Las arenas petrolíferas de Athabasca , también conocidas como arenas bituminosas de Athabasca , son grandes depósitos de betún , una forma pesada y viscosa de petróleo, 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 petrolíferas de Canadá, junto con el oeste de Canadá y las instalaciones petroleras en alta mar cerca de Terranova y Labrador, continuaron aumentando la producción y se proyecta que aumentarán en un estimado de 10% en 2024, lo que representa un potencial récord 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 petrolíferas de Alberta. [4] La expansión del oleoducto Trans Mountain , el único oleoducto a la Costa Oeste, facilitará aún más este aumento, con su capacidad que 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, con una posible estabilización de la producción después de 2024. [4] El aumento previsto de la producción de petróleo de Canadá supera al de otros productores importantes como Estados Unidos, y 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 petrolíferas, lo que ha provocado discusiones sobre las regulaciones de emisiones para el sector del petróleo y el gas. [4] [6] [7] [8] [9] [10] [11]
Las arenas petrolíferas de Athabaska, junto con los depósitos de arenas petrolíferas de Peace River y Cold Lake, se encuentran bajo 141.000 kilómetros cuadrados (54.000 millas cuadradas) de bosque boreal y turberas , según el Ministerio de Energía del Gobierno de Alberta, [12] el Regulador de Energía de Alberta (AER) y la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo (CAPP).
Las arenas petrolíferas de Athabasca reciben su nombre del río Athabasca , que atraviesa el corazón del yacimiento, y en las orillas del río se pueden observar fácilmente rastros de petróleo pesado. Históricamente , los pueblos aborígenes indígenas Cree y Dene utilizaban el betún para impermeabilizar sus canoas. [13] Los yacimientos de petróleo se encuentran dentro de los límites del Tratado 8 , y varias Primeras Naciones de la zona están involucradas con las arenas.
Las arenas petrolíferas de Athabasca llamaron la atención de los comerciantes de pieles europeos por primera vez en 1719 cuando Wa-pa-su, un comerciante Cree, trajo una muestra de arenas bituminosas al puesto de la Compañía de la Bahía de Hudson en York Factory 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 el Methye Portage , que permitía 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 , en cuyo honor se bautizó el río Mackenzie , que viajaba por rutas hacia el Ártico y el océano Pacífico, escribió: «A unas 24 millas [39 km] de la bifurcación (de los ríos Athabasca y Clearwater) hay algunas fuentes bituminosas en las que se puede insertar un poste de 20 pies [6,1 m] de largo sin la menor resistencia. El betún está en estado fluido y cuando se mezcla con goma, la sustancia resinosa recolectada del abeto , sirve para engomar las canoas de los indios». Le siguió en 1799 el cartógrafo David Thompson y en 1819 el oficial naval británico John Franklin . [16]
John Richardson realizó la primera evaluación científica seria de las arenas petrolíferas en 1848, cuando se dirigía al norte en busca de la expedición perdida de Franklin . La primera prospección de las arenas petrolíferas patrocinada por el gobierno fue iniciada en 1875 por John Macoun , y en 1883, G. C. Hoffman, del Servicio Geológico de Canadá , intentó separar el betún de las arenas petrolíferas con agua e informó que se separaba fácilmente. En 1888, Robert Bell , director del Servicio Geológico de Canadá, informó a un comité del Senado que "la evidencia... apunta a la existencia en los valles de Athabasca y Mackenzie del yacimiento de petróleo más extenso de Estados Unidos, si no del mundo". [15]
El conde Alfred von Hammerstein (1870-1941), que llegó a la región en 1897, promovió las arenas petrolíferas 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 se encuentran en la Biblioteca Nacional y los Archivos Nacionales de Canadá. Las fotografías de las arenas petrolíferas de Athabasca también aparecieron en el exitoso libro The New North de la escritora y aventurera canadiense Agnes Deans Cameron , que relata su viaje de ida y vuelta de 16 000 km (10 000 mi) hasta el océano Ártico. [17] Sus fotografías se reprodujeron en 2011-2012 en una exposición en el Museo Canadiense de la Civilización en Ottawa, [18] e incluyeron fotos de las obras de perforación petrolífera 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 con agua caliente que fue el precursor de los procesos de extracción térmica actuales. Varios intentos de implementarlo tuvieron distintos grados de éxito. [ cita requerida ]
El Proyecto Oilsand fue una propuesta de 1958 para explotar las arenas petrolíferas 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 en que se podrían utilizar las técnicas estándar de los yacimientos petrolíferos . El plan se discutió en el Boletín de los 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 petróleo de las arenas bituminosas. [23]
En abril de 1959, el Departamento Federal de Minas aprobó el Proyecto Oilsand. [24] Sin embargo, posteriormente fue cancelado en 1962. [25]
Las arenas petrolíferas, que suelen tener entre 40 y 60 metros (130 y 200 pies) de espesor y se asientan sobre una piedra caliza relativamente plana , son relativamente fáciles de acceder. Se encuentran bajo una capa de entre 1 y 3 metros (3 pies 3 pulgadas y 9 pies 10 pulgadas) de muskeg anegado , de 0 a 75 metros (0 a 246 pies) de arcilla y arena estéril. Como resultado de la fácil accesibilidad, la primera mina de arenas petrolíferas del mundo se encontraba en las arenas petrolíferas de Athabasca.
La producción comercial de petróleo de las arenas petrolíferas de Athabasca comenzó en 1967, con la apertura de la planta Great Canadian Oil Sands (GCOS) en Fort McMurray . Fue el primer proyecto de arenas petrolíferas operativo en el mundo, propiedad y operado por la empresa matriz estadounidense, Sun Oil Company . Cuando la planta de 240 millones de dólares estadounidenses se inauguró oficialmente con una capacidad de 45.000 barriles por día (7.200 m 3 /d), marcó el comienzo del desarrollo comercial de las arenas petrolíferas de Athabasca. En 2013, McKenzie-Brown incluyó al industrial J. Howard Pew como uno de los seis visionarios que construyeron las arenas petrolíferas de Athabasca. [26] En el momento de su muerte en 1971, la familia Pew fue clasificada por la revista Forbes como una de las media docena de familias más ricas de Estados Unidos. [27] La Great Canadian Oil Sands Limited (en aquel 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 tamaño real de los depósitos de arenas petrolíferas canadienses se conoció en la década de 1970. La mina Syncrude es ahora la mina más grande (por área) del mundo, con minas que cubren potencialmente 140.000 km2 ( 54.000 millas cuadradas). [ cita requerida ] (Aunque hay petróleo subyacente en 142.200 km2 ( 54.900 millas cuadradas), que puede ser perturbado por la perforación y la extracción in situ, solo 4.800 km2 ( 1.900 millas cuadradas) pueden potencialmente ser explotados a cielo abierto, y 904 km2 ( 349 millas cuadradas) han sido explotados hasta la fecha.)
