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. [3]
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 proyectaba que aumentarían 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). [4] El aumento de la producción se atribuye principalmente al crecimiento de las arenas bituminosas de Alberta. [4] 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. [5] [4] A pesar de este crecimiento, hay advertencias de que podría ser de corta duración, y que la producción podría estabilizarse después de 2024. [4] El aumento previsto en la producción de petróleo de Canadá 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. [4] 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. [4] [6] [7] [8] [9] [10] [11]
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, [12] Alberta Regulador de Energía (AER) y la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo (CAPP).
Las arenas bituminosas de Athabasca llevan el nombre del río Athabasca que atraviesa el corazón del depósito, y se observan fácilmente rastros de petróleo pesado en las orillas del río. Históricamente , el betún fue utilizado por los pueblos indígenas cree y dene para impermeabilizar sus canoas. [13] Los depósitos de petróleo están ubicados dentro de los límites del Tratado 8 , y varias Primeras Naciones del área están involucradas con las arenas.
Las arenas bituminosas de Athabasca llamaron la atención de los comerciantes de pieles europeos por primera vez en 1719, cuando Wa-pa-su, un comerciante cree, llevó una muestra de arenas bituminosas al puesto de la Compañía de la Bahía de Hudson en la fábrica de York en la Bahía de Hudson , donde Henry Kelsey era el gerente. . [14] En 1778, Peter Pond , otro comerciante de pieles y fundador de la rival North West Company , se convirtió en el primer europeo en ver los depósitos de Athabasca después de explorar Methye Portage , que permitió el acceso a los ricos recursos de pieles del sistema del río Athabasca desde la cuenca de la Bahía de Hudson. [15]
En 1788, el comerciante de pieles Alexander Mackenzie , que más tarde dio nombre al río Mackenzie , viajó a lo largo de rutas hacia el océano Ártico y el Océano Pacífico y escribió: "A unas 24 millas [39 km] de la bifurcación (de los ríos Athabasca y Clearwater) se encuentran unas fuentes bituminosas en las que se puede introducir sin la menor resistencia un palo de 20 pies [6,1 m] de largo. El betún está en estado fluido y al mezclarse con la goma, sustancia resinosa que se recoge del abeto , sirve para engomar el agua. canoas de los indios." Le siguió en 1799 el cartógrafo David Thompson y en 1819 el oficial naval británico John Franklin . [dieciséis]
John Richardson hizo la primera evaluación científica seria de las arenas bituminosas en 1848 en su camino hacia el norte en busca de la expedición perdida de Franklin . El primer estudio de las arenas bituminosas patrocinado por el gobierno fue iniciado en 1875 por John Macoun , y en 1883, G. C. Hoffman del Servicio Geológico de Canadá intentó separar el betún de la arena bituminosa con el uso de agua e informó que se separaba fácilmente. En 1888, Robert Bell , director del Servicio Geológico de Canadá, informó ante un Comité del Senado que "La evidencia... apunta a la existencia en los valles de Athabasca y Mackenzie del campo petrolífero más extenso de América, si no del mundo". ". [15]
El conde Alfred von Hammerstein (1870-1941), que llegó a la región en 1897, promovió las arenas bituminosas de Athabasca durante más de cuarenta años, tomando fotografías con títulos descriptivos como "Arenas bituminosas y asfalto fluido en el distrito de Athabasca", que ahora son en la Biblioteca Nacional y Archivos Nacionales de Canadá. Las fotos de las arenas bituminosas de Athabasca también aparecieron en el libro más vendido de la escritora y aventurera canadiense Agnes Deans Cameron , The New North , que relata su viaje de ida y vuelta de 10.000 millas (16.000 km) al Océano Ártico. [17] Sus fotografías fueron reproducidas en 2011-2012 en una exposición en el Museo Canadiense de la Civilización en Ottawa, [18] e incluían fotografías de las obras de perforación petrolera del conde Alfred Von Hammerstein a lo largo del río Athabasca.
En 1926, Karl Clark de la Universidad de Alberta recibió una patente para un proceso de separación de agua caliente que fue el precursor de los procesos de extracción térmica actuales. Varios intentos de implementarlo tuvieron distintos grados de éxito. [ cita necesaria ]
El Proyecto Oilsand fue una propuesta de 1958 para explotar las arenas bituminosas de Athabasca mediante la detonación subterránea de explosivos nucleares ; [19] hipotéticamente, el calor y la presión creados por una detonación subterránea hervirían los depósitos de betún , reduciendo su viscosidad hasta el punto de que se podrían utilizar técnicas estándar de yacimientos petrolíferos . El plan se discutió en el Boletín de científicos atómicos de octubre de 1976 . [20] Se concedió una patente para el proceso previsto en 1964. [21] [22] La opción de calentamiento nuclear se considera un precursor de algunos de los métodos de calentamiento convencionales utilizados para extraer aceite de arenas bituminosas. [23]
En abril de 1959, el Departamento Federal de Minas aprobó el Proyecto Oilsand. [24] Sin embargo, fue posteriormente cancelado en 1962. [25]
Las arenas bituminosas, que suelen tener entre 40 y 60 metros (130 a 200 pies) de espesor y se asientan sobre piedra caliza relativamente plana , son de acceso relativamente fácil. Se encuentran bajo de 1 a 3 m (3 pies 3 a 9 pies 10 pulgadas) de almizcle anegado , de 0 a 75 metros (0 a 246 pies) de arcilla y arena estéril. Gracias a su fácil acceso, la primera mina de arenas bituminosas del mundo se encontraba en las arenas bituminosas de Athabasca.
La producción comercial de petróleo de las arenas bituminosas de Athabasca comenzó en 1967, con la apertura de la planta Great Canadian Oil Sands (GCOS) en Fort McMurray . Fue el primer proyecto operativo de arenas bituminosas del mundo, propiedad de la empresa matriz estadounidense Sun Oil Company y operado por ella . Cuando se inauguró oficialmente la planta de 240 millones de dólares con una capacidad de 45.000 barriles por día (7.200 m 3 /d), marcó el comienzo del desarrollo comercial de las arenas bituminosas de Athabasca. En 2013, McKenzie-Brown incluyó al industrial J. Howard Pew como uno de los seis visionarios que construyeron las arenas bituminosas de Athabasca. [26] En el momento de su muerte en 1971, la revista Forbes clasificó a la familia Pew como una de la media docena de familias más ricas de Estados Unidos. [27] Great Canadian Oil Sands Limited (entonces una subsidiaria de Sun Oil Company pero ahora incorporada a una compañía independiente conocida como Suncor Energy Inc. ) produjo 30.000 barriles por día (4.800 m 3 /d) de petróleo crudo sintético. [28]
El verdadero tamaño de los depósitos de arenas bituminosas canadienses se conoció en la década de 1970. La mina Syncrude es ahora la mina más grande (por área) del mundo, con minas que potencialmente cubren 140.000 km 2 (54.000 millas cuadradas). [ cita necesaria ] (Aunque hay petróleo subyacente en 142.200 km 2 (54.900 millas cuadradas), que puede verse perturbado por la perforación y la extracción in situ, solo 4.800 km 2 (1.900 millas cuadradas) pueden potencialmente ser minados en la superficie, y 904 km 2 ( 349 millas cuadradas) han sido minadas hasta la fecha.)
El desarrollo se vio inhibido por la caída de los precios mundiales del petróleo, y la segunda mina, operada por el consorcio Syncrude , no comenzó a operar hasta 1978, después de que la crisis del petróleo de 1973 despertara el interés de los inversores. Sin embargo, el precio del petróleo disminuyó posteriormente y, aunque la crisis energética de 1979 hizo que los precios del petróleo alcanzaran nuevamente su punto máximo, durante la década de 1980, los precios del petróleo disminuyeron a niveles muy bajos, lo que provocó una contracción considerable en la industria petrolera.
En 1979, Sun formó Suncor fusionando sus intereses canadienses de refinación y venta minorista con Great Canadian Oil Sands y sus intereses convencionales de petróleo y gas. En 1981, el Gobierno de Ontario compró una participación del 25% en la empresa, pero la vendió en 1993. En 1995, Sun Oil también se deshizo de su participación en la empresa, aunque Suncor mantuvo la marca minorista Sunoco en Canadá. Suncor aprovechó estas dos desinversiones para convertirse en una empresa pública independiente y de amplia participación .
