Нефтяные пески [a] — это тип нетрадиционного месторождения нефти . Они представляют собой либо рыхлые пески, либо частично консолидированный песчаник, содержащий естественную смесь песка , глины и воды , пропитанную битумом (плотная и чрезвычайно вязкая форма нефти ).
Значительные месторождения битума имеются в Канаде , [1] [2] Казахстане , России и Венесуэле . Оценочные мировые запасы нефти составляют более 2 триллионов баррелей (320 миллиардов кубических метров). [3] Доказанные запасы битума содержат приблизительно 100 миллиардов баррелей, [4] а общие запасы природного битума оцениваются в 249,67 ГБбл (39,694 × 10 9 м 3 ) во всем мире, из которых 176,8 ГБбл (28,11 × 10 9 м 3 ), или 70,8%, находятся в Альберте, Канада. [1]
Сырой битум — это густая, липкая форма сырой нефти, и он настолько вязкий, что не будет течь, если его не нагреть или не разбавить более легкими углеводородами, такими как легкая сырая нефть или конденсат природного газа . При комнатной температуре он очень похож на холодную патоку . [5] Пояс Ориноко в Венесуэле иногда описывают как нефтяные пески, но эти отложения не являются битуминозными, вместо этого попадая в категорию тяжелой или сверхтяжелой нефти из -за их более низкой вязкости. [6] Природный битум и сверхтяжелая нефть различаются по степени, в которой они были разложены из исходных обычных нефтей бактериями .
Рост цен на нефть в 1973 и 1979 годах и разработка усовершенствованных технологий добычи позволили прибыльно добывать и перерабатывать нефтяные пески. Вместе с другими так называемыми нетрадиционными методами добычи нефти нефтяные пески вовлечены в дебаты о несгораемом углероде , но также способствуют энергетической безопасности и противодействуют международному ценовому картелю ОПЕК . Согласно индексу климата в нефти, выбросы углерода от сырой нефти из нефтяных песков на 31% выше, чем от обычной нефти. [7] В Канаде добыча нефтяных песков в целом и добыча на месте залегания в частности являются крупнейшими факторами увеличения выбросов парниковых газов в стране с 2005 по 2017 год, согласно данным Министерства природных ресурсов Канады (NRCan). [8]
Использование битумных отложений и просачиваний восходит к временам палеолита . [9] Самое раннее известное использование битума было неандертальцами , около 40 000 лет назад. Битум был найден прилипшим к каменным орудиям, которые использовали неандертальцы в местах в Сирии. После прибытия Homo sapiens люди использовали битум для строительства зданий и гидроизоляции тростниковых лодок , среди прочего. В Древнем Египте использование битума было важным при подготовке мумий . [10]
В древние времена битум был в первую очередь месопотамским товаром, который использовали шумеры и вавилоняне , хотя его также находили в Леванте и Персии . Территория вдоль рек Тигр и Евфрат была усеяна сотнями чистых битумных просачиваний. Месопотамцы использовали битум для гидроизоляции лодок и зданий. В Европе его активно добывали около французского города Пехельбронн , где в 1742 году использовался процесс разделения паров. [11] [12]
В Канаде коренные народы использовали битум из просачиваний вдоль рек Атабаска и Клируотер для водонепроницаемости своих берестяных каноэ с ранних доисторических времен. Канадские нефтяные пески впервые стали известны европейцам в 1719 году, когда человек из племени кри по имени Ва-Па-Су принес образец торговцу пушниной компании Гудзонова залива Генри Келси , который прокомментировал его в своих журналах. Торговец пушниной Питер Понд сплавлялся по реке Клируотер в Атабаску в 1778 году, увидел отложения и написал об «источниках битума, текущих по земле». В 1787 году торговец пушниной и исследователь Александр Маккензи по пути к Северному Ледовитому океану увидел нефтяные пески Атабаски и прокомментировал: «Примерно в 24 милях от развилки (рек Атабаска и Клируотер) находятся несколько битумных фонтанов, в которые можно вставить шест длиной 20 футов без малейшего сопротивления». [13]
В своем сравнении «обновленной кривой стоимости предложения» в мае 2019 года, в котором базирующаяся в Норвегии Rystad Energy — «независимая энергетическая исследовательская и консалтинговая компания» — ранжировала «мировые общие извлекаемые жидкие ресурсы по их цене безубыточности», Rystad сообщила, что средняя цена безубыточности для нефти из нефтяных песков составила 83 доллара США в 2019 году, что делает ее самой дорогой в добыче по сравнению со всеми другими «значительными нефтедобывающими регионами» в мире. [14] [b] Международное энергетическое агентство провело аналогичные сравнения. [15]
Цена за баррель более тяжелой, кислой сырой нефти, не имеющей доступа к приливной воде, например, Western Canadian Select (WCS) из нефтяных песков Атабаски, оценивается по дифференциалу от более легкой, более сладкой нефти , например, West Texas Intermediate (WTI). Цена основана на ее сорте, определяемом такими факторами, как ее удельный вес или API и ее содержание серы, а также ее местоположении, например, ее близости к приливной воде и/или нефтеперерабатывающим заводам.
Поскольку себестоимость добычи нефти из нефтяных песков намного выше, точка безубыточности намного выше, чем для более сладких и легких видов нефти, таких как добываемая Саудовской Аравией , Ираном , Ираком и Соединенными Штатами. [14] Добыча нефти из нефтяных песков расширяется и процветает, поскольку мировая цена на нефть выросла до пиковых значений из-за арабского нефтяного эмбарго 1973 года , иранской революции 1979 года , кризиса и войны в Персидском заливе 1990 года , атак 11 сентября 2001 года и вторжения в Ирак в 2003 году . [16] За периодами подъема следовал спад, поскольку мировая цена на нефть падала в 1980-х годах и снова в 1990-х годах, в период глобальных рецессий и снова в 2003 году. [17]
Название «битуминозные пески» было применено к битуминозным пескам в конце 19-го и начале 20-го века. [18] Люди, которые видели битуминозные пески в этот период, были знакомы с большим количеством остатков смолы, производимых в городских районах как побочный продукт производства угольного газа для городского отопления и освещения. [19] Слово « смола » для описания этих природных залежей битума на самом деле является неправильным употреблением, поскольку, с химической точки зрения, смола — это искусственно созданное вещество, полученное путем деструктивной перегонки органического материала , обычно угля . [20]
С тех пор угольный газ был почти полностью заменен природным газом в качестве топлива, а каменноугольная смола в качестве материала для мощения дорог была заменена нефтяным продуктом асфальтом . Природный битум химически больше похож на асфальт, чем на каменноугольную смолу, и термин «нефтяные пески» (или «oilsands») чаще используется промышленностью в добывающих районах, чем « битуминозные пески» , потому что из битума производится синтетическая нефть , [20] и из-за ощущения, что терминология битуминозных песков менее политически приемлема для общественности. [21] Нефтеносные пески в настоящее время являются альтернативой обычной сырой нефти. [22]
Крупнейшие в мире месторождения нефтяных песков находятся в Венесуэле и Канаде. Геология месторождений в этих двух странах в целом довольно схожа. Это обширные залежи тяжелой нефти , сверхтяжелой нефти и/или битума с нефтью тяжелее 20°API, встречающиеся в основном в неконсолидированных песчаниках со схожими свойствами. «Неконсолидированные» в этом контексте означает, что пески имеют высокую пористость, незначительную связность и предел прочности на разрыв, близкий к нулю. Пески насыщены нефтью, что не позволяет им консолидироваться в твердый песчаник. [6]
Величина ресурсов в двух странах составляет порядка 3,5–4 триллионов баррелей (550–650 миллиардов кубических метров) начальных запасов нефти (OOIP). [23] [24] Нефть на месте не обязательно является запасами нефти , и количество, которое может быть добыто, зависит от технологической эволюции . Быстрое технологическое развитие в Канаде в период 1985–2000 годов привело к появлению таких технологий, как паровой гравитационный дренаж (SAGD), которые могут извлекать гораздо больший процент OOIP , чем обычные методы. Правительство Альберты оценивает, что при нынешних технологиях можно извлечь 10% ее битума и тяжелой нефти, что даст ей около 200 миллиардов баррелей (32 миллиарда м 3 ) извлекаемых запасов нефти. Венесуэла оценивает свои извлекаемые запасы нефти в 267 миллиардов баррелей (42 миллиарда м 3 ). [6] Это ставит Канаду и Венесуэлу в один ряд с Саудовской Аравией, имеющей три крупнейших запаса нефти в мире .
