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, empapada con betún , una forma de petróleo densa y extremadamente viscosa .
Se informan importantes depósitos de bitumen en Canadá , [1] [2] Kazajstán , Rusia y Venezuela . Los depósitos mundiales estimados de petróleo superan los 2 billones de barriles (320 mil millones de metros cúbicos); [3] 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 El 70,8% se encuentran en Alberta, Canadá. [1]
El betún crudo es una forma espesa y pegajosa de petróleo crudo, y es tan viscoso que no fluirá a menos que se caliente o se diluya con hidrocarburos más livianos, como el petróleo crudo liviano o el condensado de gas natural . A temperatura ambiente, es muy parecido a melaza fría . [5] El Cinturón del Orinoco en Venezuela a veces se describe como arenas bituminosas, pero estos depósitos no son bituminosos y caen en la categoría de petróleo pesado o extrapesado debido a su menor viscosidad. [6] El betún natural y el petróleo extrapesado se diferencian en el grado en que las bacterias los han degradado de los aceites convencionales originales .
Los aumentos del precio del petróleo de 1973 y 1979 y el desarrollo de una tecnología de extracción mejorada permitieron una extracción y procesamiento rentables de las arenas bituminosas. Junto con otras prácticas de extracción de petróleo llamadas no convencionales , las arenas bituminosas 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 Índice de Clima Petrolero, las emisiones de carbono del crudo de arena bituminosa son un 31% más altas que las del petróleo convencional. [7] En Canadá, la producción de arenas bituminosas en general, y la extracción in situ, en particular, son los mayores contribuyentes al aumento de las emisiones de gases de efecto invernadero del país de 2005 a 2017, según Natural Resources Canada (NRCan). [8]
La explotación de yacimientos y filtraciones bituminosas se remonta al Paleolítico . [9] El primer uso conocido del betún fue por parte de los neandertales , hace unos 40.000 años. Se ha encontrado betún adherido a herramientas de piedra utilizadas por los neandertales en yacimientos de Siria. Tras la llegada del Homo sapiens , el ser humano utilizó el betún para la construcción de edificios y la impermeabilización de embarcaciones de carrizo , entre otros usos. En el antiguo Egipto, el uso de betún era importante en la preparación de las momias. [10]
En la antigüedad, el betún era principalmente un producto mesopotámico utilizado por los sumerios y babilonios , aunque también se encontraba en Levante y Persia . La zona a lo largo de los ríos Tigris y Éufrates estaba llena de cientos de filtraciones de betún puro. Los mesopotámicos utilizaban el betún para impermeabilizar barcos y edificios. En Europa, se extrajeron extensamente cerca de la ciudad francesa de Pechelbronn , donde se utilizaba el proceso de separación de vapor en 1742. [11] [12]
En Canadá, los pueblos de las Primeras Naciones habían utilizado betún de las filtraciones a lo largo de los ríos Athabasca y Clearwater para impermeabilizar sus canoas de corteza de abedul desde tiempos prehistóricos tempranos. Las arenas bituminosas canadienses llegaron a ser conocidas por primera vez por los europeos en 1719, cuando un nativo cree llamado Wa-Pa-Su llevó una muestra al comerciante de pieles de la Compañía de la Bahía de Hudson, Henry Kelsey , quien la 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 a lo largo del suelo". En 1787, el explorador y comerciante de pieles Alexander MacKenzie, en 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 introduce un poste de Se pueden insertar 20 pies de largo sin la menor resistencia." [13]
En su comparación de mayo de 2019 de la "actualización del costo de la curva de oferta" en la que Rystad Energy, con sede en Noruega, una "consultoría e investigación energética independiente", clasificó los "recursos líquidos recuperables totales del mundo según su precio de equilibrio", Rystad informó que el El precio de equilibrio promedio del petróleo de las arenas petrolíferas fue de 83 dólares estadounidenses 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 los crudos más pesados y amargos que carecen de acceso a las mareas, como el Western Canadian Select (WCS) de las arenas bituminosas de Athabaska, tiene un precio diferencial con respecto al petróleo más ligero y dulce , como el 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 a la marea y/o refinerías).
Debido a que el costo de producción es mucho más alto en las operaciones mineras de arenas bituminosas, el punto de equilibrio es mucho más alto que el de los petróleos más dulces y livianos como el producido por Arabia Saudita , Irán , Irak y Estados Unidos. [14] Las producciones de arenas bituminosas se expanden y prosperan a medida que el precio mundial del petróleo aumenta a niveles máximos debido al embargo petrolero árabe de 1973 , la revolución iraní de 1979 , la crisis y guerra del Golfo Pérsico de 1990 , los ataques del 11 de septiembre de 2001 y los ataques terroristas de 2003. invasión de Irak . [16] Los períodos de auge fueron seguidos por la crisis, cuando el precio mundial del petróleo cayó durante los años 1980 y nuevamente en los años 1990, durante un período de recesiones globales, y nuevamente en 2003. [17]
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 producidos en las áreas urbanas como subproducto de la fabricación de gas de carbón para calefacción e iluminación urbana. [19] La palabra " alquitrán " para describir estos depósitos naturales de betún es realmente un nombre inapropiado, ya que, químicamente hablando, el alquitrán es una sustancia creada por el hombre producida por la destilación destructiva de material orgánico , generalmente carbón . [20]
Desde entonces, el gas de hulla ha sido sustituido casi por completo por el gas natural como combustible, y el alquitrán de hulla como material para pavimentar carreteras ha sido sustituido por el asfalto derivado del petróleo . El betún natural es químicamente más similar al asfalto que al alquitrán de hulla, y el término arenas petrolíferas (o arenas bituminosas) se utiliza más comúnmente en la industria de las zonas productoras que arenas bituminosas porque el petróleo sintético se fabrica a partir del betún, [20] y debido a a la sensación de que la terminología sobre arenas bituminosas es menos aceptable políticamente para el público. [21] Las arenas petrolíferas son actualmente una alternativa al petróleo crudo convencional. [22]
Los depósitos de arenas bituminosas más grandes del mundo se encuentran en Venezuela y Canadá. La geología de los yacimientos de ambos países es, en general, bastante similar. Son vastos depósitos de petróleo pesado , petróleo extrapesado y/o bitumen con petróleo más pesado que 20°API, que se encuentran en gran medida en areniscas no consolidadas con propiedades similares. "No consolidado" en este contexto significa que las arenas tienen una alta porosidad, ninguna cohesión significativa y una resistencia a la tracción cercana a cero. Las arenas están saturadas de petróleo, lo que ha impedido que se consoliden formando arenisca dura. [6]
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 lugar (OOIP). [23] [24] El petróleo existente no es necesariamente reservas 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 alrededor de 200 mil millones de barriles (32 mil millones de m 3 ) de reservas de petróleo recuperables. 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, al tener las tres mayores reservas de petróleo del mundo .
Existen numerosos depósitos de arenas bituminosas 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 supera las reservas de petróleo convencional de todos los demás países juntos. En las provincias canadienses de Alberta y Saskatchewan existen vastos depósitos de bitumen (más de 350 mil millones de metros cúbicos (2,2 billones de barriles) de petróleo existentes ) . Si se pudiera extraer el 30% de este petróleo, se podrían satisfacer todas las necesidades de América del Norte durante más de 100 años con los niveles de consumo de 2002. Estos depósitos representan petróleo en abundancia, pero no petróleo barato. Requieren tecnología avanzada para extraer el petróleo y transportarlo a las refinerías de petróleo . [25]
Las arenas bituminosas de la Cuenca Sedimentaria del Oeste de Canadá (WCSB, por sus siglas en inglés) son el resultado de la formación de las Montañas Rocosas canadienses por la Placa del Pacífico que desbordó la Placa de América del Norte a medida que avanzaba desde el oeste, arrastrando las antiguas cadenas de islas que ahora componen la mayor parte de 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 formación de montañas enterró a gran profundidad las capas de roca sedimentaria que subyacen a la mayor parte de Alberta , creando altas temperaturas en el subsuelo y produciendo un efecto de olla a presión gigante que convirtió el querógeno de las lutitas ricas en materia orgánica profundamente enterradas en petróleo ligero y gas natural. [6] [26] 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 que contienen en petróleo líquido.
