [28] 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 sólo puede producirse utilizando tecnología in situ desarrollada más recientemente . [26]Cold Lake [ editar ]
Las arenas petrolíferas de Cold Lake se encuentran al noreste de la capital de Alberta , Edmonton , cerca de la frontera con Saskatchewan . Una pequeña parte del depósito de Cold Lake se encuentra en Saskatchewan. Aunque más pequeñas que las arenas petrolíferas de Athabasca, las arenas petrolíferas de Cold Lake son importantes porque parte del petróleo es lo suficientemente fluido como para ser extraído por métodos convencionales. El betún de Cold Lake contiene más alcanos y menos asfaltenos que las otras arenas petrolíferas importantes de Alberta y el petróleo es más fluido. [29] Como resultado, la estimulación cíclica con vapor (CSS) se usa comúnmente para la producción.
Las arenas petrolíferas de Cold Lake tienen una forma más o menos circular, centradas alrededor de Bonnyville, Alberta . Probablemente contienen más de 60 mil millones de metros cúbicos (370 mil millones de barriles) de petróleo extrapesado en el lugar. El aceite es muy viscoso, pero considerablemente menos que las arenas petrolíferas de Athabasca, y es algo menos sulfuroso . La profundidad de los depósitos es de 400 a 600 metros (1300 a 2000 pies) y tienen un espesor de 15 a 35 metros (49 a 115 pies). [23] Son demasiado profundos para sacarlos a la superficie .
Gran parte de las arenas petrolíferas se encuentran en Canadian Forces Base Cold Lake . Los aviones de combate CF-18 Hornet de CFB Cold Lake defienden la mitad occidental del espacio aéreo canadiense y cubren el territorio ártico de Canadá. Cold Lake Air Weapons Range (CLAWR) es uno de los campos de bombardeo de lanzamiento en vivo más grandes del mundo, incluida la prueba de misiles de crucero. A medida que la producción de arenas petrolíferas continúa creciendo, varios sectores compiten por el acceso al espacio aéreo, la tierra y los recursos, y esto complica significativamente la perforación y producción de pozos de petróleo.
Río de la paz [ editar ]
Situado en el noroeste-central de Alberta , el depósito de arenas petrolíferas del río Peace es el más pequeño de los cuatro grandes depósitos de arenas petrolíferas [30] de la formación de la cuenca sedimentaria del oeste de Canadá . [30]
Las arenas petrolíferas del río Peace se encuentran, por lo general, en la cuenca del río Peace .
Los depósitos de arenas petrolíferas de Peace River son los más pequeños de la provincia. Las arenas petrolíferas más grandes, Athabasca , están ubicadas al este, el segundo más grande, el depósito de arenas petrolíferas de Cold Lake está al sur de Athabaska y las arenas petrolíferas de Wabasco están al sur de Athabaska y generalmente están unidas a él. [30] Según el Petroleum Economist , las arenas petrolíferas se encuentran en más de 70 países, pero la mayor parte se encuentra en estas cuatro regiones juntas que cubren un área de unos 77.000 kilómetros cuadrados (30.000 millas cuadradas). [31] En 2007, el Consejo Mundial de Energía estimó que estas áreas de arenas petrolíferas contenían al menos dos tercios del bitumen descubierto en el mundo.en el lugar en ese momento, [32] con una reserva original de petróleo en el lugar (OOIP) de 260.000.000.000 metros cúbicos (9,2 × 10 12 pies cúbicos) (1,6 billones de barriles ), una cantidad comparable a las reservas mundiales totales de petróleo convencional .
Mientras que las arenas petrolíferas de Athabasca se encuentran lo suficientemente cerca de la superficie como para que la arena pueda recogerse en minas a cielo abierto y llevarse a una ubicación central para su procesamiento, los depósitos del río Peace se consideran demasiado profundos y se explotan in situ utilizando vapor. Drenaje asistido por gravedad (SAGD) y Producción de petróleo pesado en frío con arena (CHOPS). [33]Venezuela [ editar ]
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La Cuenca Oriental de Venezuela tiene una estructura similar a la WCSB, pero en una escala más corta. La distancia que el petróleo ha migrado hacia arriba desde el frente montañoso de la Sierra Orientale hasta las arenas petrolíferas del Orinoco, donde choca contra las rocas ígneas del Escudo de Guyana es de solo 200 a 300 km (100 a 200 millas). Las condiciones hidrodinámicas del transporte de petróleo fueron similares, las rocas generadoras enterradas profundamente por el ascenso de las montañas de la Sierra Orientale produjeron petróleo ligero que se movió hacia el sur hasta que fue inmovilizado gradualmente por el aumento de viscosidad causado por la biodegradación cerca de la superficie. Los yacimientos del Orinoco son del Terciario temprano (50 a 60 millones de años) secuencias de arena-limo-lutita superpuestas por lutitas gruesas continuas, muy parecidas a los depósitos canadienses.
En Venezuela, la Faja del OrinocoLas arenas bituminosas varían de 350 a 1000 m (1000 a 3000 pies) de profundidad y no existen afloramientos superficiales. El depósito tiene aproximadamente 500 km (300 millas) de largo de este a oeste y 50 a 60 km (30 a 40 millas) de ancho de norte a sur, mucho menos que el área combinada cubierta por los depósitos canadienses. En general, los depósitos canadienses se encuentran en un área mucho más amplia, tienen una gama más amplia de propiedades y tienen una gama más amplia de tipos de reservorios que los venezolanos, pero las estructuras geológicas y los mecanismos involucrados son similares. Las principales diferencias es que el petróleo en las arenas de Venezuela es menos viscoso que en Canadá, lo que permite que parte de él se produzca mediante técnicas de perforación convencionales, pero ninguno se acerca a la superficie como en Canadá, lo que significa que nada se puede producir utilizando Minería de superficie.Casi todos los depósitos canadienses tendrán que producirse mediante minería o utilizando nuevas técnicas no convencionales.
Orinoco [ editar ]
La Faja del Orinoco es un territorio en la franja sur de la cuenca oriental del río Orinoco en Venezuela que se encuentra sobre uno de los depósitos de petróleo más grandes del mundo. La Faja del Orinoco sigue la línea del río. Tiene aproximadamente 600 kilómetros (370 millas) de este a oeste y 70 kilómetros (43 millas) de norte a sur, con un área de aproximadamente 55,314 kilómetros cuadrados (21,357 millas cuadradas).
Las arenas petrolíferas consisten en grandes depósitos de crudo extrapesado . Se estima que los depósitos de petróleo pesado de Venezuela de aproximadamente 1.200 Gbbl (190 × 10 9 m 3 ) de petróleo en el lugar equivalen aproximadamente a las reservas mundiales de petróleo más liviano. [1] Petróleos de Venezuela SA (PDVSA), la compañía petrolera nacional de Venezuela, ha estimado que las reservas producibles de la Faja del Orinoco ascienden a 235 Gbbl (37,4 × 10 9 m 3 ) [34], lo que la convertiría en la mayor reserva de petróleo. en el mundo.
En 2009, el Servicio Geológico de los Estados Unidos (USGS) aumentó sus estimaciones de las reservas a 513 Gbbl (81,6 × 10 9 m 3 ) de petróleo que es "técnicamente recuperable (producible utilizando la tecnología y las prácticas industriales actualmente disponibles)". No se hizo una estimación de la cantidad de petróleo económicamente recuperable. [35]
Otros depósitos [ editar ]
Además de las tres principales arenas petrolíferas canadienses en Alberta, hay un cuarto depósito importante de arenas petrolíferas en Canadá, las arenas petrolíferas de la isla Melville en las islas árticas canadienses , que son demasiado remotas para esperar una producción comercial en el futuro previsible.
Aparte de los depósitos de arenas petrolíferas megagigantes [36] en Canadá y Venezuela, muchos otros países tienen depósitos de arenas petrolíferas más pequeños. En los Estados Unidos, hay recursos de arenas petrolíferas supergigantes [36] concentrados principalmente en el este de Utah , con un total de 32 Gbbl (5,1 × 10 9 m 3 ) de petróleo (conocido y potencial) en ocho depósitos principales en Carbon , Garfield , Condados de Grand , Uintah y Wayne . [37]Además de ser mucho más pequeñas que los depósitos de arenas petrolíferas canadienses, las arenas petrolíferas de EE. UU. Están húmedas por hidrocarburos, mientras que las arenas petrolíferas canadienses están húmedas por agua. [38] Esto requiere técnicas de extracción algo diferentes para las arenas petrolíferas de Utah que las utilizadas para las arenas petrolíferas de Alberta.
Rusia posee arenas petrolíferas en dos regiones principales. Hay grandes recursos presentes en la cuenca de Tunguska, en el este de Siberia , siendo los depósitos más grandes Olenek y Siligir. Otros depósitos se encuentran en las cuencas de Timan-Pechora y Volga-Urales (en y alrededor de Tatarstán ), que es una provincia importante pero muy madura en términos de petróleo convencional, contiene grandes cantidades de arenas petrolíferas en una formación pérmica poco profunda. [1] [39] En Kazajstán, grandes depósitos de betún se encuentran en la cuenca norte del Caspio.
En Madagascar, Tsimiroro y Bemolanga son dos depósitos de arenas petrolíferas pesadas, con un pozo piloto que ya produce pequeñas cantidades de petróleo en Tsimiroro. [40] y explotación a mayor escala en la fase inicial de planificación. [41] En la República del Congo, las reservas se estiman entre 0,5 y 2,5 Gbbl (79 × 10 6 y 397 × 10 6 m 3 ).
Producción [ editar ]
Las arenas bituminosas son una fuente importante de petróleo no convencional, aunque solo Canadá tiene una industria comercial de arenas petrolíferas a gran escala. En 2006, la producción de betún en Canadá promedió 1,25 Mbbl / d (200.000 m 3 / d) a través de 81 proyectos de arenas petrolíferas. El 44% de la producción de petróleo canadiense en 2007 provino de arenas bituminosas. [42] Se esperaba (a partir de 2008) que esta proporción aumente en las próximas décadas a medida que aumente la producción de betún y disminuya la producción de petróleo convencional, aunque debido a la recesión económica de 2008 se ha aplazado el trabajo en nuevos proyectos. [2] El petróleo no se produce a partir de arenas bituminosas en un nivel significativo en otros países. [38]
Canadá [ editar ]
Las arenas petrolíferas de Alberta han estado en producción comercial desde que la mina original Great Canadian Oil Sands (ahora Suncor Energy ) comenzó a operar en 1967. La segunda mina de Syncrude comenzó a operar en 1978 y es la mina más grande de cualquier tipo en el mundo. La tercera mina en Athabasca Oil Sands, el consorcio Albian Sands de Shell Canada , Chevron Corporation y Western Oil Sands Inc. [comprada por Marathon Oil Corporation en 2007] comenzó a operar en 2003. Petro-Canada también estaba desarrollando un Fort de $ 33 mil millones Hills Project, en asociación con UTS Energy Corporation y Teck Cominco, que perdió impulso después de la fusión de 2009 de Petro-Canada con Suncor. [43]
Para 2013 había nueve proyectos mineros de arenas petrolíferas en el depósito de arenas petrolíferas de Athabasca: Suncor Energy Inc. (Suncor), Mildred Lake y Aurora North de Syncrude Canada Limited (Syncrude), Muskeg River y Jackpine de Shell Canada Limited (Shell) , Horizon de Canadian Natural Resources Limited (CNRL), Imperial Oil Resources Ventures Limited (Imperial), Kearl Oil Sands Project (KOSP), Total E&P Canada Ltd. Joslyn North Mine y Fort Hills Energy Corporation (FHEC). [44] Solo en 2011 produjeron más de 52 millones de metros cúbicos de betún. [44]
Venezuela [ editar ]
No se realizó ningún desarrollo significativo de los yacimientos de petróleo extrapesado de Venezuela antes de 2000, a excepción de la operación BITOR que produjo algo menos de 100.000 barriles de petróleo por día (16.000 m 3 / d) de petróleo de 9 ° API por producción primaria. Este se envió principalmente como una emulsión ( Orimulsión ) de 70% de aceite y 30% de agua con características similares al fuel oil pesado para quemar en centrales térmicas. [6] Sin embargo, cuando una gran huelga golpeó a la petrolera estatal venezolana PDVSA , la mayoría de los ingenieros fueron despedidos como castigo. [ cita requerida ]La orimulsión había sido el orgullo de los ingenieros de PDVSA, por lo que Orimulsión perdió el favor de los líderes políticos clave. Como resultado, el gobierno ha estado tratando de "Reducir" el programa de Orimulsión. [ cita requerida ]
A pesar de que las arenas petrolíferas del Orinoco contienen petróleo extrapesado que es más fácil de producir que las reservas de betún de tamaño similar de Canadá, la producción de petróleo de Venezuela ha disminuido en los últimos años debido a los problemas políticos y económicos del país, mientras que la de Canadá ha ido en aumento. Como resultado, las exportaciones canadienses de petróleo pesado y bitumen han estado respaldando al petróleo pesado y extrapesado venezolano fuera del mercado estadounidense, y las exportaciones totales de petróleo de Canadá a los EE. UU. Se han multiplicado por varias veces en comparación con las de Venezuela.