В мире существует множество месторождений нефтяных песков, но самые большие и важные находятся в Канаде и Венесуэле, а меньшие месторождения — в Казахстане и России. Общий объем нетрадиционной нефти в нефтяных песках этих стран превышает запасы обычной нефти во всех других странах вместе взятых. Огромные месторождения битума — более 350 миллиардов кубических метров (2,2 триллиона баррелей) нефти на месте — существуют в канадских провинциях Альберта и Саскачеван . Если бы можно было извлечь 30% этой нефти, она могла бы обеспечить все потребности Северной Америки на протяжении более 100 лет при уровне потребления 2002 года. Эти месторождения представляют собой обильную нефть, но не дешевую нефть. Они требуют передовых технологий для добычи нефти и ее транспортировки на нефтеперерабатывающие заводы . [25]
Нефтяные пески Западно-Канадского осадочного бассейна (WCSB) являются результатом образования Канадских Скалистых гор Тихоокеанской плитой, надвигающейся на Североамериканскую плиту с запада, неся с собой ранее крупные островные цепи, которые теперь составляют большую часть Британской Колумбии . Столкновение сжало равнины Альберты и подняло Скалистые горы над равнинами, образовав горные хребты . Этот процесс горообразования захоронил слои осадочных пород , которые лежат под большей частью Альберты , на большой глубине , создав высокие подповерхностные температуры и создав гигантский эффект скороварки , который преобразовал кероген в глубоко залегающих богатых органикой сланцах в легкую нефть и природный газ. [6] [26] Эти исходные породы были похожи на американские так называемые нефтяные сланцы , за исключением того, что последние никогда не были захоронены достаточно глубоко, чтобы преобразовать содержавшийся в них кероген в жидкую нефть.
Этот надвиг также наклонил домеловые осадочные горные образования, подстилающие большую часть недр Альберты, опустив горные образования на юго-западе Альберты до 8 км (5 миль) в глубину около Скалистых гор, но до нулевой глубины на северо-востоке, где они выклинились против магматических пород Канадского щита , которые выходят на поверхность. Этот наклон не виден на поверхности, потому что образовавшаяся траншея была заполнена эродированным материалом с гор. Легкая нефть мигрировала вверх по падению посредством гидродинамического переноса из Скалистых гор на юго-западе к Канадскому щиту на северо-востоке после сложного домелового несогласия , которое существует в образованиях под Альбертой. Общее расстояние миграции нефти с юго-запада на северо-восток составило около 500–700 км (300–400 миль). На небольших глубинах осадочных образований на северо-востоке массивная микробная биодеградация по мере приближения нефти к поверхности привела к тому, что нефть стала очень вязкой и неподвижной. Почти вся оставшаяся нефть находится на крайнем севере Альберты, в среднемеловых (возрастом 115 миллионов лет) песчано-илово-сланцевых отложениях, перекрытых толстыми сланцами, хотя большие количества тяжелой нефти, более легкой, чем битум, обнаружены в поясе тяжелой нефти вдоль границы Альберты и Саскачевана, простирающемся в Саскачеван и приближающемся к границе Монтаны. Обратите внимание, что, хотя Саскачеван и граничит с Альбертой, в нем нет крупных залежей битума, только крупные резервуары тяжелой нефти >10°API. [6] [26]
Большинство канадских нефтяных песков находятся в трех крупных месторождениях в северной Альберте. Это нефтяные пески Атабаска-Вабискау на северо-северо-востоке Альберты, месторождения Колд-Лейк на востоке северо-востока Альберты и месторождения Пис-Ривер на северо-западе Альберты. Вместе они покрывают более 140 000 квадратных километров (54 000 квадратных миль) — площадь больше, чем Англия — и содержат приблизительно 1,75 Тбарр (280 × 10 9 м 3 ) сырого битума . По оценкам правительства Альберты, около 10% нефти на месте , или 173 ГБр (27,5 × 10 9 м 3 ), могут быть извлечены по текущим ценам с использованием современных технологий, что составляет 97% канадских запасов нефти и 75% общих запасов нефти в Северной Америке. [2] Хотя месторождение Атабаска является единственным в мире, где имеются участки, достаточно мелкие для добычи с поверхности, все три участка Альберты подходят для добычи с использованием методов in-situ , таких как циклическая стимуляция паром (CSS) и гравитационный дренаж с помощью пара (SAGD).
Крупнейшее канадское месторождение нефтеносных песков, нефтеносные пески Атабаска , находится в формации Мак-Мюррей , в центре города Форт-Мук-Мюррей, Альберта . Оно выходит на поверхность (нулевая глубина залегания) примерно в 50 км (30 миль) к северу от Форт-Мук-Мюррея, где были созданы огромные шахты по добыче нефтеносных песков, но находится на глубине 400 м (1300 футов) к юго-востоку от Форт-Мук-Мюррея. Только 3% площади нефтеносных песков, содержащих около 20% извлекаемой нефти, могут быть добыты с помощью открытой добычи , поэтому оставшиеся 80% придется добывать с помощью скважин на месте залегания . Другие канадские месторождения находятся на глубине от 350 до 900 м (1000 и 3000 футов) и потребуют добычи на месте залегания. [6] [26]
Нефтяные пески Атабаски , также известные как битуминозные пески Атабаски, представляют собой крупные месторождения нефтеносных песков, богатых битумом , тяжелой и вязкой формой нефти, на северо-востоке Альберты , Канада. Эти запасы являются одним из крупнейших источников нетрадиционной нефти в мире, что делает Канаду значимым игроком на мировом энергетическом рынке. [27]
По состоянию на 2023 год канадская промышленность по добыче нефтяных песков, а также Западная Канада и морские нефтяные объекты вблизи Ньюфаундленда и Лабрадора продолжали наращивать добычу и, по прогнозам, вырастут примерно на 10% в 2024 году, что представляет собой потенциальный рекордный максимум на конец года в размере приблизительно 5,3 миллиона баррелей в день (б/д). [28] Рост добычи объясняется в основном ростом добычи в нефтяных песках Альберты. [28] Расширение трубопровода Trans Mountain — единственного нефтепровода на Западном побережье — еще больше облегчит этот рост, при этом его пропускная способность должна значительно увеличиться до 890 000 баррелей в день с 300 000 б/д в настоящее время. [29] [28] Несмотря на этот рост, есть предупреждения, что он может быть недолгим, и добыча может выйти на плато после 2024 года. [28] Ожидаемый рост добычи нефти в Канаде превышает аналогичный показатель других крупных производителей, таких как США, и страна готова стать значительным драйвером роста мировой добычи сырой нефти в 2024 году. [28] Эксплуатация этих ресурсов вызвала дебаты относительно экономического развития, энергетической безопасности и воздействия на окружающую среду, в частности выбросов из нефтеносных песков, что вызвало дискуссии о правилах выбросов для нефтегазового сектора. [28] [30] [31] [32] [33] [34] [35]
По данным Министерства энергетики правительства Альберты [36] , Управления по регулированию энергетики Альберты ( AER) и Канадской ассоциации производителей нефти ( CAPP), нефтеносные пески Атабаски , а также близлежащие месторождения нефтяных песков Пис-Ривер и Колд-Лейк залегают под 141 000 квадратных километров ( 54 000 квадратных миль) бореальных лесов и торфяников (торфяных болот ).