Este empuje también inclinó las formaciones rocosas sedimentarias pre- Cretácicas subyacentes a la mayor parte del subsuelo de Alberta, deprimiendo las formaciones rocosas en el suroeste de Alberta hasta 8 km (5 millas) de profundidad cerca de las Montañas Rocosas, pero hasta cero profundidad en el noreste, donde se apretaban 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 mediante transporte hidrodinámico desde las Montañas Rocosas en el suroeste hacia el Escudo Canadiense en el noreste luego de una compleja discordancia pre-Cretácica que existe en las formaciones bajo Alberta. La distancia total de la migración del 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 del noreste, la biodegradación microbiana masiva a medida que el petróleo se acercaba a la superficie provocó que el petróleo se volviera muy viscoso e inmóvil. Casi todo el petróleo restante se encuentra en el extremo norte de Alberta, en depósitos de arena, limo y esquisto del Cretácico Medio (de 115 millones de años de antigüedad) , cubiertos por espesas lutitas, aunque en el Pesado se encuentran grandes cantidades de petróleo pesado, más ligero que el betún. Cinturón petrolero a lo largo de la frontera entre Alberta y Saskatchewan, que se extiende hasta Saskatchewan y se acerca a la frontera con Montana. Tenga en cuenta que, aunque está adyacente a Alberta, Saskatchewan no tiene depósitos masivos de bitumen, sólo grandes depósitos de petróleo pesado >10°API. [6] [26]
La mayoría de las arenas bituminosas canadienses se encuentran en tres depósitos principales en el norte de Alberta. Son las arenas bituminosas de Athabasca-Wabiskaw en el noreste de Alberta, los depósitos de Cold Lake en el noreste de Alberta y los depósitos de Peace River 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 . El gobierno de Alberta estima que alrededor del 10% del petróleo existente , o 173 Gbbl (27,5 × 10 9 m 3 ), es recuperable a los precios actuales, utilizando la tecnología actual, lo que equivale al 97% de las reservas de petróleo canadienses y al 75% de las reservas de petróleo canadienses. % del total de 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 como para explotar 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 estimulación con vapor. Drenaje por gravedad asistido (SAGD).
El mayor depósito de arenas bituminosas de Canadá, las arenas bituminosas de Athabasca, se encuentra en la Formación McMurray , centrada en la ciudad de Fort McMurray, Alberta . Aflora en la superficie (profundidad de entierro cero) a unos 50 km (30 millas) al norte de Fort McMurray, donde se han establecido enormes minas de arenas bituminosas, pero se encuentra a 400 m (1300 pies) de profundidad al sureste de Fort McMurray. Sólo 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 (1000 y 3000 pies) de profundidad y requerirán producción in situ. [6] [26]
Las arenas bituminosas de Athabasca , también conocidas como arenas bituminosas de Athabasca, son grandes depósitos de betún , una forma pesada y viscosa de petróleo, ubicados en el noreste de Alberta , Canadá. Estas reservas son una de las mayores fuentes de petróleo no convencional del mundo, lo que convierte a Canadá en un actor importante en el mercado energético mundial. [27]
A partir de 2023, la industria de arenas bituminosas de Canadá, junto con el oeste de Canadá y las instalaciones petroleras costa afuera cerca de Terranova y Labrador, continuaron aumentando la producción y se proyectó que aumentaría en aproximadamente un 10% en 2024, lo que representa un récord potencial al final del año de aproximadamente 5,3 millones de barriles por día (bpd). [28] El aumento de la producción se atribuye principalmente al crecimiento de las arenas bituminosas de Alberta. [28] La expansión del oleoducto Trans Mountain , el único oleoducto a la costa oeste, facilitará aún más este aumento, ya que su capacidad aumentará significativamente, a 890.000 barriles por día desde los 300.000 bpd actuales. [29] [28] A pesar de este crecimiento, hay advertencias de que podría ser de corta duración, y que la producción podría estabilizarse después de 2024. [28] El aumento previsto de Canadá en la producción de petróleo supera el de otros productores importantes como Estados Unidos y Estados Unidos. El país está preparado para convertirse en un importante impulsor del crecimiento de la producción mundial de petróleo crudo en 2024. [28] La explotación de estos recursos ha suscitado debates sobre el desarrollo económico, la seguridad energética y los impactos ambientales, en particular las emisiones de las arenas bituminosas, lo que ha provocado debates sobre las regulaciones de emisiones. para el sector del petróleo y el gas. [28] [30] [31] [32] [33] [34] [35]
Las arenas bituminosas de Athabaska, junto con los depósitos cercanos de Peace River y Cold Lake, se encuentran bajo 141.000 kilómetros cuadrados (54.000 millas cuadradas) de bosque boreal y muskeg (turberas ) según el Ministerio de Energía del Gobierno de Alberta, [36] Alberta Regulador de Energía (AER) y la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo (CAPP).
Las arenas petrolíferas de Cold Lake se encuentran al noreste de la capital de Alberta, Edmonton , cerca de la frontera con Saskatchewan. Una pequeña porción del depósito de Cold Lake se encuentra en Saskatchewan. Aunque son más pequeñas que las arenas bituminosas de Athabasca, las arenas bituminosas de Cold Lake son importantes porque parte del petróleo es lo suficientemente fluido como para extraerlo mediante métodos convencionales. El betún de Cold Lake contiene más alcanos y menos asfaltenos que las otras arenas bituminosas importantes de Alberta y el petróleo es más fluido. [37] Como resultado, la estimulación cíclica con vapor (CSS) se utiliza comúnmente para la producción.
Las arenas bituminosas de Cold Lake tienen una forma aproximadamente circular y están centradas alrededor de Bonnyville, Alberta . Probablemente contengan más de 60 mil millones de metros cúbicos (370 mil millones de barriles) de petróleo extrapesado in situ. El petróleo es muy viscoso, pero considerablemente menos que las arenas bituminosas de Athabasca, y es algo menos sulfuroso . La profundidad de los depósitos es de 400 a 600 metros (1300 a 2000 pies) y tienen de 15 a 35 metros (49 a 115 pies) de espesor. [25] Son demasiado profundos para sacar a la superficie los míos .
Gran parte de las arenas bituminosas se encuentran en la Base de las Fuerzas Canadienses 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 tiro con bombas reales más grandes del mundo, incluidas las pruebas de misiles de crucero. A medida que la producción de arenas bituminosas continúa creciendo, varios sectores compiten por el acceso al espacio aéreo, la tierra y los recursos, y esto complica significativamente la perforación y la producción de pozos petroleros.
Ubicado en el centro-noroeste de Alberta , el depósito de arenas bituminosas del río Peace es el más pequeño de cuatro grandes depósitos de arenas bituminosas [38] de la formación de la Cuenca Sedimentaria del Oeste de Canadá . [38]
Las arenas bituminosas del río Peace se encuentran, generalmente, en la cuenca del río Peace .
Los depósitos de arenas petrolíferas de Peace River son los más pequeños de la provincia. Las más grandes, las arenas bituminosas de Athabasca , se encuentran al este. El segundo depósito más grande de arenas bituminosas de Cold Lake está al sur de Athabaska y las arenas bituminosas de Wabasco están al sur de Athabaska y generalmente están vinculadas a él. [38] Según el Petroleum Economist , las arenas bituminosas se encuentran en más de 70 países, pero la mayor parte se encuentra en estas cuatro regiones juntas, cubriendo un área de unos 77.000 kilómetros cuadrados (30.000 millas cuadradas). [39] En 2007, el Consejo Mundial de Energía estimó que estas áreas de arenas bituminosas contenían al menos dos tercios del betún descubierto en el mundo en ese momento, [40] con una reserva original de petróleo in situ (OOIP) de 260.000.000.000 de metros (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 bituminosas de Athabasca se encuentran lo suficientemente cerca de la superficie como para que se pueda extraer la arena en minas a cielo abierto y llevarla a una ubicación central para su procesamiento, los depósitos del río Peace se consideran demasiado profundos y se explotan in situ utilizando vapor. Drenaje por gravedad asistido (SAGD) y Producción de petróleo pesado en frío con arena (CHOPS). [41]La Cuenca Oriental Venezolana tiene una estructura similar a la WCSB, pero de menor escala. La distancia que el petróleo ha migrado hacia arriba desde el frente montañoso de la Sierra Oriental hasta las arenas petrolíferas del Orinoco , donde choca contra las rocas ígneas del Escudo Guyanés, es sólo de unos 200 a 300 km (100 a 200 millas). Las condiciones hidrodinámicas del transporte de petróleo eran similares: las rocas generadoras enterradas profundamente por el ascenso de las montañas de la Sierra Oriental produjeron petróleo liviano 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 depósitos del Orinoco son secuencias de arena, limo y lutitas del Terciario temprano (50 a 60 millones de años) cubiertas por lutitas gruesas y continuas, muy parecidas a los depósitos canadienses.