Suncor siguió creciendo y siguió produciendo cada vez más petróleo a partir de sus operaciones de arenas bituminosas, independientemente de las fluctuaciones de los precios del mercado, y finalmente llegó a ser más grande que su antigua empresa matriz. En 2009, Suncor adquirió la petrolera anteriormente propiedad del gobierno canadiense, Petro-Canada , [29] [30], lo que convirtió a Suncor en la compañía petrolera más grande de Canadá y una de las compañías canadienses más grandes. Suncor Energy es ahora una empresa canadiense que no tiene ninguna afiliación con su antigua empresa matriz estadounidense. Sun Oil Company pasó a ser conocida como Sunoco , pero luego abandonó el negocio de producción y refinación de petróleo y desde entonces se convirtió en un distribuidor minorista de gasolina propiedad de Energy Transfer Partners de Dallas , Texas. En Canadá, Suncor Energy convirtió todas sus estaciones Sunoco (que estaban todas en Ontario) en sitios de Petro-Canada para unificar todas sus operaciones minoristas posteriores bajo la marca Petro-Canada y dejar de pagar tarifas de licencia para la marca Sunoco. A nivel nacional, la empresa matriz y proveedora de productos upstream de Petro-Canada es Suncor Energy. Suncor Energy continúa operando solo un sitio minorista de Sunoco en Ontario. [31]
A principios del siglo XXI, el desarrollo de arenas bituminosas en Canadá comenzó a despegar, con una expansión en la mina Suncor, una nueva mina y expansión en Syncrude, y una nueva mina de Royal Dutch Shell asociada con su nuevo Scotford Upgrader cerca de Edmonton. . Diferentes empresas agregaron tres nuevos grandes proyectos de drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD): Foster Creek, Surmont y MacKay River, y desde entonces todos han sido comprados por empresas más grandes. [32]
La tercera mina de Shell Canadá comenzó a operar en 2003. Sin embargo, como resultado del aumento del precio del petróleo desde 2003, las minas existentes se ampliaron considerablemente y se construyeron otras nuevas.
Según la Junta de Energía y Servicios Públicos de Alberta, la producción de bitumen crudo en 2005 en las arenas bituminosas de Athabasca fue la siguiente:
En 2006, la producción de arenas bituminosas había aumentado a 1.126.000 barriles por día (179.000 m 3 /d). Para entonces, las arenas bituminosas eran la fuente del 62% de la producción total de petróleo de Alberta y el 47% de todo el petróleo producido en Canadá. [33] A partir de 2010, la producción de arenas petrolíferas había aumentado a más de 1,6 millones de barriles por día (250.000 m 3 /d) para superar la producción de petróleo convencional en Canadá. El 53% de esto se produjo mediante minería a cielo abierto y el 47% mediante técnicas in situ. En 2012, la producción de petróleo de las arenas bituminosas fue de 1,8 millones de barriles por día (290.000 m 3 /d). [34]
El desarrollo masivo de la extracción de petróleo en las cuencas de Bakken y Pérmico en Estados Unidos transformó rápidamente la industria petrolera, reduciendo dramáticamente la importación de petróleo extranjero. Al igual que ocurre con las arenas petrolíferas, los costes de producción del petróleo de esquisto son más elevados que los del petróleo convencional. Una combinación de factores, entre ellos el exceso de oferta y las rivalidades geopolíticas, hicieron caer el precio del petróleo de más de 100 dólares el barril en 2013 a menos de 40 dólares tres años después. Los persistentes bajos precios del petróleo llevaron a las empresas a cancelar nuevas inversiones en las arenas bituminosas.
De mayo a julio de 2016, un incendio forestal se extendió desde Fort McMurray por el norte de Alberta , quemando aproximadamente 590.000 hectáreas (1.500.000 acres) de áreas boscosas y destruyendo aproximadamente 2.400 casas y edificios. 88.000 personas se vieron obligadas a abandonar sus hogares en lo que se convirtió en la mayor evacuación por incendio forestal en la historia de Alberta y el desastre más costoso en la historia de Canadá .
El incendio forestal detuvo la producción de arenas bituminosas en las instalaciones al norte de Fort McMurray. Shell Canadá cerró la producción en su operación minera Albian Sands . Suncor Energy y Syncrude Canada también redujeron sus operaciones y evacuaron a los empleados y sus familias. Como resultado del incendio de mayo, se detuvo aproximadamente un millón de barriles de petróleo por día, equivalente a una cuarta parte de la producción de petróleo de Canadá. Esto continuó hasta junio a un ritmo de 700.000 barriles por día. La pérdida de producción fue un factor que contribuyó al aumento de los precios mundiales del petróleo. La reducción de las operaciones, junto con el cierre de una refinería en Edmonton, provocó que muchas gasolineras se quedaran sin gasolina en todo el oeste de Canadá .
En 2018, la producción de arenas bituminosas alcanzó los 3,1 millones de barriles por día (490.000 m 3 /d).
Hasta 2014, los grupos industriales creían que los niveles de producción de arenas petrolíferas podrían alcanzar los 5 Mbbl/d (790.000 m 3 /d) para 2030. A partir de 2021, tras una desaceleración de la inversión, los analistas predicen que podría alcanzar los 3,8 Mbbl/d (600.000 m 3 /d) en ese momento. [36] [37]
Canadá es la mayor fuente de petróleo importado por Estados Unidos, suministrando 3 millones de barriles por día (480.000 m 3 /d) principalmente de fuentes de arenas bituminosas a partir de 2019. [38]
Los observadores de la industria pasaron de creer que podría haber un exceso de capacidad de oleoductos a advertir que era insuficiente para dar cabida al crecimiento de la producción de arenas petrolíferas, después de que varios proyectos de oleoductos fueran abandonados o cancelados. [39]
El proyecto North Gateway a Kitimat, Columbia Británica , que habría sido construido por Enbridge , operador del sistema de oleoductos de Enbridge que también sirve a la zona, fue cancelado en 2016. De manera similar, después de una larga oposición de grupos ambientalistas y de las Primeras Naciones, Keystone XL , un El proyecto del oleoducto desde Alberta hasta las refinerías de la costa del Golfo se canceló en 2021. [40] Se están construyendo otros proyectos, utilizando los derechos de paso existentes, como la Expansión Trans Mountain de Kinder Morgan , nacionalizada en 2018, o la Línea 9 de Enbridge , revertida para alimentar a las refinerías. en Quebec. [41] [42] Entre enero de 2019 y diciembre de 2020, el gobierno de Alberta impuso una cuota para ajustar la producción a la capacidad de exportación del oleoducto. [43]
Para compensar las limitaciones de capacidad de los oleoductos, el envío de petróleo por ferrocarril aumentó de menos de 50.000 a 400.000 barriles por día (64.000 m 3 /d) entre 2012 y 2020. [44]
En diciembre de 2008, la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo revisó sus pronósticos de petróleo crudo para 2008-2020 para tener en cuenta las cancelaciones y recortes de proyectos como resultado de la caída de precios en la segunda mitad de 2008. El pronóstico revisado predijo que la producción canadiense de arenas bituminosas aumentaría. seguirá creciendo, pero a un ritmo más lento de lo previsto anteriormente. Habría cambios mínimos en la producción de 2008-2012, pero para 2020 la producción podría ser 300.000 barriles por día (48.000 m 3 /d) menos que sus predicciones anteriores. Esto significaría que la producción canadiense de arenas bituminosas crecería de 1,2 millones de barriles por día (190.000 m 3 /d) en 2008 a 3,3 millones de barriles por día (520.000 m 3 /d) en 2020, y que la producción total de petróleo canadiense crecería de 2,7 a 4,1 millones de barriles por día (430.000 a 650.000 m 3 /d) en 2020. [45] Incluso teniendo en cuenta las cancelaciones de proyectos, esto colocaría a Canadá entre los cuatro o cinco mayores países productores de petróleo del mundo para 2020.
A principios de diciembre de 2007, BP , con sede en Londres, y Husky Energy, con sede en Calgary, anunciaron una empresa conjunta al 50% para producir y refinar betún de las arenas bituminosas de Athabasca. BP contribuiría con su refinería de Toledo, Ohio, a la empresa conjunta, mientras que Husky contribuiría con su proyecto de arenas bituminosas Sunrise. Se planeó que Sunrise comenzara a producir 60.000 barriles por día (9.500 m 3 /d) de betún en 2012 y podría alcanzar 200.000 bbl/d (32.000 m 3 /d) para 2015-2020. BP modificaría su refinería de Toledo para procesar 170.000 bbl/d (27.000 m 3 /d) de betún directamente para obtener productos refinados. La empresa conjunta solucionaría los problemas de ambas empresas, ya que a Husky le faltaba capacidad de refinación y BP no tenía presencia en las arenas bituminosas. Fue un cambio de estrategia para BP, ya que históricamente la empresa ha restado importancia a las arenas bituminosas. [46]
A mediados de diciembre de 2007, ConocoPhillips anunció su intención de aumentar su producción de arenas bituminosas de 60.000 barriles por día (9.500 m 3 /d) a 1 millón de barriles por día (160.000 m 3 /d) durante los próximos 20 años, lo que la haría el mayor productor privado de arenas bituminosas del mundo. ConocoPhillips actualmente ocupa la posición más grande en las arenas bituminosas canadienses con más de 1 millón de acres (4.000 km 2 ) en arrendamiento. Otros productores importantes de arenas bituminosas que planean aumentar su producción incluyen Royal Dutch Shell (a 770.000 bbl/d (122.000 m 3 /d)); Syncrude Canadá (a 550.000 bbl/d (87.000 m 3 /d)); Suncor Energy (a 500.000 bbl/d (79.000 m 3 /d)) y Canadian Natural Resources (a 500.000 bbl/d (79.000 m 3 /d)). [47] Si todos estos planes se hacen realidad, estas cinco empresas producirán más de 3,3 Mbbl/d (520.000 m 3 /d) de petróleo a partir de arenas bituminosas para 2028.
