Los pozos huérfanos en Alberta, Canadá, son pozos de petróleo o gas inactivos que no tienen un propietario solvente que pueda ser considerado legal o financieramente responsable de las obligaciones de desmantelamiento y recuperación para garantizar la seguridad pública y abordar las responsabilidades ambientales. [2] [3] [4]
El Regulador de Energía de Alberta (AER) , financiado en un 100 % por la industria (el único regulador del sector energético de la provincia), gestiona las licencias y la aplicación de las normas relacionadas con el ciclo de vida completo de los pozos de petróleo y gas según los requisitos del Ministerio de Medio Ambiente de Alberta , incluidos los pozos abandonados y huérfanos . [5] [6] [7] Los licenciatarios de petróleo y gas son responsables del cierre y la limpieza responsables y seguros de sus pozos de petróleo y gas según el Principio de quien contamina paga (PPP) [8] como una obligación legal de retiro de activos (ARO). [5] [6] [9] [10] La responsabilidad de un operador por problemas de recuperación de la superficie continúa durante 25 años después de la emisión de un certificado de recuperación del sitio. También existe una responsabilidad de por vida en caso de contaminación. [11] [12]
Una vez que la legislación ambiental actual estuvo en vigor y la Asociación de Pozos Huérfanos (OWA, por sus siglas en inglés) fue establecida en 2002, algunos pozos huérfanos pasaron a ser responsabilidad de la OWA. [13] El inventario de la OWA no incluye pozos antiguos [14] que son más complejos, requieren más tiempo y son más costosos de remediar. [15] Después de la caída de 2014 en el precio mundial del petróleo, hubo un "tsunami" de pozos, instalaciones y oleoductos huérfanos como resultado de las quiebras. [16]
En marzo de 2023, las compañías de petróleo y gas adeudan a los municipios rurales 268 millones de dólares en impuestos impagos; [17] adeudan a los terratenientes "decenas de millones en pagos de arrendamiento impagos". [18] Los propietarios originales de lo que ahora son pozos huérfanos "no cumplieron con su responsabilidad por los costosos trabajos de desmantelamiento y restauración al final de su vida útil"; algunos vendieron estos pozos "estratégicamente a operadores insolventes". [18] Los terratenientes sufren "consecuencias ambientales y económicas" por tener estos pozos en su propiedad. [18] La financiación de la OWA está subfinanciada en al menos varios cientos de millones. [18] La estimación total para limpiar todos los sitios existentes es de hasta 260 mil millones de dólares. La remediación se paga a través de rescates federales y provinciales, una violación del PPP. [18]
En 2017, de los aproximadamente 450.000 pozos de petróleo y gas registrados en la AER [b] en la provincia, 150.000 ya no producían pero no estaban remediados, [21] y 92.000 estaban inactivos sin un valor establecido. [22] Un informe del Proyecto de Divulgación de Pasivos de Alberta de 2021, "The Big Clean", que accedió a los datos de la AER a través de una solicitud de Libertad de Información (FOIP), estimó que Alberta tenía 300.000 pozos sin recuperar y que costaría entre 40 y 70 mil millones de dólares limpiarlos. [23] [24] Esta estimación de costos no incluye tuberías y estaciones de bombeo sin recuperar. [23] El ALDP, una organización de investigación independiente y no partidista que proporciona "datos a nivel gubernamental" sobre los pasivos relacionados con la industria del petróleo y el gas en Alberta, busca soluciones a lo que ellos describen como una "crisis creciente de pasivos". [23] [24]
Los pozos no recuperados son pozos inactivos que pueden estar huérfanos o tener licencia legal. Algunos pozos no recuperados pueden haber sido sellados, mientras que otros han comenzado o completado la remediación o recuperación del sitio del pozo. Según las regulaciones actuales de AER, es legal que los operadores dejen suspendida la recuperación de pozos indefinidamente, este no es el caso en algunos estados productores de petróleo, como Dakota del Norte. [25] [26] Daryl Bennett, quien representa a los propietarios de tierras a través de My Landman Group y Action Surface Rights "en disputas que involucran a empresas de recursos", [27] dijo que había 170.000 sitios no recuperados que requieren limpieza. [28] Estos pozos no recuperados fueron autorizados por la provincia a los operadores de petróleo y gas en virtud de la disposición de derechos minerales de Alberta, por la cual los propietarios de tierras solo tienen derechos minerales de superficie, no debajo de la superficie, y no tienen derecho de rechazo para evitar que se perfore un pozo en su propiedad. [22] [27] [29] [30] Cuando los pozos producían, los propietarios de las tierras se beneficiaban, ya que los operadores pagaban una tarifa anual para arrendar y acceder al sitio. Cuando los operadores se declaran en quiebra o simplemente no pueden ser reubicados, los propietarios de las tierras se quedan con estos pozos viejos sin ningún recurso. Para 2001, había alrededor de 59.000 granjas con al menos un pozo en su propiedad. [31] Para 2023, pozos y bombas de bombeo salpican el paisaje en gran parte de la Alberta rural con un pozo por casi cada 1,4 km2 ( 0,54 millas cuadradas). [25] [26] [32]
En 2019, el Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC) advirtió que las fugas de gas metano de los pozos de petróleo y gas abandonados representaban un grave riesgo para el cambio climático y recomendó el monitoreo de estos pozos. [33] Canadá comenzó a monitorear las fugas de metano de los pozos abandonados en ese momento. [13] [33]
No se sabe con certeza cuántos de los aproximadamente 300.000 pozos inactivos pertenecen a las diversas clasificaciones que describen los pozos de petróleo y gas en Alberta. La industria del petróleo y el gas se refiere a los pozos que han sido sellados como "abandonados", [1] o para ser más exactos, "abandonados responsablemente". [34] El Narwhal dice que esto ha dado lugar a "incontables titulares confusos". [1] Hay numerosos sitios de pozos inactivos que no están sellados ni designados oficialmente como huérfanos por la AER. [34] El inventario anual de la OWA no incluye pozos huérfanos que la AER ha identificado pero que no han pasado a la condición de huérfanos. La OWA tampoco es responsable de los pozos que quedaron huérfanos antes de su creación en 2002. Estos pozos son responsabilidad de los organismos reguladores y ministeriales, la AER y el Departamento de Energía. [14] [15] Un informe de la Oficina del Auditor General (OAG) de 2021 dijo que el regulador y el ministerio no priorizaron los sitios y rechazaron la responsabilidad de financiar y limpiar los sitios de pozos "incluso cuando la evidencia mostraba lo contrario". [35]
El informe de enero de 2022 de la Oficina de Presupuesto Parlamentario (PBO) sobre el costo de la limpieza de los pozos de petróleo y gas huérfanos de Canadá decía que, a pesar de los 1.700 millones de dólares federales proporcionados durante la pandemia, el costo de la limpieza de los pozos huérfanos a nivel nacional requerirá fuentes de financiación de la industria, las provincias y el gobierno federal. [36] Para enero de 2022, Alberta había entregado alrededor del 50% de la financiación asignada a empresas energéticas viables, no a empresas "con un riesgo financiero agudo ". [37]
La CAPP afirma que la mayoría de sus empresas miembro pagan impuestos y limpian sus propios pozos [17] y que las quiebras, uno de los principales factores en el aumento de pozos huérfanos [16] , fueron el resultado de los "efectos rezagados de esta recesión de varios años para el sector del petróleo y el gas". [17] El aumento en el número de insolvencias y pozos sin un propietario solvente fue el resultado de las "mayores caídas de los precios del petróleo en la historia moderna" entre 2014 y 2016 y la caída más larga de los precios del petróleo desde la década de 1980. [38]
