Los estanques de relaves de arenas petrolíferas son sistemas de diques y presas diseñados para capturar los relaves de arenas petrolíferas . Los relaves de arenas petrolíferas contienen una mezcla de sales, sólidos suspendidos y otros compuestos químicos solubles como ácidos, benceno , hidrocarburos [1], betún residual , limos finos y agua. [2] 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. [2] Un informe de octubre de 2021 del Regulador de Energía de Alberta (AER) dijo que en 2020 los estanques de relaves aumentaron en otros 90 millones de metros cúbicos y contenían 1.36 mil millones de metros cúbicos de fluidos. [3]
En Canadá existen tres importantes yacimientos de arenas petrolíferas, ubicados principalmente en la provincia de Alberta, aunque algunos también se encuentran en la vecina provincia de Saskatchewan. Se conocen como Athabasca Oil Sands , Cold Lake Oil Sands y Peace River Oil Sands . La región de arenas petrolíferas de Athabasca (AOSR) tiene 19 estanques de relaves.
Los relaves de arenas petrolíferas o aguas afectadas por el proceso de arenas petrolíferas (OSPW), tienen una composición altamente variable y una mezcla compleja de compuestos. [4] En su artículo de revista de 2008, frecuentemente citado, EW Allen escribió que típicamente los estanques de relaves consisten en c. 75% de agua, c. 25% de arena, limo y arcilla, c.2% de betún residual, así como sales disueltas, materia orgánica y minerales. [5] : 124 Aunque muchos de los componentes de TPW "ocurren naturalmente en paisajes adyacentes, el proceso minero aumenta sus concentraciones", [4] : 3 por ejemplo, sodio , cloruro , sulfato , bicarbonato y amoníaco . [5] : 124 Citando investigaciones desde 1978 en adelante, Allen incluyó ácidos nafténicos (NA), betún, asfaltenos , creosoles , fenoles , ácidos húmicos y fúlvicos , benceno , ftalatos , tolueno , hidrocarburos aromáticos policíclicos (HAP), en la lista de compuestos orgánicos en TPW. [5] : 127 Allen nombra hidrocarburos aromáticos [incluyendo hidrocarburos aromáticos policíclicos (HAP), benceno, fenoles y tolueno], ácidos nafténicos (NA) y sólidos disueltos, como aquellos que eran más dañinos para los humanos, los peces y las aves. [4] : 3 Además de los metales tóxicos considerados contaminantes prioritarios, como el cromo , el arsénico , el níquel , el cadmio , el cobre , el plomo y el zinc , el OSPW también contiene "metales comunes de baja toxicidad", incluidos titanio , aluminio , molibdeno , hierro y vanadio . [4] : 5 Se ha observado que la exposición a material particulado (PM) que contiene hidrocarburos aromáticos policíclicos tiene una citotoxicidad mayor que la de PM que contiene metales pesados. [6]
Las concentraciones de productos químicos son perjudiciales para los peces y el petróleo en la superficie de los estanques es perjudicial para las aves. [7]
La falta de conocimiento e identificación de compuestos individuales se ha convertido en un obstáculo importante para el manejo y monitoreo de los relaves de arenas petrolíferas. Una mejor comprensión de la composición química, incluidos los ácidos nafténicos , puede permitir monitorear los ríos en busca de lixiviados y también eliminar componentes tóxicos. La 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 arenas petrolíferas. [8] Teóricamente, hasta el noventa por ciento del agua de los relaves podría reutilizarse para una mayor extracción de petróleo. [2] [ enlace muerto ]
Según un informe de octubre de 2021 del Regulador de Energía de Alberta (AER), en 2020, a pesar de una disminución en la producción de petróleo, los estanques de relaves de arenas petrolíferas crecieron otros 90 millones de metros cúbicos en 2020, conteniendo 1.36 mil millones de metros cúbicos de fluidos. [3] Esto representa una superficie comparable a "1,7 veces el tamaño de Vancouver". [3]
En 2008, los estanques de relaves contenían 732 mil millones de litros de relaves. [9] En 2009, a medida que los estanques de relaves continuaban 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 criterios agresivos. [10]
En 2013, el Gobierno de Alberta informó que los estanques de relaves cubrían un área de aproximadamente 77 kilómetros cuadrados (30 millas cuadradas). [2] Según un artículo del Calgary Herald , en septiembre de 2017, los estanques de relaves contenían aproximadamente "1,2 billones de litros de agua contaminada" y cubrían aproximadamente 220 kilómetros cuadrados (85 millas cuadradas). [11]