Para 2016, con la economía de Venezuela en picada y el país experimentando una escasez generalizada de alimentos, apagones continuos, disturbios y protestas antigubernamentales, no estaba claro cuánta nueva producción de arenas petrolíferas ocurriría en el futuro cercano. [45]
Otros países [ editar ]
En mayo de 2008, la compañía petrolera italiana Eni anunció un proyecto para desarrollar un pequeño depósito de arenas petrolíferas en la República del Congo . La producción está programada para comenzar en 2014 y se estima que eventualmente producirá un total de 40.000 bbl / d (6.400 m 3 / d). [46]
Métodos de extracción [ editar ]
A excepción de una fracción del petróleo extrapesado o del betún que puede extraerse mediante la tecnología convencional de pozos de petróleo, las arenas petrolíferas deben producirse mediante extracción a cielo abierto o el petróleo debe fluir hacia los pozos utilizando sofisticadas técnicas in situ . Estos métodos suelen utilizar más agua y requieren mayores cantidades de energía que la extracción de aceite convencional. Si bien gran parte de las arenas petrolíferas de Canadá se producen mediante minería a cielo abierto , aproximadamente el 90% de las arenas petrolíferas canadienses y todas las arenas petrolíferas de Venezuela están demasiado por debajo de la superficie para utilizar la minería a cielo abierto. [47]
Producción primaria [ editar ]
El petróleo crudo convencional normalmente se extrae del suelo mediante la perforación de pozos de petróleo en un depósito de petróleo , lo que permite que el petróleo fluya hacia ellos bajo presiones naturales del yacimiento, aunque a menudo se requieren técnicas y levantamiento artificial como perforación horizontal , inundación de agua e inyección de gas para mantener la producción. . Cuando la producción primaria se utiliza en las arenas petrolíferas de Venezuela, donde el petróleo extrapesado es de unos 50 grados centígrados., las tasas típicas de recuperación de petróleo son aproximadamente del 8 al 12%. Las arenas bituminosas canadienses son mucho más frías y están más biodegradadas, por lo que las tasas de recuperación de betún suelen ser de sólo un 5-6%. Históricamente, la recuperación primaria se utilizó en las áreas más fluidas de las arenas petrolíferas canadienses. Sin embargo, recuperó solo una pequeña fracción del aceite en el lugar , por lo que no se usa con frecuencia en la actualidad. [48]
Minería a cielo abierto [ editar ]
Las arenas petrolíferas de Athabasca son los únicos depósitos importantes de arenas petrolíferas que son lo suficientemente superficiales para extraer a la superficie. 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 mismas son típicamente depósitos de betún crudo de 40 a 60 metros (130 a 200 pies) de espesor incrustados en arenisca no consolidada , asentados sobre una roca caliza plana . Desde Great Canadian Oil Sands (ahora Suncor Energy) inició la operación de la primera mina de arenas petrolíferas a gran escala en 1967, el bitumen se ha extraído a escala comercial y el volumen ha crecido a un ritmo constante desde entonces.
Un gran número de minas de arenas petrolíferas se encuentran actualmente en operación y más se encuentran en las etapas de aprobación o desarrollo. La mina Syncrude Canada fue la segunda en abrir en 1978, Shell Canadá abrió su mina Muskeg River (Albian Sands) en 2003 y Canadian Natural Resources Ltd (CNRL) abrió su proyecto Horizon Oil Sands en 2009. Las minas más nuevas incluyen la mina Jackpine de Shell Canadá, [49] El proyecto Kearl Oil Sands de Imperial Oil , la mina Northern Lights de Synenco Energy (ahora propiedad de Total SA ) y la mina Fort Hills de Suncor.
Estanques de relaves de arenas petrolíferas [ editar ]
Los estanques de relaves de arenas petrolíferas son sistemas de presas y diques diseñados que contienen sales, sólidos en suspensión y otros compuestos químicos solubles como ácidos nafténicos , benceno , hidrocarburos [50] , betún residual , limos finos (colas finas maduras MFT) y agua. [51] Los grandes volúmenes de relaves son un subproducto de la minería a cielo abierto de las arenas petrolíferas y la gestión de estos relaves es uno de los desafíos ambientales más difíciles que enfrenta la industria de las arenas petrolíferas. [51] 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). [51] ElLa presa de relaves Syncrude o la cuenca de asentamiento del lago Mildred (MLSB) es una presa de terraplén que es, por volumen de material de construcción, la estructura de tierra más grande del mundo en 2001. [52]
Producción de petróleo pesado en frío con arena (CHOPS) [ editar ]
Hace algunos años, las compañías petroleras canadienses descubrieron que si retiraban los filtros de arena de los pozos de petróleo pesado y producían tanta arena como fuera posible con el petróleo, las tasas de producción mejoraban significativamente. Esta técnica se conoció como Producción de petróleo pesado en frío con arena (CHOPS). Investigaciones posteriores revelaron que el bombeo de arena abrió "agujeros de gusano" en la formación de arena, lo que permitió que llegara más petróleo al pozo . La ventaja de este método es mejores tasas de producción y recuperación (alrededor del 10% frente al 5-6% con filtros de arena instalados) y la desventaja de que la eliminación de la arena producida es un problema. Una forma novedosa de hacer esto fue difundirlo en los caminos rurales , lo que agradó a los gobiernos rurales porque la arena aceitosaredujo el polvo y las compañías petroleras hicieron el mantenimiento de las carreteras por ellos. Sin embargo, los gobiernos se han preocupado por el gran volumen y la composición del petróleo esparcido en las carreteras. [53] por lo que en los últimos años la eliminación de arena aceitosa en cavernas de sal subterráneas se ha vuelto más común.
Estimulación cíclica con vapor (CSS) [ editar ]
El uso de inyección de vapor para recuperar petróleo pesado se ha utilizado en los campos petrolíferos de California desde la década de 1950. El método de "soplo y soplo" de estimulación cíclica con vapor (CSS) se usa ahora ampliamente en la producción de petróleo pesado en todo el mundo debido a sus rápidas tasas de producción temprana; sin embargo, los factores de recuperación son relativamente bajos (10 a 40% del petróleo en el lugar) en comparación con SAGD (60 a 70% del OIP). [ cita requerida ]
El CSS ha sido utilizado por Imperial Oil en Cold Lake desde 1985 y también es utilizado por Canadian Natural Resources en Primrose y Wolf Lake y por Shell Canada en Peace River. En este método, el pozo se somete a ciclos de inyección de vapor, remojo y producción de petróleo. Primero, se inyecta vapor en un pozo a una temperatura de 300 a 340 grados Celsius.por un período de semanas a meses; luego, se deja reposar el pozo durante días o semanas para permitir que el calor penetre en la formación; y, posteriormente, el aceite caliente se bombea fuera del pozo durante un período de semanas o meses. Una vez que la tasa de producción cae, el pozo pasa por otro ciclo de inyección, remojo y producción. Este proceso se repite hasta que el costo de inyectar vapor se vuelve más alto que el dinero que se gana con la producción de petróleo. [54]
Drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD) [ editar ]
El drenaje por gravedad asistido por vapor fue desarrollado en la década de 1980 por la Autoridad de Investigación y Tecnología de Arenas Petrolíferas de Alberta y coincidió fortuitamente con mejoras en la tecnología de perforación direccional que lo hicieron rápido y económico a mediados de la década de 1990. En SAGD, se perforan dos pozos horizontales en las arenas petrolíferas, uno en el fondo de la formación y otro a unos 5 metros por encima de ella. Estos pozos generalmente se perforan en grupos a partir de plataformas centrales y pueden extenderse por millas en todas las direcciones. En cada par de pozos, se inyecta vapor en el pozo superior, el calor derrite el betún, lo que permite que fluya hacia el pozo inferior, donde se bombea a la superficie. [54]
SAGD ha demostrado ser un gran avance en la tecnología de producción, ya que es más barato que el CSS, permite tasas de producción de petróleo muy altas y recupera hasta el 60% del petróleo en el lugar. Debido a su viabilidad económica y aplicabilidad a una vasta área de arenas petrolíferas, este método por sí solo cuadruplicó las reservas de petróleo de América del Norte y permitió que Canadá pasara al segundo lugar en las reservas mundiales de petróleo después de Arabia Saudita. La mayoría de las principales compañías petroleras canadienses ahora tienen proyectos SAGD en producción o en construcción en las áreas de arenas petrolíferas de Alberta y Wyoming. Los ejemplos incluyen el proyecto de Japan Canada Oil Sands Ltd (JACOS) , el proyecto Firebag de Suncor, el proyecto Long Lake de Nexen , el proyecto MacKay River de Suncor (anteriormente Petro-Canada),Husky Energy 'proyectos Tucker Lake y Sunrise s, proyecto Peace River de Shell Canadá, Cenovus Energía 's de Foster Creek [55] y Christina Lake [56] desarrollos, ConocoPhillips proyecto' Surmont, de Devon Canadá proyecto del Jackfish, y Derek Petróleo y Gas de LAK Ranch proyecto. OSUM Corp de Alberta ha combinado tecnología probada de minería subterránea con SAGD para permitir tasas de recuperación más altas al ejecutar pozos subterráneos desde el interior del depósito de arenas petrolíferas, lo que también reduce los requisitos de energía en comparación con el SAGD tradicional. Esta aplicación de tecnología en particular se encuentra en su fase de prueba.
Extracción de vapor (VAPEX) [ editar ]
Varios métodos utilizan disolventes, en lugar de vapor, para separar el betún de la arena. Algunos métodos de extracción con solventes pueden funcionar mejor en la producción in situ y otros en la minería. [57] El solvente puede ser beneficioso si produce más aceite y requiere menos energía para producir vapor.
El proceso de extracción de vapor (VAPEX) es una tecnología in situ , similar a SAGD. En lugar de vapor, se inyectan solventes de hidrocarburos en un pozo superior para diluir el betún y permite que el betún diluido fluya hacia un pozo inferior. Tiene la ventaja de una eficiencia energética mucho mejor que la inyección de vapor, y realiza una mejora parcial del betún en petróleo justo en la formación. El proceso ha atraído la atención de las empresas petroleras, que están experimentando con él.