Нефтеносные пески Колд-Лейк находятся к северо-востоку от столицы Альберты, Эдмонтона , недалеко от границы с Саскачеваном. Небольшая часть месторождения Колд-Лейк находится в Саскачеване. Хотя они меньше, чем нефтяные пески Атабаски, нефтяные пески Колд-Лейк важны, поскольку часть нефти достаточно жидкая , чтобы ее можно было извлечь обычными методами. Битум Колд-Лейк содержит больше алканов и меньше асфальтенов , чем другие основные нефтяные пески Альберты, а нефть более жидкая. [37] В результате для добычи обычно используется циклическая стимуляция паром (CSS).
Нефтяные пески Колд-Лейк имеют приблизительно круглую форму, сосредоточенную вокруг Боннивилля, Альберта . Вероятно, они содержат более 60 миллиардов кубических метров (370 миллиардов баррелей) сверхтяжелой нефти в пласте. Нефть очень вязкая, но значительно менее вязкая, чем нефтяные пески Атабаски, и несколько менее сернистая . Глубина залежей составляет от 400 до 600 метров (от 1300 до 2000 футов), а их толщина составляет от 15 до 35 метров (от 49 до 115 футов). [25] Они слишком глубоки для разработки на поверхности .
Большая часть нефтяных песков находится на канадской военной базе Cold Lake . Реактивные истребители CF-18 Hornet базы Cold Lake защищают западную половину канадского воздушного пространства и прикрывают арктическую территорию Канады. Полигон воздушного оружия Cold Lake (CLAWR) является одним из крупнейших в мире полигонов для сбрасывания бомб, включая испытания крылатых ракет. Поскольку добыча нефтяных песков продолжает расти, различные секторы соперничают за доступ к воздушному пространству, земле и ресурсам, и это значительно усложняет бурение и добычу нефтяных скважин.
Расположенное в северо-западной части центральной части провинции Альберта , месторождение нефтяных песков Пис-Ривер является самым маленьким из четырех крупных месторождений нефтяных песков [38] формации Западно-Канадского осадочного бассейна . [38]
Нефтеносные пески реки Пис-Ривер залегают, в основном, в водоразделе реки Пис-Ривер .
Месторождения нефтяных песков Пис-Ривер являются самыми маленькими в провинции. Крупнейшие, нефтяные пески Атабаска , расположены на востоке. Второе по величине, месторождение нефтяных песков Колд-Лейк , находится к югу от Атабаски, а нефтяные пески Вабаско находятся к югу от Атабаски и обычно связаны с ней. [38] По данным Petroleum Economist , нефтяные пески встречаются более чем в 70 странах, но основная их часть находится в этих четырех регионах, которые вместе занимают площадь около 77 000 квадратных километров (30 000 квадратных миль). [39] В 2007 году Всемирный энергетический совет подсчитал, что эти районы нефтеносных песков содержали по меньшей мере две трети разведанных на тот момент мировых запасов битума , [40] при первоначальных запасах нефти в пласте (OOIP) в 260 000 000 000 кубических метров (9,2 × 10 12 кубических футов) (1,6 трлн баррелей ), что сопоставимо с общими мировыми запасами обычной нефти.
В то время как нефтеносные пески Атабаски залегают достаточно близко к поверхности, чтобы песок можно было выкапывать в открытых карьерах и доставлять в центральное место для переработки, месторождения Пис-Ривер считаются слишком глубокими и разрабатываются на месте с использованием парового гравитационного дренажа (SAGD) и холодной добычи тяжелой нефти с песком (CHOPS). [41]Восточно -Венесуэльский бассейн имеет структуру, похожую на WCSB, но в более коротком масштабе. Расстояние, которое нефть мигрировала вверх по падению от горного фронта Сьерра-Ориентале до нефтяных песков Ориноко , где она выклинивается против магматических пород Гайанского щита, составляет всего около 200–300 км (100–200 миль). Гидродинамические условия транспортировки нефти были схожими, материнские породы, глубоко погребенные подъемом гор Сьерра-Ориентале, производили легкую нефть, которая двигалась вверх по падению на юг, пока она постепенно не была иммобилизована увеличением вязкости, вызванным биодеградацией вблизи поверхности. Отложения Ориноко представляют собой раннетретичные ( возрастом от 50 до 60 миллионов лет) песчано-илово-сланцевые последовательности, перекрытые сплошными толстыми сланцами, во многом похожие на канадские отложения.
В Венесуэле нефтеносные пески пояса Ориноко имеют глубину от 350 до 1000 м (от 1000 до 3000 футов), и никаких выходов на поверхность не существует. Месторождение имеет длину около 500 км (300 миль) с востока на запад и ширину от 50 до 60 км (от 30 до 40 миль) с севера на юг, что намного меньше, чем общая площадь, покрываемая канадскими месторождениями. В целом, канадские месторождения находятся на гораздо большей площади, имеют более широкий спектр свойств и имеют более широкий спектр типов резервуаров, чем венесуэльские, но геологические структуры и задействованные механизмы схожи. Главное отличие заключается в том, что нефть в песках в Венесуэле менее вязкая, чем в Канаде, что позволяет добывать ее часть с помощью обычных методов бурения, но ни одна из них не достигает поверхности, как в Канаде, что означает, что ни одна из них не может быть добыта с помощью открытой добычи. Канадские месторождения почти все должны будут добываться путем добычи или с использованием новых нетрадиционных методов.
Пояс Ориноко — территория в южной полосе восточного бассейна реки Ориноко в Венесуэле, которая залегает над одним из крупнейших в мире месторождений нефти. Пояс Ориноко следует линии реки. Он имеет протяженность около 600 километров (370 миль) с востока на запад и 70 километров (43 мили) с севера на юг, с площадью около 55 314 квадратных километров (21 357 квадратных миль).
Нефтеносные пески состоят из крупных залежей сверхтяжелой нефти . Запасы тяжелой нефти Венесуэлы, оцениваемые примерно в 1200 Гббл (190 × 10 9 м 3 ) нефти на месте , приблизительно равны мировым запасам более легкой нефти. [1]
В 2009 году Геологическая служба США (USGS) увеличила свои оценки запасов до 513 Гбаррелей (81,6 × 10 9 м 3 ) нефти, что «технически извлекаемо (можно добывать с использованием имеющихся в настоящее время технологий и отраслевых практик)». Оценка того, сколько нефти экономически извлекаемо, не проводилась. [42]
Помимо трех основных канадских нефтяных песков в Альберте, в Канаде имеется четвертое крупное месторождение нефтяных песков — нефтяные пески острова Мелвилл на канадских арктических островах , которые слишком удалены, чтобы ожидать коммерческой добычи в обозримом будущем.