En Venezuela, las arenas bituminosas del Cinturón del Orinoco tienen entre 350 y 1000 m (1000 a 3000 pies) de profundidad y no existen afloramientos superficiales. El depósito tiene unos 500 km (300 millas) de largo de este a oeste y de 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 una gama más amplia de tipos de yacimientos que los venezolanos, pero las estructuras y mecanismos geológicos involucrados son similares. La principal diferencia es que el petróleo en las arenas de Venezuela es menos viscoso que en Canadá, lo que permite que una parte se produzca mediante técnicas de perforación convencionales, pero nada llega a la superficie como en Canadá, lo que significa que nada se puede producir usando Minería de superficie. Casi todos los yacimientos canadienses tendrán que ser producidos mediante minería o utilizando nuevas técnicas no convencionales.
El Cinturón 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. El Cinturón 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 bituminosas consisten en grandes depósitos de crudo extrapesado . Se estima que los depósitos de petróleo pesado de Venezuela de alrededor de 1.200 Gbbl (190 × 10 9 m 3 ) de petróleo existentes equivalen aproximadamente a las reservas mundiales de petróleo más ligero. [1]
En 2009, el Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS) aumentó sus estimaciones de 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 ninguna estimación de cuánto petróleo es económicamente recuperable. [42]
Además de las tres principales arenas bituminosas canadienses en Alberta, existe un cuarto depósito importante de arenas bituminosas en Canadá, las arenas bituminosas de la isla Melville en las islas árticas canadienses , que son demasiado remotas para esperar producción comercial en el futuro previsible.
Además de los megagigantes [43] depósitos de arenas bituminosas de Canadá y Venezuela, muchos otros países poseen depósitos de arenas bituminosas más pequeños. En los Estados Unidos, hay recursos de arenas bituminosas supergigantes [43] 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 . [44] Además de ser mucho más pequeños que los depósitos de arenas bituminosas canadienses, las arenas bituminosas estadounidenses están mojadas por hidrocarburos, mientras que las arenas bituminosas canadienses están mojadas por agua. [45] Esto requiere técnicas de extracción algo diferentes para las arenas bituminosas de Utah de las utilizadas para las arenas bituminosas de Alberta.
Rusia posee arenas bituminosas en dos regiones principales. Grandes recursos están presentes en la cuenca de Tunguska , en Siberia Oriental , siendo los depósitos más grandes Olenyok y Siligir . Otros depósitos se encuentran en las cuencas de Timan-Pechora y Volga-Urales (en Tartaristán y sus alrededores ), que es una provincia importante pero muy madura en términos de petróleo convencional y contiene grandes cantidades de arenas bituminosas en una formación pérmica poco profunda. [1] [46] En Kazajstán, grandes depósitos de betún se encuentran en la cuenca del Caspio Norte.
En Madagascar, Tsimiroro y Bemolanga son dos depósitos de arenas bituminosas pesadas, y un pozo piloto ya produce pequeñas cantidades de petróleo en Tsimiroro. [47] y explotación a mayor escala en la fase de planificación inicial. [48] 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 ).
Las arenas bituminosas son una fuente importante de petróleo no convencional, aunque sólo Canadá tiene una industria comercial de arenas bituminosas 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 bituminosas. El 44% de la producción petrolera canadiense en 2007 provino de arenas bituminosas. [49] Se esperaba (a partir de 2008) que esta proporción aumentara en las próximas décadas a medida que la producción de bitumen crezca mientras que la producción de petróleo convencional disminuya, aunque debido a la crisis económica de 2008 se ha aplazado el trabajo en nuevos proyectos. [2] En otros países no se produce petróleo a partir de arenas bituminosas en un nivel significativo. [45]
Las arenas bituminosas 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 Canadá , Chevron Corporation y Western Oil Sands Inc. (adquirida por Marathon Oil Corporation en 2007) comenzó a operar en 2003. Petro-Canada también estaba desarrollando un fuerte de 33 mil millones de dólares. Hills Project, en asociación con UTS Energy Corporation y Teck Cominco , que perdió impulso después de la fusión en 2009 de Petro-Canada con Suncor. [50]
En 2013, había nueve proyectos de extracción de arenas bituminosas en el depósito de arenas bituminosas 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). [51] Sólo en 2011 produjeron más de 52 millones de metros cúbicos de betún. [51]
La extracción canadiense de arenas bituminosas ha creado un gran daño ambiental, y muchos pueblos de las primeras naciones, científicos, abogados, periodistas y grupos ambientalistas han descrito la minería canadiense de arenas bituminosas como un ecocidio . [52] [53] [54 ] [55] [56] [57]
Desde principios de 2022, la extracción de arenas bituminosas en Alberta ha aumentado considerablemente, superando con creces el nivel de 2014. Los altos precios del petróleo son una de las causas. [58] Se prevé que en 2024 aumentará más, por lo que Canadá puede convertirse en líder en producción de petróleo. [59]
Antes de 2000 no se llevó a cabo ningún desarrollo significativo de los depósitos de petróleo extrapesado de Venezuela, excepto 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. Esto se enviaba principalmente como una emulsión ( orimulsión ) de 70% de petróleo y 30% de agua con características similares al fueloil pesado para quemar en centrales térmicas. [6] Sin embargo, cuando una gran huelga afectó a la compañía petrolera estatal venezolana PDVSA , la mayoría de los ingenieros fueron despedidos como castigo. [ cita necesaria ] La orimulsión había sido el orgullo de los ingenieros de PDVSA, por lo que la orimulsión perdió el favor de los líderes políticos clave. Como resultado, el gobierno ha estado tratando de "terminar" el programa de orimulsión. [ cita necesaria ]
A pesar de que las arenas bituminosas 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 ido disminuyendo en los últimos años debido a los problemas políticos y económicos del país, mientras que la de Canadá ha ido aumentando. Como resultado, las exportaciones canadienses de petróleo pesado y bitumen han estado sacando al petróleo pesado y extrapesado venezolano del mercado estadounidense, y las exportaciones totales de petróleo de Canadá a Estados Unidos han llegado a ser varias veces mayores que las de Venezuela.
Para 2016, con la economía de Venezuela en picada y el país experimentando escasez generalizada de alimentos, apagones continuos, disturbios y protestas antigubernamentales, no estaba claro cuánta nueva producción de arenas bituminosas se produciría en el futuro cercano. [60]
En mayo de 2008, la petrolera italiana Eni anunció un proyecto para desarrollar un pequeño depósito de arenas bituminosas en la República del Congo . Está previsto que la producción comience en 2014 y se estima que eventualmente producirá un total de 40.000 bbl/d (6.400 m 3 /d). [61]
Excepto por una fracción del petróleo extrapesado o del betún que puede extraerse mediante la tecnología convencional de pozos petrolíferos, las arenas bituminosas deben producirse mediante minería a cielo abierto o el petróleo debe hacerse fluir hacia los pozos mediante sofisticadas técnicas in situ . Estos métodos suelen utilizar más agua y requieren mayores cantidades de energía que la extracción de petróleo convencional. Si bien gran parte de las arenas bituminosas de Canadá se producen mediante minería a cielo abierto , aproximadamente el 90% de las arenas bituminosas canadienses y todas las arenas bituminosas de Venezuela se encuentran demasiado por debajo de la superficie para utilizar la minería a cielo abierto. [62]
El petróleo crudo convencional normalmente se extrae del suelo perforando pozos de petróleo en un yacimiento de petróleo , lo que permite que el petróleo fluya hacia ellos bajo las presiones naturales del yacimiento, aunque a menudo se requiere elevación artificial y técnicas como la perforación horizontal , la inundación con agua y la inyección de gas para mantener la producción. . Cuando la producción primaria se utiliza en las arenas petrolíferas venezolanas, donde el petróleo extrapesado está a unos 50 grados centígrados , las tasas típicas de recuperación de petróleo son de entre el 8% y el 12%. Las arenas petrolíferas canadienses son mucho más frías y están más biodegradadas, por lo que las tasas de recuperación de bitumen suelen ser sólo de entre el 5% y el 6%. Históricamente, la recuperación primaria se utilizó en las áreas más fluidas de las arenas bituminosas canadienses. Sin embargo, solo recuperó una pequeña fracción del petróleo in situ , por lo que no se utiliza con frecuencia en la actualidad. [63]
Las arenas bituminosas de Athabasca son los únicos depósitos importantes de arenas bituminosas que son lo suficientemente poco profundos como para explotar en la superficie. En las arenas de Athabasca hay cantidades muy grandes de betún cubiertas por poca 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 bituminosas en sí son típicamente depósitos de betún crudo de 40 a 60 metros (130 a 200 pies) de espesor incrustados en arenisca no consolidada , asentados sobre roca caliza plana . Desde que Great Canadian Oil Sands (ahora Suncor Energy ) inició la operación de la primera mina de arenas bituminosas a gran escala en 1967, se ha extraído betún a escala comercial y el volumen ha crecido a un ritmo constante desde entonces.