Los métodos anteriores no son mutuamente excluyentes. Se está volviendo común que los pozos pasen por un ciclo de inyección-remojo-producción de CSS para acondicionar la formación antes de pasar a la producción de SAGD, y las empresas están experimentando con la combinación de VAPEX con SAGD para mejorar las tasas de recuperación y reducir los costos de energía. [58]
Inyección de aire del dedo del pie al talón (THAI) [ editar ]
Este es un método muy nuevo y experimental que combina un pozo de inyección de aire vertical con un pozo de producción horizontal. El proceso enciende el petróleo en el depósito y crea una pared de fuego vertical que se mueve desde la "punta" del pozo horizontal hacia el "talón", que quema los componentes del petróleo más pesados y convierte parte del betún pesado en petróleo más liviano justo en la formación. . Históricamente, los proyectos de incendio no han funcionado bien debido a la dificultad para controlar el frente de llamas y la propensión a incendiar los pozos productores. Sin embargo, algunas compañías petroleras sienten que el método THAI será más controlable y práctico, y tiene la ventaja de no requerir energía para generar vapor. [59]
Los defensores de este método de extracción afirman que utiliza menos agua dulce, produce un 50% menos de gases de efecto invernadero y tiene una huella más pequeña que otras técnicas de producción. [60]
Petrobank Energy and Resources ha informado resultados alentadores de sus pozos de prueba en Alberta, con tasas de producción de hasta 400 bbl / d (64 m 3 / d) por pozo, y el petróleo se actualizó de 8 a 12 grados API . La compañía espera obtener una mejora adicional de 7 grados de su sistema CAPRI (infusión de resina a presión atmosférica controlada) [61] , que extrae el aceite a través de un catalizador que recubre la tubería inferior. [62] [63] [64]
Después de varios años de producción in situ, ha quedado claro que los métodos THAI actuales no funcionan según lo planeado. En medio de caídas constantes en la producción de sus pozos THAI en Kerrobert, Petrobank ha reducido el valor de sus patentes THAI y las reservas en la instalación a cero. Tienen planes de experimentar con una nueva configuración que llaman "multi-THAI", que implica agregar más pozos de inyección de aire. [sesenta y cinco]
Drenaje por gravedad por combustión (COGD) [ editar ]
Este es un método experimental que emplea una serie de pozos de inyección de aire verticales sobre un pozo de producción horizontal ubicado en la base de la zona productiva de betún. Se utiliza un ciclo de vapor inicial similar al CSS para preparar el betún para la ignición y la movilidad. Después de ese ciclo, se inyecta aire en los pozos verticales, encendiendo el betún superior y movilizando (a través del calentamiento) el betún inferior para que fluya hacia el pozo de producción. Se espera que COGD resulte en un ahorro de agua del 80% en comparación con SAGD. [66]
Tratamiento de espuma [ editar ]
Balance energético [ editar ]
Se necesitan aproximadamente 1.0-1.25 gigajulios (280-350 kWh) de energía para extraer un barril de betún y convertirlo en crudo sintético. A partir de 2006, la mayor parte se produce mediante la quema de gas natural. [69] Dado que un barril de petróleo equivalente es de aproximadamente 6.117 gigajulios (1.699 kWh), su EROEI es de 5-6. Eso significa que esto extrae aproximadamente 5 o 6 veces más energía de la que se consume. Se espera que la eficiencia energética mejore a un promedio de 900 pies cúbicos (25 m 3 ) de gas natural o 0,945 gigajulios (262 kWh) de energía por barril para 2015, lo que arroja un EROEI de aproximadamente 6,5. [70]
Existen alternativas al gas natural y están disponibles en el área de arenas petrolíferas. El propio betún se puede utilizar como combustible, consumiendo alrededor del 30-35% del betún crudo por unidad producida de crudo sintético. El proyecto Long Lake de Nexen utilizará una tecnología de desasfaltado patentada para mejorar el betún, utilizando residuos de asfaltenos alimentados a un gasificador cuyo gas de síntesis será utilizado por una turbina de cogeneración y una unidad de producción de hidrógeno, proporcionando todas las necesidades energéticas del proyecto: vapor, hidrógeno, y electricidad. [71] Por tanto, producirá sincrudo sin consumir gas natural, pero el coste de capital es muy elevado.
Hace unos años se pronosticó que la escasez de gas natural para el combustible del proyecto sería un problema para la producción de arenas petrolíferas canadienses, pero los recientes aumentos en la producción de gas de esquisto de Estados Unidos han eliminado gran parte del problema para América del Norte. Con el uso cada vez mayor de la fracturación hidráulica que hace que Estados Unidos sea en gran medida autosuficiente en gas natural y exporta más gas natural al este de Canadá para reemplazar el gas de Alberta, el gobierno de Alberta está usando sus poderes bajo el TLCAN y la Constitución canadiense.para reducir los envíos de gas natural a los EE. UU. y el este de Canadá, y desviar el gas al uso doméstico de Alberta, particularmente para combustible de arenas petrolíferas. Los gasoductos de gas natural hacia el este y el sur se están convirtiendo para llevar la creciente producción de arenas petrolíferas a estos destinos en lugar de gas. Canadá también tiene enormes depósitos de gas de esquisto sin desarrollar además de los de EE. UU., Por lo que el gas natural para la producción futura de arenas petrolíferas no parece ser un problema grave. El bajo precio del gas natural como resultado de la nueva producción ha mejorado considerablemente la economía de la producción de arenas petrolíferas.
Actualización y / o combinación [ editar ]
El petróleo crudo extrapesado o el betún crudo extraído de las arenas bituminosas es una forma semisólida muy viscosa de petróleo que no fluye fácilmente a temperaturas normales, lo que dificulta su transporte al mercado por oleoducto. Para fluir a través de oleoductos, debe actualizarse a petróleo crudo sintético más ligero (SCO), mezclarse con diluyentes para formar dilbit o calentarse para reducir su viscosidad.
Canadá [ editar ]
En las arenas petrolíferas canadienses, el betún producido por la minería a cielo abierto generalmente se mejora in situ y se entrega como petróleo crudo sintético. Esto hace que la entrega de petróleo al mercado a través de oleoductos convencionales sea bastante fácil. Por otro lado, el betún producido por los proyectos in situ generalmente no se mejora sino que se entrega al mercado en forma cruda. Si el agente utilizado para mejorar el betún a crudo sintético no se produce en el sitio, debe obtenerse en otro lugar y transportarse al sitio de mejora. Si el crudo mejorado se transporta desde el sitio por oleoducto, se requerirá un oleoducto adicional para traer suficiente agente de mejora. Los costos de producción del agente mejorador, el oleoducto para transportarlo y el costo para operar el oleoducto deben calcularse en el costo de producción del crudo sintético.
Al llegar a una refinería , el crudo sintético se procesa y una parte significativa del agente mejorador se eliminará durante el proceso de refinación. Se puede utilizar para otras fracciones de combustible, pero el resultado final es que el combustible líquido debe enviarse por tuberías a la instalación de mejora simplemente para que el betún sea transportable por tuberías. Si se consideran todos los costos, la producción y transferencia de crudo sintético utilizando betún y un agente mejorador puede resultar económicamente insostenible.
Cuando se construyeron las primeras plantas de arenas petrolíferas hace más de 50 años, la mayoría de las refinerías de petróleo en su área de mercado fueron diseñadas para manejar petróleo crudo liviano o mediano con un contenido de azufre menor que el 4-7% que se encuentra típicamente en el betún. Los mejoradores de arenas petrolíferas originales fueron diseñados para producir un petróleo crudo sintético (SCO) de alta calidad con menor densidad y menor contenido de azufre. Se trata de plantas grandes y caras que se parecen mucho a las refinerías de petróleo pesado. Actualmente se está investigando el diseño de mejoradores más simples que no producen OCS sino que simplemente tratan el betún para reducir su viscosidad, lo que permite su transporte sin mezclar como el petróleo pesado convencional.
Western Canadian Select , lanzado en 2004 como una nueva corriente de petróleo pesado, mezclado en la terminal de Husky Energy en Hardisty , Alberta , [72] es la corriente de petróleo crudo más grande procedente de las arenas petrolíferas canadienses y el punto de referencia para los emergentes, pesados y altos TAN ( ácidos) crudos. [73] [74] : 9 [75] [76] Western Canadian Select (WCS) se comercializa en Cushing, Oklahoma, un importante centro de suministro de petróleo que conecta a los proveedores de petróleo con la costa del Golfo, que se ha convertido en el centro de comercio de petróleo crudo más importante de América del Norte. Si bien su componente principal es el betún, también contiene una combinación de diluyentes sintéticos y condensados dulces , y 25 corrientes existentes de petróleo convencional y no convencional [77], lo que lo convierte en un syndilbit, tanto un dilbit como un synbit. [78] : 16
El primer paso en la mejora es la destilación al vacío para separar las fracciones más ligeras. Después de eso, se utiliza el desasfaltado para separar el asfalto de la materia prima. El craqueo se utiliza para descomponer las moléculas de hidrocarburo más pesadas en otras más simples. Dado que el craqueo produce productos ricos en azufre, se debe realizar una desulfuración para reducir el contenido de azufre por debajo del 0,5% y crear un petróleo crudo sintético ligero y dulce. [79]
En 2012, Alberta produjo alrededor de 1,900,000 bbl / d (300,000 m 3 / d) de betún crudo de sus tres principales depósitos de arenas petrolíferas, de los cuales aproximadamente 1,044,000 bbl / d (166,000 m 3 / d) se actualizaron a productos más livianos y el resto vendido como betún crudo. El volumen de betún mejorado y no mejorado aumenta cada año. Alberta tiene cinco mejoradores de arenas petrolíferas que producen una variedad de productos. Estos incluyen: [80] [81]
- Suncor Energy puede mejorar 440.000 bbl / d (70.000 m 3 / d) de betún a petróleo crudo sintético (SCO) ligero dulce y medio ácido, además de producir combustible diesel para sus operaciones de arenas petrolíferas en el mejorador.
- Syncrude puede actualizar 407,000 bbl / d (64,700 m 3 / d) de betún a SCO de luz dulce.
- Canadian Natural Resources Limited (CNRL) puede mejorar 141,000 bbl / d (22,400 m 3 / d) de betún a SCO de luz dulce.
- Nexen , desde 2013 propiedad en su totalidad de China National Offshore Oil Corporation (CNOOC), puede actualizar 72.000 bbl / d (11.400 m 3 / d) de betún a SCO de luz dulce.
- Shell Canada opera su Scotford Upgrader en combinación con una refinería de petróleo y una planta química en Scotford, Alberta , cerca de Edmonton. El complejo puede convertir 255.000 bbl / d (40.500 m 3 / d) de betún a SCO dulce y pesado, así como a una gama de productos químicos y de refinería.
Las refinerías grandes modernizadas y nuevas, como las que se encuentran en el medio oeste de los Estados Unidos y en la costa del Golfo de los Estados Unidos , así como muchas en China , pueden manejar la actualización del petróleo pesado por sí mismas, por lo que su demanda es de betún no mejorado y extra. petróleo pesado en lugar de SCO. El principal problema es que la materia prima sería demasiado viscosa para fluir a través de las tuberías, por lo que, a menos que sea entregada por camión cisterna o vagón de ferrocarril, debe mezclarse con diluyente para permitir que fluya. Esto requiere mezclar el betún crudo con un diluyente de hidrocarburo más ligero, como el condensado de los pozos de gas, pentanos. y otros productos ligeros de refinerías de petróleo o plantas de gas, o petróleo crudo sintético de mejoradores de arenas petrolíferas para permitir que fluya a través de oleoductos hasta el mercado.
Normalmente, el betún mezclado contiene aproximadamente un 30% de condensado de gas natural u otros diluyentes y un 70% de betún. Alternativamente, el betún también se puede entregar al mercado mediante vagones cisterna de ferrocarril , camiones cisterna , barcazas de carga líquida o petroleros oceánicos especialmente diseñados . Estos no requieren necesariamente que el betún se mezcle con diluyente, ya que los tanques se pueden calentar para permitir que se bombee el aceite.