El desarrollo se vio obstaculizado por la caída de los precios mundiales del petróleo, y la segunda mina, operada por el consorcio Syncrude , no comenzó a funcionar hasta 1978, después de que la crisis petrolera de 1973 despertara el interés de los inversores. Sin embargo, el precio del petróleo bajó después y, aunque la crisis energética de 1979 hizo que los precios del petróleo volvieran a alcanzar su punto máximo, durante la década de 1980, los precios del petróleo cayeron 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 desinvirtió 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 continuó creciendo y continuó produciendo más y más petróleo de sus operaciones de arenas petrolíferas independientemente de los precios fluctuantes del mercado, y eventualmente se volvió más grande que su antigua empresa matriz. En 2009, Suncor adquirió la antigua empresa petrolera estatal canadiense, Petro-Canada , [29] [30] lo que convirtió a Suncor en la mayor empresa petrolera de Canadá y una de las mayores empresas canadienses. Suncor Energy es ahora una empresa canadiense completamente desvinculada de su antigua empresa matriz estadounidense. Sun Oil Company pasó a ser conocida como Sunoco , pero más tarde abandonó el negocio de producción y refinación de petróleo, y desde entonces se ha convertido 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 downstream bajo la bandera de Petro-Canada y dejar de pagar tarifas de licencia para la marca Sunoco. A nivel nacional, el proveedor de productos upstream y la empresa matriz de Petro-Canada es Suncor Energy. Suncor Energy continúa operando sólo un sitio minorista de Sunoco en Ontario. [31]
A principios del siglo XXI, el desarrollo de las arenas petrolíferas en Canadá comenzó a despegar, con una expansión en la mina Suncor, una nueva mina y una expansión en Syncrude, y una nueva mina de Royal Dutch Shell asociada con su nuevo Mejorador Scotford cerca de Edmonton . Se agregaron tres nuevos proyectos de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD) de gran tamaño (Foster Creek, Surmont y MacKay River) por parte de diferentes empresas, todos los cuales desde entonces 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 de los precios del petróleo desde 2003, las minas existentes se han ampliado considerablemente y se han construido otras nuevas.
Según la Junta de Energía y Servicios Públicos de Alberta, la producción de betún crudo en las arenas petrolíferas de Athabasca en 2005 fue la siguiente:
En 2006, la producción de arenas petrolíferas había aumentado a 1.126.000 barriles por día (179.000 m3 / d). Para entonces, las arenas petrolíferas eran la fuente del 62% de la producción total de petróleo de Alberta y del 47% de todo el petróleo producido en Canadá. [33] En 2010, la producción de arenas petrolíferas había aumentado a más de 1,6 millones de barriles por día (250.000 m3 / d) para superar la producción de petróleo convencional en Canadá. El 53% de esto se produjo mediante minería de superficie y el 47% mediante técnicas in situ. En 2012, la producción de petróleo de las arenas petrolíferas fue de 1,8 millones de barriles por día (290.000 m3 / d). [34]
El desarrollo masivo de la extracción de petróleo de esquisto bituminoso en las cuencas de Bakken y Pérmica de Estados Unidos transformó rápidamente la industria petrolera, reduciendo drásticamente la importación de petróleo extranjero. Al igual que en el caso de las arenas petrolíferas, los costos de producción del petróleo de esquisto bituminoso son más altos que los del petróleo convencional. Una combinación de factores, entre ellos el exceso de oferta y las rivalidades geopolíticas, hicieron que el precio del petróleo cayera de más de 100 dólares por barril en 2013 a menos de 40 dólares tres años después. Los bajos precios del petróleo que persistían llevaron a las empresas a cancelar nuevas inversiones en las arenas petrolíferas.
Entre mayo y 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 zonas forestales 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 petrolíferas en las instalaciones al norte de Fort McMurray. Shell Canada cerró la producción en su operación minera Albian Sands . Suncor Energy y Syncrude Canada también redujeron sus operaciones y evacuaron a sus empleados y sus familias. Aproximadamente un millón de barriles de petróleo al día, equivalente a una cuarta parte de la producción petrolera de Canadá, se detuvo como resultado del incendio en mayo. Esto continuó en junio a un ritmo de 700.000 barriles por día. La pérdida de producción fue un factor que contribuyó a los aumentos de los precios mundiales del petróleo. La reducción de las operaciones, junto con una interrupción del servicio en una refinería de Edmonton, provocó que muchas estaciones de servicio se quedaran sin gasolina en todo el oeste de Canadá .
En 2018, la producción de arenas petrolíferas alcanzó los 3,1 millones de barriles por día (490.000 m3 / d).
Hasta 2014, los grupos industriales creían que los niveles de producción de arenas petrolíferas podrían alcanzar los 5 Mbbl/d (790.000 m3 / d) para 2030. A partir de 2021, después de una desaceleración en la inversión, los analistas predicen que podría alcanzar los 3,8 Mbbl/d (600.000 m3 / d) para esa fecha. [36] [37]
Canadá es la mayor fuente de petróleo importado por Estados Unidos, suministrando 3 millones de barriles por día (480.000 m3 / d) principalmente de fuentes de arenas petrolíferas en 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 Enbridge que también sirve al área, fue cancelado en 2016. De manera similar, después de una larga oposición de grupos ambientalistas y de las Primeras Naciones, Keystone XL , un proyecto de oleoducto desde Alberta hasta las refinerías de la costa del Golfo , fue cancelado en 2021. [40] Se están construyendo otros proyectos, que utilizan derechos de paso existentes, como Trans Mountain Expansion de Kinder Morgan , nacionalizado en 2018, o Line 9 de Enbridge , revertido para alimentar 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 mil a 400 mil 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 previsiones de petróleo crudo para el período 2008-2020 a fin de tener en cuenta las cancelaciones y recortes de proyectos como resultado de las caídas de precios en la segunda mitad de 2008. La previsión revisada predijo que la producción de arenas petrolíferas canadienses seguiría creciendo, pero a un ritmo más lento que el previsto anteriormente. Habría cambios mínimos en la producción para el período 2008-2012, pero para 2020 la producción podría ser 300.000 barriles por día (48.000 m3 / d) menor que sus predicciones anteriores. Esto significaría que la producción de arenas petrolíferas canadienses crecería de 1,2 millones de barriles por día (190.000 m3 / d) en 2008 a 3,3 millones de barriles por día (520.000 m3 / d) en 2020, y que la producción petrolera canadiense total crecería de 2,7 a 4,1 millones de barriles por día (430.000 a 650.000 m3 / 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 en 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 bitumen de las arenas petrolíferas de Athabasca. BP aportaría su refinería de Toledo (Ohio) a la empresa conjunta, mientras que Husky aportaría su proyecto de arenas petrolíferas Sunrise. Se había previsto que Sunrise empezara a producir 60.000 barriles diarios (9.500 m3 / d) de bitumen en 2012 y podría alcanzar los 200.000 bbl/d (32.000 m3 / d) en el período 2015-2020. BP modificaría su refinería de Toledo para procesar 170.000 bbl/d (27.000 m3 / d) de bitumen directamente en productos refinados. La empresa conjunta resolvería los problemas de ambas empresas, ya que Husky no tenía suficiente capacidad de refinación y BP no tenía presencia en las arenas petrolíferas. Fue un cambio de estrategia para BP, ya que la compañía históricamente ha restado importancia a las arenas petrolíferas. [46]
A mediados de diciembre de 2007, ConocoPhillips anunció su intención de aumentar su producción de arenas petrolíferas de 60.000 barriles por día (9.500 m3 / d) a 1 millón de barriles por día (160.000 m3 / d) durante los próximos 20 años, lo que la convertiría en el mayor productor de arenas petrolíferas del sector privado en el mundo. ConocoPhillips actualmente tiene la mayor posición en las arenas petrolíferas canadienses con más de 1 millón de acres (4.000 km2 ) bajo arrendamiento. Otros grandes productores de arenas petrolíferas que planean aumentar su producción incluyen Royal Dutch Shell (a 770.000 bbl/d (122.000 m3 / d)); Syncrude Canada (a 550.000 bbl/d (87.000 m3 / d)); Suncor Energy (hasta 500.000 bbl/d (79.000 m 3 /d)) y Canadian Natural Resources (hasta 500.000 bbl/d (79.000 m 3 /d)). [47] Si todos estos planes se concretan, estas cinco empresas producirán más de 3,3 Mbbl/d (520.000 m 3 /d) de petróleo a partir de arenas petrolíferas en 2028.
