La Cuenca Sedimentaria del Oeste de Canadá ( WCSB , por sus siglas en inglés ) [1] [2] se encuentra debajo de 1,4 millones de kilómetros cuadrados (540.000 millas cuadradas) del oeste de Canadá , incluyendo el suroeste de Manitoba , el sur de Saskatchewan , Alberta , el noreste de Columbia Británica y la esquina suroeste de los Territorios del Noroeste . Esta vasta cuenca sedimentaria consiste en una enorme cuña de roca sedimentaria que se extiende desde las Montañas Rocosas en el oeste hasta el Escudo Canadiense en el este. Esta cuña tiene unos 6 kilómetros (3,7 millas) de espesor bajo las Montañas Rocosas, pero se adelgaza a cero en sus márgenes orientales. La WCSB contiene una de las mayores reservas de petróleo y gas natural del mundo y abastece a gran parte del mercado norteamericano , produciendo más de 450 millones de metros cúbicos (16 mil millones de pies cúbicos) por día de gas en 2000. También tiene enormes reservas de carbón . De las provincias y territorios dentro de la WCSB, Alberta tiene la mayoría de las reservas de petróleo y gas y casi todas las arenas petrolíferas .
La WCSB se considera una zona madura para la exploración de petróleo [3] y el desarrollo reciente ha tendido hacia el gas natural y las arenas petrolíferas en lugar del petróleo convencional. En la WCSB, el petróleo convencional es de dos tipos diferentes: petróleo crudo ligero y petróleo crudo pesado , cada uno con diferentes costos, precios y estrategias de desarrollo. El petróleo ligero convencional es una industria madura con la mayoría de las reservas de petróleo recuperables ya producidas y la producción disminuyendo entre un tres y un cuatro por ciento por año. El petróleo pesado convencional también ha pasado su pico de producción con un futuro de declive a largo plazo . Alberta, que contiene la mayoría de las reservas, espera que su producción de petróleo crudo ligero-medio disminuya en un 42% entre 2006 y 2016, mientras que espera que la producción de crudo pesado disminuya en un 35% durante el mismo período. Sin embargo, también espera que el betún y el petróleo crudo sintético de las arenas petrolíferas compensen considerablemente la disminución del petróleo crudo convencional y representen el 87% de la producción de petróleo de Alberta para 2016. [4]
En el caso del petróleo ligero, la industria petrolera está buscando los yacimientos que aún no han sido descubiertos, perforando pozos de relleno o renovando los yacimientos existentes mediante técnicas de recuperación mejorada de petróleo (EOR), como las inyecciones de agua , las inyecciones miscibles y la inyección de dióxido de carbono . Actualmente, solo se recupera alrededor del 27 por ciento del petróleo ligero, lo que deja grandes oportunidades de mejora.
En el caso del petróleo pesado convencional, la industria está explorando nuevas zonas en partes no perforadas de la cuenca para encontrar yacimientos aún no descubiertos o para aplicar esquemas de recuperación mejorada de petróleo, como inundaciones con agua, proyectos térmicos e inundaciones miscibles, como la tecnología del proceso de extracción por vapor (VAPEX). Actualmente, solo se recupera el 15 por ciento del petróleo pesado, lo que deja un gran volumen para la recuperación futura.
La tecnología sísmica y de perforación mejorada , las recuperaciones más altas de los yacimientos existentes mediante la perforación de relleno y la exploración y el desarrollo eficientes y rentables de yacimientos más pequeños están manteniendo los niveles de producción de petróleo convencional en la cuenca sedimentaria del oeste de Canadá. A medida que la cuenca madura, el triángulo de recursos con unos pocos yacimientos grandes en la parte superior y muchos yacimientos pequeños en la base se está aprovechando económicamente para adentrarse en el segmento de yacimientos más pequeños como resultado de estas eficiencias.
Según la Junta de Energía y Servicios Públicos de Alberta (EUB, ahora conocida como el Regulador de Energía de Alberta, AER), las áreas de arenas petrolíferas de Alberta contienen un recurso de betún crudo finalmente recuperable de 50 mil millones de metros cúbicos (315 mil millones de barriles), con reservas establecidas restantes de casi 28 mil millones de metros cúbicos (174 mil millones de barriles) a fines de 2004.