Se espera que la demanda de condensado para diluyente de arenas petrolíferas sea de más de 750.000 bbl / d (119.000 m 3 / d) para 2020, el doble de los volúmenes de 2012. Dado que el oeste de Canadá solo produce alrededor de 150.000 bbl / d (24.000 m 3 / d) de condensado, se esperaba que el suministro se convirtiera en una limitación importante para el transporte de betún. Sin embargo, el reciente gran aumento de la ajustada presión de petróleoLa producción ha resuelto en gran medida este problema, porque gran parte de la producción es demasiado ligera para el uso de las refinerías de EE. UU. pero es ideal para diluir el betún. El excedente de condensado y petróleo ligero estadounidense se exporta a Canadá y se mezcla con betún, y luego se reimporta a los EE. UU. Como materia prima para las refinerías. Dado que el diluyente simplemente se exporta y luego se reimporta inmediatamente, no está sujeto a la prohibición de los Estados Unidos sobre las exportaciones de petróleo crudo. Una vez que está de regreso en los EE. UU., Las refinerías separan el diluyente y lo reexportan a Canadá, que nuevamente pasa por alto las leyes de exportación de petróleo crudo de EE. UU. Ya que ahora es un producto de refinería. Para ayudar en este proceso, Kinder Morgan Energy Partners está revirtiendo su Cochin Pipeline, que solía transportar propano desde Edmonton a Chicago, para transportar 95.000 bbl / d (15.100 m 3/ d) de condensado de Chicago a Edmonton a mediados de 2014; y Enbridge está considerando la expansión de su oleoducto Southern Lights, que actualmente envía 180.000 bbl / d (29.000 m 3 / d) de diluyente desde el área de Chicago a Edmonton, agregando otros 100.000 bbl / d (16.000 m 3 / d). [82]
Venezuela [ editar ]
Aunque el petróleo extrapesado venezolano es menos viscoso que el betún canadiense, gran parte de la diferencia se debe a la temperatura. Una vez que el petróleo sale del suelo y se enfría, tiene la misma dificultad, ya que es demasiado viscoso para fluir a través de las tuberías. Venezuela ahora está produciendo más crudo extrapesado en las arenas petrolíferas del Orinoco de lo que pueden manejar sus cuatro mejoradores, que fueron construidos por compañías petroleras extranjeras hace más de una década. Los mejoradores tienen una capacidad combinada de 630.000 bbl / d (100.000 m 3 / d), que es solo la mitad de su producción de petróleo extrapesado. Además, Venezuela produce volúmenes insuficientes de nafta para usar como diluyente para llevar el petróleo extrapesado al mercado. A diferencia de Canadá, Venezuela no produce mucho condensado de gas naturalde sus propios pozos de gas y, a diferencia de Canadá, no tiene fácil acceso al condensado de la nueva producción de gas de esquisto de Estados Unidos . Dado que Venezuela también tiene una capacidad de refinería insuficiente para abastecer su mercado interno, los suministros de nafta son insuficientes para usar como diluyente de oleoductos y tiene que importar nafta para llenar el vacío. Dado que Venezuela también tiene problemas financieros, como resultado de la crisis económica del país , y desacuerdos políticos con el gobierno de Estados Unidos y las empresas petroleras, la situación sigue sin resolverse. [83]
Transporte [ editar ]
Una red de tuberías recolectoras y de alimentación recolecta betún crudo y OCS de los depósitos de arenas petrolíferas del norte de Alberta (principalmente Athabasca, Cold Lake y Peace River) y los alimenta a dos puntos principales de recolección para entregas en dirección sur: Edmonton, Alberta y Hardisty, Alberta. La mayoría de los conductos alimentadores mueven el betún mezclado o SCO hacia el sur y el diluyente hacia el norte, pero algunos mueven el producto lateralmente dentro de la región de arenas petrolíferas. En 2012, la capacidad de las líneas de alimentación en dirección sur era de más de 300.000 m³ / d (2 millones de bbl / d) y se estaba agregando más capacidad. La construcción de nuevos oleoductos alimentadores de arenas petrolíferas solo requiere la aprobación del Regulador de Energía de Alberta, una agencia que se ocupa de los asuntos completamente dentro de Alberta y es probable que preste poca atención a la interferencia de intereses políticos y ambientales de fuera de Alberta. [84]
Canalizaciones existentes [ editar ]
Desde Edmonton y Hardisty, las principales tuberías de transmisión mueven betún mezclado y SCO, así como petróleo crudo convencional y diversas producciones de petróleo y naturales a destinos de mercado en América del Norte. Los principales sistemas de transmisión incluyen: [84]
- Enbridge tiene un complejo sistema de oleoductos existente que lleva petróleo crudo desde Edmonton y Hardisty al este hasta Montreal y al sur hasta la costa del Golfo de los Estados Unidos , con una capacidad total de 2,5 × 10 6 bbl / d (400.000 m 3 / d ). También tiene un oleoducto hacia el norte que lleva diluyente de refinerías en Illinois y otros estados del medio oeste a Edmonton con una capacidad de 160.000 bbl / d (25.000 m 3 / d) de hidrocarburos ligeros.
- Kinder Morgan tiene el Trans Mountain Pipeline que lleva crudo de Edmonton a través de las Montañas Rocosas a las costas occidentales de Columbia Británica y el estado de Washington, con una capacidad existente de 300.000 bbl / d (48.000 m 3 / d). Tiene planes de agregar 450.000 bbl / d (72.000 m 3 / d) adicionales de capacidad a este ducto dentro de la servidumbre del ducto existente .
- Spectra Energy tiene un sistema de oleoductos que lleva el petróleo crudo desde Hardisty hacia el sur hasta Casper, Wyoming y luego hacia el este hasta Wood River, Illinois . El primer segmento tiene una capacidad de 280.000 bbl / d (45.000 m 3 / d) y el segundo segmento 160.000 bbl / d (25.000 m 3 / d).
- TransCanada Corporation tiene el sistema Keystone Pipeline . La fase 1 lleva actualmente petróleo crudo de Hardisty al sur a Steele City, Nebraska y luego al este a Wood River, Illinois . La Fase 2 existente mueve el petróleo crudo de Steele City al principal centro de comercialización de petróleo de EE. UU. En Cushing, Oklahoma . Las fases 1 y 2 tienen una capacidad combinada de 590.000 bbl / d (94.000 m 3 / d).
En general, la capacidad total del oleoducto para el movimiento de petróleo crudo desde Edmonton y Hardisty al resto de América del Norte es de aproximadamente 3,5 × 10 6 bbl / d (560.000 m 3 / d). Sin embargo, otras sustancias como el petróleo crudo convencional y los productos refinados del petróleo también comparten esta red de oleoductos. El rápido aumento de la producción de petróleo compacto de la formación Bakken de Dakota del Norte también compite por el espacio en el sistema de oleoductos de exportación canadiense. Los productores de petróleo de Dakota del Norte están utilizando los oleoductos canadienses para entregar su petróleo a las refinerías estadounidenses.
En 2012, el sistema de oleoductos de exportación canadiense comenzó a sobrecargarse con nueva producción de petróleo. Como resultado, Enbridge implementó la distribución de gasoductos en sus líneas hacia el sur y Kinder Morgan en su línea hacia el oeste. Esto racionó el espacio de la tubería al reducir la asignación mensual de cada remitente a un cierto porcentaje de sus necesidades. La Chevron Corporation Burnaby refinería , la última refinería de petróleo que queda en la costa oeste de Canadá, aplicado a la NEB para el acceso preferencial al petróleo canadiense desde las refinerías estadounidenses en Washington y California se puja por espacio de tubería, pero se le negó porque violaría el TLC acceso igual a las reglas de la energía. Del mismo modo, el nuevo aceite ajustado de Dakota del NorteLa producción comenzó a impedir que la nueva producción canadiense utilizara los sistemas en dirección sur de Enbridge, Kinder Morgan y TransCanada. [80]
Además, el centro de comercialización de petróleo de EE. UU. En Cushing se inundó con petróleo nuevo porque la mayor parte de la nueva producción norteamericana de Canadá, Dakota del Norte y Texas convergió en ese punto, y no había capacidad suficiente para llevarlo desde allí a las refinerías de la Costa del Golfo. , donde se encuentra la mitad de la capacidad de las refinerías de petróleo de Estados Unidos. El sistema de oleoductos estadounidense está diseñado para llevar petróleo importado de la Costa del Golfo y Texas a las refinerías en el norte de Estados Unidos, y el nuevo petróleo fluía en la dirección opuesta, hacia la Costa del Golfo. El precio del West Texas Intermediate entregado en Cushing, que es el principal punto de referencia para los precios del petróleo de EE. UU., Cayó a niveles bajos sin precedentes por debajo de otros aceites de referencia internacionales como el crudo Brent y el crudo Dubai.. Dado que los medios de comunicación estadounidenses suelen citar el precio del WTI en Cushing como el precio del petróleo , esto dio a muchos estadounidenses una visión distorsionada de que los precios mundiales del petróleo eran más bajos de lo que eran y que la oferta era mejor que a nivel internacional. Canadá solía estar en una posición similar a los EE. UU. En el sentido de que el petróleo en alta mar era más barato que el petróleo nacional, por lo que los oleoductos solían correr hacia el oeste desde la costa este hasta el centro de Canadá, ahora se están invirtiendo para llevar la producción de arenas petrolíferas nacionales más barata desde Alberta a la costa este.
Nuevas canalizaciones [ editar ]
La falta de acceso a los mercados, la limitada capacidad de exportación y el exceso de oferta en el mercado estadounidense han sido un problema para los productores de arenas petrolíferas en los últimos años. Han provocado precios más bajos para los productores de arenas petrolíferas canadienses y han reducido los ingresos por regalías e impuestos a los gobiernos canadienses. Las empresas de oleoductos han avanzado con una serie de soluciones a los problemas de transporte: [80]
- La línea de Enbridge desde Sarnia, Ontario a Westover, Ontario, cerca de la cabecera del lago Erie, se ha invertido. Esta línea solía llevar petróleo costa afuera a refinerías en el área de Sarnia. Ahora lleva el SCO de Alberta y el betún mezclado a la mayoría de las refinerías de Ontario.
- Enbridge ha solicitado revertir su línea desde Westover a Montreal , Quebec . Esta línea solía llevar petróleo costa afuera a refinerías en el sur de Ontario. Después de la reversión, llevará Alberta SCO y betún a Montreal. Dado que Suncor Energy posee una mina de arenas petrolíferas muy grande y un mejorador en Alberta y también posee una gran refinería de petróleo en Montreal, este proyecto le parece atractivo. La alternativa es cerrar la refinería, ya que no es competitiva si se utiliza petróleo en alta mar.
- TransCanada está evaluando convertir parte de su sistema principal de transmisión de gas natural desde el oeste de Canadá al este de América del Norte para transportar petróleo. El este de América del Norte está bien abastecido de gas natural como resultado de los recientes aumentos en la producción de gas de esquisto de Estados Unidos , pero tiene problemas con el suministro de petróleo ya que la mayor parte del petróleo proviene de la costa.
- El oleoducto Seaway de Enbridge, que solía llevar petróleo de la costa del Golfo de EE. UU. Al centro de comercio de petróleo en Cushing, se revirtió en 2012 para llevar petróleo de Cushing a la costa, lo que ayudó a aliviar el cuello de botella en Cushing. Tiene una capacidad de 400.000 bbl / d (64.000 m 3 / d), pero Enbridge está hermanando la tubería para agregar 400.000 bbl / d (64.000 m 3 / d) adicionales .
- Tras la denegación de un permiso reglamentario de EE. UU. Para su oleoducto Keystone XL , TransCanada siguió adelante con el tramo sur del proyecto Keystone. Esto entregará 830.000 bbl / d (132.000 m 3 / d) de Cushing a la costa. Dado que está completamente dentro de los estados de Oklahoma y Texas, no requiere la aprobación del gobierno federal de EE. UU.
Canalizaciones futuras [ editar ]
Dado que la principal limitación para el desarrollo de las arenas petrolíferas canadienses es la disponibilidad de capacidad de oleoductos de exportación, las empresas de oleoductos han propuesto una serie de importantes nuevos oleoductos de transmisión. Muchos de estos se estancaron en los procesos regulatorios gubernamentales, tanto por parte de los gobiernos canadiense como estadounidense. Otro factor es la competencia por el espacio de los oleoductos debido al rápido aumento de la producción de petróleo de Dakota del Norte, que según las reglas comerciales del TLCAN tiene igual acceso a los oleoductos canadienses. [80]
- Enbridge ha anunciado su intención de ampliar su línea Alberta Clipper de 450.000 bbl / d (72.000 m 3 / d) a 570.000 bbl / d (91.000 m 3 / d) y su línea Southern Access de 400.000 bbl / d (64.000 m 3 / d) . d) hasta 560.000 bbl / d (89.000 m 3 / d). También propone construir una línea Flanagan Sur con una capacidad inicial de 585.000 bbl / d (93.000 m 3 / d) ampliable a 800.000 bbl / d (130.000 m 3 / d).
- Enbridge propone construir el Northern Gateway Pipeline desde Bruderheim , cerca de Edmonton, Alberta, hasta el puerto de Kitimat, BC para su carga en superpetroleros con una capacidad inicial de 525.000 bbl / d (83.500 m 3 / d) con un gasoducto de condensado de flujo inverso llevar diluyente de camiones cisterna en Kitimat a Alberta. Esto fue aprobado por el gabinete federal canadiense el 17 de junio de 2014, sujeto a 209 condiciones. Después de este punto, la empresa debe cumplir con la mayoría de las condiciones para la Junta Nacional de Energía.satisfacción antes de que pueda comenzar la construcción. Se espera que el cumplimiento de las condiciones lleve un año o más. Los líderes de los dos principales partidos de la oposición prometieron revertir la decisión si forman gobierno en las elecciones de 2015. [85] De hecho, esto se produjo, ya que el partido liberal bajo Justin Trudeau ganó un gobierno de mayoría. [86]
- Kinder Morgan propone aumentar la capacidad de su oleoducto Trans Mountain a través de Columbia Británica a 900.000 bbl / d (140.000 m 3 / d) para 2017. Kinder Morgan también propone construir el oleoducto Trans Mountain Expansion, que agregará 550.000 bbl / d (87.000 m 3 / d) de capacidad a la costa oeste de Canadá y EE. UU.