La gobernanza de las arenas bituminosas de Alberta se centra en el desarrollo económico e históricamente ha estado dominada por los intereses de dos actores principales; gobierno (federal y provincial) y la industria. El federalismo canadiense forma las funciones y roles de cada nivel de gobierno, en el sentido de que el poder constitucional está dividido de modo que ninguno es superior al otro. [59] La Ley Constitucional de 1867 , artículo 109, garantiza a la provincia la plena propiedad de las tierras y recursos dentro de sus fronteras. La provincia actúa como propietaria de la tierra y el gobierno federal supervisa la jurisdicción sobre el comercio, el comercio y los impuestos. Existe una clara superposición, ya que la gestión de los recursos influye en el comercio y la gestión del comercio influye en los recursos. [60] A partir de la década de 1990, tanto el gobierno federal como el provincial se han alineado, centrándose en la regulación, la tecnología y el desarrollo de nuevos mercados de exportación. [61] La mayor parte de la gobernanza "a nivel del suelo" la llevan a cabo varias instituciones provinciales.
Ottawa ha evitado la inversión directa, prefiriendo mejorar el clima de inversión. Un excelente ejemplo de esto ocurrió en 1994, cuando el gobierno federal implementó exenciones fiscales que permitieron que el 100% de las inversiones de capital en arenas bituminosas se cancelaran como desgravaciones aceleradas por costos de capital. [62] El gobierno provincial tenía un papel mucho más directo en el desarrollo; invertir directamente en numerosos proyectos piloto, emprender empresas conjuntas con la industria y realizar constantemente inversiones masivas en investigación y desarrollo. Algunas personas han afirmado que Alberta presenta una de las tasas de regalías más bajas del mundo. [63] Dado que Alberta, a diferencia de los estados de EE. UU., posee la gran mayoría del petróleo bajo su superficie, puede ejercer un mayor control sobre él, mientras que los estados de EE. UU. están limitados a impuestos de indemnización. Este sistema de regalías centrado en la industria ha sido criticado por "promover un ritmo desbocado de desarrollo". [64] [65]
La industria es la fuerza central del desarrollo de arenas bituminosas. Los primeros actores importantes, Suncor Energy y Syncrude , dominaron el mercado hasta los años 1990. Actualmente hay 64 empresas que gestionan varios cientos de proyectos. [66] La mayor parte de la producción proviene ahora de corporaciones de propiedad extranjera, [67] y el mantenimiento de un clima favorable para estas corporaciones les otorga una fuerte influencia; mucho más fuerte que el de los actores no productivos, como los ciudadanos y los grupos ambientalistas. [64]
La gobernanza (política, administración, regulación) de las arenas bituminosas está a cargo casi en su totalidad del Ministerio de Energía (Alberta) y sus diversos departamentos. Los críticos notaron una falta clara y sistémica de participación pública en todas las etapas clave del proceso de gobernanza. [68] En respuesta a esto, la provincia inició el Comité Multisectorial de Consultas sobre Arenas Petrolíferas (MSC) en 2006. El MSC representa a cuatro organizaciones: la Asociación de Gestión Ambiental Acumulativa (CEMA), la Asociación Ambiental Wood Buffalo (WBEA), la Canadian Oil Sands Network for Research and Development (CONRAD) y el Grupo de Trabajo sobre Cuestiones Regionales de Athabasca (RIWG). [64] La función del MSC es consultar y hacer recomendaciones sobre los principios de gestión. [69] Las recomendaciones contenidas en el primer Informe Final del MSC de 2007 fueron elogiadas por varios ministros y representantes gubernamentales, [70] pero ninguna se ha convertido todavía en ley.
El 17 de octubre de 2012, el gobierno de Alberta anunció que seguiría las recomendaciones de un grupo de trabajo [71] para desarrollar una agencia que monitorearía el impacto ambiental de las arenas bituminosas. "La nueva agencia con base científica comenzará a trabajar en la región de las arenas bituminosas y se centrará en qué se monitorea, cómo se monitorea y dónde se monitorea. Esto incluirá el monitoreo integrado y coordinado de la tierra, el aire, el agua y la biodiversidad", dijo un Comunicado de prensa de la oficina de Diana McQueen, Ministra de Energía y Desarrollo Sostenible. [72] El gobierno provincial tomó medidas para desarrollar la agencia después de críticas públicas generalizadas por parte de ambientalistas, grupos aborígenes y científicos, quienes afirmaron que las arenas bituminosas tendrían un efecto devastador a largo plazo en el medio ambiente si no se controlaban. [73]
El 17 de junio de 2013, la recién formada corporación Alberta Energy Regulator (AER) [74] se incorporó progresivamente con el mandato de regular el desarrollo de petróleo, gas y carbón en Alberta, incluidas las arenas bituminosas de Athabasca. [75] [76] La AER reúne "las funciones regulatorias de la Junta de Conservación de Recursos Energéticos y el Ministerio de Medio Ambiente y Desarrollo de Recursos Sostenibles de Alberta en una ventanilla única" [77] El Regulador de Energía de Alberta es ahora "responsable de todos proyectos desde la aplicación hasta la recuperación." Responderán a los proponentes de proyectos, propietarios de tierras y a la industria sobre las regulaciones energéticas en Alberta. [77] La Ley de Desarrollo Energético Responsable otorgó al Regulador de Energía de Alberta "la autoridad para administrar la Ley de Tierras Públicas, la Ley de Mejora y Protección Ambiental y la Ley del Agua, con respecto al desarrollo energético". [77] El Regulador de Energía de Alberta hará cumplir las leyes ambientales y emitirá permisos ambientales y de agua, responsabilidades que anteriormente eran competencia de Alberta Environment. [75] [78]
La característica clave del depósito de Athabasca es que es el único lo suficientemente poco profundo como para ser adecuado para la minería a cielo abierto . Aproximadamente el 10% de las arenas bituminosas de Athabasca están cubiertas por menos de 75 metros (246 pies) de sobrecarga . Hasta 2009, la superficie explotable (SMA, por sus siglas en inglés) estaba definida por la ERCB, una agencia del gobierno de Alberta, para cubrir 37 municipios contiguos (alrededor de 3400 km2 o 1300 millas cuadradas) al norte de Fort McMurray . En junio de 2009, la SMA se amplió a 51+1 ⁄ 2 municipios, o alrededor de 4.700 km 2 o 1.800 millas cuadradas. [79] Esta expansión empuja el límite norte de la SMA a 12 millas (19 km) del Parque Nacional Wood Buffalo , declarado Patrimonio de la Humanidad por la UNESCO .
La mina Albian Sands (operada por Shell Canadá ) se inauguró en 2003. Las tres minas están asociadas con mejoradores de betún que convierten el betún inutilizable en petróleo crudo sintético para su envío a refinerías en Canadá y Estados Unidos . Para Albian, el mejorador está ubicado en Scotford, 439 km al sur. El betún, diluido con un disolvente, se transporta allí a través de una tubería de corredor de 610 mm (24 pulgadas).
La Junta de Conservación de Recursos Energéticos ha aprobado más de 100 proyectos mineros e in situ a pesar de los impactos ambientales negativos. [80] En 2012, había 9 proyectos de minería a cielo abierto activos, más de 50 proyectos in situ aprobados y 190 proyectos de recuperación primaria que extraían betún de flujo libre. El ERCB también ha aprobado 20 proyectos que prueban tecnología no probada, así como nuevas versiones de tecnologías existentes. [81]
Desde que Great Canadian Oil Sands (ahora Suncor) comenzó a operar su mina en 1967, se ha extraído betún a escala comercial de Athabasca Oil Sands mediante minería a cielo abierto . En las arenas de Athabasca hay cantidades muy grandes de bitumen cubiertas por poca sobrecarga, lo que hace que la minería a cielo abierto sea el método más eficaz para extraerlo. La sobrecarga consiste en muskeg (turbera) cargada de agua sobre arcilla y arena estéril. Las arenas bituminosas suelen tener entre 40 y 60 metros (130 a 200 pies) de profundidad y se asientan sobre una roca caliza plana . Originalmente, las arenas se extraían con dragas y excavadoras de rueda de cangilones y se trasladaban a las plantas de procesamiento mediante cintas transportadoras .
Estas primeras minas tuvieron que afrontar una pronunciada curva de aprendizaje antes de que sus técnicas de extracción de betún se volvieran eficientes. En los años intermedios, se desarrollaron técnicas de producción in situ más efectivas, en particular el drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD). Los métodos in situ se volvieron cada vez más importantes porque sólo alrededor del 20% de las arenas bituminosas de Athabasca eran lo suficientemente superficiales como para recuperarse mediante minería a cielo abierto, y el método SAGD en particular fue muy eficiente para recuperar grandes cantidades de betún a un costo razonable.