Actualmente hay en funcionamiento un gran número de minas de arenas bituminosas y otras más se encuentran en las etapas de aprobación o desarrollo. La mina Syncrude Canada fue la segunda en abrir en 1978, Shell Canada 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 Canada, [64] El proyecto Kearl Oil Sands de Imperial Oil , la mina Northern Lights de Synenco Energy (ahora propiedad de TotalEnergies ) y la mina Fort Hills de Suncor.
Los estanques de relaves de arenas petrolíferas son sistemas de presas y diques diseñados que contienen sales, sólidos suspendidos y otros compuestos químicos solubles como ácidos nafténicos , benceno , hidrocarburos [65] , betún residual , limos finos (colas finas maduras MFT) y agua. [66] Grandes volúmenes de relaves son un subproducto de la minería a cielo abierto de las arenas bituminosas y el manejo de estos relaves es uno de los aspectos más dañinos de las arenas bituminosas. [66] El Gobierno de Alberta informó en 2013 que los estanques de relaves en las arenas bituminosas de Alberta cubrían un área de aproximadamente 77 kilómetros cuadrados (30 millas cuadradas). [66] La presa de relaves Syncrude o cuenca de sedimentación 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. [67]
Hace algunos años, las compañías petroleras canadienses descubrieron que si retiraban los filtros de arena de los pozos de petróleo pesado y producían la mayor cantidad de arena 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 adicionales 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 son 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 hacerlo era esparcirlo en los caminos rurales , lo que gustaba a los gobiernos rurales porque la arena aceitosa reducía el polvo y las compañías petroleras hacían el mantenimiento de los caminos por ellos. Sin embargo, los gobiernos están preocupados por el gran volumen y composición del petróleo esparcido en las carreteras. [68] por lo que en los últimos años la eliminación de arena aceitosa en cavernas de sal subterráneas se ha vuelto más común.
El uso de la inyección de vapor para recuperar petróleo pesado se ha utilizado en los campos petrolíferos de California desde la década de 1950. El método de "resoplido y resoplido" de estimulación cíclica con vapor (CSS) ahora se usa 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 (entre el 10% y el 40% del petróleo existente) en comparación con el SAGD (entre el 60% y el 70% del OIP). [69]
CSS ha sido utilizado por Imperial Oil en Cold Lake desde 1985 y también lo utiliza Canadian Natural Resources en Primrose y Wolf Lake y 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 durante 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 petróleo caliente se bombea fuera del pozo por 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 sea mayor que el dinero obtenido con la producción de petróleo. [70]
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 fortuitamente coincidió con mejoras en la tecnología de perforación direccional que hicieron que su ejecución fuera rápida y económica a mediados de la década de 1990. En SAGD se perforan dos pozos horizontales en las arenas bituminosas, uno en el fondo de la formación y otro a unos 5 metros por encima de ella. Estos pozos generalmente se perforan en grupos en plataformas centrales y pueden extenderse por millas en todas direcciones. En cada par de pozos, se inyecta vapor en el pozo superior, el calor derrite el betún, lo que le permite fluir hacia el pozo inferior, donde se bombea a la superficie. [70]
SAGD ha demostrado ser un gran avance en la tecnología de producción ya que es más barato que 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 bituminosas, este método por sí solo cuadruplicó las reservas de petróleo de América del Norte y permitió a Canadá pasar al segundo lugar en reservas mundiales de petróleo después de Arabia Saudita. La mayoría de las principales compañías petroleras canadienses tienen ahora proyectos SAGD en producción o en construcción en las áreas de arenas bituminosas de Alberta y en Wyoming. Los ejemplos incluyen el proyecto 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), los proyectos Tucker Lake y Sunrise de Husky Energy , el proyecto Peace River de Shell Canada, Los desarrollos Foster Creek [71] y Christina Lake [72] de Cenovus Energy , el proyecto Surmont de ConocoPhillips , el proyecto Jackfish de Devon Canada y el proyecto LAK Ranch de Derek Oil & Gas. OSUM Corp de Alberta ha combinado tecnología probada de minería subterránea con SAGD para permitir mayores tasas de recuperación al ejecutar pozos subterráneos desde el interior del depósito de arenas bituminosas, reduciendo así también los requisitos de energía en comparación con el SAGD tradicional. Esta aplicación tecnológica en particular se encuentra en su fase de prueba.
Varios métodos utilizan solventes, 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. [73] El disolvente puede ser beneficioso si produce más petróleo y requiere menos energía para producir vapor.
El proceso de extracción de vapor (VAPEX) es una tecnología in situ , similar al SAGD. En lugar de vapor, se inyectan disolventes de hidrocarburos en un pozo superior para diluir el betún y permitir 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 a petróleo directamente en la formación. El proceso ha llamado la atención de las compañías 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 y 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. [74]
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 yacimiento y crea una pared vertical de fuego que se mueve desde la "punta" del pozo horizontal hacia el "talón", que quema los componentes más pesados del petróleo y convierte parte del bitumen pesado en petróleo más ligero justo en la formación. . Históricamente, los proyectos de inundación 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 consideran que el método THAI será más controlable y práctico, y tendrá la ventaja de no requerir energía para generar vapor. [75]
Los defensores de este método de extracción afirman que utiliza menos agua dulce, produce un 50% menos de gases de efecto invernadero y deja una huella menor que otras técnicas de producción. [76]
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 mejoró 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) [77] , que extrae el aceite a través de un catalizador que recubre el tubo inferior. [78] [79] [80]
Después de varios años de producción in situ, ha quedado claro que los métodos tailandeses actuales no funcionan según lo previsto. En medio de constantes caídas en la producción de sus pozos THAI en Kerrobert, Petrobank ha amortizado 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. [81]
Este es un método experimental que emplea varios pozos verticales de inyección de aire 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, lo que enciende el betún superior y moviliza (mediante 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. [82]
Se necesitan aproximadamente entre 1,0 y 1,25 gigajulios (280 y 350 kWh) de energía para extraer un barril de betún y convertirlo en crudo sintético. En 2006, la mayor parte se produce quemando gas natural. [85] Dado que un barril de petróleo equivalente equivale a aproximadamente 6,117 gigajulios (1,699 kWh), su TRE es 5–6. Eso significa que se extrae unas 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 una TRE de alrededor de 6,5. [86]
Existen alternativas al gas natural y están disponibles en el área de arenas bituminosas. El betún se puede utilizar como combustible, consumiendo alrededor del 30% al 35% del betún bruto 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 asfalteno alimentados a un gasificador cuyo gas de síntesis será utilizado por una turbina de cogeneración y una unidad productora de hidrógeno, proporcionando todas las necesidades energéticas del proyecto: vapor, hidrógeno, y electricidad. [87] Por lo tanto, producirá sincrudo sin consumir gas natural, pero el costo de capital es muy alto.
Hace unos años se pronosticó que la escasez de gas natural para combustible de proyectos sería un problema para la producción de arenas bituminosas de Canadá, pero los recientes aumentos en la producción de gas de esquisto de Estados Unidos han eliminado gran parte del problema para América del Norte. Dado que el uso cada vez mayor de la fracturación hidráulica hace que Estados Unidos sea en gran medida autosuficiente en gas natural y exporte más gas natural al este de Canadá para reemplazar el gas de Alberta, el gobierno de Alberta está utilizando sus poderes bajo el TLCAN y la Constitución canadiense para reducir los envíos de gas natural a Estados Unidos y el este de Canadá, y desviar el gas para uso interno en Alberta, en particular como combustible de arenas bituminosas. Los gasoductos hacia el este y el sur se están adaptando para transportar una creciente producción de arenas bituminosas a estos destinos en lugar de gas. Canadá también tiene enormes depósitos de gas de esquisto no explotados, además de los de Estados Unidos, por lo que el gas natural para la futura producción de arenas bituminosas 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 bituminosas.
