Las arenas petrolíferas y los recursos de petróleo pesado de Canadá se encuentran entre los mayores depósitos de petróleo del mundo. Entre ellos se encuentran las inmensas arenas petrolíferas del norte de Alberta y los yacimientos de petróleo pesado que rodean la pequeña ciudad de Lloydminster , situada en la frontera entre Alberta y Saskatchewan . La extensión de estos recursos es bien conocida, pero todavía se están desarrollando mejores tecnologías para producir petróleo a partir de ellos.
Debido al costo de desarrollar estos recursos (que tienden a requerir una gran inversión de capital ), tienden a entrar en funcionamiento más tarde en el ciclo de desarrollo de los recursos petroleros en una región productora determinada. Esto se debe a que las compañías petroleras tienden a extraer primero los petróleos livianos y de alto valor . Los recursos más difíciles de extraer se explotan más tarde, generalmente durante períodos de precios altos de las materias primas , como el período prolongado de precios más altos que comenzó a principios de la década de 1970 .
Como ha sucedido a menudo, las arenas petrolíferas eran diferentes. Los recursos eran tan enormes que la experimentación comenzó casi al mismo tiempo que la perforación de petróleo convencional en el oeste de Canadá . Aunque la promesa de los depósitos de arenas petrolíferas ha sido clara durante más de un siglo, la producción de petróleo de las plantas de arenas petrolíferas de Suncor y Syncrude no se volvió rentable hasta mucho después de la crisis energética de 1979. A pesar de los precios comparativamente altos del petróleo en los mercados mundiales, por razones políticas el gobierno mantuvo los precios del petróleo de estos pioneros tecnológicos a niveles artificialmente bajos hasta bien entrada la década de 1980.
En los últimos años, la explotación de arenas petrolíferas y petróleo pesado ha tenido tanto éxito que estos recursos representan ahora más de la mitad de la producción de petróleo crudo de Canadá . [ cita requerida ]
Gran parte de los esfuerzos petroleros de Canadá se han centrado en la producción de petróleo a partir de las arenas petrolíferas (a veces llamadas " arenas bituminosas ") del norte de Alberta. Para apreciar estos recursos, es importante comprender un concepto simple de la química y la física : la "gravedad" del petróleo crudo y los líquidos de gas natural . La industria petrolera mide el peso del petróleo en términos de una escala artificial conocida como gravedad API ( Instituto Americano del Petróleo ). Diez grados API es la gravedad del agua. Los petróleos ligeros utilizan un número API más alto. Generalmente más pesado que el agua, el betún suele tener un API de 8 a 10 grados API.
La gravedad se refiere al espectro de peso de los hidrocarburos , que aumenta con la relación de hidrógeno a carbono en la molécula de un compuesto químico . Metano ( CH
4) - la forma más simple de gas natural - tiene cuatro átomos de hidrógeno por cada átomo de carbono. Tiene una gravedad ligera y adopta la forma de un gas a temperaturas y presiones normales. El siguiente hidrocarburo más pesado, el etano , tiene la fórmula química C 2 H 6 y es un gas ligeramente más denso. Los gases, por supuesto, no tienen gravedad a temperaturas y presiones atmosféricas.
Los compuestos orgánicos que combinan carbono y oxígeno son numerosos. Los que tienen más átomos de carbono por átomo de hidrógeno son más pesados y densos. La mayoría de los hidrocarburos son líquidos en condiciones estándar, con una mayor viscosidad asociada a una mayor gravedad.
El petróleo pesado y el betún, que tienen una masa de carbono mucho mayor que el hidrógeno, son pesados, negros, pegajosos y de vertido lento o tan próximos a la solidificación que no se vierten en absoluto a menos que se calienten. Aunque la línea divisoria es difusa, el término petróleo pesado se refiere a mezclas de hidrocarburos pesados de vertido lento. El betún se refiere a mezclas con la consistencia de melaza fría que se vierten a temperatura ambiente con una lentitud agonizante. Los petróleos con alta viscosidad y gravedad pesada no flotan en el agua, sino que se hunden.
En las arenas petrolíferas, esta sustancia espesa y negra se mezcla con arena y muchas impurezas químicas, como el azufre ; estas impurezas deben separarse del betún para que el petróleo sea útil. Esto se puede hacer mediante minería y procesamiento a cielo abierto y mediante técnicas subterráneas in situ .
Es difícil asimilar la inmensidad de los recursos de arenas petrolíferas y petróleo pesado de Canadá . Los yacimientos del norte de Alberta incluyen cuatro importantes depósitos que se extienden bajo casi 70.000 kilómetros cuadrados de tierra. El volumen de betún en esas arenas eclipsa las reservas de petróleo ligero de todo Oriente Medio. Uno de esos depósitos, las arenas petrolíferas de Athabasca , es el mayor recurso de petróleo crudo conocido del mundo.
La primera mención registrada de los depósitos de betún de Canadá se remonta al 12 de junio de 1719. Según una entrada en el diario de la fábrica de York , ese día un hombre cree , Wa-Pa-Sun, trajo una muestra de arena bituminosa a Henry Kelsey de la Compañía de la Bahía de Hudson . Cuando el comerciante de pieles Peter Pond viajó por el río Clearwater hasta Athabasca en 1778, vio los depósitos y escribió sobre "manantiales de betún que fluyen por el suelo". [ cita requerida ] Una década después, Alexander Mackenzie vio a las comunidades chipewyan utilizando el petróleo de las arenas bituminosas para calafatear sus canoas. [ cita requerida ] Sin embargo, a pesar de la fascinación de los primeros exploradores, la existencia de las arenas no despertó intereses comerciales durante más de un siglo. [ se necesita más explicación ]
En 1875, John Macoun , del Servicio Geológico, también observó la presencia de arenas petrolíferas. Informes posteriores de Robert Bell y, más tarde, de DG McConnell, también del Servicio Geológico, condujeron a la perforación de algunos pozos de prueba. En 1893, el Parlamento votó una indemnización de 7.000 dólares para la perforación. Este primer esfuerzo comercial para explotar las arenas petrolíferas probablemente tenía como objetivo encontrar petróleo libre en la base de las arenas, como lo habían hecho los perforadores en los yacimientos de goma del sur de Ontario unas décadas antes. Aunque los tres pozos del Servicio Geológico no encontraron petróleo, el segundo fue digno de mención por otra razón.