Las arenas petrolíferas de Athabasca , Cold Lake y Peace River contienen reservas iniciales de petróleo in situ de 260 mil millones de metros cúbicos (1,6 billones de barriles ), una cantidad comparable a las reservas mundiales totales de petróleo convencional. El Consejo Mundial de Energía informó (2007) que las tres áreas de arenas petrolíferas de Alberta contienen al menos dos tercios del bitumen in situ descubierto en el mundo. [5] Estas tres importantes áreas de arenas petrolíferas , todas en Alberta, tienen reservas que eclipsan a las de los yacimientos de petróleo convencionales. [6] Para 2007, los depósitos naturales de bitumen de Alberta eran la fuente de más de un tercio del petróleo crudo producido en Canadá. [5]
Como resultado de los aumentos de los precios del petróleo desde 2003 , el número de proyectos importantes de minería , mejoramiento y energía térmica in situ ha crecido a unos 46 proyectos existentes y propuestos, que abarcan 135 fases de expansión de proyectos en varias etapas de ejecución. Las estimaciones de los gastos de capital para construir todos los proyectos anunciados durante el período de 2006 a 2015 suman un total de 125 mil millones de dólares. Según un informe de Statistics Canada de 2006, este nivel extremadamente alto de actividad ha causado una grave escasez de mano de obra en Alberta y ha llevado las tasas de desempleo a su nivel más bajo de la historia: el más bajo de las 10 provincias canadienses y los 50 estados de los EE. UU. [7] Este es el principal factor que limita el crecimiento de la producción de arenas petrolíferas en la WCSB.
Canadá es el tercer mayor productor y el segundo mayor exportador de gas del mundo, y la gran mayoría de este gas proviene de la WCSB. Se estima que en la WCSB quedan 143 billones de pies cúbicos (4.000 km3 ) de gas comercializable (descubierto y por descubrir), lo que representa aproximadamente dos tercios de las reservas de gas canadienses. Más de la mitad del gas producido se exporta a los Estados Unidos.
Sin embargo, las reservas de gas canadienses representan menos del uno por ciento de las reservas mundiales y se están agotando rápidamente según un documento de 2010. [8] La mayoría de los grandes yacimientos de gas han sido descubiertos y una parte significativa de las reservas descubiertas ha sido producida. La producción de la cuenca alcanzó su punto máximo en 2001 con alrededor de 16 mil millones de pies cúbicos (450.000.000 m3 ) por día y en 2003 la Junta Nacional de Energía predijo que era probable que disminuyera a partir de ese nivel. [9] La tasa general de disminución aumentó del 13 por ciento anual en 1992 al 23 por ciento en 2002, lo que significa que se deben reemplazar 3.8 mil millones de pies cúbicos por día (110.000.000 m3 / d) de producción cada año solo para mantener la producción constante. Dado que la cuenca se está explorando en gran medida y los operadores encuentran menos gas con cada nuevo pozo, esto parece improbable. Las nuevas reservas de gas en la WCSB probablemente provengan de fuentes no convencionales como el metano de lecho de carbón (CBM). [10]
El número de pozos de metano en capas de carbón en Alberta se duplicó con creces en 2005, hasta alcanzar los 7764 a finales de ese año, produciendo casi 0,5 mil millones de pies cúbicos (14.000.000 m3 ) de gas por día. Más del 95 por ciento de los pozos de metano en capas de carbón se completaron en las formaciones Horseshoe Canyon y Belly River del Cretácico Superior , a profundidades típicas de 300 a 2.400 pies (91–732 m). Alrededor del 4 por ciento de los pozos de metano en capas de carbón se completaron en la Formación Mannville del Cretácico Inferior , a profundidades de 2.300 a 4.300 pies (700–1.310 m). [11]
El autor David J. Hughes, en su libro de 2004 titulado North America's Natural Gas Crisis , predijo que la cuenca sedimentaria del oeste de Canadá probablemente seguiría siendo la principal área de suministro de gas en Canadá durante muchos años; sin embargo, la disminución de la producción y la probabilidad de que gran parte del gas se desvíe para alimentar nuevas plantas de arenas petrolíferas significan que la probabilidad de que haya suficiente excedente de gas para satisfacer la demanda proyectada de EE. UU. es baja, y EE. UU. tendrá que buscar en otros lugares suministros de gas en el futuro. [12]
El WCSB contiene alrededor del 90 por ciento de los recursos de carbón utilizables de Canadá. [13] Su rango varía desde lignito hasta semiantracita . Alrededor del 36 por ciento del total estimado de 71.000 megatoneladas de carbón utilizable es bituminoso , incluida una alta proporción de carbones de volatilidad media a baja. El bajo contenido de azufre y los niveles aceptables de cenizas de estos carbones bituminosos los hacen atractivos como materias primas para coquización , y se extraen grandes cantidades para ese propósito. Sin embargo, la falta de industria pesada en el oeste de Canadá significa que solo se consume una cantidad limitada de este carbón en Canadá, y la mayoría se exporta a Japón, Corea y otros países. Los carbones de rango inferior se utilizan principalmente para la generación de electricidad, donde la existencia de vetas de carbón poco profundas con poca sobrecarga facilita la minería a cielo abierto y la recuperación , y los bajos niveles de azufre reducen el impacto ambiental de su uso. [14]
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