Помимо мегагигантских [43] месторождений нефтяных песков в Канаде и Венесуэле, во многих других странах имеются более мелкие месторождения нефтяных песков. В Соединенных Штатах имеются супергигантские [43] ресурсы нефтяных песков, в основном сосредоточенные в Восточной Юте , с общими запасами 32 Гбарбл (5,1 × 10 9 м 3 ) нефти (известной и потенциальной) в восьми крупных месторождениях в округах Карбон , Гарфилд , Гранд , Юинта и Уэйн . [44] Помимо того, что они намного меньше канадских месторождений нефтяных песков, нефтяные пески США смачиваются углеводородами, тогда как канадские нефтяные пески смачиваются водой. [45] Это требует несколько иных методов добычи для нефтяных песков Юты, чем те, которые используются для нефтяных песков Альберты.
Россия располагает нефтяными песками в двух основных регионах. Большие ресурсы присутствуют в Тунгусском бассейне , Восточная Сибирь , с крупнейшими месторождениями Оленёк и Силигир . Другие месторождения расположены в Тимано-Печорском и Волго-Уральском бассейнах (в Татарстане и вокруг него ), который является важной, но очень зрелой провинцией с точки зрения традиционной нефти, содержит большие объемы нефтяных песков в неглубокой пермской формации. [1] [46] В Казахстане крупные месторождения битума расположены в Северо-Каспийском бассейне.
На Мадагаскаре Тсимироро и Бемоланга представляют собой два месторождения тяжелых нефтеносных песков, при этом пилотная скважина уже дает небольшие объемы нефти в Тсимироро. [47] Более масштабная добыча находится на ранней стадии планирования. [48] В Республике Конго запасы оцениваются от 0,5 до 2,5 Гбаррелей (79 × 10 6 и 397 × 10 6 м 3 ).
Битуминозные пески являются основным источником нетрадиционной нефти, хотя только в Канаде есть крупномасштабная коммерческая промышленность по добыче нефтяных песков. В 2006 году добыча битума в Канаде в среднем составляла 1,25 Мб/д (200 000 м 3 /д) через 81 проект по добыче нефтяных песков. 44% канадской добычи нефти в 2007 году приходилось на нефтяные пески. [49] Ожидалось (по состоянию на 2008 год), что эта доля увеличится в ближайшие десятилетия, поскольку добыча битума растет, а добыча обычной нефти снижается, хотя из-за экономического спада 2008 года работа над новыми проектами была отложена. [2] В других странах нефть не добывается из нефтяных песков в значительном объеме. [45]
Нефтеносные пески Альберты находятся в промышленной эксплуатации с момента начала работы первоначальной шахты Great Canadian Oil Sands (теперь Suncor Energy ) в 1967 году. Вторая шахта Syncrude начала работу в 1978 году и является крупнейшей шахтой любого типа в мире. Третья шахта в Athabasca Oil Sands, консорциум Albian Sands, состоящий из Shell Canada , Chevron Corporation и Western Oil Sands Inc. (купленной Marathon Oil Corporation в 2007 году), начала работу в 2003 году. Petro-Canada также разрабатывала проект Fort Hills стоимостью 33 миллиарда долларов в партнерстве с UTS Energy Corporation и Teck Cominco , который потерял обороты после слияния Petro-Canada с Suncor в 2009 году. [50]
К 2013 году на месторождении нефтяных песков Атабаски существовало девять проектов по добыче нефтяных песков: Suncor Energy Inc. (Suncor), Mildred Lake и Aurora North компании Syncrude Canada Limited (Syncrude), Muskeg River и Jackpine компании Shell Canada Limited (Shell), Horizon компании Canadian Natural Resources Limited (CNRL), Imperial Oil Resources Ventures Limited (Imperial), Kearl Oil Sands Project (KOSP), Total E&P Canada Ltd. Joslyn North Mine и Fort Hills Energy Corporation (FHEC). [51] Только в 2011 году они добыли более 52 миллионов кубических метров битума. [51]
Добыча нефтяных песков в Канаде нанесла значительный ущерб окружающей среде, и многие коренные народы, ученые, юристы, журналисты и экологические группы описали добычу нефтяных песков в Канаде как экоцид . [52] [53] [54] [55] [56] [57]
С начала 2022 года добыча нефтяных песков в Альберте резко возросла, намного превысив уровень 2014 года. Одной из причин являются высокие цены на нефть. [58] В 2024 году прогнозируется ее еще больший рост, поэтому Канада может стать лидером по добыче нефти. [59]
До 2000 года не проводилось существенной разработки месторождений сверхтяжелой нефти Венесуэлы, за исключением операции BITOR, которая производила чуть менее 100 000 баррелей нефти в день (16 000 м 3 /д) нефти 9°API первичной добычей. В основном она поставлялась в виде эмульсии ( Orimulsion ) из 70% нефти и 30% воды с характеристиками, аналогичными тяжелому топливу для сжигания на тепловых электростанциях. [6] Однако, когда крупная забастовка поразила венесуэльскую государственную нефтяную компанию PDVSA , большинство инженеров были уволены в качестве наказания. [ требуется цитата ] Orimulsion был гордостью инженеров PDVSA, поэтому Orimulsion попал в немилость у ключевых политических лидеров. В результате правительство пыталось «свернуть» программу Orimulsion. [ требуется цитата ]
Несмотря на то, что нефтяные пески Ориноко содержат сверхтяжелую нефть, которую легче добывать, чем аналогичные по размеру запасы битума в Канаде, добыча нефти в Венесуэле в последние годы снижается из-за политических и экономических проблем страны, в то время как в Канаде она растет. В результате экспорт канадской тяжелой нефти и битума вытесняет венесуэльскую тяжелую и сверхтяжелую нефть с рынка США, а общий экспорт нефти из Канады в США стал в несколько раз больше, чем из Венесуэлы.
К 2016 году, когда экономика Венесуэлы находилась в упадке, а страна испытывала повсеместную нехватку продовольствия, веерные отключения электроэнергии, беспорядки и антиправительственные протесты, было неясно, какой объем новой добычи нефтяных песков будет осуществлен в ближайшем будущем. [60]
В мае 2008 года итальянская нефтяная компания Eni объявила о проекте по разработке небольшого месторождения нефтяных песков в Республике Конго . Добычу планируется начать в 2014 году, и, по оценкам, в конечном итоге она даст в общей сложности 40 000 баррелей в день (6 400 м 3 / день). [61]
За исключением части сверхтяжелой нефти или битума, которые могут быть извлечены с помощью обычной технологии нефтяных скважин, нефтяные пески должны быть добыты путем открытой добычи или нефть должна течь в скважины с использованием сложных методов на месте . Эти методы обычно используют больше воды и требуют большего количества энергии, чем обычная добыча нефти. В то время как большая часть нефтяных песков Канады добывается с помощью открытой добычи , примерно 90% канадских нефтяных песков и все нефтяные пески Венесуэлы находятся слишком глубоко под поверхностью, чтобы использовать поверхностную добычу. [62]
Обычная сырая нефть обычно добывается из земли путем бурения нефтяных скважин в нефтяном резервуаре , позволяя нефти течь в них под естественным давлением резервуара, хотя для поддержания добычи часто требуются искусственный подъем и такие методы, как горизонтальное бурение , заводнение и закачка газа. Когда первичная добыча используется в венесуэльских нефтяных песках, где сверхтяжелая нефть имеет температуру около 50 градусов по Цельсию , типичные показатели извлечения нефти составляют около 8–12%. Канадские нефтяные пески намного холоднее и более биодеградированы, поэтому показатели извлечения битума обычно составляют всего около 5–6%. Исторически первичная добыча использовалась в более жидких областях канадских нефтяных песков. Однако она извлекала лишь небольшую часть нефти на месте , поэтому сегодня она используется нечасто. [63]
Нефтяные пески Атабаски являются единственными крупными месторождениями нефтеносных песков, которые достаточно неглубоки для разработки на поверхности. В песках Атабаски очень большое количество битума покрыто небольшим количеством вскрыши , что делает поверхностную добычу наиболее эффективным методом его извлечения. Вскрыша состоит из насыщенного водой торфяника (торфяного болота) поверх глины и бесплодного песка. Сами нефтеносные пески обычно представляют собой отложения сырого битума толщиной от 40 до 60 метров (от 130 до 200 футов), залегающие в рыхлом песчанике , на плоской известняковой породе. С тех пор, как Great Canadian Oil Sands (теперь Suncor Energy ) начала эксплуатацию первой крупномасштабной шахты по добыче нефтеносных песков в 1967 году, битум извлекался в промышленных масштабах, и с тех пор объемы росли устойчивыми темпами.