El pozo, perforado en un sitio llamado Pelican Portage, explotó a 235 metros después de encontrar una zona de gas a alta presión. Según el contratista de perforación AW Fraser,
El rugido del gas se oía a tres millas o más. Pronto había secado por completo el agujero y estaba levantando una nube de polvo de quince metros de altura. Pequeños nódulos de pirita de hierro, del tamaño de una nuez, salían del agujero a una velocidad increíble. No podíamos verlos salir, pero podíamos oírlos romperse contra la parte superior de la torre de perforación ... Existía el peligro de que los hombres murieran si eran alcanzados por esos misiles. [1]
El equipo de Fraser intentó sin éxito cerrar el pozo entubándolo, y luego abandonó el pozo durante ese año. Regresaron en 1898 para terminar el trabajo, pero nuevamente fracasaron. Al final, simplemente dejaron que el pozo continuara con la explosión. El gas natural fluyó del pozo a un ritmo de unos 250.000 metros cúbicos por día hasta 1918. Ese año, un equipo dirigido por el geólogo SE Slipper y CW Dingman finalmente cerró el pozo. [ cita requerida ]
Estos pozos ayudaron a establecer que el recurso bituminoso en la zona era enorme. Ahora se reconocía claramente el potencial comercial de las arenas petrolíferas, y se inició un largo período de exploración y experimentación. El objetivo de esta investigación era encontrar un método para extraer petróleo de las arenas petrolíferas a un precio razonable.
Alfred Hammerstein, que afirmaba ser un conde alemán (históricamente hay barones von Hammerstein , pero no condes ), fue uno de los primeros y pintorescos protagonistas de las arenas petrolíferas. Dijo que se encontró con depósitos de betún en la zona de Fort McMurray en su camino hacia el Klondike , y decidió quedarse y desviar su interés del oro a las arenas petrolíferas. [ cita requerida ] En 1906 perforó en la desembocadura del río Horse, pero encontró sal en lugar de petróleo. Continuó trabajando en la zona, sin embargo, en 1907 Hammerstein hizo una presentación a un comité del Senado que investigaba el potencial de las arenas petrolíferas:
He invertido todo mi dinero en las arenas petrolíferas de Athabasca, y también hay dinero de otras personas en ellas, y tengo que ser leal. En cuanto a si se puede conseguir petróleo en cantidades comercializables... He estado adquiriendo maquinaria durante unos tres años. El año pasado invertí allí unos 50.000 dólares en maquinaria. No la he traído con fines ornamentales, aunque tiene un aspecto bonito y familiar. [1] Su sindicato recibió el primer (y único) título claro sobre las tierras de las arenas petrolíferas en 1910, y fue elegido miembro del Salón de la Fama del Petróleo Canadiense cien años después. Por lo demás, la historia no ha sido amable con este hombre, que era un poco soñador y un gran estafador. Según un historiador, "su empresa estuvo marcada por la especulación salvaje, el fraude y el fracaso final". [2] Muy pobre, murió en 1941, probablemente a los setenta años, en St. Albert, Alberta.
Hammerstein (1870-1941), que llegó a la región en 1897, promocionó las arenas bituminosas de Athabaska durante más de cuarenta años, tomando fotografías con títulos descriptivos como "Arenas bituminosas y asfalto fluido en el distrito de Athabaska", que ahora se encuentran en la Biblioteca Nacional y Archivos Nacionales de Canadá. Las fotografías de las arenas bituminosas de Athabaska también aparecieron en el libro más vendido de la escritora y aventurera canadiense Agnes Deans Cameron [3] : 71 titulado The New North: Being Some Account of a Woman's Journey through Canada to the Arctic , que relata su viaje de 10.000 millas de ida y vuelta hasta el océano Ártico. Después de este viaje y la publicación de su libro, viajó extensamente como conferenciante, con diapositivas de linterna mágica de sus imágenes Kodak, promoviendo la inmigración al oeste de Canadá en Oxford, Cambridge, la Universidad de St. Andrew y la Royal Geographical Society. [4] Sus fotografías fueron reproducidas en 2011-2012 en una exposición en el Museo Canadiense de la Civilización en Ottawa, Canadá. [5] : 71 Cameron estaba particularmente entusiasmada con la región de Athabaska y las arenas bituminosas de Athabaska , que incluían fotos de las obras de perforación petrolera de Hammerstein a lo largo del río Athabasca. "Mientras que el Conde perforaba sin éxito en busca de 'piscinas de petróleo gigantescas', el libro de Cameron y sus imágenes... la convirtieron en una celebridad mediática". [5] : 71 "En todo Canadá no hay un tramo de vía fluvial más interesante que aquel en el que estamos entrando. Un movimiento de tierra aquí ha creado una línea de falla claramente visible por setenta u ochenta millas a lo largo de la orilla del río, de la que rezuma petróleo a intervalos frecuentes. [...] Hay alquitrán [...] en abundancia. [...] Rezuma de cada fisura, y en algún pozo de alquitrán bituminoso podemos meter un poste de veinte pies y no encontrar resistencia. [6]
En 1913, el Dr. SC Ells, ingeniero del departamento federal de minas, comenzó a investigar las posibilidades económicas de las arenas petrolíferas. Fue entonces cuando nació la idea de utilizar las arenas como material de pavimentación de carreteras. En 1915, el Dr. Ells colocó tres superficies de carreteras en secciones de la calle 82 en Edmonton. Los materiales utilizados incluyeron mezclas bitulíticas, de hormigón bituminoso y de asfalto en láminas. Un informe, diez años después, elaborado por un ingeniero de la ciudad afirmó que la superficie se mantenía en excelentes condiciones. El asfalto McMurray también se utilizó en los terrenos de la Legislatura de Alberta , en la autopista de Jasper Park y en otras partes de Alberta.