- TransCanada ha propuesto la construcción de la extensión Keystone XL de su oleoducto Keystone, que agregaría 700,000 bbl / d (110,000 m 3 / d) de capacidad desde Alberta hasta la costa del Golfo de EE. UU. El 6 de noviembre de 2015, el presidente estadounidense Barack Obama anunció que el Departamento de Estado había rechazado la ampliación propuesta. [87]
- TransCanada también ha propuesto construir el oleoducto Energy East de 4.600 km (2.900 mi), que transportaría 1,1 × 10 6 bbl / d (170.000 m 3 / d) de petróleo desde Alberta a las refinerías en el este de Canadá, incluidas Quebec y New Brunswick. También tendría instalaciones marinas que permitirían que la producción de Alberta fuera entregada a los mercados del Atlántico en un petrolero. [88] La refinería de petróleo de Irving en New Brunswick, que es la refinería de petróleo más grande de Canadá, está especialmente interesada en ella, ya que sus fuentes tradicionales, como el petróleo del Mar del Norte, se están reduciendo y el petróleo internacional es más caro que el de Alberta entregado a la costa atlántica. .
Además, hay una gran cantidad de nuevos oleoductos propuestos para Alberta. Es probable que estos sean aprobados rápidamente por el Regulador de Energía de Alberta, por lo que es probable que haya pocos problemas de capacidad dentro de Alberta.
Carril [ editar ]
El movimiento de petróleo crudo por ferrocarril está lejos de ser nuevo, pero ahora es un mercado de rápido crecimiento para los ferrocarriles de América del Norte.. El crecimiento está impulsado por varios factores. Una es que los oleoductos de transmisión de Alberta están operando a su capacidad o cerca de ella y las empresas que no pueden obtener espacio para oleoductos tienen que transportar el petróleo por ferrocarril. Otra es que muchas refinerías en el este, oeste y las costas del Golfo de América del Norte están desatendidas por oleoductos, ya que asumieron que obtendrían su petróleo por medio de un buque cisterna. Los productores de petróleo nuevo en Alberta, Dakota del Norte y el oeste de Texas ahora envían petróleo por ferrocarril a refinerías costeras que tienen dificultades para obtener petróleo internacional a precios competitivos con los del interior de América del Norte. Además, el betún crudo se puede cargar directamente en vagones cisterna equipados con serpentines de calentamiento de vapor, evitando la necesidad de mezclarlo con condensado costoso para enviarlo al mercado.Los vagones cisterna también se pueden construir para transportar el condensado de regreso desde las refinerías a las arenas petrolíferas para generar ingresos adicionales en lugar de regresar vacíos.[84]
Una línea ferroviaria de vía única que transporta 10 trenes por día, cada uno con 120 vagones cisterna, puede mover de 630.000 bbl / d (100.000 m 3 / d) a 780.000 bbl / d (124.000 m 3 / d), que es la capacidad de un Gran oleoducto de transmisión. Esto requeriría 300 locomotoras y 18,000 vagones tanque, que es una pequeña parte de la flota de un ferrocarril de Clase 1. En comparación, los dos ferrocarriles canadienses Clase 1, Canadian Pacific Railway (CP) y Canadian National Railway (CN), tienen 2.400 locomotoras y 65.000 vagones de carga entre ellos, y CP mueve entre 30 y 35 trenes por día en su línea principal a Vancouver. Dos ferrocarriles de clase 1 de EE. UU., Union Pacific Railroad (UP) y BNSF Railwaymanejan más de 100 trenes por día en sus corredores occidentales. [84] CN Rail ha dicho que podría mover 1.500.000 bbl / d (240.000 m 3 / d) de betún desde Edmonton al puerto de aguas profundas de Prince Rupert, BC si el oleoducto Northern Gateway de Edmonton al puerto de Kitimat, BC fuera no aprovado.
Dado que muchas de sus líneas están infrautilizadas, los ferrocarriles consideran que el transporte de petróleo crudo es una fuente atractiva de ingresos. Con suficientes carros tanque nuevos, podrían transportar todo el petróleo nuevo que se produce en América del Norte, aunque a precios más altos que los oleoductos. A corto plazo, el uso del ferrocarril probablemente seguirá creciendo a medida que los productores intenten evitar los cuellos de botella de los oleoductos a corto plazo para aprovechar los precios más altos en áreas con refinerías capaces de manejar crudos más pesados. A largo plazo, el crecimiento del transporte ferroviario dependerá en gran medida de los continuos cuellos de botella en los oleoductos debido al aumento de la producción en América del Norte y los retrasos regulatorios para los nuevos oleoductos. En la actualidad, el ferrocarril mueve más de 90.000 bbl / d (14.000 m 3/ d) de petróleo crudo, y con el crecimiento continuo de la producción de petróleo y la construcción de nuevas terminales, los movimientos ferroviarios probablemente continuarán creciendo en el futuro previsible. [80]
Para 2013, las exportaciones de petróleo de Canadá a EE. UU. Por ferrocarril se habían multiplicado por nueve en menos de dos años, de 16.000 bbl / d (2.500 m 3 / d) a principios de 2012 a 146.000 bbl / d (23.200 m 3 / d ) a finales de 2013, principalmente porque los nuevos oleoductos de exportación se habían visto obstaculizados por retrasos regulatorios. Como resultado, los agricultores canadienses sufrieron una aguda escasez de capacidad ferroviaria para exportar sus granos debido a que gran parte de la capacidad ferroviaria de Canadá estaba inmovilizada por productos del petróleo. La seguridad del transporte ferroviario de petróleo estaba siendo cuestionada después de varios descarrilamientos, especialmente después de que un tren con 74 vagones tanque de petróleo descarrilara y se incendiara en Lac Megantic, Quebec . [89]
La explosión y la tormenta de fuego subsiguientes incendiaron 40 edificios en el centro de la ciudad y mataron a 47 personas. La limpieza del área de descarrilamiento podría llevar 5 años y es posible que sea necesario demoler otros 160 edificios. Irónicamente, el petróleo no era betún canadiense que se exportaba a Estados Unidos, sino petróleo crudo ligero de formación Bakken que se importaba a Canadá desde Dakota del Norte a la refinería de petróleo de Irving en New Brunswick . Aunque cerca de un enorme puerto de importación de petróleoen el Océano Atlántico, la refinería de Irving está importando petróleo estadounidense Bakken por ferrocarril porque el petróleo de fuera de Norteamérica es demasiado caro para ser económico y no hay oleoductos para entregar petróleo canadiense occidental más pesado pero más barato a New Brunswick. Posteriormente se señaló que el aceite ligero Bakken era mucho más inflamable que el betún de Alberta, y los productores de Dakota del Norte etiquetaron incorrectamente los vagones de ferrocarril en cuanto a su inflamabilidad.
En 2014, el movimiento de crudo por ferrocarril se había vuelto muy rentable para las empresas petroleras. Suncor Energy , la compañía petrolera más grande de Canadá, declaró ganancias récord y atribuyó gran parte al transporte de petróleo al mercado por ferrocarril. Movería unos 70.000 bbl / d (11.000 m 3 / d) a Cushing, Oklahoma , y lo puso en el nuevo oleoducto de la costa del Golfo de TransCanada, que originalmente iba a ser el tramo sur del oleoducto Keystone XL, antes del tramo norte a través de la frontera de Canadá se estancó por las demoras del gobierno federal de Estados Unidos. [90]
Suncor también ha estado trasladando 20.000 bbl / d (3.200 m 3 / d) de betún de Alberta y petróleo apretado de Dakota del Norte por ferrocarril a su refinería de Montreal con planes para aumentarlo a 35.000 bbl / d (5.600 m 3 / d). Suncor afirmó que esto ahorró alrededor de $ 10 / bbl del precio de compra de petróleo en alta mar. Sin embargo, también anticipó la reversión de la Línea 9 de Enbridge desde el suroeste de Ontario a Montreal para entregar 300.000 bbl / d (48.000 m 3/ d) petróleo aún más barato. Suncor ha estado considerando agregar un coquizador a su refinería de Montreal para mejorar el bitumen de las arenas bituminosas, lo que sería más barato que agregar otro mejorador a su operación de arenas bituminosas. También enviaba cargamentos marítimos de manera "oportunista" desde Texas y Luisiana "con importantes descuentos respecto a los crudos internacionales que normalmente operaríamos en Montreal", aprovechando así el reciente exceso de petróleo ajustado de EE . UU . Además del aumento de la oferta de petróleo canadiense barato. betún de arenas bituminosas. [91]
Refinando [ editar ]
Materia prima de petróleo crudo pesado # La materia prima de crudo necesita un procesamiento previo antes de que sea apta para las refinerías convencionales, aunque las refinerías de petróleo pesado y bitumen pueden realizar el procesamiento previo por sí mismas. Este procesamiento previo se denomina 'actualización', cuyos componentes clave son los siguientes:
- eliminación de agua, arena, desechos físicos y productos más ligeros
- purificación catalítica por hydrodemetallisation (HDM), de hidrodesulfuración (HDS) y de hidrodesnitrogenación (HDN)
- hidrogenación mediante rechazo de carbono o hidrocraqueo catalítico (HCR)
Como el rechazo de carbono es muy ineficaz y derrochador en la mayoría de los casos, en la mayoría de los casos se prefiere el hidrocraqueo catalítico . Todos estos procesos consumen grandes cantidades de energía y agua, mientras que emiten más dióxido de carbono que el aceite convencional.
La purificación catalítica y el hidrocraqueo se conocen juntos como hidroprocesamiento . El gran desafío en el hidroprocesamiento es lidiar con las impurezas que se encuentran en el crudo pesado, ya que envenenan los catalizadores con el tiempo. Se han realizado muchos esfuerzos para solucionar este problema a fin de garantizar una alta actividad y una vida útil prolongada de un catalizador. Los materiales catalizadores y las distribuciones del tamaño de los poros son parámetros clave que deben optimizarse para hacer frente a este desafío y varían de un lugar a otro, según el tipo de materia prima presente. [92]
Canadá [ editar ]
Hay cuatro refinerías de petróleo importantes en Alberta que abastecen a la mayor parte del oeste de Canadá con productos derivados del petróleo , pero en 2012 estos procesaban menos de 1/4 de los aproximadamente 1,900,000 bbl / d (300,000 m 3 / d) de betún y OCS producidos en Alberta. . Algunos de los grandes mejoradores de arenas petrolíferas también producían combustible diesel como parte de sus operaciones. Parte del betún y el OCS de las arenas petrolíferas se destinaron a refinerías de otras provincias, pero la mayor parte se exportó a Estados Unidos. Las cuatro refinerías principales de Alberta son: [93]
- Suncor Energy opera la refinería de Petro-Canada cerca de Edmonton, que puede procesar 142,000 bbl / d (22,600 m 3 / d) de todo tipo de petróleo y betún en todo tipo de productos.
- Imperial Oil opera la refinería Strathcona cerca de Edmonton, que puede procesar 187.200 bbl / d (29.760 m 3 / d) de SCO y petróleo convencional en todo tipo de productos.
- Shell Canada opera la refinería Scotford cerca de Edmonton, que está integrada con Scotford Upgrader , y que puede procesar 100,000 bbl / d (16,000 m 3 / d) de todo tipo de aceite y betún en todo tipo de productos.
- Husky Energy opera la refinería de Husky Lloydminster en Lloydminster , que puede procesar 28.300 bbl / d (4.500 m 3 / d) de materia prima del Husky Upgrader adyacente en asfalto y otros productos.