La gobernanza de las arenas petrolíferas de Alberta se centra en el desarrollo económico y, históricamente, ha estado dominada por los intereses de dos actores principales: el gobierno (federal y provincial) y la industria. El federalismo canadiense forma las funciones y los 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 , Sección 109 garantiza a la provincia la plena propiedad de las tierras y los recursos dentro de sus fronteras. La provincia actúa como propietaria de las tierras 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 "de base" la llevan a cabo varias instituciones provinciales.
Ottawa ha evitado la inversión directa, prefiriendo mejorar el clima de inversión. Un claro ejemplo de ello se produjo en 1994, cuando el gobierno federal introdujo exenciones fiscales que permitían amortizar el 100% de las inversiones de capital en arenas petrolíferas como amortizaciones aceleradas de los costes de capital. [62] El gobierno provincial tuvo un papel mucho más directo en el desarrollo: invirtió directamente en numerosos proyectos piloto, emprendió empresas conjuntas con la industria y realizó sistemáticamente inversiones masivas en investigación y desarrollo. Algunas personas han afirmado que Alberta tiene 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 que se encuentra bajo su superficie, puede ejercer un mayor control sobre él, mientras que los estados de EE.UU. se limitan a los impuestos sobre la extracción. Este sistema de regalías centrado en la industria ha sido criticado por "promover un ritmo desenfrenado de desarrollo". [64] [65]
La industria es la fuerza central del desarrollo de las arenas petrolíferas. Los primeros actores importantes, Suncor Energy y Syncrude , dominaron el mercado hasta la década de 1990. Actualmente hay 64 empresas que operan 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 la de las partes interesadas no productivas, como los ciudadanos y los grupos ambientalistas. [64]
La gobernanza (política, administración, regulación) de las arenas petrolíferas está a cargo casi en su totalidad del Ministerio de Energía (Alberta) y sus diversos departamentos. Los críticos señalaron 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 de Consultas de Múltiples Partes Interesadas 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 Red Canadiense de Arenas Petrolíferas para la Investigación y el Desarrollo (CONRAD) y el Grupo de Trabajo sobre Asuntos 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 de 2007 del MSC fueron elogiadas por varios ministros y representantes del gobierno, [70] pero ninguna ha sido aprobada efectivamente como 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 petrolíferas. "La nueva agencia basada en la ciencia comenzará a trabajar en la región de las arenas petrolíferas y se centrará en lo que se monitorea, cómo se monitorea y dónde se monitorea. Esto incluirá un 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, la Ministra de Energía y Desarrollo Sostenible. [72] El gobierno provincial decidió desarrollar la agencia después de las críticas públicas generalizadas de ambientalistas, grupos aborígenes y científicos, quienes afirmaron que las arenas petrolíferas tendrían un efecto devastador y de largo plazo sobre el medio ambiente si no se controlaban. [73]
El 17 de junio de 2013, la corporación recién formada, Alberta Energy Regulator (AER) [74], entró en funciones gradualmente con el mandato de regular el desarrollo de petróleo, gas y carbón en Alberta, incluidas las arenas petrolíferas 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 ahora es "responsable de todos los proyectos desde la solicitud hasta la recuperación". Responderán a los proponentes de proyectos, propietarios de tierras y la industria con respecto a las regulaciones energéticas en Alberta. [77] La Ley de Desarrollo Energético Responsable le dio al Regulador de Energía de Alberta "la autoridad para administrar la Ley de Tierras Públicas, la Ley de Protección y Mejora 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 mandato de Alberta Environment. [75] [78]
La característica principal del yacimiento de Athabasca es que es el único lo suficientemente superficial como para ser adecuado para la minería a cielo abierto . Alrededor del 10% de las arenas petrolíferas de Athabasca están cubiertas por menos de 75 metros (246 pies) de sobrecarga . Hasta 2009, el área explotable a cielo abierto (SMA) estaba definida por la ERCB, una agencia del gobierno de Alberta, para cubrir 37 municipios contiguos (alrededor de 3.400 km2 o 1.300 millas cuadradas) al norte de Fort McMurray . En junio de 2009, el 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 del SMA a 12 millas (19 km) del Parque Nacional Wood Buffalo , un sitio del Patrimonio Mundial de la UNESCO .
La mina Albian Sands (operada por Shell Canada ) abrió 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 . En el caso de Albian, el mejorador está en Scotford, 439 km al sur. El betún, diluido con un disolvente, se transfiere allí en un conducto 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, así como 190 proyectos de recuperación primaria que extraen betún de flujo libre. La ERCB también ha aprobado 20 proyectos que están probando 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 las arenas petrolíferas de Athabasca mediante minería a cielo abierto . En las arenas de Athabasca hay grandes cantidades de betún cubiertas por una pequeña capa superficial, lo que hace que la minería a cielo abierto sea el método más eficiente para extraerlo. La capa superficial consiste en turberas cargadas de agua sobre arcilla y arena estéril. Las arenas petrolíferas en sí tienen típicamente entre 40 y 60 metros (130 a 200 pies) de profundidad, y se asientan sobre roca caliza plana . Originalmente, las arenas se extraían con dragalinas 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 gravitacional asistido por vapor (SAGD). Los métodos in situ adquirieron cada vez mayor importancia porque solo alrededor del 20% de las arenas petrolíferas de Athabasca eran lo suficientemente superficiales como para recuperarlas mediante minería a cielo abierto, y el método SAGD en particular era muy eficiente para recuperar grandes cantidades de betún a un costo razonable.