En los últimos años, empresas como Syncrude y Suncor han pasado a operaciones mucho más económicas con pala y camión utilizando las palas eléctricas más grandes (al menos 100 toneladas cortas; 91 t) y camiones volquete (400 toneladas cortas; 360 t) del mundo. . [82] Esto ha mantenido los costos de producción en alrededor de 27 dólares estadounidenses por barril de petróleo crudo sintético a pesar del aumento de los costos de energía y mano de obra. [83]
Después de la excavación, se agrega agua caliente y soda cáustica ( hidróxido de sodio ) a la arena, y la lechada resultante se conduce por tubería a la planta de extracción, donde se agita y se desnata el aceite desde la parte superior. [84] Siempre que la química del agua sea apropiada para permitir que el betún se separe de la arena y la arcilla, la combinación de agua caliente y agitación libera el betún de la arena bituminosa y permite que pequeñas burbujas de aire se adhieran a las gotas de betún. La espuma de betún flota hasta la parte superior de los recipientes de separación y se trata adicionalmente para eliminar el agua residual y los sólidos finos.
Se necesitan aproximadamente dos toneladas cortas (1,8 t) de arenas bituminosas para producir un barril ( 1 ⁄ 8 de tonelada corta; 110 kg) de petróleo. Originalmente, aproximadamente el 75% del betún se recuperaba de la arena. Sin embargo, las mejoras recientes a este método incluyen unidades de recuperación de petróleo de relaves (TOR) que recuperan petróleo de los relaves , unidades de recuperación de diluyentes para recuperar nafta de la espuma, sedimentadores de placas inclinadas (IPS) y centrífugas de disco . Estos permiten que las plantas de extracción recuperen más del 90% del betún de la arena. Después de la extracción de petróleo, la arena gastada y otros materiales se devuelven a la mina, que finalmente se recupera .
Alberta Taciuk La tecnología del proceso extrae betún de arenas bituminosas mediante una retorta seca. Durante este proceso, la arena bituminosa se mueve a través de un tambor giratorio, craqueando el betún con calor y produciendo hidrocarburos más ligeros. Aunque se ha probado, esta tecnología aún no se utiliza comercialmente. [85]
El proceso original para la extracción de betún de las arenas fue desarrollado por el Dr. Karl Clark , en colaboración con el Consejo de Investigación de Alberta en la década de 1920. [86] Hoy en día, todos los productores que realizan minería a cielo abierto, como Syncrude Canada, Suncor Energy y Albian Sands Energy, etc., utilizan una variación del proceso de extracción de agua caliente Clark (CHWE). En este proceso, los minerales se extraen utilizando tecnología de minería a cielo abierto. Luego, el mineral extraído se tritura para reducir su tamaño. Se agrega agua caliente a 50–80 °C (122–176 °F) al mineral y la lechada formada se transporta mediante una línea de hidrotransporte a un recipiente de separación primaria (PSV) donde el betún se recupera mediante flotación como espuma de betún. La espuma de betún recuperada consta de 60% de betún, 30% de agua y 10% de sólidos en peso. [87]
La espuma de betún recuperada debe limpiarse para rechazar los sólidos y el agua contenidos y cumplir con los requisitos de los procesos de mejora posteriores. Dependiendo del contenido de betún en el mineral, entre el 90 y el 100% del betún se puede recuperar utilizando técnicas modernas de extracción con agua caliente. [88] Después de la extracción de petróleo, la arena gastada y otros materiales se devuelven a la mina, que finalmente se recupera.
El drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD) es una tecnología mejorada de recuperación de petróleo para producir petróleo crudo pesado y bitumen . Es una forma avanzada de estimulación con vapor en la que se perforan un par de pozos horizontales en el yacimiento de petróleo , uno a pocos metros por encima del otro. Se inyecta continuamente vapor a alta presión en el pozo superior para calentar el petróleo y reducir su viscosidad , lo que hace que el petróleo calentado se drene hacia el pozo inferior, donde se bombea a una instalación de recuperación de betún. El Dr. Roger Butler, ingeniero de Imperial Oil de 1955 a 1982, inventó el drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD) en la década de 1970. Butler "desarrolló el concepto de utilizar pares horizontales de pozos e inyectar vapor para desarrollar ciertos depósitos de betún considerados demasiado profundos para la minería". [89] [90]
Más recientemente, se han desarrollado métodos in situ como el drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD) y la estimulación cíclica con vapor (CSS) para extraer betún de depósitos profundos mediante la inyección de vapor para calentar las arenas y reducir la viscosidad del betún para poder bombearlo. como el petróleo crudo convencional. [91]
El proceso de extracción estándar requiere enormes cantidades de gas natural. En 2007, la industria de las arenas bituminosas utilizaba aproximadamente el 4% de la producción de gas natural de la Cuenca Sedimentaria del Oeste de Canadá. Para 2015, esta cifra podría duplicarse y media. [92]
Según la Junta Nacional de Energía , se necesitan alrededor de 1.200 pies cúbicos (34 m 3 ) de gas natural para producir un barril de betún en proyectos in situ y alrededor de 700 pies cúbicos (20 m 3 ) para proyectos integrados. [93] Dado que un barril de petróleo equivalente equivale aproximadamente a 6.000 pies cúbicos (170 m 3 ) de gas, esto representa una gran ganancia de energía. Siendo ese el caso, es probable que los reguladores de Alberta reduzcan las exportaciones de gas natural a Estados Unidos para proporcionar combustible a las plantas de arenas bituminosas. Sin embargo, a medida que se agoten las reservas de gas, los mejoradores de petróleo probablemente recurrirán a la gasificación de bitumen para generar su propio combustible. De la misma manera que el betún se puede convertir en petróleo crudo sintético, también se puede convertir en gas natural sintético.
Las arenas bituminosas han sido descritas por pueblos de las primeras naciones, científicos, abogados, periodistas y grupos ambientalistas como ecocidio . [6] [7] [8] [9] [10] [11] Aproximadamente el 20% de las arenas bituminosas de Alberta son recuperables mediante minería a cielo abierto , mientras que el 80% requiere tecnologías de extracción in situ (en gran parte debido a su profundidad). La minería a cielo abierto destruye el bosque boreal y el muskeg , mientras que las tecnologías de extracción in situ causan daños menos significativos. Aproximadamente el 0,19% del bosque boreal de Alberta ha sido alterado por la minería a cielo abierto. [94] El gobierno de Alberta exige a las empresas que restablezcan la tierra a una "capacidad territorial equivalente". Esto significa que la capacidad de la tierra para soportar diversos usos después de la recuperación es similar a la que existía, pero que los usos individuales de la tierra pueden no ser necesariamente idénticos. [95]
En algunas circunstancias particulares, el gobierno considera que las tierras agrícolas son equivalentes a las tierras forestales. Las empresas de arenas bituminosas han recuperado tierras minadas para utilizarlas como pasto para el bisonte de bosque en lugar de restaurarlas al bosque boreal y almizclero originales. Syncrude afirma que han recuperado el 22% de sus tierras perturbadas, [96] una cifra cuestionada por otras fuentes, que evalúan con mayor precisión que Syncrude recuperó sólo el 0,2% de sus tierras perturbadas. [97]
Un informe del Instituto Pembina declaró: "Para producir un metro cúbico (m 3 ) [35 pies cúbicos] de petróleo crudo sintético (SCO) (betún mejorado) en una operación minera se requieren alrededor de 2 a 4,5 m 3 [71 a 159 pies cúbicos] de agua (cifras netas) Las operaciones mineras de arenas petrolíferas aprobadas actualmente tienen licencia para desviar 359 millones de m 3 del río Athabasca, o más del doble del volumen de agua necesario para satisfacer las necesidades municipales anuales de la ciudad de Calgary. [98] Continuó diciendo "... el requerimiento neto de agua para producir un metro cúbico de petróleo con producción in situ puede ser tan solo 0,2 m 3 [7,1 pies cúbicos], dependiendo de cuánto se recicle".