Aunque los contratistas privados también extraían arena bituminosa como material de pavimentación, la propuesta no era económica. Fort McMurray (la comunidad más cercana a los depósitos superficiales) era pequeña y estaba lejos del mercado, y los costos de transporte eran altos.
Los investigadores comenzaron a buscar formas de extraer el bitumen de la arena. El Consejo de Investigación de Alberta instaló dos plantas piloto en Edmonton y una tercera en el río Clearwater. Estas plantas formaban parte de un proyecto exitoso (dirigido por el Dr. Karl A. Clark del Consejo de Investigación ) para desarrollar un proceso de agua caliente para separar el petróleo de las arenas. En 1930, la planta de Fort McMurray utilizó el proceso para producir tres vagones llenos de petróleo.
Abasand: En esa época, dos promotores estadounidenses, Max Ball y BO Jones, de Denver, entraron en el mundo de las arenas petrolíferas. Según se dice, contaban con un método secreto de recuperación conocido como el proceso McClay y afirmaban haber recibido un importante respaldo financiero. Negociaron contratos de arrendamiento con los gobiernos federal y de Alberta y también compraron la planta McMurray del Consejo de Investigación de Alberta. En 1935, Abasand Oils Limited, la empresa operativa de Ball con respaldo estadounidense, comenzó la construcción de una nueva planta al oeste de Waterways.
Según el acuerdo con el gobierno, la planta debía estar en funcionamiento el 1 de septiembre de 1936, pero los incendios forestales y el incumplimiento de las fechas de entrega por parte de los proveedores de equipos retrasaron la finalización. El acuerdo exigía la extracción de 45.000 toneladas de arena en 1937 y 90.000 toneladas cada año a partir de 1938. El arrendamiento de 1.555 hectáreas implicaba un alquiler de 2,47 dólares por hectárea al año. Se establecerían regalías de 0,063 dólares por metro cúbico sobre la producción durante los primeros cinco años y de 0,31 dólares por metro cúbico a partir de entonces.
La explotación de la planta de Abasand comenzó el 19 de mayo de 1941. A finales de septiembre, 18.475 toneladas de arenas bituminosas habían producido 2.690 metros cúbicos de petróleo, pero en noviembre un incendio destruyó la planta. Reconstruida a mayor escala, estuvo en pleno funcionamiento en junio de 1942.
En 1943, el gobierno federal decidió ayudar al desarrollo de las arenas petrolíferas y se hizo cargo de la planta de Abasand. Los investigadores federales concluyeron que el proceso de agua caliente no era rentable debido a la gran pérdida de calor y propusieron un proceso de agua "fría". Pero el trabajo en la planta terminó con un desastroso incendio en 1945. En julio de 1943, la International Bitumen Company se reorganizó como Oil Sands Limited.
Bitumount: Entre 1930 y 1955, la International Bitumen Company Limited, bajo la dirección de RC Fitzsimmons y posteriormente de Lloyd Champion, operó una planta a pequeña escala en Bitumount . Cuando el gobierno de Alberta se desilusionó con los esfuerzos federales en las arenas petrolíferas y decidió construir su propia planta experimental en Bitumount, la provincia contrató a Oil Sands Limited para que la construyera.
La empresa acordó comprar la planta en un plazo de diez años por la inversión original de 250.000 dólares. Sin embargo, el coste de la planta fue de 750.000 dólares. Una demanda legal contra Oil Sands Limited dio lugar a que la provincia tomara posesión de la planta y de la propiedad de Bitumount. La planta constaba de una unidad de separación, una unidad de deshidratación y una refinería. La planta realizó pruebas con éxito utilizando el proceso de agua caliente de Clark en 1948/49 y luego cerró, en parte porque los recientes descubrimientos de Leduc habían disminuido el interés en las arenas petrolíferas.
En 1962, Great Canadian Oil Sands Limited (GCOS) recibió la aprobación del gobierno de Alberta para construir y operar una planta de 10.000 metros cúbicos por día cerca de Fort McMurray. La planta debía producir 240 toneladas de azufre y 900 toneladas de coque por día como subproductos. Debido a que en ese momento la industria tenía dificultades para comercializar su petróleo, el gobierno provincial estableció una política que limitaría la producción de arenas petrolíferas. De acuerdo con esta política, el petróleo sintético de las arenas petrolíferas podría complementar las ventas de petróleo convencional, pero no podría reemplazarlo. El petróleo de la planta no podría superar el 5 por ciento de los volúmenes totales en los mercados ya abastecidos por petróleo convencional de Alberta.