En los últimos años, empresas como Syncrude y Suncor han optado por operaciones mucho más baratas con palas y camiones, utilizando las palas mecánicas más grandes (al menos 100 toneladas cortas; 91 t) y camiones volcadores (400 toneladas cortas; 360 t) del mundo. [82] Esto ha mantenido los costos de producción en alrededor de US$27 por barril de petróleo crudo sintético a pesar del aumento de los costos de la energía y la mano de obra. [83]
Después de la excavación, se añade agua caliente y soda cáustica ( hidróxido de sodio ) a la arena, y la suspensión resultante se transporta por tuberías a la planta de extracción donde se agita y se retira el petróleo de 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 petrolífera y permite que pequeñas burbujas de aire se adhieran a las gotitas de betún. La espuma de betún flota hasta la parte superior de los recipientes de separación y se trata aún más para eliminar el agua residual y los sólidos finos.
Se requieren aproximadamente dos toneladas cortas (1,8 t) de arenas petrolíferas 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 diluyente 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 en la arena. Después de la extracción de petróleo, la arena usada y otros materiales se devuelven a la mina, que finalmente se recupera .
La tecnología del proceso Taciuk de Alberta extrae el betún de las arenas petrolíferas mediante un autoclave seco. Durante este proceso, la arena petrolífera se mueve a través de un tambor giratorio, agrietando 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 , trabajando con el Consejo de Investigación de Alberta en la década de 1920. [86] Hoy en día, todos los productores que realizan minería de superficie, como Syncrude Canada, Suncor Energy y Albian Sands Energy, etc., utilizan una variación del proceso de extracción con agua caliente de Clark (CHWE). En este proceso, los minerales se extraen utilizando tecnología de minería a cielo abierto. Luego, el mineral extraído se tritura para reducir el tamaño. Se agrega agua caliente a 50–80 °C (122–176 °F) al mineral y la suspensión formada se transporta utilizando una línea de hidrotransporte a un recipiente de separación primaria (PSV) donde el betún se recupera por 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 eliminar los sólidos y el agua que contiene 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 usada y otros materiales se devuelven a la mina, que finalmente se recupera.
El drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD, por sus siglas en inglés) es una tecnología de recuperación mejorada 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 unos pocos metros por encima del otro. Se inyecta vapor a alta presión de forma continua 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 hacia una instalación de recuperación de bitumen. El Dr. Roger Butler, ingeniero de Imperial Oil de 1955 a 1982, inventó el drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD, por sus siglas en inglés) en la década de 1970. Butler "desarrolló el concepto de usar pares de pozos horizontales y vapor inyectado para desarrollar ciertos depósitos de bitumen considerados demasiado profundos para la minería". [89] [90]
Más recientemente, se han desarrollado métodos in situ como el drenaje gravitacional 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 que pueda bombearse como el petróleo crudo convencional. [91]
El proceso de extracción estándar requiere enormes cantidades de gas natural. En 2007, la industria de las arenas petrolíferas utilizaba aproximadamente el 4% de la producción de gas natural de la cuenca sedimentaria del oeste de Canadá. Para 2015, esta cifra podría duplicarse. [92]
Según la Junta Nacional de Energía , se requieren aproximadamente 1.200 pies cúbicos (34 m 3 ) de gas natural para producir un barril de betún en proyectos in situ y aproximadamente 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 en energía. Siendo ese el caso, es probable que los reguladores de Alberta reduzcan las exportaciones de gas natural a los Estados Unidos para proporcionar combustible a las plantas de arenas petrolíferas. Sin embargo, a medida que se agoten las reservas de gas, los mejoradores de petróleo probablemente recurrirán a la gasificación de betún 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 petrolíferas han sido descritas por pueblos indígenas, científicos, abogados, periodistas y grupos ambientalistas como ecocidio . [6] [7] [ 8] [9] [10] [11] Aproximadamente el 20% de las arenas petrolíferas de Alberta son recuperables mediante minería a cielo abierto , mientras que el 80% requiere tecnologías de extracción in situ (en gran medida 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 perturbado por la minería a cielo abierto. [94] El gobierno de Alberta exige a las empresas que restauren la tierra a una "capacidad de tierra equivalente". Esto significa que la capacidad de la tierra para soportar varios usos de la tierra después de la recuperación es similar a lo que existía, pero que los usos de la tierra individuales 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 petrolíferas han recuperado tierras minadas para utilizarlas como pasto para los bisontes de bosque en lugar de restaurarlas al bosque boreal y almizclero originales. Syncrude afirma que ha recuperado el 22% de sus tierras perturbadas, [96] una cifra que es cuestionada por otras fuentes, que estiman con mayor precisión que Syncrude recuperó sólo el 0,2% de sus tierras perturbadas. [97]
Un informe del Instituto Pembina afirmó que "para producir un metro cúbico (m3 ) [35 pies cúbicos] de petróleo crudo sintético (SCO) (betún mejorado) en una operación minera se requieren alrededor de 2 a 4,5 m3 [ 71 a 159 pies cúbicos] de agua (cifras netas). Las operaciones de extracción de arenas petrolíferas aprobadas actualmente tienen licencia para desviar 359 millones de m3 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 que "... el requerimiento neto de agua para producir un metro cúbico de petróleo con producción in situ puede ser tan poco como 0,2 m3 [ 7,1 pies cúbicos], dependiendo de cuánto se recicle".