El río Athabasca corre 1.231 kilómetros (765 millas) desde el glaciar Athabasca en el centro-oeste de Alberta hasta el lago Athabasca en el noreste de Alberta. [99] El flujo anual promedio justo aguas abajo de Fort McMurray es de 633 metros cúbicos por segundo (22.400 pies cúbicos/s) [100] y su promedio diario más alto mide 1.200 metros cúbicos por segundo. [101]
Las asignaciones de licencias de agua suman alrededor del 1% del caudal anual promedio del río Athabasca, aunque las extracciones reales para todos los usos, en 2006, ascendieron a aproximadamente el 0,4%. [102] Además, el gobierno de Alberta establece límites estrictos sobre la cantidad de agua que las empresas de arenas bituminosas pueden extraer del río Athabasca. 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. [103] La provincia de Alberta también está estudiando acuerdos cooperativos de retirada entre operadores de arenas bituminosas. [104]
Desde el comienzo del desarrollo de las arenas bituminosas, ha habido varias filtraciones al río Athabasca que lo contaminaron con petróleo y agua de estanques de relaves. La proximidad de los estanques de relaves al río aumenta drásticamente la probabilidad de contaminación debido a fugas de agua subterránea. En 1997, Suncor admitió que sus estanques de residuos habían estado filtrando 1.600 metros cúbicos (57.000 pies cúbicos) de agua tóxica al río al día. Esta agua contiene ácido nafténico, trazas de metales como mercurio y otros contaminantes. El río Athabasca es el delta de agua dulce más grande del mundo, pero con Suncor y Syncrude con fugas en los estanques de cola, la cantidad de agua contaminada superará los mil millones de metros cúbicos en 2020. [105]
Los tóxicos naturales derivados del betún en el norte de Alberta plantean posibles riesgos ecológicos y para la salud humana de las personas que viven en la zona. El desarrollo de arenas bituminosas aporta arsénico , cadmio , cromo , plomo , mercurio , níquel y otros elementos metálicos tóxicos en bajas concentraciones para los afluentes y ríos del Athabasca. [106]
En 2024, las arenas bituminosas representarán el 8% del total de las emisiones canadienses. [107] Las emisiones de las arenas bituminosas continúan aumentando, mientras que la mayoría de las demás fuentes están disminuyendo. [107]
El procesamiento de betún en crudo sintético requiere energía generada mediante la quema de gas natural. En 2007, las arenas bituminosas utilizaron alrededor de mil millones de pies cúbicos (28.000.000 m 3 ) de gas natural por día, alrededor del 40% del uso total de Alberta. Según las compras de gas, el Instituto Canadiense de Recursos Energéticos establece las necesidades de gas natural en 2,14 GJ (2,04 mil pies cúbicos) por barril para proyectos de estimulación cíclica de vapor , 1,08 GJ (1,03 mil pies cúbicos) por barril para proyectos SAGD , 0,55 GJ ( 0,52 mil pies cúbicos) por barril para extracción de bitumen en operaciones mineras sin incluir mejoramiento o 1,54 GJ (1,47 mil pies cúbicos) por barril para extracción y mejoramiento en operaciones mineras. [108]
Un estudio de 2009 realizado por CERA estimó que la producción de las arenas bituminosas de Canadá emite "entre un 5 y un 15 por ciento más de dióxido de carbono, durante el análisis de vida útil del combustible" desde el pozo hasta las ruedas ", que el petróleo crudo promedio". [109] El autor y periodista de investigación David Strahan ese mismo año afirmó 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 del petróleo, explicando la discrepancia como la diferencia entre las emisiones aguas arriba y las emisiones del ciclo de vida. [110] Continúa diciendo que un informe del gobierno estadounidense de 2005 sugirió que con la tecnología actual el petróleo convencional libera 40 kg de dióxido de carbono por barril, mientras que el petróleo no convencional libera entre 80 y 115 kg de dióxido de carbono. Alberta Energy sugiere menores emisiones de carbono con la mejora de la tecnología, dando un valor de caída del 39% en las emisiones por barril entre 1990 y 2008, [111] sin embargo, sólo una reducción del 29% entre 1990 y 2009. [112]
El crecimiento previsto de la producción de petróleo sintético en Alberta también amenaza los compromisos internacionales de Canadá. Al ratificar el Protocolo de Kioto , Canadá acordó reducir, para 2012, sus emisiones de gases de efecto invernadero en un 6% con respecto a 1990. En 2002, las emisiones totales de gases de efecto invernadero de Canadá habían aumentado un 24% desde 1990.
Canadá, clasificado como el octavo mayor emisor de gases de efecto invernadero del mundo, es un emisor relativamente grande dada su población y no ha cumplido sus objetivos de Kioto. Una importante iniciativa canadiense llamada Red Integrada de CO 2 (ICO2N) promueve el desarrollo de la captura, el transporte y el almacenamiento a gran escala de dióxido de carbono (CO 2 ) como medio para ayudar a Canadá a cumplir los objetivos de cambio climático y al mismo tiempo apoyar el crecimiento económico. Los miembros de ICO2N representan a un grupo de participantes de la industria, muchos productores de arenas petrolíferas, y proporcionan un marco para el desarrollo de la captura y el almacenamiento de carbono en Canadá. [113]
En octubre se presentaron dos demandas por fraude separadas contra "ExxonMobil que involucra las arenas bituminosas de Alberta". Uno fue en Nueva York y el segundo fue presentado en Massachusetts el 24 de octubre. La demanda de Massachusetts dice que ExxonMobil engañó a los inversionistas justificándoles "falsamente" "sus inversiones a largo plazo más riesgosas, incluidos proyectos canadienses de arenas bituminosas bituminosas". La compañía no advirtió a los inversores "sobre lo que las medidas de cambio climático podrían costarle a sus operaciones, especialmente aquellas en las arenas bituminosas". [114]
En diciembre de 2022, Pathways Alliance , un consorcio de seis empresas Canadian Natural Resources , Cenovus Energy , Imperial Oil , MEG Energy , Suncor Energy y ConocoPhillips , que en conjunto son responsables de aproximadamente el 95% de la producción de arenas bituminosas de Canadá, anunció que la perforación exploratoria Comenzaría ese invierno a crear depósitos subterráneos en el norte de Alberta, donde se almacenaría el carbono capturado durante el proceso de extracción de arenas bituminosas. [115] La propuesta, que puede tardar varios años en obtener la aprobación regulatoria, incluye la construcción de un oleoducto para transportar el carbono capturado desde más de veinte instalaciones de arenas bituminosas a una instalación de almacenamiento subterráneo cerca de Cold Lake . [115]
El mismo mes, Athabasca Oil Corporation , el décimo productor de petróleo de Canadá, anunció que construiría una instalación de captura y almacenamiento de carbono en su pozo de arenas petrolíferas Leismer, cerca de Conklin, Alberta , en asociación con Entropy Inc., que financia el proyecto. [116] Athabasca Oil dijo que apunta a una reducción del 30% en las emisiones del proceso de extracción para 2025. [116]
En el norte de Alberta, las actividades de desarrollo petrolero atraen a un enorme número de personas a un ecosistema frágil. Históricamente, las cifras de población han sido muy bajas para esta región. El agua se contamina fácilmente porque el nivel freático llega a la superficie en la mayoría de las zonas de muskeg . Con el desarrollo y la extracción de recursos cada vez mayores, la vida silvestre es receptora de los efectos directos e indirectos de la contaminación. Los caribúes de bosque son particularmente sensibles a las actividades humanas y, como tales, son expulsados de su hábitat preferido durante la época del año en la que sus necesidades calóricas son mayores y los alimentos son más escasos. El efecto de los humanos sobre el caribú se ve agravado por la construcción de carreteras y la fragmentación del hábitat que abren el área a ciervos y lobos. [117]
La vida silvestre que vive cerca del río Athabasca se ha visto muy afectada debido a la entrada de contaminantes al sistema de agua. Cada año muere un número desconocido de aves. Particularmente visibles y afectadas son las aves migratorias que se detienen a descansar en los estanques de relaves. Ha habido numerosos informes de grandes bandadas de patos que aterrizaron en estanques de relaves y perecieron poco después. [118] Desde la década de 1970 se han registrado datos sobre el número de aves encontradas en estanques de relaves. [119]
También ha habido un gran impacto en los peces que viven y desovan en la zona. A medida que las toxinas se acumulan en el río debido a las arenas bituminosas, han comenzado a aparecer extrañas mutaciones, tumores y especies de peces deformes. Un estudio encargado por la autoridad sanitaria de la región encontró que varias toxinas y carcinógenos conocidos estaban elevados. [120] Las comunidades aborígenes que viven alrededor del río están cada vez más preocupadas por cómo se ven afectados los animales que comen y su agua potable. [121]
Si bien todavía no se ha establecido un vínculo entre las arenas bituminosas y los problemas de salud, Matt Price de Environmental Defense dice que la conexión tiene sentido común. También se han identificado deformidades en peces y altas concentraciones de sustancias tóxicas en animales. [122]