La refinería de esturión de 8.500 millones de dólares , una quinta refinería importante de Alberta, está en construcción cerca de Fort Saskatchewan con una fecha de finalización de 2017. [94] [95]
El proyecto Pacific Future Energy propuso una nueva refinería en Columbia Británica que procesaría bitumen en combustible para los mercados de Asia y Canadá. Pacific Future Energy propone transportar betún casi sólido a la refinería utilizando vagones cisterna de ferrocarril. [96]
La mayor parte de la industria canadiense de refinación de petróleo es de propiedad extranjera. Las refinerías canadienses pueden procesar solo alrededor del 25% del petróleo producido en Canadá. Las refinerías canadienses, fuera de Alberta y Saskatchewan, fueron construidas originalmente para petróleo crudo liviano y mediano. Con la producción de nuevas arenas petrolíferas llegando a la producción a precios más bajos que el petróleo internacional, los desequilibrios de precios del mercado han arruinado la economía de las refinerías que no pudieron procesarlo.
Estados Unidos [ editar ]
Antes de 2013, cuando China lo superó, Estados Unidos era el mayor importador de petróleo del mundo. [97] A diferencia de Canadá, Estados Unidos tiene cientos de refinerías de petróleo, muchas de las cuales han sido modificadas para procesar petróleo pesado a medida que disminuyó la producción estadounidense de petróleo ligero y medio. Se asumió que el principal mercado para el betún canadiense y el petróleo extrapesado venezolano era Estados Unidos. Estados Unidos ha sido históricamente el mayor cliente de Canadá de petróleo crudo y productos, particularmente en los últimos años. Las importaciones estadounidenses de petróleo y productos de Canadá crecieron de 450.000 bbl / d (72.000 m 3 / d) en 1981 a 3.120.000 bbl / d (496.000 m 3 / d) en 2013 a medida que las arenas petrolíferas de Canadá producían cada vez más petróleo, mientras que en el Estados Unidos, la producción nacional y las importaciones de otros países disminuyeron.[98] Sin embargo, esta relación se está volviendo tensa debido a influencias físicas, económicas y políticas. La capacidad del oleoducto de exportación se está acercando a sus límites; El petróleo canadiense se vende con descuento sobre los precios del mercado mundial; La demanda estadounidense de petróleo crudo e importaciones de productos ha disminuido debido a problemas económicos estadounidenses; y la producción nacional de petróleo no convencional deEE. UU. (Laproducción de petróleo de esquisto a partir del fracking está creciendo rápidamente. EE. UU. reanudó la exportación de petróleo crudo en 2016; a principios de 2019, los EE. UU. producían tanto petróleo como consumían, y el petróleo de esquisto desplazaba las importaciones canadienses.
Para beneficio de los comercializadores de petróleo, en 2004 los productores del oeste de Canadá crearon un nuevo crudo de referencia llamado Western Canadian Select , (WCS), una mezcla de crudo pesado derivado del betún que es similar en sus características de transporte y refinación a California, México Maya, o crudos pesados de Venezuela. Este petróleo pesado tiene una gravedad API de 19-21 y, a pesar de contener grandes cantidades de betún y petróleo crudo sintético, fluye bien a través de oleoductos y los gobiernos lo clasifican como "petróleo pesado convencional". Hay varios cientos de miles de barriles por día de esta mezcla que se importan a los EE. UU., Además de mayores cantidades de betún crudo y petróleo crudo sintético (SCO) de las arenas bituminosas.
La demanda de las refinerías estadounidenses es cada vez más de bitumen no mejorado en lugar de SCO. La Junta Nacional de Energía de Canadá (NEB) espera que los volúmenes de OCS se dupliquen a alrededor de 1,900,000 bbl / d (300,000 m 3 / d) para 2035, pero no a la par con el aumento total en la producción de betún. Proyecta que la parte de la producción de arenas bituminosas que se actualiza a OCS disminuirá del 49% en 2010 al 37% en 2035. Esto implica que más de 3.200.000 bbl / d (510.000 m 3 / d) de betún deberán mezclarse con Diluyente para entrega al mercado.
Asia [ editar ]
La demanda de petróleo en Asia ha crecido mucho más rápido que en América del Norte o Europa. En 2013, China reemplazó a Estados Unidos como el mayor importador mundial de petróleo crudo, y su demanda continúa creciendo mucho más rápido que su producción. El principal impedimento para las exportaciones canadienses a Asia es la capacidad de los oleoductos: el único oleoducto capaz de transportar la producción de arenas petrolíferas a la costa del Pacífico de Canadá es el oleoducto Trans Mountain de Edmonton a Vancouver, que ahora está operando a su capacidad de 300.000 bbl / d (48.000 m 3 / d) abastecimiento de refinerías en BC y el estado de Washington. Sin embargo, una vez que se complete, se espera que el oleoducto Northern Gateway y la expansión de Trans Mountain, actualmente en proceso de revisión gubernamental, produzcan 500.000 bbl / d adicionales (79.000 m 3/ d) a 1.100.000 bbl / d (170.000 m 3 / d) a buques tanque en la costa del Pacífico, desde donde podrían entregarlo en cualquier parte del mundo. Hay suficiente capacidad de refinería de petróleo pesado en China e India para refinar el volumen canadiense adicional, posiblemente con algunas modificaciones en las refinerías. [99] En los últimos años, las compañías petroleras chinas como China Petrochemical Corporation (Sinopec), China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) y PetroChina han comprado más de $ 30 mil millones en activos en proyectos de arenas petrolíferas canadienses, por lo que probablemente les gustaría exportar parte de su petróleo recién adquirido a China. [100]
Economía [ editar ]
Los depósitos de betún más grandes del mundo se encuentran en Canadá, aunque los depósitos de petróleo crudo extrapesado de Venezuela son aún mayores. Canadá tiene vastos recursos energéticos de todo tipo y su base de recursos de petróleo y gas natural sería lo suficientemente grande como para satisfacer las necesidades canadienses durante generaciones si la demanda se mantuviera. Los abundantes recursos hidroeléctricos representan la mayor parte de la producción de electricidad de Canadá y se produce muy poca electricidad a partir del petróleo.
La Junta Nacional de Energía (NEB) informó en 2013 que si los precios del petróleo superan los 100 dólares EE.UU., Canadá tendría energía más que suficiente para satisfacer sus crecientes necesidades. El exceso de producción de petróleo de las arenas bituminosas podría exportarse. El principal país importador probablemente seguiría siendo Estados Unidos, aunque antes de los acontecimientos de 2014, había una creciente demanda de petróleo, particularmente petróleo pesado, de países asiáticos como China e India. [101]
Canadá tiene abundantes recursos de betún y petróleo crudo, con un potencial de recurso final restante estimado de 54 mil millones de metros cúbicos (340 mil millones de barriles). De esto, el betún de las arenas bituminosas representa el 90 por ciento. Actualmente, Alberta cuenta con todos los recursos bituminosos de Canadá. Los "recursos" se convierten en "reservas" sólo después de que se demuestra que se puede lograr la recuperación económica. A precios de 2013 utilizando la tecnología actual, Canadá tenía reservas de petróleo remanentes de 27 mil millones de m 3 (170 mil millones de bbls), de las cuales el 98% se atribuye al betún de arenas bituminosas. Esto colocó a sus reservas en el tercer lugar del mundo detrás de Venezuela y Arabia Saudita . A los precios mucho más bajos de 2015, las reservas son mucho menores. [ cita requerida ]
Costos [ editar ]
Los costos de producción y transporte del petróleo vendible de las arenas petrolíferas suelen ser significativamente más altos que los de las fuentes globales convencionales. [102] [103] Por tanto, la viabilidad económica de la producción de arenas bituminosas es más vulnerable al precio del petróleo . El precio del petróleo de referencia West Texas Intermediate (WTI) en Cushing, Oklahoma por encima de US $ 100 / bbl que prevaleció hasta finales de 2014 fue suficiente para promover el crecimiento activo en la producción de arenas bituminosas. Las principales empresas petroleras canadienses habían anunciado planes de expansión y las empresas extranjeras estaban invirtiendo importantes cantidades de capital, en muchos casos formando asociaciones con empresas canadienses. La inversión se había ido desplazando hacia el in situ proyectos de drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD) y lejos de los proyectos de minería y mejora, ya que los operadores de arenas petrolíferas prevén mejores oportunidades de vender betún y petróleo pesado directamente a las refinerías que convertirlo en petróleo crudo sintético . Las estimaciones de costos para Canadá incluyen los efectos de la explotación minera cuando las minas se devuelven al medio ambiente en "tan buenas o mejores condiciones que las originales". La limpieza de los productos finales de consumo es responsabilidad de las jurisdicciones consumidoras, que en su mayoría se encuentran en provincias o países distintos al productor.
El gobierno de Alberta estimó que en 2012, el costo de suministro de las nuevas operaciones mineras de arenas petrolíferas fue de $ 70 a $ 85 por barril, mientras que el costo de los nuevos proyectos SAGD fue de $ 50 a $ 80 por barril. [80] Estos costos incluían costos de capital y operativos, regalías e impuestos, más un beneficio razonable para los inversores. Dado que el precio del WTI aumentó a $ 100 / bbl a partir de 2011, [104] se esperaba que la producción de arenas petrolíferas fuera altamente rentable suponiendo que el producto pudiera entregarse a los mercados. El mercado principal fueron los enormes complejos de refinería en la costa del Golfo de los Estados Unidos, que generalmente son capaces de procesar betún canadiense y petróleo extrapesado venezolano sin actualizarlo.
El Instituto Canadiense de Investigación de Energía (CERI) realizó un análisis, estimando que en 2012 los costos promedio de entrada de la planta (incluido el margen de beneficio del 10%, pero excluyendo la mezcla y el transporte) de la recuperación primaria fue de $ 30,32 / bbl, de SAGD fue de $ 47,57 / bbl, de la minería y la mejora fue de $ 99,02 / bbl, y la minería sin mejora fue de $ 68,30 / bbl. [105]Por lo tanto, se esperaba que todos los tipos de proyectos de arenas petrolíferas, excepto los nuevos proyectos mineros con mejoradores integrados, fueran consistentemente rentables a partir de 2011, siempre que los precios mundiales del petróleo siguieran siendo favorables. Dado que las refinerías más grandes y sofisticadas preferían comprar betún crudo y petróleo pesado en lugar de petróleo crudo sintético, los nuevos proyectos de arenas petrolíferas evitaron los costos de construcción de nuevos mejoradores. Aunque la recuperación primaria como la que se hace en Venezuela es más barata que la SAGD, solo recupera alrededor del 10% del petróleo en el lugar frente al 60% o más de la SAGD y más del 99% para la minería. Las compañías petroleras canadienses estaban en un mercado más competitivo y tenían acceso a más capital que en Venezuela, y preferían gastar ese dinero extra en SAGD o minería para recuperar más petróleo.
Luego, a fines de 2014, el dramático aumento en la producción estadounidense de formaciones de esquisto, combinado con un malestar económico global que redujo la demanda, hizo que el precio del WTI cayera por debajo de los 50 dólares, donde se mantuvo a fines de 2015. [106] En 2015, el canadiense Energy Research Institute (CERI) volvió a estimar los costos promedio de entrada de la planta (nuevamente incluyendo un margen de ganancia del 10%) de SAGD en $ 58.65 / bbl y 70.18 / bbl para minería sin actualización. Incluyendo los costos de mezcla y transporte, los costos de suministro equivalentes de WTI para la entrega a Cushing se convierten en US $ 80,06 / bbl para proyectos SAGD y US $ 89,71 / bbl para una mina independiente. [102] En este entorno económico, los planes para un mayor desarrollo de la producción de arenas bituminosas se han ralentizado o aplazado, [107] [108]o incluso abandonado durante la construcción. [109] La producción de crudo sintético de las operaciones mineras puede continuar con pérdidas debido a los costos de cierre y reinicio, así como a los compromisos de contratos de suministro. [110] Durante la guerra de precios del petróleo entre Rusia y Arabia Saudita de 2020 , el precio del crudo pesado canadiense cayó por debajo de los 5 dólares por barril. [111]
Previsiones de producción [ editar ]
Los pronósticos de producción de arenas petrolíferas publicados por la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo (CAPP), el Regulador de Energía de Alberta (AER) y el Instituto Canadiense de Investigación de Energía (CERI) son comparables a las proyecciones de la Junta Nacional de Energía (NEB), en términos de producción total de betún. . Ninguno de estos pronósticos tiene en cuenta las probables restricciones internacionales que se impondrán a la combustión de todos los hidrocarburos para limitar el aumento de la temperatura global, dando lugar a una situación denominada por el término " burbuja de carbono ". [112]Ignorando tales limitaciones, y también asumiendo que el precio del petróleo se recupera de su colapso a fines de 2014, la lista de proyectos actualmente propuestos, muchos de los cuales se encuentran en las primeras etapas de planificación, sugeriría que para 2035 la producción canadiense de betún podría alcanzar tanto como 1,3 millones de m 3 / d (8,3 millones de barriles por día) si la mayoría siguiera adelante. Bajo los mismos supuestos, un escenario más probable es que para el 2035, la producción de betún de las arenas bituminosas canadienses alcance los 800.000 m 3./ d (5,0 millones de barriles / día), 2,6 veces la producción de 2012. Es probable que la mayor parte del crecimiento se produzca en la categoría in situ, ya que los proyectos in situ suelen tener mejores resultados económicos que los proyectos mineros. Además, el 80% de las reservas de arenas petrolíferas de Canadá son adecuadas para la extracción in situ, frente al 20% para los métodos de extracción.