Una investigación conjunta de 2018 realizada por el Toronto Star , Global News , National Observer y cuatro escuelas de periodismo ( Universidad Concordia , Universidad Ryerson , Universidad de Regina y Universidad de Columbia Británica) reveló que la responsabilidad estimada por el costo de limpieza de las "instalaciones de operaciones mineras de arenas petrolíferas" era de aproximadamente 130 mil millones de dólares. [12] La investigación, que resultó en la serie de cobertura de noticias, The Price of Oil , [13] fue realizada por "la mayor colaboración de periodistas en Canadá". [14] La investigación reveló que la seguridad cobrada a las empresas para cubrir los costos de cierre y limpieza de los sitios mineros, incluidos los estanques de relaves y los oleoductos, fue de 1.400 millones de dólares; y la responsabilidad calculada anteriormente era de 27.800 millones de dólares. [15] La limpieza de los estanques de relaves, que "se han extendido para cubrir un área del tamaño de Kelowna", que es de 211,8 km2 ( 81,8 millas cuadradas), representa una "parte significativa de la responsabilidad". [15] Los periodistas que trabajan en la serie Precio del Petróleo fueron informados por expertos de que los pasivos en las arenas petrolíferas, principalmente los estanques de relaves, representan casi el 50% de los 130 mil millones de dólares en la categoría de minería AER, el pasivo total estimado. [15]
Los documentos publicados a través de la legislación sobre libertad de información, tal como se solicitó para la investigación conjunta de los documentos internos del Regulador de Energía de Alberta, incluyeron las notas de la conferencia de Rob Wadsworth en una presentación del 28 de febrero de 2018 ante la Sociedad de Historia del Petróleo en Calgary. Wadsworth advirtió que "los costos reales de limpiar las arenas petrolíferas" podrían ser de 260 mil millones de dólares y una parte significativa de los costos incluyen la limpieza de los estanques de relaves tóxicos. En su descripción de los pasivos financieros en el sector petrolero de Alberta, Wadsworth, quien fue vicepresidente de cierre y responsabilidad de la AER, dijo que con las reglas vigentes en 2018, las compañías de combustibles fósiles podrían posponer la reserva de dinero suficiente para cubrir los costos de limpieza de sus sitios, hasta que su negocio "ya no pudiera permitirse pagar nada". Advirtió que, aunque se conocían las debilidades de los programas defectuosos, no hubo "cambio proactivo en los programas de responsabilidad". Hasta aproximadamente 2018, las "implicaciones de nuestro sistema defectuoso no se habían comprendido". Advirtió que si la industria no respondía, sería el público el que sentiría el impacto y pidió a los representantes de la industria que retuvieran las responsabilidades para que "no se transfirieran a los habitantes de Alberta". En respuesta al informe, la entonces ministra de Medio Ambiente de Alberta, Shannon Phillips, dijo que las estimaciones de Wadsworth representaban un "escenario de peor caso" en el que la industria cerraría de la noche a la mañana. [16]
La presa de relaves de Syncrude o cuenca de sedimentación del lago Mildred (MLSB) es una presa de terraplén que fue, por volumen de material de construcción, la estructura de tierra más grande del mundo en 2001. [17] Está ubicada a 40 km (25 mi) al norte de Fort McMurray , Alberta , Canadá , en el extremo norte del arrendamiento del lago Mildred propiedad de Syncrude Canada Ltd. La presa y el lago artificial de relaves dentro de ella se construyen y mantienen como parte de las operaciones en curso de Syncrude en la extracción de petróleo de las arenas petrolíferas de Athabasca . Otras presas de relaves construidas y operadas en la misma área por Syncrude incluyen Southwest Sand Storage (SWSS), [18] que es la tercera presa más grande del mundo por volumen de material de construcción después de la presa de Tarbela . En un informe de 2018 publicado en la revista Atmospheric Chemistry and Physics, se determinó que el MLSB, que es el estanque de relaves más antiguo de la región de arenas petrolíferas de Athabasca (AOSR), es "responsable de la mayoría de las emisiones de metano de los estanques de relaves". [19] : 7361