Grandes volúmenes de relaves son un subproducto de la extracción de bitumen de las arenas bituminosas y el manejo de estos relaves es uno de los desafíos ambientales más difíciles que enfrenta la industria de las arenas bituminosas. [123] Los estanques de relaves son sistemas de presas y diques diseñados que contienen solventes utilizados en el proceso de separación, así como betún residual, sales y compuestos orgánicos solubles, limos finos y agua. [123] Las concentraciones de productos químicos pueden ser perjudiciales para los peces y el aceite en la superficie perjudicial para las aves. [124] Estas cuencas de sedimentación estaban destinadas a ser temporales. Un obstáculo importante para el seguimiento de las aguas producidas por arenas bituminosas ha sido la falta de identificación de los compuestos individuales presentes. Al comprender mejor la naturaleza de la mezcla altamente compleja de compuestos, incluidos los ácidos nafténicos , puede ser posible monitorear los ríos en busca de lixiviados y también eliminar componentes tóxicos. Esta identificación de ácidos individuales ha resultado imposible durante muchos años, pero en 2011 un gran avance en el análisis comenzó a revelar qué hay en los estanques de relaves de arenas bituminosas. [125] El noventa por ciento del agua de los relaves se puede reutilizar para la extracción de petróleo. [123] En 2009, a medida que los estanques de relaves seguían proliferando y los volúmenes de relaves fluidos aumentaban, la Junta de Conservación de Recursos Energéticos de Alberta emitió la Directiva 074 para obligar a las compañías petroleras a gestionar los relaves basándose en nuevos criterios agresivos. [126] 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). [123] El Marco de Gestión de Relaves para Arenas Petrolíferas Minables forma parte de la Estrategia de Recuperación Progresiva de las arenas bituminosas de Alberta para garantizar que los relaves se recuperen lo más rápido posible. [126]
Suncor invirtió 1.200 millones de dólares en su método de Operaciones de Reducción de Relaves (TROTM) [127] que trata colas finas maduras (MFT) de estanques de relaves con floculante químico, una poliacrilamida aniónica , comúnmente utilizada en plantas de tratamiento de agua para mejorar la eliminación del contenido orgánico total (TOC). ), para acelerar su secado y convertirlos en materia más fácilmente recuperable. Los relaves maduros dragados del fondo de un estanque en suspensión se mezclaron con un floculante de polímero y se esparcieron sobre una "playa" con una pendiente poco profunda donde los relaves se deshidratarían y secarían en condiciones ambientales. Luego, el MFT seco se puede recuperar en su lugar o trasladarse a otro lugar para su recuperación final. Suncor esperaba que esto reduciría el tiempo de recuperación de agua de relaves a semanas en lugar de años, y que el agua recuperada se reciclaría en la planta de arenas bituminosas. Suncor afirmó que el proceso de relaves finos maduros reduciría la cantidad de estanques de relaves y acortaría el tiempo para recuperar un estanque de relaves de los 40 años actuales a 7 a 10 años, con una rehabilitación continua de la tierra después de 7 a 10 años de retraso en las operaciones mineras. [128] Durante los períodos del informe de 2010 a 2012, Suncor tuvo un rendimiento de captura de multas inferior al esperado de esta tecnología. [126] Syncrude utilizó la antigua tecnología de relaves compuestos (CT) para capturar finos en su proyecto Mildred Lake. Syncrude tuvo un desempeño de captura de multas inferior al esperado en 2011-2012, pero superó las expectativas en 2010-2011. [126] Shell utilizó tecnología de secado atmosférico de finos (AFD) que combinaba "relaves fluidos y floculantes y deposita la mezcla en un área inclinada para permitir que el agua drene y el depósito se seque" y tuvo un rendimiento de captura de finos inferior al esperado. [126]
En 2010, Suncor había transformado su primer estanque de relaves, Pond One, en Wapisiw Lookout, el primer estanque de sedimentación recuperado en las arenas bituminosas. En 2007, la zona era un estanque de 220 hectáreas de efluentes tóxicos, pero varios años después había un terreno firme plantado con abetos negros y álamos temblorosos. Wapisiw Lookout representa solo el uno por ciento de los estanques de relaves en 2011, pero el Estanque Uno fue el primer estanque de efluentes en la industria de arenas bituminosas en 1967 y se utilizó hasta 1997. En 2011, solo se limpiaron 65 kilómetros cuadrados y aproximadamente un kilómetro cuadrado fue certificado por Alberta. como entorno natural autosostenible. Wapisiw Lookout aún no ha sido certificado. Las operaciones de cierre del Estanque Uno comenzaron en 2007. Las colas finas maduras (MFT, por sus siglas en inglés) parecidas a gelatinas fueron bombeadas y dragadas fuera del estanque y reubicadas en otro estanque de relaves para su almacenamiento y tratamiento a largo plazo. Luego, el MFT fue reemplazado por 30 millones de toneladas de arena limpia y luego tierra vegetal que había sido removida del sitio en la década de 1960. Los 1,2 millones de metros cúbicos (42 × 10 6 pies cúbicos) de tierra vegetal sobre la superficie, hasta una profundidad de 50 cm (1 pie 8 pulgadas), se colocaron sobre la arena en forma de montículos y pantanos. Luego se plantó con plantas de recuperación. [129] [130] [131]
En marzo de 2012 se lanzó una alianza de compañías petroleras llamada Alianza para la Innovación en Arenas Petrolíferas de Canadá (COSIA) con el mandato de compartir investigación y tecnología para disminuir el impacto ambiental negativo de la producción de arenas petrolíferas centrándose en los estanques de relaves, los gases de efecto invernadero, el agua y la tierra. Casi toda el agua utilizada para producir petróleo crudo mediante métodos de producción de vapor termina en estanques de relaves. Las mejoras recientes a este método incluyen unidades de recuperación de petróleo de relaves (TOR) que recuperan petróleo de los relaves , unidades de recuperación de diluyentes para recuperar nafta de la espuma, sedimentadores de placas inclinadas (IPS) y centrífugas de disco . Estos permiten que las plantas de extracción recuperen más del 90% del betún de la arena.
En enero de 2013, científicos de la Universidad de Queen publicaron un informe que analizaba los sedimentos lacustres en la región de Athabasca durante los últimos cincuenta años. [132] Descubrieron que los niveles de hidrocarburos aromáticos policíclicos (HAP) habían aumentado hasta 23 veces desde que comenzó la extracción de betún en la década de 1960. Los niveles de HAP cancerígenos, mutagénicos y teratogénicos eran sustancialmente más altos que las pautas para la sedimentación de lagos establecidas por el Consejo Canadiense de Ministros de Medio Ambiente en 1999. El equipo descubrió que la contaminación se extendió más de lo que se pensaba anteriormente. [133]
El Instituto Pembina sugirió que las enormes inversiones de muchas empresas en las arenas petrolíferas canadienses, que han llevado a un aumento de la producción, provocan un exceso de betún sin lugar para almacenarlo. Añadió que para 2022 la producción de aguas residuales de un mes podría resultar en un depósito tóxico de 11 pies (3 m) de profundidad del tamaño del Central Park de la ciudad de Nueva York [840,01 acres; 339,94 hectáreas; 3,3994 kilómetros cuadrados]. [134]
La industria de las arenas bituminosas puede construir una serie de hasta treinta lagos bombeando agua a viejos pozos mineros cuando hayan terminado de excavar, dejando efluentes tóxicos en sus fondos y dejando que los procesos biológicos los restablezcan. Es menos costoso llenar las minas a cielo abierto abandonadas con agua en lugar de tierra. [135] En 2012, la Asociación de Gestión Ambiental Acumulativa (CEMA) describió a End Pit Lakes (EPL) [136] como
Un cuerpo de agua diseñado, ubicado debajo del nivel del suelo en un pozo posterior a la extracción de arenas bituminosas. Puede contener material subproducto de arenas bituminosas y recibirá agua superficial y subterránea de paisajes circundantes recuperados y no perturbados. Los EPL serán características permanentes en el paisaje recuperado final, descargando agua al medio ambiente aguas abajo.
— CEMA 2012
CEMA reconoció que la "principal preocupación es la posibilidad de que las EPL desarrollen un legado de toxicidad y, por lo tanto, reduzcan el valor del uso de la tierra de la región de arenas bituminosas en el futuro". Syncrude Canada estaba planeando el primer lago de extremo del tajo en 2013 con la intención de "bombear agua dulce a través de 40 metros verticales de efluente de la mina que ha depositado en lo que llama 'lago de la mina de base'". David Schindler argumentó que no hay más lagos de extremo del tajo. deberían aprobarse hasta que "tengamos alguna seguridad de que eventualmente apoyarán un ecosistema saludable". Hasta la fecha no hay "evidencia que respalde su viabilidad, ni resultados 'modelados' que sugieran que el flujo de salida de los lagos no será tóxico". [135]
Las arenas bituminosas y especialmente los proyectos relacionados, como la construcción de un nuevo oleoducto, también tienen un impacto social. Los efectos de un nuevo oleoducto serían sobre todo los grupos de población locales. Además del riesgo de derrames generales de petróleo, ahora también existe el peligro de acumular alimentos debido a la contaminación de los campos y las aguas. A pesar de que la mayoría de la gente de esas zonas no tiene una situación económica acomodada, el dinero todavía se utiliza para construir nuevos proyectos en lugar de gastarlo en mejorar la calidad de vida allí. Además, añadir un nuevo oleoducto a los ya existentes aumentaría nuestra dependencia de los combustibles fósiles. [137]
En julio de 2015, una de las fugas más grandes en la historia de Canadá derramó 5.000 metros cúbicos de emulsión (alrededor de 5 millones de litros de betún, arena y aguas residuales) de un oleoducto de Nexen Energy en una instalación de arenas bituminosas de Long Lake, al sur de Fort McMurray. La filial de sistemas automatizados de seguridad de CNOOC Ltd. de China no había detectado el fallo en la tubería que provocó que el derrame cubriera un área de unos 16.000 metros cuadrados antes de la inspección manual. [138] El Regulador de Energía de Alberta (AER) reveló que el número de "incidentes" de oleoductos en Alberta aumentó un 15% el año pasado, a pesar de los esfuerzos bien publicitados del regulador para reducir las rupturas y derrames.