En 2022, la mayoría de los pozos huérfanos aún no habían sido remediados. Los agricultores y ganaderos sufren "consecuencias ambientales y económicas" porque los pozos en sus tierras, que tienen licencia como activos, no lo están. [18] Se enfrentan a desafíos que duran décadas, incluida la devaluación de la tierra debido a los pozos huérfanos, la contaminación y la pérdida de compensación de las empresas en quiebra. [11] [27] [39] Los operadores insolventes deben a los terratenientes "decenas de millones" en pagos de arrendamiento de derechos de superficie impagos y/o costos de transferencia, como impuestos a los terratenientes. [11] [18] [27] [40] [41] Estos operadores morosos deben a los municipios 268 millones de dólares en impuestos impagos. [28] Rural Municipalities of Alberta (RMA) dice que esto representa un aumento del 261% desde 2018, a pesar de que la industria registra ganancias multimillonarias. [17] [29] [42] Esto dará lugar a recortes de servicios o aumentos de impuestos a nivel municipal. [17] El nivel de impuestos impagos informado en fue "sin precedentes" y presentó un "desafío único que los municipios de Alberta no habían experimentado antes". [41]
A partir de marzo de 2022, la industria experimentó el "mayor aumento de 23 meses en los precios de la energía desde el precio del petróleo de 1973" [42] tras la invasión rusa de Ucrania . [42] El aumento del precio del petróleo resultó en ganancias récord para las compañías petroleras canadienses, algunas de las cuales ganaron miles de millones. [29] [42] En Alberta, Canadian Natural Resources, Cenovus Energy, Paramount Resources y Whitecap Resources obtuvieron un ingreso neto combinado de aproximadamente $ 5 mil millones solo en el cuarto trimestre del año fiscal 2022. [28]
La financiación de la OWA es "groseramente insuficiente" en al menos varios cientos de millones de dólares. [18] El presupuesto total para limpiar todos los sitios existentes es de hasta 260 mil millones de dólares. Los contribuyentes han pagado la diferencia a través de rescates federales y provinciales en forma de subvenciones y préstamos, una violación del PPP. [18]
Se han planteado inquietudes sobre la "práctica turbia" de descargar estratégicamente pasivos a operadores más pequeños y junior con fondos insuficientes que probablemente enfrenten una insolvencia futura. [11] [18] Esta práctica permite a los propietarios originales de lo que ahora son pozos huérfanos evitar pagar por costosos trabajos de desmantelamiento y restauración al final de su vida útil de los que eran responsables. Muchos de estos pozos se convierten en pozos huérfanos. [18] De esta manera, las empresas hacen un mal uso del proceso de quiebra para mantener sus valiosos activos. [11] La OWA dice que a medida que los propietarios eluden su responsabilidad, el colectivo se vuelve responsable de los pasivos. [11] El cincuenta por ciento de los pozos morosos son propiedad de pequeñas empresas que tienen finanzas insuficientes pero aún pueden producir y recaudar ingresos. [28] Existe una correlación directa entre los pasivos ambientales de estos pozos abandonados, los impuestos impagos y los pagos superficiales impagos a los propietarios de tierras.
La AER tiene la autoridad de hacer cumplir las normas. [28] La RMA dice que la AER "apoya" a las pequeñas empresas para evitar que aumente el ya preocupante número de pozos huérfanos que resulta principalmente de las quiebras. [28] La AER dice que es el papel de la RMA recaudar impuestos. [28] Una abogada que representa a Action Surface Rights, un grupo de propietarios de tierras, Christine Laing, pidió a la AER que use el poder que tiene con más frecuencia y de manera oportuna para "proteger el interés público". [43]
El Instituto Internacional para el Desarrollo Sostenible (IISD), creado en 1990 durante el mandato de Brian Mulroney como parte de la contribución de Canadá a la Cumbre de la Tierra de Río de Janeiro de 2002 , llamó la atención sobre las formas en que los productores canadienses han fallado en cuestiones ESG. [18]
El pozo inactivo más antiguo de la provincia ha estado inactivo y sin recuperarse desde el 30 de junio de 1918. [44]
Algunos de los sitios históricos estuvieron en funcionamiento en la década de 1920 o antes, y no tienen un operador conocido ni "garantía financiera para cubrir los costos de limpieza". [45]
En 1946, la producción petrolera de Canadá era de tan sólo 21.000 barriles (3.300 m3 ) de petróleo al día. En 1956, Alberta producía 400.000 barriles (64.000 m3 ) al día. [48] [49]
En 2012, la OWA sólo tenía 14 pozos huérfanos clasificados; en 2013 había 74; en 2014 había 162; en 2015 había 705; [51] en 2024 había 2.647. [52]
En 2015, el costo promedio de los servicios de recuperación/remediación (R/R) en sitios fue de $180 000 por sitio y varía entre $20 000 y $1 millón. [51] Esto permite trabajar durante las recesiones en la industria petrolera. [51]
Antes de 2017, la industria energética pagaba 15 millones de dólares al año al Fondo de Impuestos para Huérfanos, cifra que se duplicó hasta los 30 millones de dólares en 2017. [53]
Según un informe de Recursos Naturales de Canadá (NRC) sobre la integridad de los pozos en la industria del petróleo y el gas en Canadá, entre 1955 y 2017 se perforaron aproximadamente 580.000 pozos en Canadá. De ellos, 400.000 se realizaron en Alberta y la NRC anticipó que se perforarían otros 100.000 más. [47]
En 2017, el gobierno provincial del Nuevo Partido Democrático (NDP) comenzó a consultar con la industria energética para "introducir nuevas reglas que podrían limitar una responsabilidad pública multimillonaria por la recuperación de unos 80.000 pozos inactivos en Alberta". [6]
El informe del Instituto CD Howe estimó que el costo social de los pozos huérfanos, incluidos aquellos en los que incurren empresas financieramente insolventes, podría ser de más de 8.600 millones de dólares. [54]
En 2017, el gobierno federal proporcionó a Alberta una subvención única de 30 millones de dólares para "desmantelamiento y recuperación" [55] que la provincia utilizó para "cubrir los intereses de un préstamo reembolsable de 235 millones de dólares". [56] [57]
En 2018, el 37,8% de todos los pozos inactivos (89.217) habían estado inactivos hasta por 5 años; el 29,8% habían estado inactivos por 5 a 10 años; el 16% de 10 a 15 años; el 8,2% de 15 a 20 años; el 3,9% de 20 a 25 años; y el 4,5% habían estado inactivos por más de 25 años. [44]
Según los datos de la OWA de 2018, con el nivel actual del inventario de pozos huérfanos, se esperaba que el costo del abandono y la recuperación de su inventario de pozos huérfanos fuera de alrededor de 611 millones de dólares. [58] Sin embargo, esta estimación de 611 millones de dólares no incluye los posibles pozos huérfanos. En este contexto, los candidatos potenciales incluyen pozos propiedad de empresas financieramente insolventes y empresas casi insolventes. [54]
El costo de abandono y remediación por pozo se puede estimar revisando el informe anual de la OWA; se estima que esos costos son de $61.000 y $20.000 por pozo respectivamente. [59]
De los 440.000 pozos perforados en la provincia, aproximadamente 22.000 presentaban fugas en 2019. [47]
Como parte del programa de cierre basado en áreas de Alberta (ABC), que representó el 70% de la actividad de remediación de la provincia, la industria del petróleo y el gas gastó aproximadamente 340 millones de dólares en limpieza. [60]
El gobierno federal proporcionó una subvención de 1.200 millones de dólares a través del Plan de Respuesta Económica al COVID-19 anunciado en 2020. [61] Utilizando la subvención federal, en 2020, la provincia financió el Programa de Rehabilitación de Sitios de Alberta (ASRP) con 1 millón de dólares en préstamos provinciales. [57] La industria del petróleo y el gas pagó casi la misma cantidad en limpieza (363 dólares) que en 2019, a pesar de la subvención federal.