El 31 de diciembre de 2018, Syncrude recibió una multa de 2,75 millones de dólares tras declararse culpable en virtud de la Ley de la Convención sobre Aves Migratorias (MBCA) federal y la Ley de Protección y Mejora Ambiental de Alberta en relación con la muerte de 31 garzas azules en agosto de 2015 en el MLSB. [20] En ese momento, el sumidero inactivo del MLSB "no estaba cubierto por el plan de protección de aves acuáticas de Syncrude para disuadir a las aves de aterrizar en las áreas de relaves". [20] Doreen Cole, quien ha sido directora general de Syncrude Canadá desde diciembre de 2017, "Inmediatamente tomamos medidas para incluir todas estas áreas en nuestros sitios de Mildred Lake y Aurora en nuestro plan de protección de aves acuáticas. Estamos comprometidos a ser un operador responsable y esto ha fortalecido nuestra determinación de reducir el impacto de nuestras operaciones en la vida silvestre". [20] El 22 de octubre de 2010, Syncrude fue declarado culpable en virtud de las leyes provinciales y federales y recibió una multa de 3 millones de dólares, que en ese momento representaba la "mayor sanción ambiental en la historia de Alberta". [21] En 2008, 1.606 patos murieron en los estanques de relaves de Syncrude, que en ese momento cubrían un área de 12 kilómetros cuadrados, porque no se habían desplegado "cañones, efigies y otros elementos de disuasión", destinados a ser utilizados para disuadir a las aves migratorias. [21] El abogado litigante de Syncrude en ese momento, Robert White, había instado a su cliente a impugnar el veredicto de culpabilidad. [21] Pero la portavoz de Syncrude dijo que se declararían culpables y pagarían la multa porque "en Syncrude, estamos ansiosos por seguir adelante. El incidente nos persiguió y lamentamos que haya sucedido". [21]
En 2010, según el "Inventario de relaves finos maduros de los planes de relaves del operador de la mina presentados en octubre de 2009, la mina Horizon de Canadian Natural Resources (CNRL) tenía 48.000.000 de metros cúbicos (1,7 × 10 9 pies cúbicos) de relaves finos maduros (MFT) en sus estanques de relaves. [22] : 4 Sin embargo, COSIA sostiene que la Instalación de Relaves Externos (ETF) Horizon de CNRL es un estanque relativamente joven con una configuración que minimiza el "entorno de depósito del Centro del Estanque (PC)". Tiene una instalación de "colina lateral" con un dique de tres lados que acumula fluido contra el suelo natural que se eleva alejándose del dique de contención". [23] : 34
Desde su creación en enero de 2008 hasta su disolución en 2013, la Junta de Conservación de Recursos Energéticos (ERCB, por sus siglas en inglés) con sede en Edmonton ( Alberta ), una agencia cuasijudicial independiente del Gobierno de Alberta , reguló la industria de recursos energéticos de Alberta , que incluía los estanques de relaves de arenas petrolíferas. Los miembros de la junta incluían ingenieros , geólogos , técnicos , economistas y otros profesionales. La ERCB se creó para reemplazar a la Junta de Energía y Servicios Públicos de Alberta (EUB, por sus siglas en inglés) y a la Comisión de Servicios Públicos de Alberta. La primera publicación importante del ERCB fue la Directiva 073 de diciembre de 2008: Requisitos para la inspección y el cumplimiento de las operaciones de la planta de extracción y procesamiento de arenas petrolíferas en el área de extracción de arenas petrolíferas , que se basó en la Ley de conservación de arenas petrolíferas (OSCA), el Reglamento de conservación de arenas petrolíferas (OSCR), la Carta informativa (IL) 96-07: Memorando de entendimiento EUB/AEP sobre la reglamentación del desarrollo de arenas petrolíferas , IL 94-19: Acuerdo de seguridad de presas, Acuerdo entre el Departamento de Empleo, Inmigración e Industria de Alberta y la Junta de Energía y Servicios Públicos de Alberta respecto de la coordinación de servicios para proyectos de minas de carbón y arenas petrolíferas (EII/EUB MOU), los requisitos establecidos en las condiciones de aprobación para cada plan de planta de extracción y procesamiento de arenas petrolíferas, el manual de contabilidad de producción S-23 aprobado por el ERCB del operador, la Directiva provisional (ID) 2001-07: Criterios operativos: Requisitos de recuperación de recursos para minas y plantas de procesamiento de arenas petrolíferas , ID 2001-03: Directrices de recuperación de azufre para la provincia de Alberta y Directiva 019: Garantía de cumplimiento de la ERCB: aplicación . [24]