Большое количество шахт по добыче нефтяных песков в настоящее время находятся в эксплуатации, а еще больше находятся на стадии одобрения или разработки. Шахта Syncrude Canada была второй, открытой в 1978 году, Shell Canada открыла свою шахту Muskeg River (Albian Sands) в 2003 году, а Canadian Natural Resources Ltd (CNRL) открыла свой проект Horizon Oil Sands в 2009 году. Более новые шахты включают шахту Jackpine компании Shell Canada, [64] проект Kearl Oil Sands компании Imperial Oil , шахту Northern Lights компании Synenco Energy (теперь принадлежащую TotalEnergies ) и шахту Fort Hills компании Suncor.
Хвостохранилища нефтеносных песков представляют собой спроектированные системы плотин и дамб, которые содержат соли, взвешенные твердые частицы и другие растворимые химические соединения, такие как нафтеновые кислоты , бензол , углеводороды [65], остаточный битум , мелкие илы (зрелые мелкие хвосты MFT) и воду. [66] Большие объемы хвостов являются побочным продуктом поверхностной добычи нефтеносных песков, и управление этими хвостами является одним из наиболее разрушительных аспектов битуминозных песков. [66] Правительство Альберты сообщило в 2013 году, что хвостохранилища в нефтеносных песках Альберты занимают площадь около 77 квадратных километров (30 квадратных миль). [66] Плотина хвостохранилища Синкруд или отстойник озера Милдред (MLSB) представляет собой насыпную плотину , которая по объему строительного материала является крупнейшим земляным сооружением в мире в 2001 году. [67]
Несколько лет назад канадские нефтяные компании обнаружили, что если они удаляют песчаные фильтры из скважин тяжелой нефти и производят как можно больше песка вместе с нефтью, то темпы добычи значительно улучшаются. Этот метод стал известен как холодная добыча тяжелой нефти с песком (CHOPS). Дальнейшие исследования показали, что откачка песка открывает «червоточины» в песчаном пласте, что позволяет большему количеству нефти достигать ствола скважины . Преимуществом этого метода являются лучшие темпы добычи и извлечения (около 10% по сравнению с 5–6% при установленных песчаных фильтрах), а недостатком является то, что утилизация добытого песка является проблемой. Новым способом сделать это стало его распределение по сельским дорогам , что понравилось сельским властям, потому что маслянистый песок уменьшал пыль, а нефтяные компании выполняли для них обслуживание дорог . Однако правительства стали беспокоиться о большом объеме и составе нефти, разлитой по дорогам. [68] поэтому в последние годы утилизация маслянистого песка в подземных соляных пещерах стала более распространенной.
Использование паровой инъекции для извлечения тяжелой нефти используется на нефтяных месторождениях Калифорнии с 1950-х годов. Метод циклической паровой стимуляции (CSS) «huff-and-puff» в настоящее время широко используется при добыче тяжелой нефти во всем мире из-за его быстрых начальных показателей добычи; однако коэффициенты извлечения относительно низкие (10–40% от нефти в пласте) по сравнению с SAGD (60–70% от OIP). [69]
CSS используется Imperial Oil в Cold Lake с 1985 года, а также Canadian Natural Resources в Primrose и Wolf Lake и Shell Canada в Peace River. При этом методе скважина проходит через циклы закачки пара, выдержки и добычи нефти. Сначала пар закачивается в скважину при температуре от 300 до 340 градусов по Цельсию в течение нескольких недель или месяцев; затем скважина оставляется на несколько дней или недель, чтобы тепло впиталось в пласт; и, позднее, горячая нефть выкачивается из скважины в течение нескольких недель или месяцев. После того, как дебит падает, скважина проходит еще один цикл закачки, выдержки и добычи. Этот процесс повторяется до тех пор, пока стоимость закачки пара не станет выше, чем деньги, полученные от добычи нефти. [70]
Паровой гравитационный дренаж был разработан в 1980-х годах Управлением по технологиям и исследованиям нефтяных песков провинции Альберта и по счастливой случайности совпал с усовершенствованиями в технологии направленного бурения , которые сделали его быстрым и недорогим к середине 1990-х годов. При SAGD в нефтяных песках бурятся две горизонтальные скважины, одна в нижней части пласта, а другая примерно в 5 метрах над ним. Эти скважины обычно бурятся группами от центральных площадок и могут простираться на мили во всех направлениях. В каждой паре скважин пар закачивается в верхнюю скважину, тепло расплавляет битум, что позволяет ему течь в нижнюю скважину, откуда он закачивается на поверхность. [70]
SAGD оказался крупным прорывом в технологии добычи, поскольку он дешевле CSS, обеспечивает очень высокие темпы добычи нефти и извлекает до 60% нефти из пласта. Благодаря своей экономической целесообразности и применимости к обширной области нефтяных песков, этот метод в одиночку увеличил запасы нефти в Северной Америке в четыре раза и позволил Канаде выйти на второе место по мировым запасам нефти после Саудовской Аравии. Большинство крупных канадских нефтяных компаний в настоящее время имеют проекты SAGD в производстве или на стадии строительства в районах нефтяных песков Альберты и в Вайоминге. Примерами служат проект Japan Canada Oil Sands Ltd (JACOS) , проект Firebag компании Suncor, проект Long Lake компании Nexen, проект MacKay River компании Suncor (ранее Petro-Canada), проекты Tucker Lake и Sunrise компании Husky Energy , проект Peace River компании Shell Canada, разработки Foster Creek [71] и Christina Lake [72] компании Cenovus Energy , проект Surmont компании ConocoPhillips , проект Jackfish компании Devon Canada и проект LAK Ranch компании Derek Oil & Gas. Компания OSUM Corp из Альберты объединила проверенную технологию подземной добычи с SAGD, чтобы обеспечить более высокие показатели извлечения за счет бурения скважин под землей из залежей нефтяных песков, что также снижает потребности в энергии по сравнению с традиционным SAGD. Это конкретное применение технологии находится на стадии тестирования.
Несколько методов используют растворители вместо пара для отделения битума от песка. Некоторые методы экстракции растворителем могут работать лучше при добыче на месте , а другие — при добыче полезных ископаемых. [73] Растворитель может быть полезен, если он производит больше нефти, требуя меньше энергии для производства пара.
Процесс экстракции паров (VAPEX) — это технология in situ , похожая на SAGD. Вместо пара в верхнюю скважину закачиваются углеводородные растворители для разбавления битума, что позволяет разбавленному битуму перетекать в нижнюю скважину. Преимущество этого процесса в гораздо большей энергоэффективности по сравнению с закачкой пара, и он частично преобразует битум в нефть прямо в пласте. Этот процесс привлек внимание нефтяных компаний, которые экспериментируют с ним.