En 2020, había alrededor de 97.000 pozos inactivos que no estaban debidamente cerrados y otros 71.000 pozos abandonados que requerían limpieza, según un artículo de la Facultad de Políticas de la Universidad de Calgary . [39] [62]
El informe del Director de Presupuesto Parlamentario (PBO) de enero de 2022 sobre el costo de limpieza de los pozos huérfanos de petróleo y gas de Canadá estimó que costaría 361 millones de dólares solo limpiar los pozos huérfanos tradicionales a nivel nacional, lo que no incluye el costo de las operaciones de arenas petrolíferas. [4]
Más del 50% de los pozos de Alberta no producen petróleo ni gas y, sin embargo, no han sido limpiados. [39] [63]
La OWA gastó $161,5 millones en el año fiscal 2021/2022 en el desmantelamiento de pozos, tuberías e instalaciones. [64] En 2021/22, el 42% de este total se destinó al desmantelamiento de pozos, el 30% a la recuperación del sitio, el 13% al desmantelamiento de instalaciones y el 5% al desmantelamiento de tuberías. [64]
El sector del petróleo y el gas aportó el 22% de los ingresos totales estimados del Gobierno de Alberta para el año fiscal 2021/22. Desde 2012, el gobierno de Alberta ha recibido 66 mil millones de dólares del sector. [19]
La AER informó que, en julio de 2022, había alrededor de 170.000 pozos abandonados en la provincia, de los cuales los licenciatarios son responsables de todos los costos de abandono y recuperación. Esto representa el 37% de todos los pozos de Alberta. [65]
El informe de enero de 2022 del Director de Presupuesto Parlamentario (PBO) sobre el costo de limpieza de los pozos huérfanos de petróleo y gas de Canadá estimó que costaría $361 millones solo limpiar los pozos huérfanos tradicionales a nivel nacional, lo que no incluye el costo de las operaciones de arenas petrolíferas. [4] Para 2025, el pronóstico es de $1.1 mil millones en costos de limpieza de pozos huérfanos. [36]
Según AER, en diciembre de 2022, de los 463.000 pozos de petróleo y gas de Alberta, el 33,7 % o 156.031 estaban activos y el 28 % o 129.640 estaban recuperados. Había 172.236 pozos abandonados o inactivos: el 19 % o 88.433 estaban abandonados y el 18,1 % o 83.803 estaban inactivos. [50]
Existen miles de pozos de petróleo y gas en municipios y en propiedades de propietarios que requieren taponamiento o recuperación y no tienen un propietario solvente, pero que aún no han pasado a la condición de pozos huérfanos. Representan responsabilidades ambientales y de seguridad pública, pero la AER no los designa como huérfanos y no se están abordando. Las responsabilidades e impuestos de estos pozos pasan a ser responsabilidad de los municipios y los propietarios de las tierras, según dónde se encuentren los pozos. El Inventario OWA de 2023 incluyó solo 3114 sitios huérfanos de los que era responsable. [14]
A diferencia de Texas, donde los propietarios privados poseen tanto los derechos minerales como los de superficie, en Alberta, los propietarios de tierras solo poseen derechos de superficie y no tienen derecho de rechazo para impedir que las empresas de extracción operen pozos en su propiedad privada. [22] [27] [29] [30] Muchos de los pozos huérfanos se encuentran en propiedades privadas de ganaderos, agricultores y otros. [27] Para 2001, había alrededor de 59.000 propiedades agrícolas o ganaderas en la provincia que tenían al menos un pozo en su propiedad. [31] Si bien la AER y la CAPP estaban satisfechas con el fallo de la Corte Suprema de 2019 sobre los pozos huérfanos, los propietarios de tierras con pozos huérfanos dejados por empresas de energía extintas están preocupados por el impacto de los pozos huérfanos en "los cultivos, el agua y el medio ambiente". [43]
El grupo de Bennett fue invitado por el Ministro de Energía de Alberta, Peter Guthrie, a una reunión el 9 de febrero de 2023 sobre el Programa de Incentivos para la Gestión de Pasivos propuesto por el Primer Ministro Smith. [28] [66] Si bien Bennett reconoció que era "algo lamentable" que los contribuyentes financiaran el LMIP y las compañías petroleras vieran reducidas sus regalías. [27]
Según una encuesta realizada a principios de enero de 2019, la Asociación de Municipios Rurales de Alberta (RMA) informó de una deuda "sin precedentes" de 81 millones de dólares en impuestos a la propiedad de las empresas de petróleo y gas, lo que suponía un "desafío único que los municipios de Alberta no habían experimentado antes". [41] Según el presidente de la RMA, Paul McLauchlin, en 2023, la industria del petróleo y el gas debía 268 millones de dólares en impuestos a la propiedad impagos a pueblos y aldeas de toda Alberta. [17] [29] [67] En respuesta a sus preocupaciones en 2021, Dale Nally , entonces Ministro Asociado de Gas Natural, dijo que la solución a los impuestos impagos radica en que la provincia ayude a la "maltratada" industria del petróleo y el gas para que puedan "pagar sus impuestos municipales y contribuir a la economía". [67]
La Asociación de Pozos Huérfanos (OWA), liderada por la industria petrolera, es una organización independiente sin fines de lucro que se estableció en 2002 [68] con el mandato de proteger la seguridad pública y gestionar los "riesgos ambientales de las propiedades de petróleo y gas que no tienen una parte legal o financieramente responsable que pueda rendir cuentas". [13] La OWA es responsable de los pozos huérfanos, las tuberías y las instalaciones. [69]
Representantes del gobierno provincial de Alberta, la AER y Alberta Environment and Parks (AEP), la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo (CAPP) y la Asociación de Exploradores y Productores de Canadá (EPAC) forman parte de la junta directiva de la OWA. [2] Brad Herald es el presidente de la OWA y también vicepresidente de la CAPP. [70]
La OWA gestiona los posibles riesgos ambientales y de seguridad pública que representan estas propiedades abandonadas. También mantiene un inventario y supervisa el desmantelamiento, la remediación y la recuperación de estos sitios. [13] El mandato de la OWA incluye la gestión del "desmantelamiento (abandono) de pozos, tuberías e instalaciones de petróleo y gas 'huérfanos' y la remediación y recuperación de sus sitios asociados". [2]
La OWA también es responsable de los oleoductos y las instalaciones huérfanas, que ahora incluyen el recién establecido Programa de Gestión de Responsabilidad de Grandes Instalaciones (LFP). [71] El LFP opera con financiamiento separado de los pozos huérfanos y tiene su propio impuesto establecido en $3 millones por año. Para 2022, su primer proyecto (el desmantelamiento de las instalaciones de la estación de bombeo de la Planta de Gas Mazeppa al sur de Calgary) estaba casi terminado. [71] Los críticos dicen que el impuesto anual a los pozos huérfanos decidido por la industria y establecido por la AER es demasiado bajo para cubrir el tamaño real del problema. [24] [53] [72]