En 2009, la ERCB publicó una directiva para toda la industria, la Directiva 074 , que fue la primera de su tipo. [25] La Directiva 074 estableció los "requisitos para toda la industria en materia de gestión de relaves", y exigió que "los operadores destinen recursos a la investigación, el desarrollo y la implementación de tecnologías de reducción de relaves fluidos y se comprometan con la gestión de relaves y la recuperación progresiva como prioridades operativas que se integren con la planificación de la mina y las actividades de producción de betún". [25] [26]
En 2012, el Gobierno de Alberta estableció un Marco de Gestión de Relaves (TMF) para complementar y ampliar las políticas de la Directiva 074 para "garantizar que los relaves finos fluidos se recuperen lo más rápidamente posible y que se reduzcan los inventarios actuales". [25]
El informe de la ECRB titulado 2012 Tailings Management Assessment Report: Oil Sands Mining Industry (Informe de evaluación de la gestión de relaves de 2012: industria minera de arenas petrolíferas ) advirtió que los operadores de arenas petrolíferas no convirtieron sus estanques de relaves en depósitos adecuados para la recuperación de manera oportuna, como se propuso en sus solicitudes de proyecto. "El volumen de relaves fluidos y el área requerida para contenerlos continuaron creciendo, y la recuperación de los estanques de relaves se retrasó aún más". [25]
El Gobierno de Alberta publicó en 2012 el "Marco de gestión de relaves para arenas petrolíferas explotables" como parte de la Estrategia de recuperación progresiva de Alberta para las arenas petrolíferas con el fin de garantizar que los relaves se recuperen lo más rápidamente posible. [10]
El "Tailings Management Framework for Mineable Oil Sands" (Marco de gestión de relaves para arenas petrolíferas explotables) de 2013 del ERCB "desafió un" punto clave "del gobierno provincial conservador, bajo la dirección de la primera ministra Alison Redford , que sirvió desde octubre de 2011 hasta su renuncia el 23 de marzo de 2014. Durante el mandato del gabinete de Redford , la provincia estaba promoviendo "Alberta como un productor responsable de energía". [27] El gobierno había prometido que los "estanques de relaves turbios que contienen los subproductos de la producción de betún pronto serán cosa del pasado". [27] En abril de 2013, la primera ministra emprendió una misión comercial a Washington, DC, en la que dijo que "los estanques de relaves [desaparecerán] del paisaje de Alberta en un futuro muy cercano". [27] Dijo que habría nuevas reglas ambientales que obligarán a las "compañías que utilizan minas y relaves" a "detener por completo el crecimiento de los estanques de relaves fluidos para 2016". [27]
En 2013, el gobierno de Alberta reemplazó al ERCB por el recién creado Regulador de Energía de Alberta (AER), con Jim Ellis como director ejecutivo. [14] El mandato del AER incluía supervisar el "desarrollo de los recursos de hidrocarburos durante todo su ciclo de vida", lo que incluía "asignar y conservar los recursos hídricos y gestionar las tierras públicas". El AER también tenía la tarea de "proteger el medio ambiente y, al mismo tiempo, proporcionar beneficios económicos a todos los habitantes de Alberta". [28] [29] [30]
En marzo de 2015, en respuesta al "Marco de gestión de relaves para arenas petrolíferas explotables" del ERCB, la AER suspendió la Directiva 074: Criterios y requisitos de desempeño de relaves para planes de minería de arenas petrolíferas. [31]
En mayo de 2016, el Tribunal de la Reina de Alberta (ABQB) en 2016 ABQB 278 , "confirmó que la Ley de Quiebras e Insolvencia federal reemplaza los requisitos provinciales de que las empresas deben limpiar los pozos". "[L]as empresas en quiebra pueden evitar sus obligaciones y dejarlas como una obligación pública". [32] : 8