Un supuesto adicional es que habría suficiente infraestructura de oleoductos para entregar una mayor producción de petróleo canadiense a los mercados de exportación. Si esto fuera un factor limitante, podría haber impactos en los precios del crudo canadiense, limitando el crecimiento futuro de la producción. Otro supuesto es que los mercados estadounidenses seguirán absorbiendo el aumento de las exportaciones canadienses. El rápido crecimiento de la producción de petróleo ajustado en los EE. UU., El principal mercado de exportación de petróleo de Canadá, ha reducido en gran medida la dependencia de EE. UU . Del crudo importado . El potencial de las exportaciones de petróleo canadiense a mercados alternativos como Asia también es incierto. Existen cada vez más obstáculos políticos para la construcción de nuevos oleoductos para transportar petróleo en Canadá y Estados Unidos. En noviembre de 2015, el presidente de Estados Unidos, Barack Obamarechazó la propuesta de construir el oleoducto Keystone XL desde Alberta hasta Steele City, Nebraska. [113] En ausencia de nueva capacidad de oleoductos, las empresas están enviando cada vez más betún a los mercados estadounidenses por ferrocarril, barcaza fluvial, camión cisterna y otros métodos de transporte. Aparte de los petroleros oceánicos, estas alternativas son todas más caras que los oleoductos. [103]
Una escasez de trabajadores calificados en las arenas petrolíferas canadienses se desarrolló durante los períodos de rápido desarrollo de nuevos proyectos. En ausencia de otras restricciones para un mayor desarrollo, la industria del petróleo y el gas necesitaría cubrir decenas de miles de puestos vacantes en los próximos años como resultado de los niveles de actividad de la industria, así como del desgaste relacionado con la edad. A más largo plazo, en un escenario de mayores precios del petróleo y el gas, la escasez de mano de obra seguiría agravándose. Una posible escasez de mano de obra puede aumentar los costos de construcción y ralentizar el ritmo de desarrollo de las arenas petrolíferas. [101]
La escasez de trabajadores calificados fue mucho más severa en Venezuela porque la compañía petrolera controlada por el gobierno PDVSA despidió a la mayoría de sus expertos en petróleo pesado después de la huelga general venezolana de 2002-03 y suspendió la producción de orimulsión , que era el principal producto de su petróleo. playa. Después de eso, el gobierno renacionalizó la industria petrolera venezolana y aumentó los impuestos sobre ella. El resultado fue que las empresas extranjeras abandonaron Venezuela, al igual que la mayoría de sus expertos técnicos de élite en petróleo pesado. En los últimos años, la producción de petróleo pesado de Venezuela ha estado cayendo y constantemente no ha cumplido con sus objetivos de producción.
A finales de 2015, el desarrollo de nuevos proyectos de arenas bituminosas se vio disuadido por el precio del WTI por debajo de los 50 dólares estadounidenses, que apenas alcanza para sustentar la producción de las operaciones existentes. [107] La recuperación de la demanda se vio reprimida por problemas económicos que pueden seguir atormentando indefinidamente tanto a la Comunidad Europea como a China. La producción de bajo costo de la OPEP continuó a su máxima capacidad, la eficiencia de la producción de esquisto estadounidense continuó mejorando y las exportaciones rusas fueron obligatorias incluso por debajo del costo de producción, como su única fuente de moneda fuerte. [114]También existe la posibilidad de que surja un acuerdo internacional para introducir medidas para restringir la combustión de hidrocarburos en un esfuerzo por limitar el aumento de la temperatura global a los 2 ° C nominales que se predice por consenso para limitar el daño ambiental a niveles tolerables. [115] Se están logrando rápidos avances tecnológicos para reducir el costo de las fuentes de energía renovables competidoras. [116] Por tanto, no hay consenso sobre cuándo, si es que alguna vez, los precios del petróleo pagados a los productores pueden recuperarse sustancialmente. [114] [116] [117]
Un estudio académico detallado de las consecuencias para los productores de los diversos combustibles de hidrocarburos concluyó a principios de 2015 que un tercio de las reservas mundiales de petróleo, la mitad de las reservas de gas y más del 80% de las actuales reservas de carbón deberían permanecer bajo tierra de 2010 a 2050 para cumplir el objetivo de 2 ° C. Por lo tanto, la exploración o el desarrollo continuos de reservas serían ajenos a las necesidades. Para alcanzar el objetivo de 2 ° C, se necesitarían medidas fuertes para suprimir la demanda, como un impuesto sustancial al carbono que deja un precio más bajo para los productores de un mercado más pequeño. El impacto sobre los productores en Canadá sería mucho mayor que en los EE. UU. La minería a cielo abierto de betún natural en Canadá pronto descendería a niveles insignificantes después de 2020 en todos los escenarios considerados porque es considerablemente menos económico que otros métodos de producción. [118][119] [120]
Problemas ambientales [ editar ]
En su informe encargado de 2011 titulado "Desarrollo prudente: realización del potencial de los abundantes recursos petroleros y de gas natural de América del Norte", el Consejo Nacional del Petróleo , un comité asesor del Secretario de Energía de Estados Unidos, reconoció las preocupaciones de salud y seguridad relacionadas con las arenas petrolíferas "volúmenes de agua necesarios para generar problemas de abastecimiento de agua; la remoción de la sobrecarga para la minería superficial puede fragmentar el hábitat de la vida silvestre y aumentar el riesgo de erosión del suelo o eventos de escorrentía superficial a los sistemas de agua cercanos; GEI y otras emisiones atmosféricas de la producción". [121]
La extracción de arenas petrolíferas puede afectar la tierra cuando se extrae inicialmente el betún, los recursos hídricos por su requerimiento de grandes cantidades de agua durante la separación del petróleo y la arena, y el aire debido a la liberación de dióxido de carbono y otras emisiones. [122] Los metales pesados como vanadio , níquel , plomo , cobalto , mercurio , cromo , cadmio , arsénico , selenio , cobre , manganeso , hierro y zinc están presentes de forma natural en las arenas bituminosas y pueden concentrarse mediante el proceso de extracción.[123] El impacto ambiental causado por la extracción de arena bituminosa es frecuentemente criticado por grupos ambientalistas como Greenpeace , Climate Reality Project , Pembina Institute , 350.org , MoveOn.org , League of Conservation Voters , Patagonia , Sierra Club y Energy Action Coalition. . [124] [125] En particular, se ha encontrado contaminación por mercurio alrededor de la producción de arenas bituminosas en Alberta, Canadá. [126]La Unión Europea ha indicado que puede votar para etiquetar el petróleo de arenas bituminosas como "altamente contaminante". Aunque las exportaciones de arenas petrolíferas a Europa son mínimas, el problema ha provocado fricciones entre la UE y Canadá. [127] Según Jacobs Consultancy , con sede en California , la Unión Europea utilizó datos inexactos e incompletos al asignar una alta calificación de gases de efecto invernadero a la gasolina derivada de las arenas petrolíferas de Alberta. Además, Irán, Arabia Saudita, Nigeria y Rusia no proporcionan datos sobre la cantidad de gas natural que se libera a través de la quema o la ventilación.en el proceso de extracción de aceite. El informe Jacobs señaló que las emisiones de carbono adicionales del crudo de arena y petróleo son un 12 por ciento más altas que las del crudo regular, aunque la UE le asignó una calificación de GEI un 22% por encima del punto de referencia convencional. [128] [129]
En 2014, los resultados de un estudio publicado en Proceedings of the National Academy of Sciences mostraron que los informes oficiales sobre las emisiones no eran lo suficientemente altos. Los autores del informe señalaron que "las emisiones de sustancias orgánicas con potencial toxicidad para los seres humanos y el medio ambiente son una preocupación importante en torno al rápido desarrollo industrial en la región de arenas petrolíferas de Athabasca (AOSR)". Este estudio encontró que los estanques de relaves eran una vía indirecta que transportaba liberaciones incontroladas de emisiones por evaporación de tres hidrocarburos aromáticos policíclicos (HAP) representativos ( fenantreno , pireno y benzo (a) pireno ) y que estas emisiones no se habían informado anteriormente. [130] [131]
Gestión de la contaminación del aire [ editar ]
El gobierno de Alberta calcula un Índice de Salud de la Calidad del Aire (AQHI) a partir de sensores en cinco comunidades en la región de arenas petrolíferas, operado por un "socio" llamado Wood Buffalo Environmental Association (WBEA). Cada una de sus 17 estaciones de monitoreo continuo mide de 3 a 10 parámetros de calidad del aire entre monóxido de carbono (CO), sulfuro de hidrógeno ( H
2S ), azufre total reducido (TRS), amoniaco ( NH
3), óxido nítrico (NO), dióxido de nitrógeno ( NO
2), óxidos de nitrógeno (NO x ), ozono ( O
3), material particulado (PM2.5), dióxido de azufre ( SO
2), hidrocarburos totales (THC) e hidrocarburos metano / no metano ( CH
4/ NMHC). [132] Se dice que estos AQHI indican una calidad del aire de "bajo riesgo" más del 95% de las veces. [133] Antes de 2012, el control del aire mostró aumentos significativos en las superaciones de sulfuro de hidrógeno ( H
2S ) tanto en el área de Fort McMurray como cerca de los mejoradores de arenas petrolíferas. [134] En 2007, el gobierno de Alberta emitió una orden de protección ambiental a Suncor en respuesta a numerosas ocasiones en las que la concentración a nivel del suelo para H
2S ) excedió los estándares. [135] El Sistema de Gestión de Datos del Aire Ambiental de Alberta (AAADMS) de la Alianza Estratégica de Aire Limpio [136] (también conocido como CASA Data Warehouse) registra que, durante el año que finalizó el 1 de noviembre de 2015, hubo seis informes por hora de valores que excedieron el límite. de 10 ppb para H
2S , y 4 en 2013, frente a 11 en 2014 y 73 en 2012. [137]
En septiembre de 2015, el Instituto Pembina publicó un breve informe sobre "una reciente oleada de problemas de olor y calidad del aire en el norte de Alberta asociados con la expansión del desarrollo de arenas petrolíferas", contrastando las respuestas a estas preocupaciones en Peace River y Fort McKay . En Fort McKay, las partes interesadas representadas en la WBEA abordan activamente la calidad del aire, mientras que la comunidad de Peace River debe confiar en la respuesta del Regulador de Energía de Alberta . En un esfuerzo por identificar las fuentes de los olores nocivos en la comunidad de Fort McKay, se estableció un Índice de Calidad del Aire de Fort McKay, ampliando el Índice de Salud de la Calidad del Aire de la provincia para incluir posibles contribuyentes al problema: SO
2, TRS y THC. A pesar de estas ventajas, se avanzó más en la solución de los problemas de olores en la comunidad de Peace River, aunque solo después de que algunas familias ya habían abandonado sus hogares. Se informó que las preocupaciones sobre olores en Fort McKay seguían sin resolverse. [138]
Uso de la tierra y gestión de residuos [ editar ]
Una gran parte de las operaciones mineras de arenas petrolíferas implica la tala de árboles y matorrales de un sitio y la eliminación de la sobrecarga (capa superior del suelo, muskeg, arena, arcilla y grava) que se asienta sobre el depósito de arenas petrolíferas. [139] Se necesitan aproximadamente 2,5 toneladas de arenas bituminosas para producir un barril de petróleo (aproximadamente ⅛ de tonelada). [140] Como condición para la concesión de licencias, los proyectos deben implementar un plan de recuperación . [141] La industria minera afirma que el bosque boreal eventualmente colonizará las tierras recuperadas, pero sus operaciones son masivas y funcionan en períodos de tiempo a largo plazo. A partir de 2013, se han alterado unos 715 kilómetros cuadrados (276 millas cuadradas) de tierra en la región de arenas petrolíferas, y 72 km 2(28 millas cuadradas) de esa tierra está en proceso de recuperación. [142] En marzo de 2008, Alberta emitió el primer certificado de recuperación de tierras de arenas petrolíferas a Syncrude para la parcela de tierra de 1,04 kilómetros cuadrados (0,40 millas cuadradas) conocida como Gateway Hill aproximadamente a 35 kilómetros (22 millas) al norte de Fort McMurray. [143] Se esperan varias solicitudes de certificados de recuperación para proyectos de arenas petrolíferas en los próximos 10 años. [144]
Gestión del agua [ editar ]
Se utilizan entre 2 y 4,5 unidades de volumen de agua para producir cada unidad de volumen de petróleo crudo sintético en una operación minera ex situ . Según Greenpeace, las operaciones de arenas petrolíferas canadienses utilizan 349 × 10 6 m 3 / a (12,3 × 10 9 pies cúbicos / a) de agua, el doble de la cantidad de agua utilizada por la ciudad de Calgary . [145] Sin embargo, en las operaciones de SAGD, el 90-95% del agua se recicla y solo se utilizan alrededor de 0,2 unidades de volumen de agua por unidad de volumen de betún producido. [146]
Para las operaciones de arena petrolífera de Athabasca, el agua se suministra desde el río Athabasca, el noveno río más largo de Canadá. [147] El flujo promedio aguas abajo de Fort McMurray es de 633 m 3 / s (22,400 pies cúbicos / s) con su promedio diario más alto midiendo 1,200 m 3 / s (42,000 pies cúbicos / s). [148] [149] Las asignaciones de licencias de agua de las industrias de arenas petrolíferas ascienden a aproximadamente el 1,8% del caudal del río Athabasca. El uso real en 2006 fue de aproximadamente el 0,4%. [150] Además, 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 medio anual. [151]
En diciembre de 2010, el Panel Asesor de Oil Sands, encargado por el exministro de Medio Ambiente Jim Prentice, encontró que el sistema establecido para monitorear la calidad del agua en la región, incluido el trabajo del Programa Regional de Monitoreo Acuático, el Instituto de Investigación del Agua de Alberta, el Acumulative Environmental Management Association y otros, fue fragmentaria y debería ser más integral y coordinada. [152] [153]
Emisiones de gases de efecto invernadero [ editar ]
La producción de betún y petróleo crudo sintético emite más gases de efecto invernadero que la producción de petróleo crudo convencional. Un estudio de 2009 de la consultora IHS CERA estimó que la producción de las arenas petrolíferas de Canadá emite "entre un 5% y un 15% más de dióxido de carbono, en el análisis de vida útil del combustible" del pozo a las ruedas "(WTW), que el petróleo crudo promedio. . " [154] 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 de la producción de petróleo. [155]
Un estudio de la Universidad de Stanford encargado por la UE en 2011 encontró que el crudo de las arenas petrolíferas era hasta un 22% más intensivo en carbono que otros combustibles. [156] [157]
Greenpeace dice que la industria de las arenas petrolíferas ha sido identificada como el mayor contribuyente al crecimiento de las emisiones de gases de efecto invernadero en Canadá, ya que representa 40 millones de toneladas de CO.