Las dificultades financieras retrasaron la construcción de la planta GCOS hasta que se encontró un nuevo inversor: la filial canadiense de la Sun Oil Company, hoy conocida como Suncor. La capacidad de la planta propuesta aumentó a 7.500 metros cúbicos por día y el costo aumentó de 122 a 190 millones de dólares. La planta más grande recibió la aprobación en 1964 y entró en producción comercial en septiembre de 1967. El costo final: 250 millones de dólares.
Durante la ceremonia de inauguración de la planta, el presidente de la Sun Oil Company, J. Howard Pew (un legendario industrial que entonces tenía 85 años) hizo comentarios que todavía suenan ciertos:
Ninguna nación puede estar segura por mucho tiempo en esta era atómica a menos que esté ampliamente abastecida de petróleo... Es la opinión considerada de nuestro grupo que si el continente norteamericano ha de producir el petróleo para satisfacer sus necesidades en los años venideros, el petróleo del área de Athabasca necesariamente debe desempeñar un papel importante. [1]
La planta de Suncor fue un hito en el desarrollo de las arenas petrolíferas. Fue pionera en la tecnología de extracción y mejora del bitumen y fue la primera planta comercial a gran escala del mundo. En los primeros años no fue especialmente rentable, pero aun así pudo cubrir los gastos operativos con la venta de su propia producción. Y en 1979, cuando la política federal permitió a la empresa cobrar el precio mundial por su petróleo, la planta finalmente se convirtió en un activo rentable para Suncor. La planta encontró soluciones a los problemas de extracción de petróleo de calidad comercial de las arenas, problemas que habían sido la preocupación de financieros , químicos , ingenieros petroleros , metalúrgicos , ingenieros de minas , geólogos , físicos y muchos otros científicos y pseudocientíficos durante muchas décadas.
En 1962 (el mismo año en que se aprobó la propuesta de las Grandes Arenas Petrolíferas Canadienses), Cities Service Athabasca Inc. propuso una planta de 16.000 metros cúbicos por día en el sitio de su proyecto piloto de Mildred Lake. Incluyendo un oleoducto a Edmonton, la planta costaría 56 millones de dólares, y su construcción comenzaría en 1965 y se completaría en 1968. Sin embargo, la Junta de Conservación de Petróleo y Gas tenía preocupaciones sobre la competencia entre el petróleo sintético y el petróleo convencional en mercados limitados. Por lo tanto, decidió no poner en funcionamiento demasiadas plantas de arenas petrolíferas a la vez y rechazó la propuesta de Cities Service a favor del proyecto GCOS.
Posteriormente, Cities Service volvió a solicitar una planta mucho más grande y la propuesta recibió la aprobación a fines de 1969. La planta Syncrude resultante entró en producción en 1978, exactamente dos siglos después de que Peter Pond avistara por primera vez las arenas petrolíferas. Pero antes de que la planta enviara su primer barril de petróleo, el proyecto pasó por muchas pruebas.
La razón del largo lapso transcurrido entre la aprobación y la finalización fue una alarmante escalada de costos que afectó a todos los grandes proyectos norteamericanos en la década de 1970. La alta inflación multiplicó los presupuestos para prácticamente todos los aspectos del proyecto Syncrude.
Al revisar los costos del proyecto a fines de 1973, el consorcio Syncrude descubrió que los costos se habían más que duplicado, de 1.000 millones de dólares a 2.300 millones de dólares. En diciembre de 1974, Atlantic Richfield (cuya matriz estadounidense necesitaba efectivo para desarrollar sus intereses en Prudhoe Bay ) retiró su participación del 30 por ciento en el proyecto. Unos días después, los tres socios restantes informaron al gobierno de Alberta que el riesgo máximo que estaban dispuestos a asumir en el proyecto era de 1.000 millones de dólares. Necesitarían encontrar otros 1.000 millones de dólares de capital de riesgo si el proyecto continuaba. La alternativa -cerrar el proyecto- habría costado a los cuatro socios (incluida Atlantic Richfield) aproximadamente 250 millones de dólares.
En ese momento, el mundo estaba sumido en una crisis energética. A partir de 1973, los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo habían aprovechado la escasez de suministros mundiales de petróleo para aumentar los precios de manera rápida y regular. Por ello, los responsables de las políticas de los países consumidores de petróleo consideraron que era una cuestión de urgencia nacional desarrollar suministros de energía estables y seguros. Como el recurso era tan grande y su explotación era claramente posible, las arenas petrolíferas parecían ser la mejor apuesta para Canadá. En consecuencia, la perspectiva de que el proyecto Syncrude fracasara era un asunto de preocupación tanto política como económica.
Un grupo ejecutivo que representaba a los socios restantes invitó a los demás gobiernos de Canadá a participar como socios comerciales en el proyecto. La provincia también revisó la estimación de costos proporcionada por las compañías petroleras. Cuando descubrió que las estimaciones de costos del consorcio no estaban fuera de lugar, los gobiernos de Canadá, Alberta y Ontario participaron en una reunión histórica en Winnipeg en febrero de 1975. Esa reunión salvó el proyecto.
El gobierno federal se hizo con una participación del 15%, Alberta con el 10% y Ontario con el 5%. Los socios privados -Cities Service Canada, Gulf Oil Canada e Imperial Oil- aceptaron conservar su participación de 1.400 millones de dólares en el proyecto, pero dieron a Alberta la opción de convertir un préstamo de 200 millones de dólares a Gulf y Cities Service en participaciones de propiedad. Alberta también se hizo con la propiedad total del gasoducto sin riesgo y de la red eléctrica que necesitaba la planta. [7]
La planta entró en funcionamiento en el verano de 1978 y produjo 5 millones de barriles (790.000 m3 ) de petróleo en un año. Los precios mundiales del petróleo se dispararon en 1979-80 y se mantuvieron altos durante la primera mitad de la década de 1980. Esto ayudó a que Syncrude tuviera éxito tanto financiera como técnicamente. Syncrude ahora satisface aproximadamente el 14 por ciento de las necesidades de petróleo de Canadá, principalmente en forma de petróleo sintético . La planta ha producido casi 2 mil millones de barriles (320.000.000 m3 ) de este petróleo.