Вышеуказанные методы не являются взаимоисключающими. Становится обычным проводить скважины через один цикл CSS инъекция-выдержка-добыча для подготовки пласта перед началом добычи SAGD, и компании экспериментируют с комбинированием VAPEX с SAGD для улучшения показателей извлечения и снижения затрат на энергию. [74]
Это совершенно новый и экспериментальный метод, который объединяет вертикальную скважину для нагнетания воздуха с горизонтальной эксплуатационной скважиной. Процесс воспламеняет нефть в резервуаре и создает вертикальную стену огня, движущуюся от «носка» горизонтальной скважины к «пятке», которая сжигает более тяжелые компоненты нефти и преобразует часть тяжелого битума в более легкую нефть прямо в пласте. Исторически проекты по пожаротушению не работали хорошо из-за сложности контроля фронта пламени и склонности к поджогу эксплуатационных скважин. Однако некоторые нефтяные компании считают, что метод THAI будет более контролируемым и практичным, и имеет то преимущество, что не требует энергии для создания пара. [75]
Сторонники этого метода добычи утверждают, что он использует меньше пресной воды, производит на 50% меньше парниковых газов и имеет меньший след, чем другие методы производства. [76]
Petrobank Energy and Resources сообщила о многообещающих результатах своих испытательных скважин в Альберте, с производительностью до 400 баррелей в день (64 м 3 / день) на скважину, и повышением качества нефти с 8 до 12 градусов API . Компания надеется получить дальнейшее повышение на 7 градусов от своей системы CAPRI (контролируемая инфузия смолы при атмосферном давлении) [77] , которая протягивает нефть через катализатор, выстилающий нижнюю трубу. [78] [79] [80]
После нескольких лет добычи на месте стало ясно, что текущие методы THAI не работают так, как планировалось. На фоне устойчивого падения добычи из своих скважин THAI в Керроберте Petrobank списал стоимость своих патентов THAI и запасов на объекте до нуля. У них есть планы по экспериментированию с новой конфигурацией, которую они называют «мульти-THAI», включающей добавление большего количества скважин для нагнетания воздуха. [81]
Это экспериментальный метод, который использует ряд вертикальных скважин для нагнетания воздуха над горизонтальной эксплуатационной скважиной, расположенной у основания битумной продуктивной зоны. Начальный паровой цикл, аналогичный CSS, используется для подготовки битума к воспламенению и подвижности. После этого цикла воздух нагнетается в вертикальные скважины, воспламеняя верхний битум и мобилизуя (путем нагрева) нижний битум для поступления в эксплуатационную скважину. Ожидается, что COGD приведет к экономии воды на 80% по сравнению с SAGD. [82]
Для извлечения барреля битума и его переработки в синтетическую нефть требуется около 1,0–1,25 гигаджоулей (280–350 кВт·ч) энергии. По состоянию на 2006 год большая часть этой энергии производится путем сжигания природного газа. [85] Поскольку баррель нефтяного эквивалента составляет около 6,117 гигаджоулей (1699 кВт·ч), его EROEI составляет 5–6. Это означает, что извлекается примерно в 5 или 6 раз больше энергии, чем потребляется. Ожидается, что энергоэффективность улучшится в среднем до 900 кубических футов (25 м³ ) природного газа или 0,945 гигаджоулей (262 кВт·ч) энергии на баррель к 2015 году, что дает EROEI около 6,5. [86]
Альтернативы природному газу существуют и доступны в районе нефтяных песков. Битум сам по себе может использоваться в качестве топлива, потребляя около 30–35% сырого битума на единицу произведенной синтетической сырой нефти. Проект Long Lake компании Nexen будет использовать запатентованную технологию деасфальтизации для улучшения битума, используя остаток асфальтена, подаваемый в газификатор, чей синтез-газ будет использоваться турбиной когенерации и установкой по производству водорода, обеспечивая все энергетические потребности проекта: пар, водород и электричество. [87] Таким образом, он будет производить синкруду без потребления природного газа, но капитальные затраты очень высоки.
Несколько лет назад прогнозировалось, что дефицит природного газа для проектного топлива станет проблемой для канадской добычи нефтяных песков, но недавний рост добычи сланцевого газа в США устранил большую часть проблемы для Северной Америки. С ростом использования гидроразрыва пласта, что делает США в значительной степени самодостаточными в природном газе и экспортирует больше природного газа в Восточную Канаду для замены газа Альберты, правительство Альберты использует свои полномочия в рамках НАФТА и канадской конституции , чтобы сократить поставки природного газа в США и Восточную Канаду и перенаправить газ на внутренние нужды Альберты, в частности, для топлива из нефтяных песков. Газопроводы на восток и юг переоборудуются для транспортировки растущей добычи нефтяных песков в эти пункты назначения вместо газа. Канада также имеет огромные неразработанные месторождения сланцевого газа в дополнение к тем, что есть в США, поэтому природный газ для будущей добычи нефтяных песков, по-видимому, не является серьезной проблемой. Низкая цена на природный газ в результате новой добычи значительно улучшила экономику добычи нефтяных песков.
Сверхтяжелая сырая нефть или сырой битум, добываемый из нефтяных песков, представляет собой очень вязкую полутвердую форму нефти, которая не может легко течь при нормальных температурах, что затрудняет ее транспортировку на рынок по трубопроводу. Для транспортировки по нефтепроводам ее необходимо либо модернизировать до более легкой синтетической сырой нефти (SCO), смешать с разбавителями для образования дилбита, либо нагреть для снижения ее вязкости. [88]
В канадских нефтяных песках битум, добываемый путем поверхностной добычи, обычно обогащается на месте и поставляется в виде синтетической сырой нефти. Это делает доставку нефти на рынок по обычным нефтепроводам довольно простой. С другой стороны, битум, добываемый в ходе проектов на месте, обычно не обогащается, а поставляется на рынок в сыром виде. Если агент, используемый для обогащения битума до синтетической сырой нефти, не производится на месте, его необходимо добывать в другом месте и транспортировать к месту обогащения. Если обогащенная сырая нефть транспортируется с места по трубопроводу, потребуется дополнительный трубопровод для доставки достаточного количества обогащающего агента. Стоимость производства обогащающего агента, трубопровода для его транспортировки и стоимость эксплуатации трубопровода должны быть включены в себестоимость производства синтетической сырой нефти.
Поступив на нефтеперерабатывающий завод , синтетическая нефть обрабатывается, и значительная часть облагораживающего агента будет удалена в процессе переработки. Она может использоваться для других топливных фракций, но конечный результат заключается в том, что жидкое топливо должно быть перекачано на обогатительную установку просто для того, чтобы сделать битум транспортируемым по трубопроводу. Если учесть все затраты, производство и транспортировка синтетической нефти с использованием битума и облагораживающего агента могут оказаться экономически невыгодными.
Когда первые заводы по переработке нефтяных песков были построены более 50 лет назад, большинство нефтеперерабатывающих заводов в их рыночной зоне были спроектированы для обработки легкой или средней сырой нефти с более низким содержанием серы, чем 4–7%, которые обычно встречаются в битуме. Первоначальные заводы по переработке нефтяных песков были спроектированы для производства высококачественной синтетической сырой нефти (SCO) с более низкой плотностью и более низким содержанием серы. Это большие, дорогие заводы, которые во многом похожи на заводы по переработке тяжелой нефти. В настоящее время проводятся исследования по проектированию более простых заводов по переработке, которые не производят SCO, а просто обрабатывают битум для снижения его вязкости, что позволяет транспортировать его в несмешанном виде, как обычную тяжелую нефть.