2emisiones por año. [158]
Según la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo y Medio Ambiente de Canadá, la actividad industrial emprendida para producir arenas petrolíferas representa aproximadamente el 5% de las emisiones de gases de efecto invernadero de Canadá, o el 0,1% de las emisiones globales de gases de efecto invernadero. Predice que las arenas petrolíferas crecerán para representar el 8% de las emisiones de gases de efecto invernadero de Canadá para 2015. [159] Si bien las emisiones de la actividad industrial de producción por barril de betún producido disminuyeron un 26% durante la década 1992-2002, las emisiones totales de la actividad de producción fueron se espera que aumente debido a los mayores niveles de producción. [160] [161] A partir de 2006, producir un barril de petróleo de las arenas bituminosas liberó casi 75 kilogramos (165 libras) de gases de efecto invernadero con emisiones totales estimadas en 67 megatoneladas (66.000.000 de toneladas largas ; 74.000.000 de toneladas cortas ) por año para 2015. [162] Un estudio de IHS CERA encontró que los combustibles hechos de arenas petrolíferas canadienses producían emisiones de gases de efecto invernadero significativamente más bajas que muchas estimaciones comúnmente citadas. [163] Un estudio de 2012 de Swart y Weaver estimó que si solo la reserva económicamente viable de 170 Gbbl (27 × 10 9 m 3) se quemaron arenas petrolíferas, la temperatura media global aumentaría de 0,02 a 0,05 ° C. Si se quemara todo el petróleo en el lugar de 1,8 billones de barriles, el aumento de temperatura media global previsto es de 0,24 a 0,50 ° C. [164] Bergerson y col. descubrió que, si bien las emisiones de WTW pueden ser más altas que las del petróleo crudo, los casos de arenas petrolíferas de menor emisión pueden superar a los casos de crudo convencional de mayor emisión . [165]
Para compensar las emisiones de gases de efecto invernadero de las arenas petrolíferas y de otras partes de Alberta, se ha propuesto secuestrar las emisiones de dióxido de carbono dentro de los depósitos de petróleo y gas agotados. Esta tecnología se hereda de métodos mejorados de recuperación de petróleo . [166] En julio de 2008, el gobierno de Alberta anunció un fondo de 2.000 millones de dólares canadienses para apoyar proyectos de secuestro en plantas de energía e instalaciones de extracción y mejora de arenas petrolíferas de Alberta. [167] [168] [169]
En noviembre de 2014, Fatih Birol , economista jefe de la Agencia Internacional de Energía , describió las emisiones adicionales de gases de efecto invernadero de las arenas petrolíferas de Canadá como "extremadamente bajas". La IEA pronostica que en los próximos 25 años la producción de arenas bituminosas en Canadá aumentará en más de 3 millones de barriles por día (480.000 m 3 / d), pero el Dr. Birol dijo que "las emisiones de esta producción adicional equivalen a solo 23 horas de emisiones de China- ni siquiera un día ". La IEA tiene la responsabilidad de luchar contra el cambio climático, pero el Dr. Birol dijo que pasa poco tiempo preocupándose por las emisiones de carbono de las arenas petrolíferas." Hay mucha discusión sobre los proyectos de arenas petrolíferas en Canadá y el Estados Unidos y otras partes del mundo, pero para ser franco, las emisiones adicionales de CO2 provenientes de las arenas bituminosas son extremadamente bajas ". El Dr. Birol reconoció que hay una enorme diferencia de opinión sobre el curso de acción con respecto al cambio climático, pero agregó , "Espero que todas estas reacciones se basen en hechos científicos y análisis sólidos". [170] [171]
En 2014, el Servicio de Investigación del Congreso de EE. UU. Publicó un informe en preparación para la decisión sobre permitir la construcción del oleoducto Keystone XL . El informe dice en parte: "Los crudos de las arenas petrolíferas canadienses son generalmente más intensivos en emisiones de GEI que otros crudos que pueden desplazar en las refinerías de EE. UU. Y emiten aproximadamente un 17% más de GEI en función del ciclo de vida que el barril promedio de petróleo crudo refinado en los Estados Unidos". [172]
Según Natural Resources Canada (NRCan), para 2017, el aumento del 23 por ciento en las emisiones de GEI en Canadá de 2005 a 2017, se debió "en gran parte al aumento de la producción de arenas petrolíferas, particularmente la extracción in situ". [8]
Deformidades de la vida acuática [ editar ]
Hay investigaciones contradictorias sobre los efectos del desarrollo de las arenas bituminosas en la vida acuática. En 2007, Environment Canada completó un estudio que muestra altas tasas de deformidad en embriones de peces expuestos a las arenas bituminosas. David W. Schindler , limnólogo de la Universidad de Alberta , fue coautor de un estudio sobre la contribución de las arenas bituminosas de Alberta de compuestos aromáticos policíclicos , algunos de los cuales son carcinógenos conocidos , al río Athabasca y sus afluentes. [173] Científicos, médicos locales y residentes apoyaron una carta enviada al Primer Ministro en septiembre de 2010 pidiendo que se inicie un estudio independiente del lago Athabasca (que está aguas abajo de las arenas bituminosas) debido al aumento de deformidades y tumores encontrados en los peces capturados. allí. [174]
La mayor parte de la investigación que defiende el desarrollo de las arenas bituminosas la realiza el Programa Regional de Monitoreo Acuático (RAMP). Los estudios de RAMP muestran que las tasas de deformidad son normales en comparación con los datos históricos y las tasas de deformidad en los ríos aguas arriba de las arenas bituminosas. [175] [176]
Impactos en la salud pública [ editar ]
En 2007, se sugirió que la vida silvestre se había visto afectada negativamente por las arenas bituminosas; por ejemplo, en un estudio de 2006 se encontró que los alces tenían niveles de arsénico en sus sistemas 453 veces superiores a los aceptables , aunque estudios posteriores lo redujeron de 17 a 33 veces el nivel aceptable (aunque por debajo de los umbrales internacionales de consumo). [177]
Se han expresado preocupaciones sobre los impactos negativos que las arenas bituminosas tienen en la salud pública, incluidas tasas de cáncer más altas de lo normal entre los residentes de Fort Chipewyan . [178] Sin embargo, John O'Connor, el médico que informó inicialmente las tasas de cáncer más altas y las vinculó con el desarrollo de las arenas bituminosas, fue posteriormente investigado por el Colegio de Médicos y Cirujanos de Alberta . El College informó más tarde que las declaraciones de O'Connor consistían en "falsedades, inexactitudes e información no confirmada". [179]
En 2010, la Royal Society of Canada publicó un informe que indica que "actualmente no hay evidencia creíble de exposición a contaminantes ambientales de arenas petrolíferas que lleguen a Fort Chipewyan a niveles que se espera que causen tasas elevadas de cáncer en humanos". [179]
En agosto de 2011, el gobierno de Alberta inició un estudio de salud provincial para examinar si existe un vínculo entre las tasas más altas de cáncer y las emisiones de arenas bituminosas. [180]
En un informe publicado en 2014, el director médico de salud de Alberta, el Dr. James Talbot, afirmó que "no hay pruebas sólidas de una asociación entre ninguno de estos cánceres y la exposición ambiental [a las arenas petrolíferas]". Más bien, Talbot sugirió que las tasas de cáncer en Fort Chipewyan , que eran ligeramente más altas en comparación con el promedio provincial, probablemente se debían a una combinación de factores como altas tasas de tabaquismo, obesidad, diabetes y alcoholismo, así como bajos niveles de vacunación. . [179]
Ver también [ editar ]
- Arenas petrolíferas de Athabasca
- Arenisca del río Beaver
- Arenas petrolíferas de Cold Lake
- Historia de la industria del petróleo en Canadá (arenas bituminosas y petróleo pesado)
- Arenas petrolíferas de la isla Melville
- Megaproyectos petroleros
- Esquisto bituminoso
- Rocas sedimentarias ricas en orgánicos
- Cinturón del Orinoco
- Arenas petrolíferas del río Peace
- industria petrolera
- Proyecto Oilsand
- Pirobitumen
- RAVEN (Respetando los valores aborígenes y las necesidades ambientales)
- Gas de esquisto
- Inyección de vapor (industria petrolera)
- Activo varado
- Despolimerización térmica
- Arenas petrolíferas de Utah
- Campo petrolero de Wabasca
- Consumo energético mundial
Notas [ editar ]
- ^ El "mercado en tierra de Oriente Medio" fue la "fuente más barata de nuevos volúmenes de petróleo a nivel mundial" con el "petróleo ajustado de América del Norte", que incluye el petróleo de esquisto entierraen los Estados Unidos, en segundo lugar. costaba 68 dólares el barril en 2015, lo que lo convierte en uno de los más caros de producir. Para 2019, "el precio de equilibrio medio del Brent para el petróleo ajustado era de aproximadamente 46 dólares por barril. El precio de equilibrio del petróleo de Arabia Saudita y otros países del Medio Oriente era de 42 dólares, en comparación.
Referencias [ editar ]
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El betún es un aceite demasiado pesado o espeso para fluir o bombear sin diluirlo o calentarlo.
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