En 2003, Shell Canada y sus socios comenzaron a producir en la mina Muskeg River , ubicada a 75 kilómetros al norte de Fort McMurray. Conocido como el Proyecto de Arenas Petrolíferas de Athabasca, el complejo completo está formado por Muskeg River, la planta de mejora Scotford de Shell ubicada cerca de Fort Saskatchewan , Alberta , y las instalaciones de apoyo.
Cuatro años después, cuando Shell Canada ya había sido adquirida en su totalidad por su matriz, Royal Dutch Shell , la empresa solicitó construir un enorme complejo de mejoramiento de arenas petrolíferas en el sitio de su refinería de Edmonton. El proyecto, que podría costar hasta 27 mil millones de dólares, se construiría en cuatro etapas de 100.000 barriles por día (16.000 m3 / d). Al igual que su mejorador existente, la nueva instalación de Shell procesaría betún del Proyecto de Arenas Petrolíferas de Athabasca, así como betún de proyectos de arenas petrolíferas in situ impulsados por vapor .
Los proyectos de arenas petrolíferas que acabamos de describir son únicos en el mundo: explotan el bitumen de minas a cielo abierto que se encuentra cerca de la superficie. La industria también ha pasado décadas experimentando con formas de recuperar el bitumen de depósitos más profundos. La única manera de desarrollar los recursos petrolíferos subterráneos es mediante técnicas de producción in situ .
In situ significa "en el lugar" y se refiere a las técnicas de recuperación que aplican calor o solventes a los yacimientos de petróleo debajo de la tierra. Existen varias variedades de técnicas in situ , pero las que funcionan mejor en las arenas petrolíferas utilizan calor.
El primer experimento in situ en Alberta se llevó a cabo en 1910, cuando una empresa con sede en Pittsburgh, la Barber Asphalt Paving Company , perforó un pozo en el asfalto y bombeó vapor para licuar el petróleo. El experimento fracasó. A principios de la década de 1920, también se llevaron a cabo otros experimentos in situ , pero ninguno tuvo éxito comercial.
Jacob Owen Absher: A mediados de la década de 1920, un experimentador notable y persistente llamado Jacob Owen Absher fundó la Bituminous Sand Extraction Company. En 1926, Absher recibió una patente canadiense por sus experimentos in situ y llevó a cabo numerosos experimentos durante los cinco años siguientes, esfuerzos que atrajeron el interés de los pioneros de las arenas petrolíferas Sidney Ells y Karl Clark. Absher no solo utilizó vapor para fundir el bitumen, sino que también intentó encender fuego dentro de sus pozos. Al final, sin embargo, no pudo producir petróleo a partir de las arenas petrolíferas. Sus actividades terminaron cuando la Gran Depresión hizo estragos.
Aunque Absher ha sido olvidado en gran medida como pionero en el negocio de las arenas petrolíferas, otros han hecho realidad su sueño de utilizar el calor para extraer petróleo de las arenas. En la actualidad, algunos proyectos comerciales introducen vapor a alta presión en el yacimiento de arenas petrolíferas. Otros proyectos realmente encienden el petróleo bajo tierra y luego bombean aire debajo de la superficie para mantener la combustión. Estas técnicas derriten eficazmente el petróleo, que luego las bombas llevan a la superficie.
Pensamiento termonuclear: La propuesta más espectacular para la producción in situ a partir de depósitos profundos de arenas petrolíferas provino de Richfield Oil Company . En 1959, Richfield sugirió un plan experimental para liberar hidrocarburos líquidos de la arena mediante el recurso de una explosión nuclear subterránea . La compañía propuso detonar un dispositivo explosivo de 9 kilotones debajo de las arenas petrolíferas en un sitio a 100 kilómetros al sur de Fort McMurray. El calor termonuclear crearía una gran caverna y al mismo tiempo licuaría el petróleo. La caverna podría servir como punto de recolección para el petróleo ahora fluido, lo que permitiría a la compañía producirlo.
Esta idea estuvo muy cerca de hacerse realidad. El Proyecto Oilsand recibió la aprobación federal en Canadá y la Comisión de Energía Atómica de los Estados Unidos aceptó proporcionar el dispositivo. Pero antes de que el experimento pudiera llevarse a cabo, había aumentado la presión pública para que se prohibieran internacionalmente los ensayos nucleares. El gobierno provincial denegó la aprobación y, por lo tanto, descartó el plan.
Producción de bitumen in situ : en los años 70 y 80, muchas empresas experimentaron con técnicas térmicas para producir petróleo pesado a partir de arenas petrolíferas, especialmente en el yacimiento de arenas petrolíferas de Cold Lake . Estos métodos de extracción, conocidos en el campo como "inyección con vapor", "inyección con fuego" y "soplo y soplo", al igual que el experimento de 1910 de la Barber Asphalt and Paving Company, aplican esencialmente calor al yacimiento subterráneo. Esto derrite el petróleo (es decir, disminuye su viscosidad) para que pueda bombearse a la superficie. Un sistema que cada vez tiene más éxito en la actualidad es el drenaje gravitacional asistido por vapor ( SAGD ).