Debido a que los pozos huérfanos son responsabilidad exclusiva de la industria del petróleo y el gas, también son responsables de financiar las operaciones de la OWA. La financiación de la industria para la OWA incluye un impuesto anual a los pozos huérfanos prescrito por la AER, en consulta con la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo (CAPP) y la Asociación de Exploradores y Productores de Canadá (EPAC). Los miembros de la CAPP producen alrededor del 80% del petróleo y el gas en Canadá. El impuesto se basa en el "costo estimado de las actividades de desmantelamiento y recuperación para el próximo año fiscal". [53] Antes de 2017, la industria energética pagaba 15 millones de dólares al año al fondo. Se duplicó a 30 millones de dólares en 2017. Para el año fiscal 2021/2022 se fijó en 65 millones de dólares. [53] Los críticos dicen que este impuesto es inadecuado para cubrir los costos de la limpieza de los pozos huérfanos. [24]
A partir de 2022, el impuesto anual del Fondo Huérfano para las empresas de petróleo y gas establecido por el Regulador de Energía de Alberta (AER), financiado por la industria, es muy bajo en relación con las responsabilidades de la OWA. [72] El impuesto de la OWA es prescrito por la AER, en consulta con la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo (CAPP) y la Asociación de Exploradores y Productores de Canadá (EPAC), con base en el "costo estimado de las actividades de desmantelamiento y recuperación para el próximo año fiscal". El impuesto de 2021 fue de 65 millones de dólares. [53]
La financiación de OWA proviene de un impuesto pagado por la industria energética de Alberta y recaudado por la AER. [15] [53] [56]
El Inventario OWA sólo incluye pozos huérfanos que han sido designados como huérfanos por la AER. [14]
Aunque se supone que la OWA debe ser financiada en su totalidad por la industria del petróleo y el gas, también está subsidiada por los gobiernos federal y provincial a través de subvenciones y préstamos. [56] [57] [61]
Los crecientes costos de desmantelamiento y recuperación fueron transferidos de la industria del petróleo y el gas al público, lo que muchos ven como un beneficio corporativo y una violación de las asociaciones público-privadas. [28] [73]
Las subvenciones federales incluyen 30 millones de dólares en 2017 y 1.200 millones de dólares en 2020. [6] [21] [23] [56] [57]
En 2017, el Gobierno de Canadá otorgó a Alberta una subvención única de 30 millones de dólares para "actividades asociadas con el desmantelamiento y la recuperación". [55] Ese año, el gobierno provincial utilizó los fondos federales para "cubrir los intereses de un préstamo reembolsable de 235 millones de dólares" que la industria del petróleo y el gas reembolsará en los próximos nueve años, para apoyar los esfuerzos de la OWA. [56] [57]
Como parte del Plan de Respuesta Económica del gobierno federal a la COVID-19, en abril de 2020 se anunció una nueva ayuda financiera para ayudar a sostener el empleo en el sector energético, que también sirvió para responder a las preocupaciones ambientales en las provincias con pozos de petróleo y gas huérfanos e inactivos. [61] De los 1.720 millones de dólares totales, hasta 1.200 millones estaban disponibles para el gobierno de Alberta y 200 millones se pusieron a disposición en forma de préstamo a la Asociación de Pozos Huérfanos. [61] Para enero de 2022, Alberta había otorgado aproximadamente el 50% de la financiación asignada a empresas energéticas viables, no a empresas "con un riesgo financiero agudo". [37]
En 2020, Alberta estableció el Programa de Rehabilitación de Sitios de Alberta (ASRP, por sus siglas en inglés) a través del cual los solicitantes podían solicitar subvenciones de hasta $30,000. [74] La provincia también prestó a la OWA $100 millones para 1,000 evaluaciones ambientales de sitios, como parte del proceso de desmantelamiento de 800 a 1,000 pozos huérfanos. [57] El préstamo tenía como objetivo "crear 500 empleos directos e indirectos en el sector de servicios petroleros". [57] El préstamo tenía como objetivo permitir a la OWA duplicar su actividad en 2020 a casi 2,000 pozos. [75]
A principios de febrero de 2023, el primer ministro de Alberta introdujo un controvertido sistema de créditos por regalías de 100 millones de dólares como parte de un nuevo programa de incentivos para la gestión de pasivos (LMIP). [29] [66] [76] Si se promulga por completo, proporcionaría a las empresas de petróleo y gas individuales créditos por regalías por limpiar sus propios pozos que hayan estado inactivos durante dos décadas o más. [73] El economista de Alberta, Andrew Leach , dijo que los defensores de la industria petrolera fueron los autores originales del generoso programa de créditos por regalías basado en incentivos, entonces llamado R-Star. [77] [78] Según un informe de Scotiabank , el programa de incentivos "va en contra del principio capitalista central de que las empresas privadas deben asumir la plena responsabilidad de los pasivos que aceptan voluntariamente". [28] Sus analistas advirtieron que el programa podría dar lugar a que el público tuviera una visión negativa del sector del petróleo y el gas. [28] El informe de Scotiabank decía que "Canadian Natural Resources, Cenovus Energy, Paramount Resources y Whitecap Resources" serían los más beneficiados por el programa de incentivos: sus ingresos netos combinados en el cuarto trimestre del año fiscal 2022 fueron de casi 5 mil millones de dólares. [28] El profesor de la Universidad Mount Royal , Duane Bratt, dijo que había un elemento de "bienestar corporativo" en el programa, pero también estaba el "elemento de corrupción": en 2022, Smith, como cabildero pagado de docenas de empresas de Calgary en el Alberta Enterprise Group, había promovido "20 mil millones de dólares en créditos R-Star" [78] a la entonces ministra de energía Sonya Savage . [28] La puesta a prueba de RStar estaba en la carta de mandato del Ministro Guthrie. [28] Los críticos incluyen "[e]cologistas, economistas, terratenientes y analistas dentro de Alberta Energy". [28] [66] [73] Algunos también se preguntan cómo podría aplicarse esto a los pozos huérfanos ya que, por definición, no hay una parte legal a la que incentivar. [73] [76] En una declaración del 22 de febrero, el Primer Ministro Smith dijo que el proceso de consulta del Ministro Guthrie tardaría varios meses en completarse. [76] [79]
Canadian Natural Resources , con sede en Calgary , es uno de los "principales financiadores individuales" de OWA. [15] Canadian Natural, que "produce más de un millón de barriles de petróleo y gas por día, también es una de las empresas más activas en la limpieza". De los 1.293 pozos abandonados en 2018, la empresa "presentó 1.012 certificados de recuperación". [15]
En Alberta, el único regulador del desarrollo energético de la provincia (desde la primera solicitud, la concesión de licencias y la producción de un proyecto hasta su desmantelamiento, cierre y recuperación) es la corporación financiada al 100 % por la industria, el Regulador de Energía de Alberta (AER). El AER, que sustituyó a la Junta de Conservación de Recursos Energéticos (ERCB) en 2013 (tras la aprobación de la Ley de Desarrollo Energético Responsable), opera en igualdad de condiciones con el gobierno provincial. [5] [9] Las regulaciones del AER basadas en la PPP exigen que las empresas energéticas retiren de forma segura sus pozos inactivos siguiendo las directrices provinciales como una obligación legal de retiro de activos (ARO). [5] [6] [9] Esto incluye el taponamiento adecuado de los pozos inactivos, así como la realización de la remediación para devolver el sitio a la condición en la que se encontraba antes de las operaciones de extracción. [7]