El petróleo crudo extrapesado o el betún crudo extraído de las arenas petrolíferas es una forma semisólida de petróleo muy viscosa que no fluye fácilmente a temperaturas normales, lo que dificulta su transporte al mercado por oleoducto. Para fluir a través de los oleoductos, debe mejorarse a petróleo crudo sintético (SCO) más ligero, mezclarse con diluyentes para formar dilbit o calentarse para reducir su viscosidad. [88]
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 facilita bastante la entrega de petróleo al mercado a través de oleoductos convencionales. 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 de 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 mejoramiento. Los costos de producción del agente mejorador, el ducto para transportarlo y el costo de operación del ducto deben calcularse en el costo de producción del crudo sintético.
Al llegar a una refinería , el crudo sintético se procesa y una porción importante del agente mejorador se eliminará durante el proceso de refinación. Puede usarse para otras fracciones de combustible, pero el resultado final es que el combustible líquido tiene que ser canalizado hasta la instalación de mejora simplemente para que el betún sea transportable por tubería. Si se consideran todos los costos, la producción y transferencia de crudo sintético utilizando betún y un agente de mejoramiento pueden resultar económicamente insostenibles.
Cuando se construyeron las primeras plantas de arenas bituminosas 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 normalmente se encuentra en el betún. Los mejoradores de arenas bituminosas originales fueron diseñados para producir 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 están realizando investigaciones para diseñar mejoradores más simples que no produzcan SCO sino que simplemente traten el betún para reducir su viscosidad, permitiendo que se 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 , [89] es la corriente de petróleo crudo más grande proveniente de las arenas bituminosas canadienses y el punto de referencia para los emergentes TAN pesados y altos ( crudos ácidos). [90] [91] : 9 [92] [93] 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 comercial más importante de crudo. petróleo en 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 [94], lo que lo convierte en un syndilbit, tanto un dilbit como un synbit. [95] : 16
El primer paso en la mejora es la destilación al vacío para separar las fracciones más ligeras. Después de eso, se utiliza el deasfaltado para separar el asfalto de la materia prima. El craqueo se utiliza para descomponer las moléculas de hidrocarburos más pesadas en otras más simples. Dado que el craqueo produce productos ricos en azufre, se debe realizar una desulfuración para conseguir que el contenido de azufre sea inferior al 0,5% y crear un petróleo crudo sintético ligero y dulce. [96]
En 2012, Alberta produjo alrededor de 1.900.000 bbl/d (300.000 m 3 /d) de betún crudo a partir de sus tres principales depósitos de arenas bituminosas, de los cuales alrededor de 1.044.000 bbl/d (166.000 m 3 /d) se actualizaron a productos más ligeros y el resto. se vende como betún en bruto. El volumen de betún mejorado y no mejorado aumenta anualmente. Alberta tiene cinco mejoradores de arenas bituminosas que producen una variedad de productos. Estos incluyen: [97] [98]
Las grandes refinerías 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 encargarse de la mejora 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 tuberías, por lo que, a menos que se entregue en camión cisterna o vagón de ferrocarril, se debe mezclar con diluyente para permitir que fluya. Esto requiere mezclar el betún crudo con un diluyente de hidrocarburos más ligero, como el condensado de pozos de gas, pentanos y otros productos ligeros de refinerías de petróleo o plantas de gas, o petróleo crudo sintético de mejoradores de arenas bituminosas para permitir que fluya a través de los 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 puede entregarse al mercado mediante vagones cisterna , camiones cisterna , barcazas de carga líquida o petroleros especialmente diseñados para el transporte marítimo . 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 bituminosas sea de más de 750.000 bbl/d (119.000 m 3 /d) para 2020, el doble del volumen de 2012. Dado que el oeste de Canadá sólo 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 enorme aumento reciente en la producción de petróleo de arenas compactas de Estados Unidos ha resuelto en gran medida este problema, porque gran parte de la producción es demasiado liviana para el uso de las refinerías de Estados Unidos, pero es ideal para diluir betún. El excedente de condensado y petróleo ligero estadounidense se exporta a Canadá, se mezcla con betún y luego se reimporta a Estados Unidos como materia prima para las refinerías. Dado que el diluyente simplemente se exporta y luego se reimporta inmediatamente, no está sujeto a la prohibición estadounidense de exportar petróleo crudo. Una vez que regresa a Estados Unidos, las refinerías separan el diluyente y lo reexportan a Canadá, lo que nuevamente elude las leyes de exportación de petróleo crudo de Estados Unidos, ya que ahora es un producto de refinería. Para ayudar en este proceso, Kinder Morgan Energy Partners está revirtiendo su oleoducto Cochin, que solía transportar propano de 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 ampliación 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, añadiendo otros 100.000 bbl/d (16.000 m 3 /d). [99]
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 porque es demasiado viscoso para fluir a través de los oleoductos. Venezuela ahora está produciendo más crudo extrapesado en las arenas bituminosas del Orinoco del 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 sólo la mitad de su producción de petróleo extrapesado. Además, Venezuela produce volúmenes insuficientes de nafta para utilizarla como diluyente y llevar petróleo extrapesado al mercado. A diferencia de Canadá, Venezuela no produce mucho condensado de gas natural a partir de sus propios pozos de gas, ni tiene fácil acceso al condensado de la nueva producción de gas de esquisto estadounidense . Dado que Venezuela tampoco tiene capacidad de refinación suficiente para abastecer su mercado interno, los suministros de nafta son insuficientes para utilizarlos 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 estadounidense y las compañías petroleras, la situación sigue sin resolverse. [100]
La materia prima de crudo pesado necesita un procesamiento previo antes de que sea apta para las refinerías convencionales, aunque las refinerías de petróleo pesado y betún pueden realizar el procesamiento previo por sí mismas. Este preprocesamiento se denomina "actualización" y sus componentes clave son los siguientes:
Como el rechazo de carbono es muy ineficiente 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, al tiempo que emiten más dióxido de carbono que el petróleo convencional.
La purificación catalítica y el hidrocraqueo se conocen en conjunto como hidroprocesamiento . El gran desafío del hidroprocesamiento es lidiar con las impurezas que se encuentran en el crudo pesado, ya que con el tiempo envenenan los catalizadores. Se han realizado muchos esfuerzos para abordar esto y garantizar una alta actividad y una larga vida útil del catalizador. Los materiales catalizadores y las distribuciones de tamaño de poro 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. [101]
Hay cuatro refinerías de petróleo importantes en Alberta que suministran productos derivados del petróleo a la mayor parte del oeste de Canadá , pero en 2012 procesaban menos de 1/4 de los aproximadamente 1.900.000 bbl/d (300.000 m 3 /d) de betún y SCO producidos en Alberta. . Algunos de los grandes mejoradores de arenas petrolíferas también produjeron combustible diésel como parte de sus operaciones. Parte del betún de arenas bituminosas y la OCS fueron a refinerías en otras provincias, pero la mayor parte se exportó a Estados Unidos. Las cuatro principales refinerías de Alberta son: [102]
La refinería Sturgeon , de 8.500 millones de dólares , una quinta refinería importante de Alberta, está en construcción cerca de Fort Saskatchewan y su fecha de finalización es 2017. [103] [104]
El proyecto Pacific Future Energy propuso una nueva refinería en Columbia Británica que procesaría betún para convertirlo en combustible para los mercados asiático y canadiense. Pacific Future Energy propone transportar betún casi sólido a la refinería mediante vagones cisterna. [105]
La mayor parte de la industria canadiense de refinación de petróleo es de propiedad extranjera. Las refinerías canadienses sólo pueden procesar alrededor del 25% del petróleo producido en Canadá. Las refinerías canadienses, fuera de Alberta y Saskatchewan, se construyeron originalmente para petróleo crudo ligero y medio. Con la nueva producción de arenas bituminosas a precios más bajos que el petróleo internacional, los desequilibrios de los precios del mercado han arruinado la economía de las refinerías que no podían procesarlo.