La Directiva 85 fue emitida el 14 de julio de 2016 por el Regulador de Energía de Alberta, luego de consultas con "las Primeras Naciones, las comunidades locales, los grupos ambientalistas y la industria misma". [33] La Directiva 85 incluye nuevas directrices y un enfoque gradual sobre la gestión de los estanques de relaves por parte de los productores de arenas petrolíferas. [33] Según la Directiva 85, los "relaves fluidos" deben estar "listos para su recuperación" dentro de los diez años posteriores al cierre de una mina de arenas petrolíferas. [33]
El 25 de abril de 2017, la Corte de Apelaciones de Alberta (ABCA) desestimó la apelación de la AER y la OWA en una decisión histórica, confirmando la decisión de mayo de 2016 del Tribunal de la Reina de Alberta a favor del síndico de Redwater Energy Corporation, Grant Thornton Limited, en el proceso de quiebra de Redwater. La ABCA determinó que Grant Thornton Limited "tenía derecho a renunciar a los pozos petrolíferos no productivos de Redwater y vender los que producían". [34]
En julio de 2019, la AER anunció su Decisión 2019 ABAER 006: Proyecto de extensión del lago Mildred de Syncrude Canada Ltd. y Plan de gestión de relaves del lago Mildred , con un informe de 289 páginas. [35] Syncrude había presentado su solicitud con respecto al contrato de arrendamiento de superficie mineral MSL352 el 30 de junio de 2017. La decisión de la AER permite a Syncrude utilizar más tierras públicas para desarrollar arenas petrolíferas en los contratos de arrendamiento de arenas petrolíferas 17 y 22, según la sección 20 de la Ley de Tierras Públicas, con una serie de condiciones relacionadas con las leyes pertinentes, incluida la Ley de conservación de arenas petrolíferas (OSCA), la Ley de protección y mejora ambiental (EPEA), la Ley del agua y la Ley de tierras públicas . [35] : 1 La AER encontró que el proyecto de extensión del lago Mildred (MLX) de Syncrude era de "interés público". [35] : 1
La AER determinó que el Proyecto de Extensión del Lago Mildred (MLX) no cumplía con los requisitos de la Directiva 085: Gestión de relaves fluidos para proyectos de minería de arenas petrolíferas . Syncrude tiene hasta enero de 2023 para presentar un "Plan de Gestión de Relaves actualizado" que se alinee con el Marco de Gestión de Relaves para las Arenas Petrolíferas Minables (TMF) . [35] : 1 El "TMF" en virtud del Plan Regional del Bajo Athabasca (LARP) proporciona orientación a la AER y a la industria sobre la gestión de relaves fluidos durante y después de la operación de la mina. La Directiva 085 de la AER, en virtud de la Ley de Conservación de Arenas Petrolíferas (OSCA), "establece los requisitos para la gestión de relaves fluidos para proyectos de minería de arenas petrolíferas". [35] : 3 [Notas 1]
En una presentación de la AER en febrero de 2018, el "vicepresidente de cierre y responsabilidad" de la AER dijo que "en base a un "escenario hipotético del peor caso", el costo de limpieza sería de $260 mil millones según "cálculos internos de la AER". La estimación de "responsabilidad ambiental acumulada" de la industria petrolera de $58,65 mil millones era la cantidad que la AER había informado públicamente. [36] De ese costo, "los estanques de relaves constituyen la porción más grande pero desconocida de esta estimación de la AER". [12]
El 15 de febrero de 2018, la Corte Suprema de Canadá celebró una audiencia centrada en las decisiones de los tribunales inferiores de Alberta a favor de los acreedores de Redwater Energy, para determinar si las leyes de quiebra de Canadá están en conflicto con el régimen regulatorio de Alberta y si esas leyes federales son de suma importancia para las normas ambientales de la provincia. [37]
En febrero de 2018, había 1.800 pozos abandonados o huérfanos (sitios que habían sido autorizados por la AER con pasivos combinados de más de 110 millones de dólares). De 2014 a 2018, el inventario de pozos huérfanos de la Asociación de Pozos Huérfanos [38] (OWA) de la organización liderada por la industria aumentó de 1.200 a más de 3.700. [39]