El estado de la licencia de pozo de AER incluye abandonado, modificado, cancelado, emitido, reingresado, recertificado, reexento, rescindido y suspendido. [80]
La financiación de la industria para la OWA incluye un impuesto anual a los pozos huérfanos, establecido por la AER, en consulta con la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo (CAPP) y la Asociación de Exploradores y Productores de Canadá (EPAC). Se basa en el "costo estimado de las actividades de desmantelamiento y recuperación para el próximo año fiscal". [53]
En marzo de 2014, la AER asumió las responsabilidades de Alberta Environment and Sustainable Resource Development (ESRD) para regular las actividades de recuperación y remediación resultantes de las operaciones de extracción de combustibles fósiles en Alberta. [12] La Directiva 079 de la AER proporciona directrices y reglamentos sobre el desarrollo de la superficie en municipios que han abandonado pozos. Esto incluye la identificación de pozos a través del Reglamento de Subdivisión y Desarrollo (SDR) y los requisitos para identificar pozos abandonados ubicados cerca de desarrollos. La Directiva 079 también requiere que las compañías de petróleo y gas ubiquen y prueben los pozos. [12]
El 6 de febrero de 2017, el Regulador de Energía de Alberta y el gobierno de Alberta revisaron la Directiva 67, que establece los "requisitos de elegibilidad para obtener o seguir teniendo una licencia para el desarrollo energético" en Alberta. [81] Los nuevos requisitos entraron en vigor en respuesta a las preocupaciones sobre el "creciente número de licenciatarios que abandonan pozos en un mercado no rentable en procedimientos de quiebra". [81] Los cambios dieron a AER la autoridad para rechazar u otorgar licencias en función de un comportamiento pasado, por ejemplo, licenciatarios con un "historial, o un mayor riesgo, de incumplimiento". Anteriormente, las empresas de energía podían obtener una licencia pagando un pequeño pago inicial siempre que tuvieran una dirección y algún seguro. [82] Las reglas de cumplimiento revisadas cubren cuestiones operativas, de tuberías y de emisiones. [82]
El informe de 2021 presentado por la Oficina del Auditor General (OAG) de Alberta, Doug Wylie, examinó las responsabilidades ambientales del gobierno provincial y las funciones del Regulador de Energía de Alberta (AER) y Medio Ambiente y Parques , ahora llamado Ministerio de Medio Ambiente y Áreas Protegidas. [83] [84] No todos los pozos huérfanos y heredados son administrados por la OWA. [45] El regulador y el ministerio también administran pozos heredados y huérfanos que existían antes de la promulgación de la legislación ambiental en 2000. [45] El AER y el ministerio, ambos bajo la jurisdicción del gobierno de Alberta, interpretan sus responsabilidades de manera diferente. Cada uno dice que el otro tiene la responsabilidad de pagar y limpiar las responsabilidades de los sitios de petróleo y gas. [35] [84] Esto dio como resultado que ni el organismo regulador ni el ministerio asumieran la "responsabilidad" de los sitios, incluso cuando la evidencia mostraba lo contrario. [35] Hubo una falta de información sobre las fuentes de financiación para la limpieza de los sitios, así como una falta de estimaciones de costos actualizadas y de priorización de los sitios. [35] Si bien el personal regulador de AER mantuvo una lista de sitios antiguos y huérfanos bajo su administración, la lista no se compartió con el propio personal financiero de AER hasta que se descubrió la lista a través de la auditoría de la OAG. La lista también incluía estimaciones de costos con otros sitios similares. [84] [85]
Keith Wilson, que ha trabajado con propietarios de tierras en pozos huérfanos durante tres décadas, dijo a The Narwhal en una entrevista de 2018 que "el sistema [del regulador] no está logrando nada. En todo caso, está creando una falsa sensación de comodidad de que este problema se está abordando, y sabemos que no es así". [32]
Las compañías de petróleo y gas que se han beneficiado de los ingresos energéticos de Alberta son responsables del cierre y la limpieza responsables y seguros de sus pozos de petróleo y gas de conformidad con el Principio de "quien contamina paga ", tal como lo definió claramente la Corte Suprema de Canadá en 2003. [8]
El Centro de Derecho Ambiental de Alberta (ELC) dijo que si bien el principio de que quien contamina paga parece ser simple y directo, su evolución, puesta en práctica y aplicación en Alberta es compleja, ya que a menudo está cargada de política. [86]
A partir de 2014, la EPEA “requiere que los operadores conserven y recuperen tierras específicas y obtengan un certificado de recuperación”. [10] [12] [87]
La Ley de Protección Ambiental de Canadá de 1999 otorgó nuevos poderes para la protección de la salud y el medio ambiente. [88] La Ley de Protección y Mejora Ambiental (EPEA), promulgada en 2000, es el único estatuto en Alberta que hace referencia directa al principio de que quien contamina paga. [87] El PPP está integrado en una variedad de disposiciones de la EPEA pero no tiene "un compromiso estatutario expreso con el principio". [87]
En su decisión de 2003 en Imperial Oil v Quebec , la Corte Suprema de Canadá describió el principio de que quien contamina paga, diciendo que, con el fin de "fomentar el desarrollo sostenible, ese principio asigna a los contaminadores la responsabilidad de remediar la contaminación de la que son responsables y les impone los costos directos e inmediatos de la contaminación". [8]
En 2020, había 97.920 pozos "licenciados como suspendidos temporalmente" en Alberta. [62] [89] El New York Times los etiquetó como "pozos zombis" . [62] Los propietarios de pozos inactivos pueden optar por suspender las operaciones de forma indefinida, sin pasar por el costoso proceso de desmantelamiento, remediación y recuperación. [4] [25] [26] Muchos pozos suspendidos son huérfanos o simplemente están abandonados. Es posible que todavía tengan petróleo, pero rara vez se vuelven a certificar. [39] Se encuentran principalmente en propiedades privadas cuyos propietarios tienen recursos limitados para eliminarlos, mantener el sitio o cobrar tarifas de acceso a los derechos de superficie. [89] Los pozos suspendidos tienen el mayor riesgo de fugas de gas metano, que aumenta con la edad del pozo. [90] De todos los pozos inactivos en Alberta, el 29% —27.532 pozos— han estado suspendidos durante más de una década sin ser "abandonados" ni reactivados, al 25 de marzo de 2021. [91] No hay límite en la cantidad de tiempo que un pozo inactivo puede permanecer suspendido según las regulaciones actuales de AER, aunque el peligro de fuga aumenta con la edad del pozo. La falta de un límite de tiempo favorece a los propietarios de pozos, que pueden evitar pagar entre 75.000 y 100.000 dólares para recuperar un pozo, pagando solo varios miles al año en derechos de acceso a la superficie e impuestos municipales. Es una responsabilidad para los ganaderos en cuyas tierras se dejan los pozos. Estos pozos suspendidos, inactivos y "zombis" se han convertido en una "amenaza peligrosa para la seguridad pública". [62] [89] [92]