El río Athabasca recorre 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 caudal 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 totalizan alrededor del 1% del caudal medio anual del río Athabasca, aunque las extracciones reales para todos los usos, en 2006, ascienden a alrededor del 0,4%. [102] Además, el gobierno de Alberta establece límites estrictos a la cantidad de agua que las empresas de arenas petrolíferas pueden extraer del río Athabasca. Según el Marco de Gestión del Agua para el Bajo Río Athabasca, durante los períodos de bajo caudal del río, el consumo de agua del río Athabasca está limitado al 1,3% del caudal medio anual. [103] La provincia de Alberta también está estudiando acuerdos de extracción cooperativa entre operadores de arenas petrolíferas. [104]
Desde que se inició la explotación de arenas petrolíferas, se han producido varias filtraciones en el río Athabasca, que lo han contaminado con petróleo y agua de los estanques de relaves. La proximidad de los estanques de relaves al río aumenta drásticamente la probabilidad de contaminación debido a filtraciones de agua subterránea. En 1997, Suncor admitió que sus estanques de relaves habían estado filtrando 1.600 metros cúbicos (57.000 pies cúbicos) de agua tóxica al río por día. Esta agua contiene ácido nafténico, metales traza como mercurio y otros contaminantes. El río Athabasca es el delta de agua dulce más grande del mundo, pero con las filtraciones de los estanques de relaves de Suncor y Syncrude, 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 a las personas que viven en la zona. La explotación de arenas petrolíferas aporta arsénico , cadmio , cromo , plomo , mercurio , níquel y otros elementos metálicos tóxicos en bajas concentraciones a los afluentes y ríos del Athabasca. [106]
A partir de 2024, las arenas petrolíferas representan el 8% del total de emisiones canadienses. [107] Las emisiones de las arenas petrolíferas siguen aumentando, mientras que la mayoría de las demás fuentes están disminuyendo. [107]
El procesamiento del betún para obtener crudo sintético requiere energía generada por la quema de gas natural. En 2007, las arenas petrolíferas utilizaron alrededor de 1.000 millones de pies cúbicos (28.000.000 m3 ) de gas natural por día, alrededor del 40% del uso total de Alberta. Con base en las compras de gas, el Instituto Canadiense de Recursos Energéticos estima que los requerimientos de gas natural son de 2,14 GJ (2,04 mil pies cúbicos) por barril para proyectos de estimulación cíclica con vapor , 1,08 GJ (1,03 mil pies cúbicos) por barril para proyectos de destilación por gravedad , 0,55 GJ (0,52 mil pies cúbicos) por barril para la extracción de betún en operaciones mineras sin incluir el mejoramiento, o 1,54 GJ (1,47 mil pies cúbicos) por barril para la extracción y mejoramiento en operaciones mineras. [108]
Un estudio de 2009 realizado por CERA estimó que la producción de arenas petrolíferas de Canadá emite "entre un 5 y un 15 por ciento más de dióxido de carbono, a lo largo del análisis de la vida útil del combustible "desde el pozo hasta las ruedas", que el petróleo crudo promedio". [109] El autor y periodista de investigación David Strahan afirmó ese mismo año que las cifras de la IEA muestran que las emisiones de dióxido de carbono de las arenas petrolíferas son un 20% más altas que las emisiones promedio del petróleo, explicando la discrepancia como la diferencia entre las emisiones ascendentes y las emisiones del ciclo de vida. [110] Continúa diciendo que un informe del gobierno de los EE. UU. en 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 una mejor tecnología, dando un valor de una 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 aumento previsto de la producción de petróleo sintético en Alberta también pone en peligro los compromisos internacionales de Canadá. Al ratificar el Protocolo de Kioto , Canadá se comprometió a 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, considerado el octavo mayor emisor de gases de efecto invernadero del mundo, es un emisor relativamente grande teniendo en cuenta su población y no está cumpliendo con los objetivos de Kioto. Una importante iniciativa canadiense llamada Red Integrada de CO2 ( ICO2N) promueve el desarrollo de la captura, el transporte y el almacenamiento a gran escala de dióxido de carbono (CO2 ) como un medio para ayudar a Canadá a cumplir los objetivos de cambio climático y, al mismo tiempo, apoyar el crecimiento económico. Los miembros de la ICO2N representan a un grupo de participantes de la industria, muchos de ellos productores de arenas petrolíferas, que proporcionan un marco para el desarrollo de la captura y el almacenamiento de carbono en Canadá. [113]
En octubre se presentaron dos demandas separadas por fraude contra "ExxonMobil en relación con las arenas petrolíferas de Alberta". Una de ellas se presentó en Nueva York y la segunda en Massachusetts el 24 de octubre. La demanda de Massachusetts dice que ExxonMobil engañó a los inversores al justificar "falsamente" ante ellos "sus inversiones a largo plazo más arriesgadas, incluidos los proyectos de arenas petrolíferas de bitumen canadienses". La empresa no advirtió a los inversores "sobre los costes que podrían tener las medidas de cambio climático para sus operaciones, especialmente las relacionadas con las arenas petrolíferas". [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 juntas son responsables de alrededor del 95% de la producción de arenas petrolíferas de Canadá, anunció que las perforaciones exploratorias comenzarían ese invierno para crear reservorios subterráneos en el norte de Alberta, donde se almacenaría el carbono capturado durante el proceso de extracción de arenas petrolíferas. [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 petrolíferas hasta una instalación de almacenamiento subterránea cerca de Cold Lake . [115]
Ese mismo mes, Athabasca Oil Corporation , el décimo mayor productor de petróleo de Canadá, anunció que construiría una instalación de captura y almacenamiento de carbono en su yacimiento de arenas petrolíferas de Leismer, cerca de Conklin, Alberta , en asociación con Entropy Inc., que está financiando el proyecto. [116] Athabasca Oil dijo que su objetivo es reducir en un 30% las emisiones del proceso de extracción para 2025. [116]
En el norte de Alberta, las actividades de explotación petrolera llevan a una enorme cantidad 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 áreas de muskeg . Con el desarrollo y la extracción cada vez mayores de recursos, la vida silvestre es receptora de los efectos directos e indirectos de la contaminación. Los caribúes de los bosques son particularmente sensibles a las actividades humanas y, como tal, se ven alejados de su hábitat preferido durante la época del año en que sus necesidades calóricas son mayores y el alimento es más escaso. El efecto de los humanos sobre los caribúes se ve agravado por la construcción de carreteras y la fragmentación del hábitat que abren la zona a los ciervos y los lobos. [117]
La fauna silvestre que vive cerca del río Athabasca se ha visto muy afectada debido a los contaminantes que entran en el sistema hídrico. Un número desconocido de aves muere cada año. Particularmente visibles y duramente 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 aterrizan en estanques de relaves y mueren poco después. [118] Desde la década de 1970 se han registrado datos sobre el número de aves encontradas en estanques de relaves. [119]