A fines de febrero de 2018, CBC News y CP informaron que Sequoia Resources Ltd, una empresa petrolera que había comprado "licencias para 2.300 pozos" en 2016 a Perpetual Energy Inc., había notificado a AER que estaba cesando sus operaciones "de manera inminente" y que no podía mantener "casi 200 instalaciones y casi 700 segmentos de tuberías". [40] [14] Sequoia Resources Ltd había incumplido sus "pagos de impuestos municipales" y no podía reclamar sus propiedades. [40] Según The Star , después de que Sequoia Resources Ltd solicitara protección por quiebra en marzo "sin desmantelar y limpiar 4.000 pozos, tuberías y otras instalaciones", como se exige a todas las compañías petroleras, [41]
El 7 de agosto de 2018, PricewaterhouseCoopers , el fiduciario de los inversores chinos que compraron Sequoia Resources Ltd en 2016, presentó una demanda contra Perpetual Energy Inc. en un "intento sin precedentes de anular" la venta en 2016 de la filial de Perpetual Energy Inc. llamada Perpetual Energy Operating Corp. (PEOC) ahora conocida como Sequoia Resources Ltd a inversores chinos. [Notas 2] Un artículo en The Globe and Mail dijo que este parece ser el "primer intento de un fiduciario de quiebras en Alberta de deshacer una transacción anterior de petróleo y gas". Podría "introducir nuevos riesgos importantes a la capacidad de la industria [del petróleo y el gas] de comprar y vender activos y también podría suponer un duro golpe para Perpetual". La demanda alega que Perpetual y su directora ejecutiva, Susan Riddell Rose, "sabían que el acuerdo hundiría al comprador". [42] Perpetual dice que "la reclamación no tiene fundamento". [42]
En una declaración pública publicada el 8 de agosto de 2018, el director ejecutivo de AER, Jim Ellis, que había sido director ejecutivo desde la creación de AER en 2013, tomó la "medida inusual" [14] de admitir que la "situación de Sequoia ha expuesto una brecha en el sistema" que necesitaba ser reparada y "planteó preguntas" sobre cómo proceder en el futuro. [43] [Notas 3]
El 1 de noviembre de 2018, Jim Ellis, director ejecutivo de AER, se disculpó por no haber informado "que limpiar los desechos de la industria del petróleo y el gas de la provincia costaría 260 mil millones de dólares". El 2 de noviembre anunció su retiro como director ejecutivo. [36]
En el ámbito del gobierno federal canadiense, en mayo de 2023 se informó que la aprobación del proyecto de ley S-5 para actualizar la Ley de Protección Ambiental de Canadá se había ralentizado debido al apoyo del Partido Liberal a una enmienda propuesta por el Nuevo Partido Democrático. La enmienda estipulaba que "... el gobierno federal tiene la facultad de obligar a la producción de información sobre los estanques de relaves". [44]
El Regulador de Energía de Alberta ha confirmado que hasta la fecha no se ha certificado la recuperación de relaves. [45] De hecho, en toda la región de arenas petrolíferas, solo un kilómetro cuadrado del área total perturbada por operaciones mineras ha sido certificado como recuperado. [46]
Suncor invirtió $1.2 mil millones en su método de Operaciones de Reducción de Relaves (TROTM) [47] 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 in situ 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 captura de 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 7-10 años, con una rehabilitación de tierras continua después de 7 a 10 años de las operaciones mineras. [48] Para los períodos de informes de 2010 a 2012, Suncor tuvo un rendimiento de captura de finos inferior al esperado con esta tecnología. [10]
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. [10] 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. [10]
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 con tierra vegetal que se había retirado del sitio en la década de 1960. Los 1,2 millones de metros cúbicos de tierra vegetal sobre la superficie, a una profundidad de 50 centímetros, se colocaron sobre la arena en forma de montículos y cunetas. Luego se plantaron plantas de recuperación. [49] [50] [51]
Este ejemplo de recuperación, que se cita con frecuencia, es cuestionado por grupos ambientalistas [52], que señalan que el estanque no está recuperado, ya que los fluidos de relaves nocivos reales simplemente se trasladaron a otro lugar. De hecho, se drenó el contenido del estanque y se transportaron los fluidos de relaves a otros estanques. Luego, el estanque se llenó con materiales más gruesos y se agregó vegetación encima. El sitio no es utilizable ni accesible para el público y la turbera no se restauró.