En 2016, Dakota del Norte (que comparte frontera con Alberta y también tiene un gran sector petrolero) no tenía pasivos por pozos huérfanos o inactivos sin financiación. [89] Aprendieron las "duras lecciones" tras los ciclos de auge y caída anteriores. A partir de 2001, cuando el número de pozos huérfanos comenzó a aumentar, el estado promulgó una política de "úsalo o piérdelo". Los operadores están obligados a bombear petróleo o taponar sus pozos. Después de un año de no producción, la comisión industrial del estado "reclama el bono de la empresa, impone multas y tapona el pozo". [89]
En cambio, en Alberta, los propietarios de pozos inactivos pueden optar por suspender las operaciones indefinidamente, sin pasar por el costoso proceso de desmantelamiento, remediación y recuperación. [4] [25] [26] AER no ha establecido ningún requisito de límite de tiempo para los pozos suspendidos. [4] [25] [26] Un pozo suspendido solo se cierra temporalmente y puede reactivarse. [39] Estos pozos también pueden ser reautorizados por AER como "reingresados" si un nuevo propietario se hace cargo del sitio. [80] El riesgo de fuga es mayor en un pozo inactivo suspendido que en un pozo que la AER llama "abandonado responsablemente" - "dejado permanentemente incapaz de fluir y tapado". [90] Los pozos antiguos inactivos suspendidos presentan el mayor riesgo de fuga. [90] El riesgo de fuga en un pozo inactivo aumenta con la cantidad de tiempo que ha estado inactivo sin ser cerrado adecuadamente. [7] [39] El veintinueve por ciento de todos los pozos inactivos en Alberta (27.532 pozos) han estado suspendidos durante más de una década sin ser "abandonados" ni reactivados, al 25 de marzo de 2021. [91] La Directiva 020 de AER: Abandono de pozos se ocupa de los pozos suspendidos. [93] [94]
Las quiebras son factores primordiales en el aumento de pozos huérfanos. [16] En la última década, las empresas se han vuelto insolventes debido a la "recesión plurianual del sector del petróleo y el gas". [17] Esta recesión o caída es parte de la naturaleza cíclica bien conocida de la industria del petróleo y el gas.
El historiador David Finch, cuya investigación se centró en la industria petrolera en el oeste de Canadá, dijo que Alberta experimentó tres recesiones significativas en la industria petrolera desde que se volvió comercialmente viable: la primera en la década de 1960, la segunda en la década de 1980 y la tercera que comenzó con el colapso de los precios mundiales del petróleo en 2014. [95] Los precios del petróleo crudo cayeron a precios casi mínimos de diez años. [96] Hubo preocupaciones de que casi un tercio de las compañías petroleras pudieran quebrar. [97] Fue la caída más prolongada del precio del petróleo desde la década de 1980. [38] Esa recesión resultó en lo que la CBC describió en 2019 como un "tsunami" de pozos de petróleo y gas huérfanos. [16] Para 2017, había "3.127 pozos que necesitaban ser tapados o abandonados, y otros 1.553 sitios que habían sido abandonados pero que aún necesitaban ser recuperados". [16]
Desde la crisis de la industria petrolera en 2014, muchas empresas se volvieron insolventes y entraron en quiebra, al tiempo que conservaban pasivos costosos, incluidos pozos abandonados. [98]
Los medios de comunicación llamaron la atención sobre cuatro casos en los que las quiebras amenazaron con aumentar el inventario de pozos huérfanos: Redwater Energy, [1] Sequoia Resources, Trident Exploration y Lexin Resources. [98] La quiebra de Trident Exploration en mayo de 2019 dio como resultado que 3.650 pozos ya no tuvieran propietarios solventes y la pérdida de 94 puestos de trabajo. [99] Houston Oil & Gas entró en quiebra en noviembre de 2019, dejando atrás 1.264 pozos, 41 instalaciones y 251 oleoductos. [99]
Cuando Redwater entró en quiebra en 2015, ATB Financial —una corporación provincial de la Corona y un servicio financiero que presta dinero a empresas de petróleo y gas, incluida Redwater— acudió a los tribunales para recuperar sus inversiones a través de los activos de Redwater. [1] El síndico de quiebras de Redwater acordó que los bancos y otros acreedores debían cobrar primero y que cualquier pasivo ambiental, como los pozos huérfanos, debía recibir los sobrantes. [1] Cuando dos tribunales inferiores estuvieron de acuerdo con el síndico en 2016 y 2016, tanto la OWA como la AER apelaron sus decisiones ante la Corte Suprema de Canadá. La SCC revocó las decisiones del tribunal inferior en Orphan Well Association v. Grant Thornton Ltd. (Redwater) . [1] Este fallo de referencia condujo a cambios en la forma en que se manejaban las quiebras cuando estaban en juego pozos huérfanos. [1] Antes del fallo de la SCC de 2019, las empresas de energía en quiebra podían evitar pagar por sus pozos abandonados. [100] La SCC aclaró que en caso de quiebra, la primera prioridad de una empresa es cumplir con sus obligaciones ambientales, no como una deuda, sino como un deber hacia los “ciudadanos y las comunidades”. [101]
Un informe del Instituto Internacional para el Desarrollo Sostenible (IISD) afirma que muchos de los pozos huérfanos se vendieron "estratégicamente a operadores insolventes". [18] Estos propietarios evitan las responsabilidades de la PPP, que incluían pagar el alto precio de "trabajos de desmantelamiento y restauración al final de su vida útil". Citando el caso de la insolvente Bellatrix Exploration Ltd, que vendió sus pozos no deseados a una empresa fantasma numerada, también bajo amenaza de insolvencia, un artículo del Financial Post de 2021 también decía que esta "práctica turbia" de hacer un mal uso del proceso de quiebra para deshacerse de pasivos y al mismo tiempo conservar activos valiosos está generando inquietud. La OWA dice que, a medida que los propietarios eluden su responsabilidad, el colectivo se vuelve responsable de los pasivos. [11]
El cincuenta por ciento de los pozos morosos son propiedad de pequeñas empresas junior que no cuentan con suficientes finanzas pero que aún pueden producir y recaudar ingresos. [28] La RMA dice que la AER "apuntala" a las pequeñas empresas para evitar que aumente el ya preocupante número de pozos huérfanos que resulta principalmente de las quiebras. [28] La AER dice que es el papel de la RMA recaudar impuestos. [28] Una abogada que representa a Action Surface Rights, un grupo de propietarios de tierras, Christine Laing, pidió a la AER que use el poder que tiene con más frecuencia y de manera oportuna para "proteger el interés público". [43] Casos como Lexin y Sequoia arrojaron luz sobre la complejidad y opacidad de los grupos de propietarios. También llamó la atención sobre la forma en que AER otorgó licencias y ATB Financial proporcionó préstamos a pequeñas empresas de responsabilidad limitada que no contaban con suficiente financiación. Esto les permitió hacerse cargo de pozos heredados riesgosos, luego declararse en quiebra y evitar pagar por la limpieza. [6] [40]