También se ha producido 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 petrolíferas, han comenzado a aparecer mutaciones extrañas, tumores y especies de peces deformadas. Un estudio encargado por la autoridad sanitaria de la región descubrió que se habían elevado varios niveles conocidos de toxinas y carcinógenos. [120] Las comunidades aborígenes que viven alrededor del río están cada vez más preocupadas por cómo se están viendo afectados los animales que comen y el agua que beben. [121]
Si bien no se ha establecido todavía ningún vínculo entre las arenas petrolíferas y los problemas de salud, Matt Price, de Environmental Defense, afirma que la conexión tiene sentido común. También se han identificado deformidades en los peces y altas concentraciones de sustancias tóxicas en los animales. [122]
Grandes volúmenes de relaves son un subproducto de la extracción de betún de las arenas petrolíferas y la gestión de estos relaves es uno de los desafíos ambientales más difíciles que enfrenta la industria de las arenas petrolíferas. [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 dañinas para los peces y el petróleo en la superficie dañino para las aves. [124] Estas cuencas de sedimentación estaban destinadas a ser temporales. Un obstáculo importante para el monitoreo de las aguas producidas por las arenas petrolíferas 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 los componentes tóxicos. Tal identificación de ácidos individuales ha demostrado ser imposible durante muchos años, pero un avance en 2011 en el análisis comenzó a revelar lo que hay en los estanques de relaves de las arenas petrolíferas. [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 petrolíferas de Alberta cubrían un área de aproximadamente 77 kilómetros cuadrados (30 millas cuadradas). [123] El Marco de Gestión de Relaves para Arenas Petrolíferas Minables es parte de la Estrategia de Recuperación Progresiva de Alberta para las arenas petrolíferas para asegurar que los relaves se recuperen lo más rápido posible. [126]
Suncor invirtió $1.2 mil millones en su método de Operaciones de Reducción de Relaves (TROTM) [127] que trata los relaves finos maduros (MFT) de los 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 en materia más fácilmente recuperable. Los relaves maduros dragados del fondo de un estanque en suspensión se mezclaron con un floculante polimérico y se esparcieron sobre una "playa" con una pendiente poco profunda donde los relaves se deshidratarían y secarían en condiciones ambientales. El MFT seco puede luego recuperarse en el lugar o trasladarse a otra ubicación para la recuperación final. Suncor esperaba que esto redujera el tiempo de recuperación de agua de los relaves a semanas en lugar de años, y que el agua recuperada se reciclara en la planta de arenas petrolíferas. Suncor afirmó que el proceso de recuperación de finos maduros reduciría la cantidad de estanques de relaves y acortaría el tiempo para recuperar un estanque de relaves de 40 años en la actualidad a 7-10 años, con rehabilitación de tierras continua después de 7 a 10 años detrás de las operaciones mineras. [128] Para los períodos de informes de 2010 a 2012, Suncor tuvo un rendimiento de captura de finos menor al esperado con esta tecnología. [126] Syncrude utilizó la tecnología de relaves compuestos (CT) más antigua para capturar finos en su proyecto Mildred Lake. Syncrude tuvo un rendimiento de captura de finos menor al esperado en 2011-2012, pero superó las expectativas en 2010-2011. [126] Shell utilizó la tecnología de secado atmosférico de finos (AFD) que combinaba "relaves fluidos y floculantes y depositaba la mezcla en un área inclinada para permitir que el agua se drene y el depósito se seque" y tuvo un rendimiento de captura de finos menor al esperado. [126]
En 2010, Suncor había transformado su primer estanque de relaves, Pond One, en Wapisiw Lookout, la primera cuenca de sedimentación recuperada en las arenas petrolíferas. En 2007, el área era un estanque de 220 hectáreas de efluentes tóxicos, pero varios años después había tierra firme plantada con piceas negras y álamos temblones. Wapisiw Lookout representa solo el uno por ciento de los estanques de relaves en 2011, pero Pond One fue el primer estanque de efluentes en la industria de las arenas petrolíferas en 1967 y se utilizó hasta 1997. En 2011, solo se limpiaron 65 kilómetros cuadrados y Alberta certificó aproximadamente un kilómetro cuadrado como entorno natural autosostenible. Wapisiw Lookout aún no ha sido certificado. Las operaciones de cierre del estanque Uno comenzaron en 2007. Los relaves finos maduros gelatinosos (MFT) se bombearon y dragaron fuera del estanque y se trasladaron a otro estanque de relaves para su almacenamiento y tratamiento a largo plazo. Luego, los MFT se reemplazaron con 30 millones de toneladas de arena limpia y luego tierra vegetal que se había retirado 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, a una profundidad de 50 cm (1 pie 8 pulgadas), se colocaron sobre la arena en forma de montículos y cunetas. Luego se plantaron plantas de recuperación. [129] [130] [131]
En marzo de 2012 se creó una alianza de compañías petroleras llamada Alianza de Innovación de Arenas Petrolíferas de Canadá (COSIA, por sus siglas en inglés) con el mandato de compartir investigaciones 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 a vapor termina en los estanques de relaves. Las mejoras recientes de este método incluyen unidades de recuperación de petróleo de relaves (TOR, por sus siglas en inglés) que recuperan petróleo de los relaves , unidades de recuperación de diluyente para recuperar nafta de la espuma, sedimentadores de placas inclinadas (IPS, por sus siglas en inglés) y centrífugas de disco . Estas permiten que las plantas de extracción recuperen más del 90% del betún en la arena.
En enero de 2013, científicos de la Queen's University publicaron un informe en el que analizaban los sedimentos de los lagos de la región de Athabasca durante los últimos cincuenta años. [132] Encontraron 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 lejos de lo que se creía anteriormente. [133]
El Instituto Pembina sugirió que las enormes inversiones de muchas empresas en las arenas petrolíferas canadienses que han dado lugar a un aumento de la producción dan como resultado un exceso de betún sin lugar para almacenarlo. Agregó que para 2022, la producción de aguas residuales de un mes podría dar como resultado un depósito tóxico de 11 pies de profundidad (3 m) 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 petrolíferas puede construir una serie de hasta treinta lagos bombeando agua a los pozos de minas antiguas cuando han terminado la excavación, dejando efluentes tóxicos en sus fondos y permitiendo 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 los lagos de pozos finales (EPL) [136] como
Un cuerpo de agua diseñado, ubicado bajo el nivel del suelo en un pozo de extracción de arenas petrolíferas. Puede contener material derivado de arenas petrolíferas y recibirá agua superficial y subterránea de paisajes circundantes recuperados y no perturbados. Los EPL serán elementos permanentes en el paisaje recuperado final y descargarán agua al entorno aguas abajo.