En 2008, Syncrude Canada Ltd. comenzó la construcción del proyecto Sandhill Fen, una cuenca hidrográfica de investigación de 57 hectáreas que crea una mezcla de bosque y humedal sobre relaves compuestos cubiertos de arena en su antigua mina Este de 60 metros de profundidad. [53]
El Instituto Pembina sugirió que las enormes inversiones de muchas empresas en las arenas petrolíferas canadienses estaban dando lugar a un aumento de los resultados de producción de betún excedente sin lugar para almacenarlo. Agregó que para 2022, la producción de aguas residuales de un mes podría dar lugar a un depósito tóxico de 11 pies de profundidad del tamaño del Central Park de la ciudad de Nueva York [840,01 acres (339,94 ha) (3,399 km²)]. [54]
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. [55] En 2012, la Asociación de Gestión Ambiental Acumulativa (CEMA) definió los lagos de pozo final (EPL) [56] 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
Syncrude Ltd. tiene un EPL operativo a gran escala conocido como Base Mine Lake, que ha estado bajo recuperación desde 2012. [25] Originalmente West-In Pit, un estanque de relaves, Base Mine Lake contiene 45 metros de relaves fluidos que están lastrados por 5 metros de agua, comprimiendo los relaves tanto que la capa de agua ahora tiene 12 metros de profundidad. [57] La adición de una capa de agua y alumbre limpió con éxito el agua de la turbidez . [58] Las algas y los invertebrados pueblan la columna de agua, y las comunidades bacterianas son distintas de las de los estanques de relaves. [59] [60] Sin embargo, como una capa de petróleo permanece en la superficie del lago, Syncrude no planea conectar este EPL con cuerpos de agua naturales ni liberar agua del sitio.
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. [61] [62]
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. [63] 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 fueron 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 pensaba anteriormente. [64]
En cuanto a las concentraciones de metales, algunos estudios de contaminantes metálicos en los sedimentos de los lagos del delta Peace-Athabasca entre 2014 y 2018 mostraron "... poca o ninguna evidencia de enriquecimiento reciente de metales derivados de arenas petrolíferas en los sedimentos de los lagos" en la región. [65] [66]
Según el estudio de 2018 de Baray et al, el noventa y seis por ciento de las emisiones de metano en el AOSR provinieron de la cuenca de sedimentación de Mildred Lake y el estanque Syncrude Mildred Lake West In-Pit (WIP) y los estanques 2-3 (P23) de Suncor Energy OSG. [19] : 7372 Se descubrió que MLSB "era responsable de más del 70% de las emisiones de metano (CH 4 ) de los estanques de relaves". [19] : 7361 El estudio recopiló datos sobre las tasas de emisión de CH 4 de las "cinco instalaciones principales en el AOSR: Syncrude Mildred Lake (SML), Suncor Energy OSG (SUN), Canadian Natural Resources Limited Horizon (CNRL), Shell Albian Muskeg River and Jackpine (SAJ) y Syncrude Aurora (SAU)". Un informe de 2018 publicado en la revista Atmospheric Chemistry and Physics afirma que los estanques de relaves son "responsables de la mayoría de las emisiones de metano". [19] : 7372
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