El SAGD se probó inicialmente en la Instalación de Pruebas Subterráneas ( UTF ), un proyecto experimental de minería de betún financiado por AOSTRA e inaugurado oficialmente el 29 de junio de 1987. La magnitud de la UTF es difícil de imaginar. La perforación de los pozos se realizó con una broca de casi cuatro metros de diámetro y un peso de 230 toneladas. Los dos pozos debajo de los depósitos de arenas petrolíferas tenían una profundidad de 223 metros y ninguno se desviaba de la vertical en más de 25 mm. Como medida de seguridad, AOSTRA construyó dos túneles paralelos a través de la piedra caliza debajo del depósito de arenas petrolíferas. Cada túnel, de más de un kilómetro de longitud, tenía cinco metros de ancho por cuatro metros de alto.
Desde los túneles, los investigadores perforaron pozos hasta el yacimiento para realizar dos series de pruebas. La fase piloto A involucró tres pares de pozos de 70 metros de longitud, cada uno con 40-50 metros de exposición a la formación McMurray. La fase B involucró otros tres pares de pozos, separados por 70 metros, cada uno con 500 a 550 metros de contacto directo con el yacimiento de arenas petrolíferas. Los resultados fueron excelentes y la industria petrolera pronto comenzó a producir bitumen a través de pares de pozos SAGD perforados y operados desde la superficie.
La planta de producción in situ más grande de Canadá es la planta de arenas petrolíferas Cold Lake de Imperial Oil . Esta planta utiliza una técnica llamada inyección cíclica de vapor . Mediante este método, la empresa bombea vapor a alta presión en una sección del yacimiento subterráneo durante una semana aproximadamente y luego bombea el petróleo líquido hacia afuera durante varios meses. Imperial también utiliza drenaje gravitacional asistido por vapor. En su sistema de producción SAGD, Imperial perfora dos pozos horizontales, uno a cinco metros por encima del otro. El vapor inyectado a través del pozo superior reduce la viscosidad del petróleo, que se recupera a través del pozo inferior. Esta planta produce más de 150.000 barriles (24.000 m3 ) de betún por día.
La primera empresa de propiedad asiática que participó en las arenas petrolíferas fue JACOS , que en 1978 comenzó a participar en experimentos en un proyecto piloto en el área de Athabasca. Al igual que Imperial en Cold Lake, de 1984 a 1994 JACOS y sus socios también experimentaron con un proyecto piloto de estimulación cíclica con vapor en el arrendamiento de Hangingstone. Desde entonces, la empresa ha desarrollado la producción SAGD en ese arrendamiento. También está construyendo una planta de demostración que utiliza extracción de betún in situ a base de solventes .
El petróleo crudo pesado es un recurso hermano del betún. Es más liviano que éste y sus yacimientos son mucho más pequeños que los de las grandes arenas petrolíferas. Al igual que las arenas petrolíferas, solo un pequeño porcentaje de los grandes recursos de petróleo pesado de Canadá es explotable.
Este petróleo de baja densidad, que suele denominarse petróleo pesado convencional, se puede recuperar mediante técnicas de perforación convencionales o mediante inyección de agua, una técnica que consiste en inyectar agua en el yacimiento para aumentar la presión y, de este modo, forzar el petróleo hacia el pozo. Cuando estas técnicas funcionan, el petróleo pesado es como los tipos de petróleo más ligeros, que son más atractivos comercialmente. Sin embargo, el petróleo pesado también puede ser bastante viscoso. Puede necesitar algún tipo de calor o disolvente y presión antes de que pueda fluir hacia el pozo para su producción. Cuando el petróleo pesado requiere estas técnicas para entrar en producción, se lo conoce como petróleo pesado no convencional.
Los primeros descubrimientos de petróleo pesado se produjeron con la búsqueda de crudo convencional ligero y mediano. Como gran parte del petróleo pesado del oeste de Canadá se encuentra en yacimientos cercanos a la superficie, los primeros exploradores que utilizaron plataformas más antiguas descubrieron muchos de esos yacimientos antes de llegar a los yacimientos de petróleo ligero más profundos.
Uno de los primeros descubrimientos se produjo en la zona de Ribstone , cerca de Wainwright (Alberta), en 1914. La primera producción significativa de petróleo pesado de la provincia provino del yacimiento de Wainwright en 1926. Los productores extrajeron casi 6000 barriles (950 m3 ) de petróleo pesado del yacimiento ese año. Una refinería local de pequeña escala destiló la sustancia viscosa pesada para convertirla en productos utilizables.
En otras partes de Alberta, los exploradores petroleros hicieron otros descubrimientos de petróleo pesado en su búsqueda del esquivo sucesor del campo petrolífero de Turner Valley. Desarrollaron la producción de muchos de estos campos, pero solo en pequeños volúmenes. Las técnicas de recuperación de la época combinadas con el bajo precio del petróleo y la naturaleza y el tamaño de los hallazgos significaron que la mayor parte del petróleo permaneció sin explotar.
La excepción más importante fue la de Lloydminster . Si bien el primer descubrimiento se produjo en 1938, el desarrollo serio no comenzó hasta que Husky Oil se instaló en la zona después de la Segunda Guerra Mundial.
Husky Oil nació durante la Depresión gracias a los esfuerzos de Glenn Nielson, un granjero de Alberta que se vio obligado a declararse en quiebra cuando el banco reclamó un préstamo sobre su granja. Nielson se había mudado a Cody, Wyoming , cuando fundó Husky como una operación de refinación. Volvió su atención a Canadá después de la Segunda Guerra Mundial y decidió establecer una refinería en Lloydminster. El acero escaseaba, por lo que Husky desmanteló una pequeña refinería de Wyoming construida durante la guerra para proporcionar combustible búnker a la Marina estadounidense. Cargó las piezas en 40 vagones de góndola y las envió al norte por ferrocarril.