Aunque Lexin se describe en los medios como una pequeña sociedad de responsabilidad limitada con sede en Calgary, su grupo propietario es MFC Resource Partnership de cincuenta y una empresas, incluidas Canadian Natural Resources Ltd., ExxonMobil Canada y Husky Energy , que también son responsables de las ARO de Levin. [102] AER había comenzado a recibir inquietudes presentadas por los empleados de la planta de gas Mazeppa de Lexin a principios de 2016. Estas fueron remitidas a Salud y Seguridad Ocupacional. [40] En febrero de 2017, en respuesta a las preocupaciones sobre la seguridad pública, los riesgos ambientales y financieros, AER suspendió las 1.600 o más licencias de Lexin en una rara acción de cumplimiento, la suspensión más grande que AER haya realizado jamás. [40] Según el Post , cincuenta y una empresas, incluidas Canadian Natural Resources Ltd., ExxonMobil Canada y Husky Energy , que poseen algunos de los activos de Lexin Resources Ltd., pueden compartir la responsabilidad de las ARO de Lexin. [102] Lexin había dicho que no podría mantener sus pozos de gas agrio a partir de mediados de febrero. [40] La ejecución de la ley colocó efectivamente a Lexin en administración judicial y estos pozos y la planta de gas Mazeppa se agregaron al inventario de pozos huérfanos de OWA. [40] AER demandó a Lexin para "recuperar el dinero que supuestamente se le debe" y dijo que "no está abierto para un licenciatario, cuando los tiempos se ponen difíciles, transferir las cargas asociadas con la tenencia de licencias de AER a AER y/o a OWA". [103] Aproximadamente el 50% de los pozos recientemente huérfanos fueron el resultado de la transferencia de 1.400 pozos de MFC/Lexin a OWA en 2017. [54]
Dos años después de comprar 2.300 licencias de pozos en 2016 a Perpetual Energy Inc., Sequoia Resources entró en quiebra. [104] [105] Sus pasivos incluyen 4.000 pozos, tuberías y otras instalaciones". [104] [105] El entonces veterano director ejecutivo de AER, Jim Ellis, admitió en una declaración pública que la "situación de Sequoia ha expuesto una brecha en el sistema" que necesitaba ser reparada. [105] [106] Los propietarios de Sequoia llevaron a Perpetual a los tribunales en un intento de deshacer la venta original de 2016, la primera vez que un síndico de quiebras realizaba un intento de este tipo en la provincia. Si tuviera éxito, aumentaría los riesgos para las compañías de petróleo y gas que compran y venden activos. [107]
En 2021, en respuesta a las inquietudes presentadas por la OWA, la CNRL, Sunoco y docenas de terratenientes, en un "paso inusual", AER pidió una audiencia pública sobre la solicitud de Shell de transferir cientos de sus licencias de pozos petrolíferos a un actor menor con cuestionables resultados. [108] Los terratenientes dijeron que Shell estaba "eludiendo" sus responsabilidades al transferir docenas de pozos a Pieridae, una pequeña empresa que podría no ser capaz de cubrir el costo de limpieza de los pozos. [22] [108] En una entrevista de BNN Bloomberg de 2020 , un abogado de los terratenientes dijo que, a diferencia de la CNRL y Sunoco, que se hacen responsables de sus pozos al final de su vida útil, se sabe que otras empresas importantes reempaquetan pozos de responsabilidad con pozos de producción para venderlos a empresas junior, con medios financieros limitados. [22] El primer ministro Smith comparó esto con las hipotecas reempaquetadas de 2008. [77]
La contaminación por gas, tanto de pozos activos como huérfanos, en particular sulfuro de hidrógeno y metano , está atrayendo cada vez más la atención del gobierno de Alberta y del público. [c]
Además de las emisiones fugitivas de gas , los acuíferos poco profundos también pueden contaminarse con gas, lo que provoca problemas muy graves. La contaminación de las aguas subterráneas puede ser causada por fugas en la carcasa (como fallas de integridad ), a las que son susceptibles los pozos huérfanos. [109] [110] Sin embargo, debido a que la contaminación de las aguas subterráneas inducida por pozos huérfanos no se informa anualmente, los datos estadísticos no estaban disponibles en 2018. En comparación, los operadores monitorean y rastrean más fácilmente las emisiones de gas. A pesar de la falta de datos sobre la contaminación de las aguas subterráneas, los datos sobre emisiones de gas recopilados por AER de la industria del petróleo y el gas pueden reflejar potencialmente áreas de contaminación de las aguas subterráneas.
En la década de 1980, la Junta de Conservación de Recursos Energéticos de Alberta (ERCB), precursora de la AER, advirtió sobre los peligros de las emisiones fugitivas de gases en 4.500 de los 90.000 pozos de petróleo y gas de la provincia. [111] La ERCB expresó su preocupación por el aumento de pozos huérfanos en la década de 1980 y por los riesgos significativos de los gases fugitivos en términos de contaminación de aguas subterráneas utilizables. [111]
Fuentes de emisiones de metano debidas a la actividad humana (estimaciones para el año 2020 [112] ):
La Junta de Conservación de Recursos Energéticos (ERCB) identificó por primera vez los problemas de flujo de ventilación de revestimiento superficial (SCVF) y migración de gas (GM) como una "preocupación significativa" en el área de Lloydminster, Alberta, en la década de 1980. [111] La ERCB dijo que el 5% de los aproximadamente 90.000 pozos o 4.500 pozos en la provincia tenían SCVF y que 150 pozos tenían GM. [111] En la década de 1980, las preocupaciones por GM incluyeron un aumento en el número de pozos huérfanos y la "protección de agua subterránea utilizable". [111]
En 2014, una nueva normativa ordenó a la industria "localizar y analizar" todos los pozos abandonados que estuvieran cerca de casas, aeropuertos, empresas, etc. y que pudieran suponer un riesgo debido a fugas de gas. El estudio inédito de 33 páginas de la AER de 2016 mostró que de los aproximadamente 170.000 pozos abandonados que hay en Alberta, hasta 3.400 suponían un riesgo para la salud. [113] De los 335 pozos urbanos abandonados estudiados, había 36 que tenían fugas y nueve de ellos suponían un riesgo para quienes vivían cerca. [113] La mayoría estaban en Medicine Hat, una ciudad que ahora posee y opera 4.000 pozos de gas. La historia de la ciudad está ligada al auge del gas natural a principios del siglo XX, que dejó muchos pozos abandonados. [113]
En 2019, los científicos del Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC) advirtieron que las fugas de gas metano de los pozos de petróleo y gas abandonados eran un factor contribuyente grave al cambio climático. [33] El IPCC recomendó que los países miembros de las Naciones Unidas hicieran un seguimiento y publicaran las fugas de metano de los pozos de petróleo y gas abandonados, ya que esto representaba un "riesgo de calentamiento global". [33] Para 2020, solo Canadá y los Estados Unidos habían comenzado a monitorear las fugas de metano de los pozos abandonados. [33] Durante un período de dos décadas, en términos de potencial de calentamiento global (GWP), el metano tiene 80 veces el "poder de atrapar el calor" del dióxido de carbono (CO 2 ). [62] Según el "Global Methane Tracker 2022" de la Agencia Internacional de Energía (AIE), si todos los países adoptaran medidas políticas de reducción de metano conocidas y efectivas utilizando tecnologías existentes, disminuirían las emisiones globales de metano del sector del petróleo y el gas en un 50%. [114]