Antes de 2013, cuando China lo superó, Estados Unidos era el mayor importador de petróleo del mundo. [106] 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 mediano. Se suponía 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 petróleo crudo y productos de Canadá, 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 bituminosas de Canadá producían cada vez más petróleo, mientras que en el En Estados Unidos, la producción nacional y las importaciones de otros países disminuyeron. [107] Sin embargo, esta relación se está volviendo tensa debido a influencias físicas, económicas y políticas. La capacidad del oleoducto exportador se está acercando a sus límites; El petróleo canadiense se vende con descuento respecto a los precios del mercado mundial; La demanda estadounidense de petróleo crudo y de importaciones de productos ha disminuido debido a los problemas económicos del país; y la producción nacional de petróleo no convencional de Estados Unidos (la producción de petróleo de esquisto mediante fracking está creciendo rápidamente. Estados Unidos reanudó la exportación de petróleo crudo en 2016; a principios de 2019, Estados Unidos producía tanto petróleo como consumía, y el petróleo de esquisto desplazó las importaciones canadienses.
Para beneficio de los comercializadores de petróleo, en 2004 los productores del oeste de Canadá crearon un nuevo petróleo crudo de referencia llamado Western Canadian Select (WCS), una mezcla de petróleo crudo pesado derivado de bitumen 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 a 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". Se importan varios cientos de miles de barriles por día de esta mezcla a los EE.UU., además de grandes cantidades de betún crudo y petróleo crudo sintético (SCO) de las arenas bituminosas.
La demanda de las refinerías estadounidenses es cada vez más de betún no mejorado en lugar de SCO. La Junta Nacional de Energía de Canadá (NEB) espera que los volúmenes de SCO se dupliquen hasta alrededor de 1.900.000 bbl/d (300.000 m 3 /d) para 2035, pero no seguirán el ritmo del aumento total de la producción de betún. Proyecta que la porción de la producción de arenas bituminosas que se actualiza a SCO 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 tendrán que mezclarse con diluyente para su entrega al mercado.
La demanda de petróleo en Asia ha estado creciendo 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 del oleoducto: el único oleoducto capaz de transportar producción de arenas bituminosas a la costa del Pacífico de Canadá es el oleoducto Trans Mountain desde Edmonton a Vancouver, que ahora opera a su capacidad de 300.000 bbl/d (48.000 m). 3 /d) abasteciendo a refinerías en BC y el estado de Washington. Sin embargo, una vez terminado, se espera que el oleoducto Northern Gateway y la expansión Trans Mountain que actualmente está siendo revisada por el gobierno entreguen entre 500.000 bbl/d (79.000 m 3 /d) y 1.100.000 bbl/d (170.000 m 3 /d) adicionales a los buques cisterna en la costa del Pacífico, desde donde podían entregarlo a cualquier parte del mundo. Hay suficiente capacidad de refinería de petróleo pesado en China e India para refinar el volumen adicional canadiense, posiblemente con algunas modificaciones en las refinerías. [108] En los últimos años, compañías petroleras chinas como China Petrochemical Corporation (Sinopec), China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) y PetroChina han comprado más de 30 mil millones de dólares en activos en proyectos canadienses de arenas bituminosas, por lo que probablemente les gustaría exportar. parte de su petróleo recién adquirido a China. [109]
Los mayores depósitos de betún del mundo se encuentran en Canadá, aunque los depósitos de 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 eléctrica de Canadá y muy poca electricidad se produce a partir del petróleo.
La Junta Nacional de Energía (NEB) informó en 2013 que si los precios del petróleo superan los 100 dólares, 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 demanda creciente de petróleo, en particular de petróleo pesado, de países asiáticos como China e India. [110]
Canadá tiene abundantes recursos de betún y petróleo crudo, con un potencial de recursos final estimado de 54 mil millones de metros cúbicos (340 mil millones de barriles). De esta cantidad, el betún de arenas bituminosas representa el 90 por ciento. Actualmente, Alberta representa 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 restantes de 27 mil millones de m 3 (170 mil millones de barriles), de las cuales el 98% se atribuía 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 necesaria ]
Los costos de producción y transporte de petróleo vendible procedente de arenas bituminosas suelen ser significativamente más altos que los de fuentes globales convencionales. [111] [112] Por lo 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 los 100 dólares el barril, que prevaleció hasta finales de 2014, fue suficiente para promover el crecimiento activo de la producción de arenas bituminosas. Las principales compañías 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 proyectos de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD) in situ y alejándose de proyectos de minería y mejoramiento, ya que los operadores de arenas bituminosas prevén mejores oportunidades vendiendo betún y petróleo pesado directamente a las refinerías que transformándolos en petróleo crudo sintético . Las estimaciones de costos para Canadá incluyen los efectos de la minería cuando las minas se devuelven al medio ambiente en "tan buenas o mejores condiciones que las originales". La limpieza de los productos finales del 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 bituminosas fue de 70 a 85 dólares por barril, mientras que el costo de los nuevos proyectos SAGD fue de 50 a 80 dólares por barril. [97] Estos costos incluían costos de capital y operativos, regalías e impuestos, además de una ganancia razonable para los inversionistas. Dado que el precio del WTI subió a 100 dólares el barril a partir de 2011, [113] se esperaba que la producción a partir de arenas bituminosas fuera muy rentable suponiendo que el producto pudiera entregarse a los mercados. El principal mercado eran los enormes complejos de refinerías en la costa del Golfo de Estados Unidos, que generalmente son capaces de procesar betún canadiense y petróleo extrapesado venezolano sin necesidad de modernizarlos.
El Instituto Canadiense de Investigación Energética (CERI) realizó un análisis y estimó que en 2012 el costo promedio de entrada de planta (incluido el 10% de margen de beneficio, pero excluyendo la mezcla y el transporte) de recuperación primaria fue de $30,32/bbl, el de SAGD fue de $47,57/bbl, de la minería y mejoramiento fue de $99,02/bbl, y la de minería sin mejoramiento fue de $68,30/bbl. [114] Por lo tanto, se esperaba que todos los tipos de proyectos de arenas bituminosas, 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 en bruto y petróleo pesado en lugar de petróleo crudo sintético, los nuevos proyectos de arenas bituminosas evitaron los costos de construcción de nuevos mejoradores. Aunque la recuperación primaria como la que se realiza en Venezuela es más barata que el SAGD, sólo recupera alrededor del 10% del petróleo existente, frente al 60% o más del SAGD y más del 99% de la minería. Las 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 en minería para recuperar más petróleo.
Luego, a finales de 2014, el espectacular aumento de la producción estadounidense a partir de formaciones de esquisto, combinado con un malestar económico mundial que redujo la demanda, provocó que el precio del WTI cayera por debajo de los 50 dólares, nivel donde se mantenía hasta finales de 2015. [115] En 2015, el banco canadiense El Instituto de Investigación Energética (CERI) reestimó los costos promedio de entrada de planta (nuevamente incluyendo un margen de ganancia del 10%) de SAGD en $58,65/bbl, y 70,18/bbl para minería sin modernización. Incluyendo los costos de mezcla y transporte, los costos de suministro equivalentes al WTI para la entrega a Cushing se convierten en US$80,06/bbl para proyectos SAGD y $89,71/bbl para una mina independiente. [111] En este entorno económico, los planes para un mayor desarrollo de la producción a partir de arenas petrolíferas se han ralentizado o aplazado, [116] [117] o incluso abandonado durante la construcción. [118] La producción de crudo sintético procedente de operaciones mineras puede continuar con pérdidas debido a los costos de cierre y reinicio, así como a los compromisos de contratos de suministro. [119] 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. [120]
Los pronósticos de producción de arenas bituminosas publicados por la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo (CAPP), el Regulador de Energía de Alberta (AER) y el Instituto Canadiense de Investigación Energética (CERI) son comparables a las proyecciones de la Junta Nacional de Energía (NEB), en términos de producción total de bitumen. . Ninguna de estas previsiones tiene en cuenta las probables limitaciones 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 " burbuja de carbono ". [121] Haciendo caso omiso de tales limitaciones, y suponiendo también que el precio del petróleo se recupere de su colapso a finales 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 potencialmente alcanzarían hasta 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 2035, la producción canadiense de bitumen de arenas bituminosas alcanzaría los 800.000 m 3 /d (5,0 millones de barriles/día), 2,6 veces la producción de 2012. La mayor parte del crecimiento probablemente se produciría 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 minería.