La empresa comenzó a reconstruir la planta de 400 metros cúbicos por día en 1946 y la refinería comenzó a funcionar al año siguiente. Ubicada estratégicamente entre las vías del ferrocarril Canadian Pacific y Canadian National en Lloydminster, la refinería pronto comenzó a recibir contratos para combustible para locomotoras. La empresa también encontró un mercado sólido para el asfalto para la construcción de carreteras.
La llegada de Husky a la zona estimuló la perforación y la producción. A los dos años de la llegada de Husky, había un exceso de oferta de petróleo pesado y escasez de espacio de almacenamiento. Los productores resolvieron el problema almacenando el petróleo en fosas de tierra con capacidad para 16.000 metros cúbicos cada una. Durante un tiempo, Husky compró el petróleo por peso en lugar de por volumen, ya que estaba obstruido por tierra, plantas rodantes y liebres. La empresa tuvo que colar y volver a medir el material antes de poder comenzar a refinarlo.
Husky comenzó a producir petróleo pesado en yacimientos locales en 1946 y, en la década de 1960, era fácilmente el mayor productor regional. En 1963, la empresa emprendió otra de una serie de ampliaciones de la refinería. Para aprovechar la expansión de los mercados para el petróleo canadiense, también inició un programa para entregar petróleo pesado a los mercados nacionales y de exportación.
La clave del proyecto, que costó 35 millones de dólares, fue la construcción de un oleoducto reversible que pudiera transportar el petróleo pesado y viscoso hasta el mercado. El oleoducto "yo-yo" de 116 kilómetros (el primero del mundo) transportaba el condensado desde la estación del oleoducto interprovincial en Hardisty ( Alberta) . La empresa comenzó a mezclar este hidrocarburo muy ligero con petróleo pesado, lo que le permitió fluir con más facilidad. Luego, la empresa bombeó la mezcla a través de su oleoducto (de ahí el apodo de "yo-yo") de vuelta a Hardisty. Desde allí, el oleoducto interprovincial lo llevó hacia el este hasta el mercado.
Estos avances hicieron que, por primera vez, el petróleo pesado fuera más que un recurso marginal. En cinco años, la producción de la zona se había quintuplicado hasta alcanzar casi 2.000 metros cúbicos por día. A principios de los años 1990, la producción de la franja de petróleo pesado era de unos 40.000 metros cúbicos por día, y Husky seguía siendo uno de los mayores productores de petróleo pesado de Canadá. [8]
La materia prima de crudo pesado necesita un preprocesamiento antes de que sea apta para las refinerías convencionales. Esto se denomina "mejora", cuyos componentes clave incluyen 1) eliminación de agua, arena, desechos físicos y productos más livianos; 2) purificación catalítica (hidrodesmetalización, hidrodesulfuración e hidrodesnitrogenación; y 3) hidrogenación mediante rechazo de carbono o hidrocraqueo catalítico . Dado que el rechazo de carbono generalmente es ineficiente y genera desperdicios, en la mayoría de los casos se prefiere el hidrocraqueo catalítico.
La purificación catalítica y el hidrocraqueo se conocen en conjunto 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 hecho muchos esfuerzos para lidiar con esto y asegurar una alta actividad y una larga vida útil de un catalizador. Los materiales del catalizador y las distribuciones de tamaño de poro deben optimizarse para enfrentar estos desafíos.
En sentido figurado, las mejoras tecnológicas y las nuevas infraestructuras hacen que los yacimientos de petróleo pesado crezcan. Las técnicas de recuperación mejorada están llevando un mayor porcentaje del petróleo de los yacimientos a la superficie. La investigación y el desarrollo están creando tecnologías que han aumentado la cantidad que los productores pueden extraer. Pequeñas mejoras en la tecnología aplicada a un recurso tan grande podrían significar enormes adiciones a las reservas recuperables de petróleo crudo de Canadá .
Pocas refinerías canadienses pueden procesar más que pequeñas cantidades de petróleo pesado, por lo que la producción se ha dirigido tradicionalmente a plantas de asfalto de Estados Unidos. Sin embargo, esto cambió en la década de 1980, con el anuncio de que comenzaría la construcción de dos mejoradores de petróleo pesado. Al igual que las plantas de Syncrude, Suncor y la instalación de Shell en Scotford cerca de Edmonton, estas operaciones similares a refinerías convierten el petróleo pesado y el betún en un crudo más ligero y con menos azufre, más deseable.
A finales de los años 70, un grupo de productores de petróleo pesado (Gulf, Husky, Shell, PetroCanada y SaskOil ) propuso el Plains Upgrader. Esta instalación habría costado 1.200 millones de dólares y habría mejorado 50.000 barriles (7.900 m3 ) de petróleo al día. Sin embargo, poco a poco, los miembros del consorcio se retiraron del proyecto al concluir que el alto coste de la mejora haría que el proyecto fuera poco rentable. Al final, sólo quedaron PetroCanada y SaskOil, ambas empresas de la Corona .
Los socios del sector privado se retiraron del proyecto Plains Upgrader porque, en ese momento, mejorar el petróleo pesado era una propuesta financiera arriesgada. Para que fueran económicos, estos proyectos se basan en diferencias sustanciales de precios ("diferenciales") entre el petróleo crudo ligero y el pesado . El petróleo pesado vale menos que el petróleo ligero; la pregunta es: ¿cuánto menos? A menos que el petróleo mejorado valiera considerablemente más por barril que el petróleo pesado, menos atractivo, el proyecto no ganaría dinero con el procesamiento del crudo.
Aunque la asociación Plains fracasó, la idea sobrevivió.