Según una presentación en una conferencia de 2015, los factores principales que se deben considerar en la evaluación de las emisiones de gas de los pozos de petróleo y gas son la cementación, [115] la orientación de la perforación, las condiciones geológicas, la edad del pozo y la profundidad del yacimiento. [116] [117] Informaron sobre tres tipos de fugas en el pozo: el 8% de las fugas estaban relacionadas con el flujo de ventilación de la carcasa de superficie (SCVF) y la migración de gas (GM); el 2% eran el resultado de fallas en la carcasa y el 2% se debían a fallas en los tapones de abandono. [117]
SCVF y la migración de gas son dos mecanismos de contaminación de gas comúnmente reconocidos. [118] SCVF se define como el flujo de gas y/o líquido a lo largo de la superficie de la tubería de revestimiento / anillo de la tubería de revestimiento . [118] [119] [ 120] [121] GM se define como un flujo de gas que es detectable en la superficie exterior de la tubería de revestimiento más externa que generalmente ocurre en capas de yacimiento muy superficiales. [118] [119] [120] Según estadísticas recientes del Regulador de Energía de Alberta (AER) , un total de 617 mil millones de m 3 de metano se liberaron a la atmósfera a través de venteo (GM y SCVF) y quema en Alberta durante 2016, lo que ha estado disminuyendo constantemente desde 2012. Entre el gas total emitido, 81 millones de m 3 se originaron en 9,972 pozos no reparados por GM y SCVF. [122] Históricamente, hay 18.829 pozos reparados y no reparados reportados con SCVF, GM o ambos en Alberta, con un 7,0% de ellos inactivos (9.530 pozos suspendidos y huérfanos). [122] Bachu muestra los pozos con problemas de migración de gas reportados dentro de Alberta en 2017. [116]
La mayoría de los pozos térmicos son pozos de petróleo o gas huérfanos. Un estudio del International Journal of Greenhouse Gas Control concluyó que la migración de gas ocurre principalmente dentro de la parte centro-noreste de la provincia, concentrándose alrededor de las áreas de Edmonton , Cold Lake y Lloydminster . [116] Esta observación concuerda con las condiciones totales de quema y ventilación de gas informadas por el Regulador de Energía de Alberta (AER) . [122]
Una vez que los pozos petroleros se agotan, su profundidad y tamaño los convierten en buenos candidatos para la extracción de energía geotérmica . La perspectiva de la conversión geotérmica de pozos agotados es atractiva por varias razones, incluida la posible recuperación de los costos de abandono, la reducción del consumo de energía no renovable [123] y la eliminación de los costos de perforación geotérmica, un componente significativo en los proyectos geotérmicos. [124] Varios estudios proponen la conversión de pozos existentes en intercambiadores de calor de doble tubo mediante la instalación de una tubería aislada dentro del pozo para la circulación del fluido. [125]
En toda la provincia se reconoce comúnmente una tendencia general en el noroeste de aumento del gradiente geotérmico, con gradientes geotérmicos que oscilan entre 10 °C/km y 55 °C/km. [126] [127] [128]
Los factores que controlan esta amplia gama geotérmica en Alberta no se comprenden bien. Hasta la fecha se han propuesto dos razones principales para explicar los patrones observados.
Las temperaturas de fondo de pozo (BHT) de los pozos ubicados en una proximidad razonable a las comunidades de Alberta son, en el mejor de los casos, suficientes para la calefacción. Las comunidades del lado occidental de Alberta tienen más probabilidades de beneficiarse de la conversión geotérmica para fines de calefacción directa . Proyectos anteriores en los Estados Unidos han demostrado que las temperaturas de alrededor de 80 °C son factibles para la calefacción directa de instituciones y calefacción urbana. [124] Otro estudio también informó sobre el uso de un pozo geotérmico de baja temperatura en China para calefacción en su proximidad. [130]
Recientemente, el Departamento de Energía de Estados Unidos ha impulsado la investigación sobre la viabilidad del uso directo profundo (DDU) de los recursos geotérmicos de baja temperatura. [131]
Los críticos culpan a la naturaleza autorreguladora de la industria energética y a su estrecha relación con los organismos reguladores provinciales por la falta de aplicación de las normas existentes, lo que permite a las compañías de petróleo y gas evitar pagar por la limpieza. [39] [40] [53] Otros dicen que es una falta de voluntad política para ser más proactivos en el establecimiento de políticas públicas que remediarían la situación. Las soluciones propuestas para la crisis de los pozos huérfanos y abandonados incluyen asegurar que haya suficiente financiación asociada a cada pozo para su limpieza pagada por quienes se beneficiaron de los ingresos del petróleo y el gas durante décadas, [78] y aplicar una política de "úsalo o piérdelo" como es el caso en el vecino estado productor de petróleo, Dakota del Norte. [89]
El 23 de marzo de 2023, el auditor general de Alberta, Doug Wylie, publicó otro informe crítico de la negligencia del Partido Conservador Unido (UCP) con los pozos huérfanos y otras responsabilidades de los yacimientos petrolíferos en la provincia. [132] El informe decía que si bien el número de pozos inactivos aumentó cada año desde 2000 (excepto el año en que el gobierno federal proporcionó 1.200 millones de dólares), los operadores aún no tienen plazos para la remediación del sitio. [132] Dos cuestiones importantes no han sido abordadas: los llamados 'sitios heredados' y la "seguridad inadecuada recopilada". [132] Los procesos actuales de gestión de responsabilidad de la AER para mitigar los riesgos "asociados con el cierre de la infraestructura de petróleo y gas" no están "bien diseñados" y no son efectivos. [132] Martin Olszynski, profesor de derecho de recursos de la Universidad de Calgary , dijo que la auditoría muestra que esto es más que una mera "incompetencia burocrática"; revela que la AER ha sido "capturada" por la industria del petróleo y el gas. Dijo que la UCP se ha negado "a hacer nada que pueda costarle dinero a la industria". [132] Kathleen Ganley , la crítica oficial de la oposición en materia de energía, dijo que la UCP no ha protegido a los contribuyentes y está dañando la reputación de la industria energética de Alberta. [132]
Recuperación
A
B
do
Sequoia Resources cesará sus operaciones "de manera inminente" y no podrá realizar tareas de mantenimiento de pozos y tuberías
D
mi
GRAMO
H
I
J
with links to China's ruling Communist Party is suing its former top executives for misappropriation of funds and fraud in the latest twist in the saga of bankrupt Sequoia Resources Corp...claim former Shanghai Energy chief executive officer Wentao ...
K
L
M
N
O
P
R
S
Soaring number of abandoned wells will see industry levies jump to $45M this year — triple from 2014
T
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