Un supuesto adicional es que habría suficiente infraestructura de oleoductos para llevar una mayor producción de petróleo canadiense a los mercados de exportación. Si este fuera un factor limitante, podría haber impactos en los precios del petróleo crudo canadiense, lo que limitaría 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 de arenas compactas en Estados Unidos, el principal mercado de exportación de petróleo de Canadá, ha reducido en gran medida la dependencia estadounidense del crudo importado . El potencial de las exportaciones de petróleo canadiense a mercados alternativos como Asia también es incierto. Hay obstáculos políticos cada vez mayores a la construcción de nuevos oleoductos para transportar petróleo a Canadá y Estados Unidos. En noviembre de 2015, el presidente estadounidense, Barack Obama, rechazó la propuesta de construir el oleoducto Keystone XL desde Alberta hasta Steele City, Nebraska. [122] A falta de nueva capacidad de oleoductos, las empresas envían cada vez más betún a los mercados estadounidenses por ferrocarril, barcazas fluviales, camiones cisterna y otros métodos de transporte. Aparte de los buques cisterna, todas estas alternativas son más caras que los oleoductos. [112]
Durante los períodos de rápido desarrollo de nuevos proyectos se produjo una escasez de trabajadores calificados en las arenas bituminosas canadienses. En ausencia de otras limitaciones a 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 precios más altos del petróleo y el gas, la escasez de mano de obra seguiría empeorando. Una posible escasez de mano de obra puede aumentar los costos de construcción y desacelerar el ritmo de desarrollo de las arenas bituminosas. [110]
La escasez de trabajadores calificados fue mucho más grave 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 2002-2003 y cerró 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. 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 ido cayendo y consistentemente no ha logrado cumplir sus objetivos de producción.
A finales de 2015, el desarrollo de nuevos proyectos de arena bituminosa se vio disuadido por el precio del WTI por debajo de 50 dólares estadounidenses, que apenas es suficiente para respaldar la producción de las operaciones existentes. [116] La recuperación de la demanda fue suprimida por problemas económicos que pueden continuar acosando indefinidamente tanto a la Comunidad Europea como a China. La producción de bajo costo por parte de la OPEP continuó a su máxima capacidad, la eficiencia de la producción de esquisto estadounidense siguió mejorando y las exportaciones rusas fueron obligatorias incluso por debajo del costo de producción, como su única fuente de divisas fuertes. [123] También existe la posibilidad de que surja un acuerdo internacional para introducir medidas que limiten la combustión de hidrocarburos en un esfuerzo por limitar el aumento de la temperatura global a los 2 °C nominales que, según se prevé consensualmente, limitarán el daño ambiental a niveles tolerables. [124] Se están logrando rápidos avances tecnológicos para reducir el costo de las fuentes de energía renovables competidoras. [125] Por lo tanto, no hay consenso sobre cuándo, si es que alguna vez lo hacen, los precios del petróleo pagados a los productores podrán recuperarse sustancialmente. [123] [125] [126]
Un estudio académico detallado sobre las consecuencias para los productores de los distintos 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 reservas actuales de carbón deberían permanecer bajo tierra entre 2010 y 2050 para cumplir el objetivo de 2 °C. Por lo tanto, la continua exploración o desarrollo de reservas sería ajena a las necesidades. Para cumplir el objetivo de 2 °C, se necesitarían medidas firmes para suprimir la demanda, como un impuesto sustancial al carbono que dejaría 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 caería a niveles insignificantes después de 2020 en todos los escenarios considerados porque es considerablemente menos económica que otros métodos de producción. [127] [128] [129]
En su informe encargado en 2011, titulado "Desarrollo prudente: Aprovechando el potencial de los abundantes recursos petrolíferos y de gas natural de América del Norte", el Consejo Nacional del Petróleo , un comité asesor del Secretario de Energía de EE. UU., reconoció las preocupaciones de salud y seguridad con respecto a las arenas bituminosas que incluyen "Se necesitan volúmenes de agua para generar problemas de abastecimiento de agua; la eliminación de la sobrecarga para la minería a cielo abierto puede fragmentar el hábitat de la vida silvestre y aumentar el riesgo de erosión del suelo o eventos de escorrentía superficial hacia los sistemas de agua cercanos; GEI y otras emisiones al aire provenientes de la producción". [130]
La extracción de arenas bituminosas puede afectar la tierra cuando se extrae inicialmente el betún, los recursos hídricos por la necesidad 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. [131] 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. [132] 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. . [133] [134] En particular, se ha encontrado contaminación por mercurio alrededor de la producción de arenas bituminosas en Alberta, Canadá. [135] La Unión Europea ha indicado que podría votar para etiquetar el petróleo de arenas bituminosas como "altamente contaminante". Aunque las exportaciones de arenas bituminosas a Europa son mínimas, el problema ha provocado fricciones entre la UE y Canadá. [136] Según Jacobs Consultancy , con sede en California , la Unión Europea utilizó datos inexactos e incompletos al asignar una calificación alta de gases de efecto invernadero a la gasolina derivada de las arenas bituminosas de Alberta. Además, Irán, Arabia Saudita, Nigeria y Rusia no proporcionan datos sobre cuánto gas natural se libera mediante quema o venteo en el proceso de extracción de petróleo. El informe Jacobs señaló que las emisiones adicionales de carbono del crudo de arena bituminosa son un 12 por ciento más altas que las del crudo normal, aunque la UE le asignó una calificación de GEI un 22 por ciento por encima del punto de referencia convencional. [137] [138]
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 elevados. 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 bituminosas de Athabasca (AOSR)". Este estudio encontró que los estanques de relaves eran una vía indirecta que transportaba liberaciones incontroladas de emisiones evaporativas de tres hidrocarburos aromáticos policíclicos (HAP) representativos ( fenantreno , pireno y benzo(a)pireno ) y que estas emisiones no habían sido reportadas previamente. [139] [140]
El gobierno de Alberta calcula un índice de salud y calidad del aire (AQHI) a partir de sensores en cinco comunidades de la región de arenas bituminosas, operados 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 reducido total (TRS), amoníaco ( NH
3), óxido nítrico (NO), dióxido de nitrógeno ( NO
2), óxidos de nitrógeno (NO x ), ozono ( O
3), partículas (PM2.5), dióxido de azufre ( SO
2), hidrocarburos totales (THC) e hidrocarburos metano /no metano ( CH
4/NMHC). [141] Se dice que estos AQHI indican una calidad del aire de "bajo riesgo" más del 95% de las veces. [142] Antes de 2012, el monitoreo del aire mostró aumentos significativos en los excesos de sulfuro de hidrógeno ( H
2S ) tanto en el área de Fort McMurray como cerca de los mejoradores de arenas bituminosas. [143] En 2007, el gobierno de Alberta emitió una orden de protección ambiental a Suncor en respuesta a numerosas ocasiones en que la concentración a nivel del suelo de H
2S ) superó los estándares. [144] El Sistema de Gestión de Datos del Aire Ambiental de Alberta (AAADMS) de la Alianza Estratégica de Aire Limpio [145] (también conocido como CASA Data Warehouse) registra que, durante el año que finalizó el 1 de noviembre de 2015, hubo 6 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. [146]
En septiembre de 2015, el Instituto Pembina publicó un breve informe sobre "un reciente aumento de preocupaciones sobre los olores y la calidad del aire en el norte de Alberta asociado con la expansión del desarrollo de arenas bituminosas", 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 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 provincial para incluir posibles contribuyentes al problema :
2, TRS y THC. A pesar de estas ventajas, se lograron más avances en la remediación de los problemas de olores en la comunidad de Peace River, aunque sólo después de que algunas familias ya habían abandonado sus hogares. Se informó que los problemas de olores en Fort McKay seguían sin resolverse. [147]
Una gran parte de las operaciones mineras de arenas bituminosas implica la tala de árboles y maleza de un sitio y la eliminación de la capa superficial (tierra superficial, muskeg, arena, arcilla y grava) que se asienta sobre el depósito de arenas bituminosas. [148] Se necesitan aproximadamente 2,5 toneladas de arenas bituminosas para producir un barril de petróleo (aproximadamente 1 ⁄ 8 de tonelada). [149] Como condición para la concesión de licencias, los proyectos deben implementar un plan de recuperación . [150] La industria minera afirma que el bosque boreal eventualmente colonizará las tierras recuperadas, pero sus operaciones son masivas y funcionan en plazos de largo plazo. A partir de 2013, alrededor de 715 kilómetros cuadrados (276 millas cuadradas) de tierra en la región de arenas bituminosas han sido perturbadas, y 72 km 2 (28 millas cuadradas) de esa tierra están bajo recuperación. [151] En marzo de 2008, Alberta emitió el primer certificado de recuperación de tierras de arenas bituminosas 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. [152] Se esperan varias solicitudes de certificados de recuperación para proyectos de arenas petrolíferas en los próximos 10 años. [153]
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 . [154] Sin embargo, en las operaciones de SAGD, entre el 90 % y el 95 % del agua se recicla y sólo se utilizan alrededor de 0,2 unidades de volumen de agua por unidad de volumen de betún producido. [155]
Para las operaciones de arena bituminosa de Athabasca, el agua se suministra desde el río Athabasca, el noveno río más largo de Canadá. [156] El flujo promedio justo aguas abajo de Fort McMurray es de 633 m 3 /s (22.400 pies cúbicos/s) y su promedio diario más alto mide 1.200 m 3 /s (42.000 pies cúbicos/s). [157] [158] Las asignaciones de licencias de agua para las industrias de arenas petrolíferas ascienden a aproximadamente el 1,8% del caudal del río Athabasca. El uso real en 2006 fue de alrededor del 0,4%. [159] Además, según 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. [160]
En diciembre de 2010, el Panel Asesor de Arenas Petrolíferas, encargado por el ex ministro de Medio Ambiente Jim Prentice, encontró que el sistema existente 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 Cumulative Environmental Management Association y otros, fue gradual y debería ser más integral y coordinado. [161] [162]
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 realizado por la consultora IHS CERA estimó que la producción de las arenas bituminosas de Canadá emite "entre un 5% y un 15% más de dióxido de carbono, durante el análisis de vida útil del combustible" desde el pozo hasta las ruedas (WTW), que el petróleo crudo promedio. ". [163] El autor y periodista de investigación David Strahan afirmó ese mismo año que las cifras de la AIE muestran que las emisiones de dióxido de carbono de las arenas bituminosas son un 20% más altas que las emisiones promedio de la producción de petróleo. [164]
Un estudio de la Universidad de Stanford encargado por la UE en 2011 encontró que el crudo de arenas petrolíferas contenía hasta un 22% más de carbono que otros combustibles. [165] [166] Según el análisis del "Carnegie Endowment for International Peace", las arenas bituminosas emiten un 31% más de GEI que el petróleo crudo promedio de América del Norte. [167] En 2023, un estudio federal encontró que las emisiones reales de las arenas bituminosas son un 65% más altas que las reportadas por la industria. [168]
Greenpeace dice que la industria de las arenas petrolíferas ha sido identificada como la que más contribuye al crecimiento de las emisiones de gases de efecto invernadero en Canadá, ya que representa 40 millones de toneladas de CO.