— CEMA 2012
La 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 petrolíferas en el futuro". Syncrude Canada estaba planeando el primer lago de extremo de la mina en 2013 con la intención de "bombear agua dulce sobre 40 metros verticales de efluente de la mina que ha depositado en lo que llama 'lago de base de la mina'". David Schindler argumentó que no se deberían aprobar más lagos de extremo de la mina hasta que "tengamos alguna garantía de que eventualmente sustentarán un ecosistema saludable". Hasta la fecha no hay "pruebas que respalden su viabilidad, ni los resultados 'modelados' que sugieran que el efluente de los lagos no será tóxico". [135]
Las arenas petrolíferas y, en particular, los proyectos relacionados con ellas, como la construcción de un nuevo oleoducto, también tienen un impacto social. Los grupos de población locales sufrirían sobre todo las consecuencias de un nuevo oleoducto. Además del riesgo de derrames de petróleo en general, ahora existe también el peligro de tener que recoger 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 recursos económicos, el dinero se sigue utilizando para construir nuevos proyectos en lugar de gastarlo en mejorar la calidad de vida allí. Además, añadir un nuevo oleoducto a los oleoductos ya existentes aumentaría nuestra dependencia de los combustibles fósiles. [137]
En julio de 2015, una de las mayores fugas en la historia de Canadá derramó 5.000 metros cúbicos de emulsión (unos 5 millones de litros de betún, arena y aguas residuales) de un oleoducto de Nexen Energy en una instalación de arenas petrolíferas de Long Lake, al sur de Fort McMurray. La filial de los sistemas de seguridad automatizados de la empresa china CNOOC Ltd. no había detectado la falla del oleoducto que causó el derrame, que cubrió 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" en oleoductos en Alberta aumentó un 15% el año pasado, a pesar de los esfuerzos bien publicitados del regulador para reducir las rupturas y los derrames.
Una explosión dejó un trabajador muerto y otro gravemente herido en la instalación china Nexen Energy en las arenas petrolíferas 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 petrolíferas de Athabasca se encuentran en la parte noreste de la provincia canadiense de Alberta, cerca de la ciudad de Fort McMurray. La zona está escasamente poblada y, a finales 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 caza de pieles y la minería de sal. De una población de 37.222 en 1996, la ciudad en auge 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 en la sombra" de 10.442 que vivían 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 requerida ] . 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 petroleras probadas del mundo, según NRCAN. [143]
En 2007, la Junta de Energía y Servicios Públicos (EUB) del gobierno de Alberta estimó que se podían recuperar económicamente alrededor de 173 mil millones de barriles (27,5 × 10 9 m 3 ) de betún crudo de las tres áreas de arenas petrolíferas de Alberta, basándose en la tecnología vigente en ese momento y en las proyecciones de precios a partir de los precios de mercado de 2006 de 62 dólares por barril para el West Texas Intermediate (WTI), que aumentaron a una proyección de 69 dólares por barril. Esto equivalía a alrededor del 10% de los 1.700 mil millones de barriles (270 × 10 9 m 3 ) estimados de betún in situ. [2] Alberta estimó que los depósitos de Athabasca por sí solos contienen 35 mil millones de barriles (5,6 × 10 9 m 3 ) de betún explotable en la 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 en el mundo, detrás de las de Arabia Saudita.
Desde que comenzó la producción comercial en 1967, sólo se ha producido el 3% de las reservas iniciales de bitumen crudo. Al ritmo de producción proyectado para 2015, de unos 3 millones de barriles por día (480 × 10 3 m 3 /d), las reservas de arenas petrolíferas de Athabasca durarían más de 170 años. [144] Sin embargo, esos niveles de producción requieren una afluencia de trabajadores a una zona 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 vecina 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 yacimiento de arenas petrolíferas del Orinoco venezolano puede contener más arenas petrolíferas que Athabasca. Sin embargo, si bien los depósitos del Orinoco son menos viscosos y más fáciles de extraer utilizando técnicas convencionales (el gobierno venezolano prefiere llamarlos "petróleo extrapesado"), están demasiado profundos para acceder a ellos mediante minería a cielo abierto. [146]
A pesar de las grandes reservas, el costo de extraer petróleo de las arenas bituminosas históricamente ha hecho que la producción de las arenas petrolíferas 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 que el costo operativo de una nueva operación minera en las arenas petrolíferas de Athabasca sería de 9 a 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 petrolíferos 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 hasta el lugar de procesamiento es un factor importante a considerar al iniciar la producción. La NEB estima que los costos de capital elevan el costo total de producción a CA$18 a CA$20 por barril para una nueva operación minera y CA$18 a CA$22 por barril para una operación SAGD. Esto no incluye el costo de mejorar el bitumen crudo para convertirlo en petróleo crudo sintético, lo que hace que los costos finales sean de CA$36 a CA$40 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 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 pueden cubrir los costos operativos incrementales.
Sin embargo, el desarrollo de la producción comercial se ve facilitado por el hecho de que los costos de exploración son muy bajos. Estos costos son un factor importante a la hora de evaluar la rentabilidad de la perforación en un yacimiento petrolífero tradicional. La ubicación de los depósitos de petróleo en las arenas petrolíferas es bien conocida y, por lo general, se puede hacer una estimación de los costos de recuperación con facilidad. No existe otra región en el mundo con depósitos de energía de magnitud comparable donde sea menos probable que las instalaciones sean confiscadas por un gobierno nacional hostil o se vean en peligro por una guerra o una revolución . [ cita requerida ]
Como resultado de los aumentos de los precios del petróleo desde 2003 , la economía de las arenas petrolíferas ha mejorado drásticamente. A un precio mundial de 50 dólares estadounidenses por barril, la NEB estimó que una operación minera integrada generaría un rendimiento de entre el 16 y el 23%, mientras que una operación SAGD generaría un rendimiento de entre el 16 y el 27%. Los precios desde 2006 han aumentado, superando los 145 dólares estadounidenses a mediados de 2008, pero cayendo a menos de 40 dólares estadounidenses como resultado de la crisis financiera mundial, el precio del petróleo se recuperó lentamente y muchos de los proyectos planificados (que se espera que superen los 100 mil millones de dólares canadienses entre 2006 y 2015) se detuvieron o se programaron. 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, la zona que rodea Fort McMurray es la que ha sufrido más efectos a causa del aumento de la actividad en las arenas petrolíferas. Aunque hay muchos puestos de trabajo, las viviendas son escasas y caras. Las personas que buscan trabajo suelen llegar a la zona sin reservar alojamiento, lo que hace subir 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 el gobierno de Alberta está bajo presión para mejorar las conexiones por carretera, así como los hospitales y otras infraestructuras. [147]
A pesar de los esfuerzos de las empresas por trasladar la mayor parte posible de las obras de construcción fuera de la zona de Fort McMurray, e incluso fuera de Alberta, la escasez de trabajadores cualificados se está extendiendo al resto de la provincia. [148] Incluso sin las arenas petrolíferas, la economía de Alberta sería muy fuerte, pero el desarrollo de las arenas petrolíferas ha dado lugar al período de mayor crecimiento económico jamás registrado por una provincia canadiense. [149]
Las arenas petrolíferas de Athabasca tienen importancia geopolítica. [150]
Se ha firmado un acuerdo entre PetroChina y Enbridge para construir un oleoducto de 400.000 barriles por día (64.000 m3 / 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 petrolíferas a China y otras partes del Pacífico. [151] Sin embargo, en 2011, las Primeras Naciones y los grupos ambientalistas protestaron contra el oleoducto propuesto, afirmando que su construcción y operación serían destructivas 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 para importar condensado para diluir el betún. Sinopec , la mayor empresa de refinación y química de China, y China National Petroleum Corporation han comprado o planean comprar acciones en importantes desarrollos de arenas petrolíferas.