Una explosión dejó un trabajador muerto y otro gravemente herido en las instalaciones de Nexen Energy, de propiedad china, en las arenas bituminosas de Long Lake, cerca de Anzac , al sur de Fort McMurray [139]. Los dos trabajadores de mantenimiento involucrados fueron encontrados cerca de un equipo de compresión de gas natural utilizado para un hidrocraqueador. , que convierte el petróleo pesado en crudo más ligero, en la principal instalación de procesamiento de la planta, conocida como mejorador. [140]
Las arenas bituminosas de Athabasca están ubicadas en la parte noreste de la provincia canadiense de Alberta, cerca de la ciudad de Fort McMurray. El área está escasamente poblada y, a fines de la década de 1950, era principalmente un puesto de avanzada en la naturaleza de unos pocos cientos de personas cuyas principales actividades económicas incluían la captura de pieles y la extracción de sal. De una población de 37.222 en 1996, la próspera ciudad de Fort McMurray y la región circundante (conocida como la Municipalidad Regional de Wood Buffalo ) creció a 79.810 personas en 2006, incluida una "población sombra" de 10.442 que viven en campos de trabajo. [141] La comunidad luchó por proporcionar servicios y vivienda a los trabajadores migrantes, muchos de ellos del este de Canadá, especialmente Terranova [ cita necesaria ] . Fort McMurray dejó de ser una ciudad incorporada en 1995 y ahora es un área de servicio urbano dentro de Wood Buffalo. [142]
En 2015, Venezuela representaba el 18%, Arabia Saudita el 16,1% y Canadá el 10,3% de las reservas probadas de petróleo del mundo, según NRCAN. [143]
La Junta de Energía y Servicios Públicos (EUB) del gobierno de Alberta estimó en 2007 que alrededor de 173 mil millones de barriles (27,5 × 10 9 m 3 ) de bitumen crudo eran económicamente recuperables de las tres áreas de arenas petrolíferas de Alberta basándose en la tecnología actual y en las proyecciones de precios de la Los precios de mercado de 2006 fueron de 62 dólares por barril para el West Texas Intermediate (WTI) de referencia, aumentando hasta los 69 dólares proyectados por barril. Esto equivalía aproximadamente al 10% de los 1.700 mil millones de barriles (270 × 10 9 m 3 ) estimados de betún in situ. [2] Alberta estimó que solo los depósitos de Athabasca contienen 35 mil millones de barriles (5,6 × 10 9 m 3 ) de betún explotable en superficie y 98 mil millones de barriles (15,6 × 10 9 m 3 ) de betún recuperable mediante métodos in situ . Estas estimaciones de las reservas de Canadá fueron puestas en duda cuando se publicaron por primera vez, pero ahora son ampliamente aceptadas por la industria petrolera internacional. Este volumen colocó a las reservas probadas canadienses en segundo lugar a nivel mundial, detrás de las de Arabia Saudita.
Sólo el 3% de las reservas iniciales de bitumen crudo establecidas se han producido desde que comenzó la producción comercial en 1967. Al ritmo de producción proyectado para 2015, alrededor de 3 millones de barriles por día (480 × 10 3 m 3 /d), las reservas de arenas bituminosas de Athabasca duraría más de 170 años. [144] Sin embargo, esos niveles de producción requieren una afluencia de trabajadores a un área que hasta hace poco estaba en gran parte deshabitada. En 2007, esta necesidad en el norte de Alberta llevó las tasas de desempleo en Alberta y la adyacente Columbia Británica a los niveles más bajos de la historia. En lugares tan lejanos como las Provincias Atlánticas, donde los trabajadores se marchaban a trabajar a Alberta, las tasas de desempleo cayeron a niveles no vistos en más de cien años. [145]
El sitio venezolano de arenas bituminosas del Orinoco puede contener más arenas bituminosas que Athabasca. Sin embargo, si bien los depósitos del Orinoco son menos viscosos y se producen más fácilmente utilizando técnicas convencionales (el gobierno venezolano prefiere llamarlos "petróleo extrapesado"), son demasiado profundos para acceder a ellos mediante minería a cielo abierto. [146]
A pesar de las grandes reservas, el costo de extraer el petróleo de las arenas bituminosas históricamente ha hecho que la producción de arenas bituminosas no sea rentable: el costo de vender el crudo extraído no cubriría los costos directos de recuperación; mano de obra para extraer las arenas y combustible para extraer el crudo.
A mediados de 2006, la Junta Nacional de Energía de Canadá estimó el costo operativo de una nueva operación minera en las arenas bituminosas de Athabasca entre 9 y 12 dólares canadienses por barril, mientras que el costo de una operación SAGD in situ (utilizando pozos horizontales duales) ) sería de 10 a 14 dólares canadienses por barril. [147] Esto se compara con los costos operativos de los pozos de petróleo convencionales, que pueden variar desde menos de un dólar por barril en Irak y Arabia Saudita hasta más de seis en las reservas de petróleo convencionales de Estados Unidos y Canadá.
El costo de capital del equipo necesario para extraer las arenas y transportarlas al procesamiento es una consideración importante al iniciar la producción. La NEB estima que los costos de capital elevan el costo total de producción a entre 18 y 20 dólares canadienses por barril para una nueva operación minera y entre 18 y 22 dólares canadienses por barril para una operación SAGD. Esto no incluye el costo de mejorar el betún crudo a petróleo crudo sintético, lo que hace que el costo final cueste entre 36 y 40 dólares canadienses por barril para una nueva operación minera.
Por lo tanto, aunque los altos precios del crudo hacen que el costo de producción sea muy atractivo, las caídas repentinas de los precios dejan a los productores incapaces de recuperar sus costos de capital, aunque las empresas están bien financiadas y pueden tolerar largos períodos de precios bajos dado que el capital ya se ha gastado y normalmente puede cubrir los costos operativos incrementales.
Sin embargo, el desarrollo de la producción comercial se ve facilitado por el hecho de que los costes de exploración son muy bajos. Estos costos son un factor importante al evaluar la economía de la perforación en un campo petrolero tradicional. La ubicación de los depósitos de petróleo en las arenas bituminosas es bien conocida y, por lo general, se puede hacer fácilmente una estimación de los costos de recuperación. No hay otra región en el mundo con depósitos de energía de magnitud comparable donde sería menos probable que las instalaciones fueran confiscadas por un gobierno nacional hostil o estuvieran en peligro por una guerra o revolución . [ cita necesaria ]
Como resultado del aumento del precio del petróleo desde 2003 , la economía de las arenas bituminosas ha mejorado dramáticamente. A un precio mundial de 50 dólares por barril, la NEB estimó que una operación minera integrada generaría una tasa de retorno del 16 al 23 por ciento, mientras que una operación SAGD obtendría un retorno del 16 al 27 por ciento. Los precios han aumentado desde 2006, superando los 145 dólares EE.UU. a mediados de 2008, pero cayendo a menos de 40 dólares EE.UU. como resultado de la crisis financiera mundial, el precio del petróleo se recuperó lentamente y muchos de los proyectos planificados (que se espera superen los 100.000 millones de dólares canadienses entre 2006 y 2015) fueron suspendidos o programados. En 2012 y 2013 el precio del petróleo volvió a ser alto, pero la producción estadounidense está aumentando debido a las nuevas tecnologías, mientras que la demanda de gasolina está cayendo, por lo que hay una sobreproducción de petróleo. Pero la recuperación de la economía puede cambiar esto en unos pocos años.
En la actualidad, el área alrededor de Fort McMurray ha visto el mayor efecto por el aumento de la actividad en las arenas bituminosas. Aunque abundan los puestos de trabajo, la vivienda es escasa y cara. Las personas que buscan trabajo suelen llegar a la zona sin conseguir alojamiento, lo que eleva el precio del alojamiento temporal. La zona está aislada, con sólo una carretera de dos carriles, la Alberta Highway 63 , que la conecta con el resto de la provincia, y existe presión sobre el gobierno de Alberta para que mejore las conexiones por carretera, así como los hospitales y otras infraestructuras. [147]
A pesar de los mejores esfuerzos de las empresas para trasladar la mayor cantidad posible de trabajos de construcción fuera del área de Fort McMurray, e incluso fuera de Alberta, la escasez de trabajadores calificados se está extendiendo al resto de la provincia. [148] Incluso sin las arenas bituminosas, la economía de Alberta sería muy fuerte, pero el desarrollo de las arenas bituminosas ha resultado en el período de crecimiento económico más fuerte jamás registrado por una provincia canadiense. [149]
Las arenas bituminosas de Athabasca tienen una importancia geopolítica. [150]
Se ha firmado un acuerdo entre PetroChina y Enbridge para construir un oleoducto de 400.000 barriles por día (64.000 m 3 /d) desde Edmonton , Alberta, hasta el puerto de la costa oeste de Kitimat, Columbia Británica . Si se construye, el oleoducto ayudará a exportar petróleo crudo sintético de las arenas bituminosas a China y otras partes del Pacífico. [151] Sin embargo, en 2011, las Primeras Naciones y grupos ambientalistas protestaron contra el oleoducto propuesto, afirmando que su construcción y operación sería destructiva para el medio ambiente. Los grupos de las Primeras Naciones también afirman que el desarrollo del oleoducto propuesto viola los compromisos que el Gobierno de Canadá ha asumido a través de varios tratados y la Declaración de las Naciones Unidas sobre los Derechos de los Pueblos Indígenas. [152] También se construirá un oleoducto más pequeño al lado para importar condensado para diluir el betún. Sinopec , la empresa química y de refinación más grande de China, y la Corporación Nacional de Petróleo de China han comprado o planean comprar acciones en un importante desarrollo de arenas bituminosas.