Tras la marcha de sus socios, SaskOil propuso reducir los costes de mejora mediante la integración con la Cooperativa de Refinería de Consumidores de Regina . Esto eliminaría la duplicación de instalaciones e infraestructura aprovechando los terrenos, las unidades de procesamiento, las instalaciones de almacenamiento y de tuberías, el personal técnico y operativo y la gestión existentes.
La refinería Co-op fue un producto del movimiento cooperativo , que comenzó en Gran Bretaña a mediados del siglo XIX. Ampliada y modernizada con frecuencia, la planta Co-op (construida por primera vez en 1935) era una refinería pequeña pero moderna cuando se empezó a hablar de un complejo de refinería/mejorador a principios de los años 1980. Tanto el gobierno federal como el de Saskatchewan habían prohibido a sus corporaciones de la Corona participar en el proyecto, pero ambos participaron. La provincia tenía un interés particular, ya que un mejorador aumentaría el mercado de petróleo pesado de los campos de Saskatchewan. Esto daría un impulso importante a la industria petrolera provincial. El gobierno federal vio el proyecto como una oportunidad para que la nación diera un pequeño paso hacia el objetivo declarado de la autosuficiencia en petróleo crudo. Por su parte, la Co-op quería un suministro seguro de petróleo crudo para su refinería.
En consecuencia, Saskatchewan asumió una participación accionaria del 20% y garantizó préstamos equivalentes al 45% del proyecto. A cambio, se convirtió en socio del 50% de la operación combinada con Consumers' Co-op, que comprometió su refinería existente (valorada en 500 millones de dólares) al proyecto. El gobierno federal garantizó préstamos equivalentes al 35% del proyecto. El reembolso del capital de los préstamos no comenzaría hasta fines de 1992.
El complejo de refinería y mejoramiento de Consumers' Co-op, que entró en funcionamiento en 1988, era una instalación de 50.000 barriles por día (7.900 m3 / d). El mejorador, que costó 700 millones de dólares, proporcionaba petróleo mejorado como materia prima para la refinería.
La empresa con mayor experiencia en la zona de crudo pesado fue la que propuso -y finalmente desarrolló- el otro mejorador de crudo pesado de Canadá. Husky comenzó a prepararse para el mejorador construyendo una nueva refinería de 25.000 barriles por día (4.000 m3 /d) junto a la antigua planta. Esta instalación -que procesaba crudo pesado para convertirlo en asfalto y al mismo tiempo proporcionaba crudos ligeros para refinarlos en productos de alta calidad como la gasolina- se completó en 1983.
Después de una serie de intentos fallidos, en 1988 Husky y sus tres socios anunciaron un acuerdo firme para construir el Mejorador Biprovincial, hoy más conocido como el Mejorador Husky. Ubicado justo al este de Lloydminster , este mejorador de 1.600 millones de dólares recibió la mayor parte de su financiación del gobierno. Originalmente presupuestado en 1.200 millones de dólares, los gobiernos federal, de Alberta y de Saskatchewan poseían el 31,67%, el 24,16% y el 17,5% cada uno. El resto pertenecía a Husky, que desde entonces ha adquirido la instalación completa.
Según los términos del acuerdo original, Husky recibiría el 50 por ciento de los ingresos netos de la planta más un 10 por ciento de retorno de la inversión hasta que Husky recuperara esa inversión. El resto de los beneficios de la planta iría proporcionalmente a los socios de Husky. Sin embargo, este acuerdo tuvo un inconveniente cuando el proyecto se acercaba a su finalización, cuando el gobierno del NDP recién instalado en Saskatchewan se negó a pagar su parte de los 190 millones de dólares en sobrecostos. Los otros participantes finalmente aceptaron pagar la parte de Saskatchewan, pero retendrían los retornos a esa provincia hasta que hubieran recuperado los atrasos de Saskatchewan.
El mejorador entró en funcionamiento a mediados de 1992, pero fue necesario eliminar cuellos de botella antes de poder alcanzar la capacidad de diseño de 46.000 barriles por día (7.300 m3 / d). La planta mejora el petróleo pesado de la zona de Lloydminster y el bitumen de Cold Lake , lo que permite que aún más de esos recursos estén disponibles para los mercados del centro de Canadá y de Estados Unidos .
Los diferenciales de petróleo pesado explican las grandes discrepancias de costos entre el Mejorador Husky (1.600 millones de dólares para una capacidad de 46.000 barriles por día (7.300 m3/d)) y el mejorador Co-op (600 millones de dólares para 50.000 barriles por día (7.900 m3 / d ).) La instalación Husky fue diseñada para procesar grados más pesados de petróleo que el mejorador Co-op, y su producción era más deseable. Esta diferencia crítica significaba que Husky pagaría menos por su materia prima y recibiría más por su producción que la planta Co-op. Desde el principio, las previsiones sobre estos diferenciales fueron factores vitales en los cálculos económicos de los dos proyectos, cada uno de los cuales ha experimentado desde entonces importantes ampliaciones.
Un metro cúbico de petróleo equivale a 6,29 barriles. Un metro cúbico de gas natural equivale a 35,49 pies cúbicos. Un kilopascal equivale al 1% de la presión atmosférica (cerca del nivel del mar).
La unidad de medida del petróleo de Canadá, el metro cúbico, es única en el mundo. Es métrica en el sentido de que utiliza metros, pero se basa en el volumen, de modo que las unidades canadienses se pueden convertir fácilmente en barriles. En el resto del mundo métrico, el estándar para medir el petróleo es la tonelada . La ventaja de esta última medida es que refleja la calidad del petróleo. En general, los petróleos de menor calidad son más pesados.