Western Canadian Select , запущенный в 2004 году как новый поток тяжелой нефти, смешанный на терминале Husky Energy в Хардисти , Альберта , [89] является крупнейшим потоком сырой нефти, поступающим из канадских нефтяных песков, и эталоном для появляющихся тяжелых, с высоким TAN (кислотных) сырых нефтей. [90] [91] : 9 [92] [93] Western Canadian Select (WCS) торгуется в Кушинге, Оклахома , крупном узле поставок нефти, соединяющем поставщиков нефти с побережьем Мексиканского залива, которое стало самым значительным торговым узлом для сырой нефти в Северной Америке. Хотя его основным компонентом является битум, он также содержит комбинацию сладковатых синтетических и конденсатных разбавителей и 25 существующих потоков как обычной, так и нетрадиционной нефти [94], что делает его синдилбитом — как дилбитом, так и синбитом. [95] : 16
Первым шагом в модернизации является вакуумная перегонка для отделения более легких фракций. После этого для отделения асфальта от сырья используется деасфальтизация . Крекинг используется для расщепления более тяжелых углеводородных молекул на более простые. Поскольку крекинг производит продукты, богатые серой, необходимо провести десульфуризацию , чтобы снизить содержание серы ниже 0,5% и создать сладкую, легкую синтетическую сырую нефть. [96]
В 2012 году Альберта добыла около 1 900 000 баррелей в день (300 000 м 3 /д) сырого битума из трех основных месторождений нефтяных песков, из которых около 1 044 000 баррелей в день (166 000 м 3 /д) было переработано в более легкие продукты, а остальное продано как сырой битум. Объем как переработанного, так и не переработанного битума ежегодно увеличивается. В Альберте есть пять переработчиков нефтяных песков, производящих различные продукты. К ним относятся: [97] [98]
Модернизированные и новые крупные нефтеперерабатывающие заводы, такие как те, что находятся на Среднем Западе США и на побережье Мексиканского залива США , а также многие в Китае , могут справиться с модернизацией тяжелой нефти самостоятельно, поэтому их спрос направлен на немодернизированный битум и сверхтяжелую нефть, а не на SCO. Основная проблема заключается в том, что сырье будет слишком вязким для транспортировки по трубопроводам, поэтому, если оно не доставляется цистерной или железнодорожным вагоном, его необходимо смешивать с разбавителем, чтобы оно могло течь. Для этого требуется смешивать сырой битум с более легким углеводородным разбавителем, таким как конденсат из газовых скважин, пентаны и другие легкие продукты с нефтеперерабатывающих заводов или газовых установок или синтетическая сырая нефть из нефтеносных песков, чтобы оно могло течь по трубопроводам на рынок.
Обычно смешанный битум содержит около 30% конденсата природного газа или других разбавителей и 70% битума. В качестве альтернативы битум также может быть доставлен на рынок специально разработанными железнодорожными цистернами , автоцистернами , баржами для перевозки жидких грузов или океанскими нефтяными танкерами . Они не обязательно требуют смешивания битума с разбавителем, поскольку резервуары можно нагреть, чтобы позволить откачивать нефть.
Ожидается, что спрос на конденсат для разбавителя нефтеносных песков к 2020 году составит более 750 000 баррелей в день (119 000 м 3 /день), что вдвое больше объемов 2012 года. Поскольку Западная Канада производит всего около 150 000 баррелей в день (24 000 м 3 /день) конденсата, ожидалось, что поставки станут серьезным ограничением для транспортировки битума. Однако недавний огромный рост добычи плотной нефти в США в значительной степени решил эту проблему, поскольку большая часть продукции слишком легкая для использования на НПЗ США, но идеально подходит для разбавления битума. Избыточный американский конденсат и легкая нефть экспортируются в Канаду и смешиваются с битумом, а затем реимпортируются в США в качестве сырья для НПЗ. Поскольку разбавитель просто экспортируется и затем немедленно реимпортируется, он не подпадает под запрет США на экспорт сырой нефти. После возвращения в США, нефтеперерабатывающие заводы отделяют разбавитель и реэкспортируют его в Канаду, что снова обходит законы США об экспорте сырой нефти, поскольку теперь это продукт нефтеперерабатывающего завода. Чтобы помочь в этом процессе, Kinder Morgan Energy Partners меняет направление своего трубопровода Cochin, который раньше транспортировал пропан из Эдмонтона в Чикаго, на 95 000 баррелей в день (15 100 м 3 /день) конденсата из Чикаго в Эдмонтон к середине 2014 года; а Enbridge рассматривает возможность расширения своего трубопровода Southern Lights, который в настоящее время транспортирует 180 000 баррелей в день (29 000 м 3 /день) разбавителя из района Чикаго в Эдмонтон, добавив еще 100 000 баррелей в день (16 000 м 3 /день). [99]
Хотя венесуэльская сверхтяжелая нефть менее вязкая, чем канадский битум, большая часть разницы обусловлена температурой. После того, как нефть выходит из-под земли и охлаждается, она сталкивается с той же проблемой, поскольку она слишком вязкая, чтобы течь по трубопроводам. Венесуэла сейчас добывает больше сверхтяжелой сырой нефти в нефтяных песках Ориноко, чем могут переработать ее четыре установки для переработки, которые были построены иностранными нефтяными компаниями более десяти лет назад. Общая мощность установок для переработки составляет 630 000 баррелей в день (100 000 м3 в день), что составляет лишь половину ее добычи сверхтяжелой нефти. Кроме того, Венесуэла добывает недостаточное количество нафты для использования в качестве разбавителя для транспортировки сверхтяжелой нефти на рынок. В отличие от Канады, Венесуэла не добывает много конденсата природного газа из собственных газовых скважин, и у нее нет легкого доступа к конденсату из новых месторождений сланцевого газа в США . Поскольку у Венесуэлы также недостаточно нефтеперерабатывающих мощностей для поставок на внутренний рынок, поставки нафты недостаточны для использования в качестве разбавителя трубопровода, и ей приходится импортировать нафту, чтобы заполнить этот пробел. Поскольку у Венесуэлы также есть финансовые проблемы — в результате экономического кризиса страны — и политические разногласия с правительством США и нефтяными компаниями, ситуация остается нерешенной. [100]
Тяжелое сырое сырьё требует предварительной обработки, прежде чем оно станет пригодным для обычных НПЗ, хотя НПЗ тяжелой нефти и битума могут выполнять предварительную обработку самостоятельно. Такая предварительная обработка называется «обновлением», ключевыми компонентами которого являются следующие:
Поскольку в большинстве случаев отбраковка углерода очень неэффективна и расточительна, в большинстве случаев предпочтение отдается каталитическому гидрокрекингу . Все эти процессы требуют большого количества энергии и воды, при этом выделяя больше углекислого газа, чем обычная нефть.
Каталитическая очистка и гидрокрекинг вместе известны как гидрообработка . Большой проблемой в гидрообработке является борьба с примесями, обнаруженными в тяжелой сырой нефти, поскольку они со временем отравляют катализаторы. Было предпринято много усилий, чтобы справиться с этим, чтобы обеспечить высокую активность и длительный срок службы катализатора. Материалы катализатора и распределение размеров пор являются ключевыми параметрами, которые необходимо оптимизировать для решения этой проблемы, и они различаются от места к месту в зависимости от вида имеющегося сырья. [101]
В Альберте есть четыре крупных нефтеперерабатывающих завода , которые снабжают большую часть Западной Канады нефтепродуктами , но по состоянию на 2012 год они перерабатывали менее 1/4 из приблизительно 1 900 000 баррелей в день (300 000 м 3 / день) битума и SCO , производимых в Альберте. Некоторые из крупных переработчиков нефтяных песков также производили дизельное топливо в рамках своей деятельности. Часть битума и SCO из нефтяных песков отправлялась на нефтеперерабатывающие заводы в других провинциях, но большая часть экспортировалась в Соединенные Штаты. Четыре крупных нефтеперерабатывающих завода Альберты: [102]
Недалеко от Форт-Саскачевана строится пятый по величине нефтеперерабатывающий завод в Альберте — завод Sturgeon Refinery стоимостью 8,5 млрд долларов . Дата завершения строительства — 2017 год. [103] [104]
Проект Pacific Future Energy предложил новый нефтеперерабатывающий завод в Британской Колумбии, который будет перерабатывать битум в топливо для азиатских и канадских рынков. Pacific Future Energy предлагает транспортировать почти твердый битум на нефтеперерабатывающий завод с помощью железнодорожных цистерн. [105]
Большая часть канадской нефтеперерабатывающей промышленности принадлежит иностранцам. Канадские НПЗ могут перерабатывать только около 25% нефти, добываемой в Канаде. Канадские НПЗ, за пределами Альберты и Саскачевана, изначально были построены для легкой и средней сырой нефти. С появлением новых нефтеносных песков, добыча которых идет по более низким ценам, чем международная нефть, дисбаланс рыночных цен разрушил экономику НПЗ, которые не могли ее перерабатывать.