El 20 de agosto de 2009, el Departamento de Estado de EE.UU. emitió un permiso presidencial para un oleoducto Alberta Clipper que se extenderá desde Hardisty, Alberta , hasta Superior, Wisconsin . El oleoducto será capaz de transportar hasta 450.000 barriles (72.000 m 3 ) de petróleo crudo por día a refinerías en los EE. UU. [153] [154]
Los pueblos indígenas del área incluyen la Primera Nación de Fort McKay . Las propias arenas bituminosas se encuentran dentro de los límites del Tratado 8 , firmado en 1899, que establece:
No parece probable que las condiciones del país a ambos lados de los ríos Athabasca y Slave o alrededor del lago Athabasca cambien tanto como para afectar la caza o la captura, y es seguro decir que mientras los animales con pieles Si quedan, la gran mayoría de los indios seguirán cazando y poniendo trampas.
— Tratado 8
Tuvimos que asegurarles solemnemente que sólo se dictarían leyes sobre la caza y la pesca que redundaran en interés de los indios y se consideraran necesarias para proteger a los peces y a los animales de piel, y que tendrían la misma libertad para cazar y pescar después del tratado como lo harían si nunca lo hubieran firmado. ... No parece probable que las condiciones del país a ambos lados de los ríos Athabasca y Slave o alrededor del lago Athabasca cambien tanto como para afectar la caza o la captura, y es seguro decir que mientras las pieles Aunque sigan existiendo animales reproductores, la gran mayoría de los indios seguirán cazando y capturando trampas.
— Honorable Clifford Sifton, Superintendente General de Asuntos Indígenas, Informe de los Comisionados para el Tratado No. 8, Winnipeg, Manitoba, 22 de septiembre de 1899
La Primera Nación de Fort McKay ha formado varias empresas para prestar servicios a la industria de las arenas bituminosas y desarrollará una mina en su territorio. [155] La oposición que permanece dentro de la Primera Nación se centra en la gestión ambiental, los derechos sobre la tierra y las cuestiones de salud, como las elevadas tasas de cáncer en Fort Chipewyan [156] y los pescadores comerciales encuentran peces deformes en el lago Athabasca. [157]
La Junta del Cáncer de Alberta publicó una investigación sobre las tasas de cáncer entre quienes viven en Fort Chipewyan , Alberta, en 2009. Si bien muchas empresas argumentan que no hay suficientes productos químicos y materiales tóxicos en el agua debido al desarrollo de las arenas bituminosas, este informe indica que coincidentemente hay una tasa significativamente más alta de cáncer dentro de esta comunidad. Ha habido muchas especulaciones sobre por qué hay una tasa más alta de cáncer en esta comunidad; algunas de esas especulaciones son la contaminación del río y las arenas bituminosas, así como la extracción de uranio que está actualmente en curso. La mayor producción de uranio del mundo se produce en esta zona, así como a lo largo del río Athabasca, lo que permite una fácil contaminación del río. [158]
De 2010 a 2014, la Caminata Curativa de Arenas Alquitranadas , fundada por mujeres indígenas, se llevó a cabo anualmente como manifestación contra la extracción de petróleo y el daño que causaba a las comunidades locales y al medio ambiente.
Según algunos activistas ambientales, el desarrollo del oleoducto plantea riesgos para el modo de vida cultural, social y económico de las poblaciones indígenas de Canadá. Históricamente, algunos grupos indígenas se han opuesto al desarrollo de oleoductos por dos razones principales: 1) la percepción de riesgos ambientales inherentes asociados con el transporte de productos nocivos de petróleo y gas, y 2) el fracaso del gobierno federal en considerar y mitigar adecuadamente las preocupaciones de los grupos indígenas con respecto a los recursos. desarrollo en sus tierras. Por ejemplo, muchos grupos indígenas dependen en gran medida de la vida silvestre y la vegetación locales para su supervivencia. El aumento de la producción de petróleo en Canadá requiere un mayor transporte de petróleo a través de sus tierras tradicionales, lo que, para algunos, plantea la percepción de amenazas a la supervivencia y la forma de vida tradicional de los grupos indígenas, así como a la seguridad y preservación de los ecosistemas circundantes. Las Primeras Naciones de Alberta han llamado especial atención a los impactos adversos para la salud relacionados con las emisiones de arenas bituminosas, afirmando que las pruebas de calidad del agua para sustancias químicas específicas (metales pesados) han sido insuficientes. [159]
Aparte de las preocupaciones ambientales, muchos grupos indígenas se han opuesto al desarrollo del oleoducto debido a procesos de consulta inadecuados por parte del gobierno federal. Según la Sección 35 de la Ley constitucional canadiense [160], a los pueblos indígenas de Canadá se les garantiza el derecho a ser consultados y acomodados de manera significativa cuando la Corona contempla el desarrollo de recursos en sus tierras; consulte Deber de consultar . A través de una serie de fallos de la Corte Suprema de Canadá y protestas políticas de los pueblos indígenas (ver Haida Nation v. British Columbia [Ministro de Bosques] , Taku River Tlingit First Nation v British Columbia, y Tsilhqot'in Nation v British Columbia ), entre otros , los tribunales han intentado definir mejor las responsabilidades de consulta de la Corona y otorgar reconocimiento legal al territorio tradicional indígena y a los derechos relacionados con el desarrollo de recursos.
Por el contrario, el desarrollo de arenas bituminosas también presenta muchos impactos positivos y oportunidades para los grupos indígenas, particularmente en el oeste de Canadá. De hecho, durante las últimas dos décadas, la participación de las Primeras Naciones en el sector energético ha aumentado dramáticamente, desde empleo y oportunidades comerciales hasta procesos de aprobación de proyectos y evaluación ambiental. Una mayor participación indígena ha sido alentada por numerosos acuerdos de colaboración con la industria, típicamente en forma de acuerdos de impacto-beneficio (IBA), que brindan no solo empleo y proyectos comerciales, sino también capacitación laboral y beneficios comunitarios. [161] Una mayor participación en el sector energético ha empoderado a muchos grupos indígenas para impulsar una participación más amplia mediante la negociación de participaciones en la propiedad de los oleoductos propuestos y los proyectos de almacenamiento de bitumen. Quizás el mejor ejemplo de este tipo de asociación en Alberta sea el acuerdo entre Suncor y Fort McKay y las Primeras Naciones Cree Mikisew . Las dos Primeras Naciones adquirieron una propiedad del 49% en East Tank Farm Development de Suncor con acciones valoradas en aproximadamente $500 millones, lo que la convierte en la mayor inversión comercial hasta la fecha realizada por una entidad de las Primeras Naciones en Canadá. [162]
El apoyo al desarrollo de recursos y el deseo de participación directa se ilustra aún más con el oleoducto y corredor de energía Eagle Spirit Energy Holding Ltd., liderado por las Primeras Naciones, entre Alberta y la costa norte de Columbia Británica (con un plan de respaldo para ubicar su terminal en Alaska para eludir la prohibición de los buques cisterna en BC). El proyecto ha obtenido el apoyo de 35 Primeras Naciones a lo largo de la ruta propuesta; las bandas tienen derecho a al menos el 35% de propiedad a cambio del uso de la tierra. [163]
Actualmente hay tres grandes operaciones mineras de arenas bituminosas en el área dirigidas por Syncrude Canada Limited, Suncor Energy y Albian Sands, propiedad de Shell Canada, Chevron y Marathon Oil Corp.
Los principales desarrollos en producción o planificados en Athabasca Oil Sands incluyen los siguientes proyectos: [164]
Por desvío indebido de agua en 2008-2009, en 2012 se ordenó a Statoil Canada Ltd. pagar una multa de 5.000 dólares y asignar 185.000 dólares para un proyecto de formación (el veredicto fue dictado por el Tribunal Provincial de Alberta , División Penal). [172] [173]
Hace sesenta y un años, un humilde empleado de Calgary de la multinacional estadounidense Sun Oil Co. escribió una carta subversiva a los altos mandos de la empresa en Filadelfia. El mensaje impactó en los ojos de sus directivos locales en Alberta: "Hace tiempo que pienso que nuestra empresa debería solicitar un permiso para explorar en busca de petróleo en las arenas bituminosas de Alberta", escribió Ned Gilbert, de 30 años, en septiembre de 1951. desafiando a sus superiores inmediatos, quienes se opusieron a la idea de ir más allá de sus primeros pasos tentativos en la zona. Suncor se ha convertido en el actor de élite entre las compañías petroleras controladas por Canadá, valoradas en casi 50 mil millones de dólares. (Sun Oil se deshizo de su participación en la empresa a principios de la década de 1990). La preeminencia de Suncor proviene directamente de Great Canadian Oil Sands, el primer proyecto comercial de arenas bituminosas, que fue lanzado por Sun Oil en 1967.