El 20 de agosto de 2009, el Departamento de Estado de los Estados Unidos emitió un permiso presidencial para el oleoducto Alberta Clipper , que se extenderá desde Hardisty (Alberta ) hasta Superior (Wisconsin) . El oleoducto tendrá capacidad para transportar hasta 450.000 barriles (72.000 m3 ) de petróleo crudo al día a refinerías de los Estados Unidos [153] [154]
Entre los pueblos indígenas de la zona se encuentra la Primera Nación de Fort McKay . Las arenas petrolíferas se encuentran dentro de los límites del Tratado 8 , firmado en 1899, que establece lo siguiente:
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 las trampas, y es seguro decir que mientras los animales de piel permanezcan, la gran mayoría de los indios continuarán cazando y usando trampas.
— Tratado 8
Tuvimos que asegurarles solemnemente que sólo se harían leyes sobre caza y pesca que fueran en interés de los indios y que se consideraran necesarias para proteger a los peces y animales de piel, y que serían tan libres de cazar y pescar después del tratado como lo serían si nunca lo firmaran. ... 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 de piel permanezcan, la gran mayoría de los indios continuarán cazando y capturando.
— El Honorable Clifford Sifton, Superintendente General de Asuntos Indígenas, Informe de los Comisionados para el Tratado N.° 8, Winnipeg, Manitoba, 22 de septiembre de 1899
La Primera Nación de Fort McKay ha formado varias empresas para dar servicio a la industria de las arenas petrolíferas y va a desarrollar una mina en su territorio. [155] La oposición que queda dentro de la Primera Nación se centra en la gestión ambiental, los derechos sobre la tierra y cuestiones de salud, como las elevadas tasas de cáncer en Fort Chipewyan [156] y los peces deformados que encuentran los pescadores comerciales en el lago Athabasca. [157]
En 2009 , la Junta de Cáncer de Alberta publicó una investigación sobre las tasas de cáncer de los habitantes de Fort Chipewyan (Alberta). Si bien muchas empresas sostienen que no hay suficientes sustancias químicas y materiales tóxicos en el agua debido al desarrollo de las arenas petrolíferas, este informe indica que, coincidentemente, hay una tasa de cáncer significativamente más alta en esta comunidad. Se ha especulado mucho sobre por qué hay una tasa más alta de cáncer en esta comunidad; algunas de esas especulaciones son la contaminación con el río y las arenas petrolíferas, así como la extracción de uranio que se está llevando a cabo actualmente. 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]
Entre 2010 y 2014, se celebró anualmente la Caminata Curativa por las Arenas Tarícicas , fundada por mujeres indígenas, 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 de oleoductos plantea riesgos para el estilo 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 para considerar y mitigar adecuadamente las preocupaciones de los grupos indígenas con respecto al desarrollo de recursos 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 el estilo 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 la atención especialmente sobre los impactos adversos para la salud relacionados con las emisiones de arenas petrolíferas, afirmando que las pruebas de calidad del agua para detectar 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 los procesos de consulta inadecuados por parte del gobierno federal. Según la Sección 35 de la Ley de la Constitución canadiense [160], los pueblos indígenas de Canadá tienen garantizado el derecho a ser consultados y atendidos de manera significativa cuando la Corona esté contemplando el desarrollo de recursos en sus tierras; véase Deber de consulta . A través de una serie de fallos de la Corte Suprema de Canadá y protestas políticas de los pueblos indígenas (véase Nación Haida contra Columbia Británica [Ministro de Bosques] , Primera Nación Tlingit del río Taku contra Columbia Británica y Nación Tsilhqot'in contra Columbia Británica ), entre otros, los tribunales han intentado definir con más precisión las responsabilidades de consulta de la Corona y dar reconocimiento legal al territorio tradicional indígena y a los derechos relacionados con el desarrollo de los recursos.
Por el contrario, el desarrollo de arenas petrolíferas 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 drásticamente, desde oportunidades de empleo y negocios hasta procesos de aprobación de proyectos y evaluación ambiental. La mayor participación indígena ha sido alentada por numerosos acuerdos de colaboración con la industria, generalmente en forma de acuerdos de impacto-beneficio (IBAs), que proporcionan no solo empleo y emprendimientos comerciales, sino también capacitación laboral y beneficios comunitarios. [161] La mayor participación en el sector energético ha empoderado a muchos grupos indígenas para presionar por una participación más amplia negociando participaciones de propiedad en proyectos propuestos de oleoductos y almacenamiento de betún. Quizás el mejor ejemplo de tal asociación en Alberta es el acuerdo entre Suncor y las Primeras Naciones Cree de Fort McKay y Mikisew . Las dos Primeras Naciones adquirieron una propiedad del 49% en el Desarrollo de la Granja de Tanques del Este 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 respaldo al desarrollo de los recursos y el deseo de participación directa se ilustran aún más con el oleoducto y corredor energético de Eagle Spirit Energy Holding Ltd., de 17.000 millones de dólares, dirigido por las Primeras Naciones, entre Alberta y la costa norte de Columbia Británica (con un plan alternativo para ubicar su terminal en Alaska para sortear la prohibición de los buques cisterna en Columbia Británica). 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 la propiedad a cambio del uso de la tierra. [163]
Actualmente hay tres grandes operaciones de extracción de arenas petrolíferas en la zona, dirigidas por Syncrude Canada Limited, Suncor Energy y Albian Sands, propiedad de Shell Canada, Chevron y Marathon Oil Corp.
Los principales proyectos de desarrollo productivo o planificado en las arenas petrolíferas de Athabasca incluyen los siguientes: [164]
En 2012 , por desvío indebido de agua en 2008-2009, se ordenó a Statoil Canada Ltd. pagar una multa de $5000 y asignar $185 000 para un proyecto de capacitación (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 compañía en Filadelfia. El mensaje escupió en el ojo de sus gerentes locales en Alberta: "Hace tiempo que creo que nuestra compañía debería obtener un permiso para explorar en busca de petróleo en las arenas bituminosas de Alberta", escribió Ned Gilbert, de 30 años, en septiembre de 1951, en desafío a sus superiores inmediatos, que se oponían a la idea de ir más allá de sus primeros pasos tentativos en la zona. Suncor ha surgido como el actor de élite entre las compañías petroleras controladas por Canadá, valorada en casi 50 mil millones de dólares. (Sun Oil vendió su participación en la empresa a principios de los años 1990.) La preeminencia de Suncor proviene directamente de Great Canadian Oil Sands, el primer proyecto comercial de arenas petrolíferas, que fue lanzado por Sun Oil en 1967.