2emisiones por año. [169]
Según la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo y Medio Ambiente de Canadá, la actividad industrial realizada para producir arenas bituminosas representa aproximadamente el 5% de las emisiones de gases de efecto invernadero de Canadá, o el 0,1% de las emisiones mundiales de gases de efecto invernadero. Predice que las arenas bituminosas crecerán hasta representar el 8% de las emisiones de gases de efecto invernadero de Canadá para 2015. [170] 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 se redujeron. Se espera que aumente debido a mayores niveles de producción. [171] [172] A partir de 2006, producir un barril de petróleo a partir de arenas petrolíferas liberaba casi 75 kilogramos (165 libras) de gases de efecto invernadero con emisiones totales estimadas en 67 megatones (66.000.000 de toneladas largas ; 74.000.000 de toneladas cortas ) por año. para 2015. [173] Un estudio realizado por IHS CERA encontró que los combustibles elaborados a partir de arenas petrolíferas canadienses generaban emisiones de gases de efecto invernadero significativamente menores que muchas estimaciones comúnmente citadas. [174] Un estudio de 2012 realizado por Swart y Weaver estimó que si solo se quemara la reserva económicamente viable de 170 Gbbl (27 × 10 9 m 3 ) de arenas bituminosas, la temperatura media global aumentaría entre 0,02 y 0,05 °C. Si se quemara todo el petróleo existente de 1,8 billones de barriles, el aumento de la temperatura media mundial previsto sería de 0,24 a 0,50 °C. [175] Bergerson y otros. descubrió que si bien las emisiones de WTW pueden ser mayores que las del petróleo crudo, los casos de arenas bituminosas con menores emisiones pueden superar a los casos de crudo convencional con mayores emisiones . [176]
Para compensar las emisiones de gases de efecto invernadero de las arenas bituminosas y de otras partes de Alberta, se ha propuesto secuestrar las emisiones de dióxido de carbono dentro de depósitos agotados de petróleo y gas. Esta tecnología se hereda de los métodos mejorados de recuperación de petróleo . [177] En julio de 2008, el gobierno de Alberta anunció un fondo de 2.000 millones de dólares canadienses para apoyar proyectos de secuestro en centrales eléctricas de Alberta y en instalaciones de extracción y mejora de arenas bituminosas. [178] [179] [180]
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 bituminosas de Canadá como "extremadamente bajas". La AIE prevé 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 afirmó que "las emisiones de esta producción adicional equivalen a sólo 23 horas de emisiones de China , ni siquiera un día". La AIE tiene la responsabilidad de luchar contra el cambio climático, pero el Dr. Birol dijo que dedica poco tiempo a preocuparse por las emisiones de carbono de las arenas bituminosas. "Hay mucha discusión sobre proyectos de arenas bituminosas en Canadá, Estados Unidos y otras partes del mundo, pero, para ser sincero, las emisiones adicionales de CO2 provenientes de las arenas bituminosas son extremadamente bajas". El Dr. Birol reconoció que existe una tremenda diferencia de opinión sobre el curso de acción respecto del cambio climático, pero añadió: "Espero que todas estas reacciones se basen en hechos científicos y análisis sólidos". [181] [182]
En 2014, el Servicio de Investigación del Congreso de EE. UU. publicó un informe en preparación para la decisión de permitir la construcción del oleoducto Keystone XL . El informe afirma en parte: "Los crudos de arenas bituminosas canadienses son generalmente más intensivos en emisiones de GEI que otros crudos que pueden desplazar en las refinerías estadounidenses, y emiten aproximadamente un 17% más de GEI según su ciclo de vida que el barril promedio de petróleo crudo refinado". en los Estados Unidos". [183]
Según Natural Resources Canada (NRCan), en 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 bituminosas, particularmente a la extracción in situ". [8]
Existen investigaciones contradictorias sobre los efectos del desarrollo de 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 policíclicos aromáticos , algunos de los cuales son carcinógenos conocidos , al río Athabasca y sus afluentes. [184] Científicos, médicos locales y residentes apoyaron una carta enviada al Primer Ministro en septiembre de 2010 pidiendo que se iniciara un estudio independiente del lago Athabasca (que está aguas abajo de las arenas bituminosas) debido al aumento de deformidades y tumores encontrados. en el pescado capturado allí. [185]
La mayor parte de la investigación que defiende el desarrollo de las arenas petrolíferas la realiza el Programa Regional de Vigilancia de los Acuáticos (RAMP), cuyo comité directivo está compuesto en gran parte por empresas de petróleo y gas. Los estudios 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. [186] [187] [188]
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 descubrió que los alces tenían niveles de arsénico en sus sistemas hasta 453 veces superiores a los aceptables , aunque estudios posteriores redujeron este nivel a entre 17 y 33 veces el nivel aceptable (aunque por debajo de los umbrales internacionales de consumo). [189]
Han surgido 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 . [190] Sin embargo, John O'Connor, el médico que inicialmente informó sobre las tasas más altas de cáncer y las vinculó con el desarrollo de arenas petrolíferas, fue posteriormente investigado por el Colegio de Médicos y Cirujanos de Alberta . El Colegio informó más tarde que las declaraciones de O'Connor consistían en "falsedades, inexactitudes e información no confirmada". [191]
En 2010, la Royal Society of Canada publicó un informe que afirma que "actualmente no hay evidencia creíble de exposición a contaminantes ambientales provenientes de arenas bituminosas que llegan a Fort Chipewyan en niveles que se espera que causen tasas elevadas de cáncer humano". [191]
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. [192]
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 bituminosas]". 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. . [191]
Las arenas bituminosas son una mezcla de arena, agua, arcilla y betún. El betún es un petróleo que es demasiado pesado o espeso para fluir o bombearse sin diluirse o calentarse. *** El betún es tan viscoso que a temperatura ambiente actúa como melaza fría.
Las cosas están muy, muy mal. Llevo mucho tiempo cubriendo Venezuela. Y, francamente, me sorprendió la situación tal como la veo aquí en este momento.
{{citation}}: CS1 maint: location missing publisher (link)Arenas petrolíferas.