До 2013 года, когда Китай превзошел его, Соединенные Штаты были крупнейшим импортером нефти в мире. [106] В отличие от Канады, в США есть сотни нефтеперерабатывающих заводов, многие из которых были модифицированы для переработки тяжелой нефти, поскольку производство легкой и средней нефти в США сократилось. Предполагалось, что основным рынком для канадского битума, а также венесуэльской сверхтяжелой нефти являются США. Соединенные Штаты исторически были крупнейшим потребителем сырой нефти и нефтепродуктов Канады, особенно в последние годы. Американский импорт нефти и нефтепродуктов из Канады вырос с 450 000 баррелей в день (72 000 м 3 /день) в 1981 году до 3 120 000 баррелей в день (496 000 м 3 /день) в 2013 году, поскольку нефтеносные пески Канады производили все больше и больше нефти, в то время как в США внутреннее производство и импорт из других стран сокращались. [107] Однако эти отношения становятся напряженными из-за физических, экономических и политических влияний. Пропускная способность экспортных трубопроводов приближается к пределу; канадская нефть продается со скидкой к мировым рыночным ценам; спрос в США на импорт сырой нефти и нефтепродуктов снизился из-за экономических проблем США; и внутренняя нетрадиционная добыча нефти в США (добыча сланцевой нефти методом гидроразрыва пласта быстро растет). США возобновили экспорт сырой нефти в 2016 году; по состоянию на начало 2019 года США производили столько же нефти, сколько потребляли, при этом сланцевая нефть вытесняла канадский импорт.
Для маркетологов нефти в 2004 году производители Западной Канады создали новую эталонную сырую нефть под названием Western Canadian Select (WCS), полученную из битума тяжелую смесь сырой нефти, которая по своим транспортным и нефтеперерабатывающим характеристикам похожа на тяжелую сырую нефть Калифорнии, Мексики Майя или Венесуэлы. Эта тяжелая нефть имеет плотность API 19–21 и, несмотря на содержание большого количества битума и синтетической сырой нефти, хорошо течет по трубопроводам и классифицируется правительствами как «обычная тяжелая нефть». Несколько сотен тысяч баррелей этой смеси в день импортируются в США, в дополнение к большим количествам сырого битума и синтетической сырой нефти (SCO) из нефтяных песков.
Спрос со стороны американских нефтеперерабатывающих заводов все больше направлен на немодернизированный битум, а не на SCO. Канадский национальный энергетический совет (NEB) ожидает, что объемы SCO удвоятся до примерно 1 900 000 баррелей в день (300 000 м 3 /д) к 2035 году, но не будут поспевать за общим ростом производства битума. Он прогнозирует, что доля добычи нефтяных песков, которая модернизируется до SCO, снизится с 49% в 2010 году до 37% в 2035 году. Это означает, что более 3 200 000 баррелей в день (510 000 м 3 /д) битума придется смешивать с разбавителем для поставки на рынок.
Спрос на нефть в Азии растет гораздо быстрее, чем в Северной Америке или Европе. В 2013 году Китай заменил США в качестве крупнейшего в мире импортера сырой нефти, и его спрос продолжает расти гораздо быстрее, чем ее добыча. Главным препятствием для канадского экспорта в Азию является пропускная способность трубопроводов. Единственный трубопровод, способный доставлять добычу нефтеносных песков на тихоокеанское побережье Канады, — это трубопровод Trans Mountain из Эдмонтона в Ванкувер, который в настоящее время работает на своей мощности 300 000 баррелей в день (48 000 м 3 / день), снабжая нефтеперерабатывающие заводы в Британской Колумбии и штате Вашингтон. Однако после завершения строительства трубопровода Northern Gateway и расширения Trans Mountain, которое в настоящее время проходит правительственную проверку, ожидается, что они будут поставлять дополнительно от 500 000 баррелей в день (79 000 м 3 /д) до 1 100 000 баррелей в день (170 000 м 3 /д) танкерам на побережье Тихого океана, откуда они смогут доставлять ее в любую точку мира. В Китае и Индии достаточно мощностей по переработке тяжелой нефти для переработки дополнительного канадского объема, возможно, с некоторыми модификациями НПЗ. [108] В последние годы китайские нефтяные компании, такие как China Petrochemical Corporation (Sinopec), China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) и PetroChina, купили активы на сумму более 30 миллиардов долларов в канадских проектах по разработке нефтяных песков, поэтому они, вероятно, хотели бы экспортировать часть своей недавно приобретенной нефти в Китай. [109]
Крупнейшие в мире месторождения битума находятся в Канаде, хотя месторождения сверхтяжелой сырой нефти в Венесуэле еще больше. Канада обладает огромными энергетическими ресурсами всех типов, а ее ресурсная база нефти и природного газа была бы достаточно большой, чтобы удовлетворить потребности Канады на протяжении поколений, если бы спрос был устойчивым. Обильные гидроэнергетические ресурсы составляют большую часть производства электроэнергии в Канаде, и очень мало электроэнергии производится из нефти.
Национальный энергетический совет (NEB) сообщил в 2013 году, что если цены на нефть превысят 100 долларов, у Канады будет более чем достаточно энергии для удовлетворения ее растущих потребностей. Избыточная добыча нефти из нефтяных песков может быть экспортирована. Основной страной-импортером, вероятно, останутся Соединенные Штаты, хотя до событий 2014 года наблюдался растущий спрос на нефть, особенно на тяжелую нефть, со стороны азиатских стран, таких как Китай и Индия. [110]
Канада обладает богатыми ресурсами битума и сырой нефти, с предполагаемым остаточным конечным ресурсным потенциалом в 54 миллиарда кубических метров (340 миллиардов баррелей). Из них 90 процентов приходится на битум нефтеносных песков. В настоящее время на Альберту приходятся все битумные ресурсы Канады. «Ресурсы» становятся «запасами» только после того, как будет доказано, что экономическое восстановление может быть достигнуто. По ценам 2013 года с использованием современных технологий у Канады были остаточные запасы нефти в размере 27 миллиардов м 3 (170 миллиардов баррелей), причем 98% из них относились к битуму нефтеносных песков. Это поставило ее запасы на третье место в мире после Венесуэлы и Саудовской Аравии . При гораздо более низких ценах 2015 года запасы были намного меньше. [ необходима цитата ]
Затраты на добычу и транспортировку товарной нефти из нефтеносных песков обычно значительно выше, чем из обычных мировых источников. [111] [112] Следовательно, экономическая жизнеспособность добычи из нефтеносных песков более уязвима к цене на нефть . Цена на эталонную нефть West Texas Intermediate (WTI) в Кушинге, штат Оклахома, превышающая 100 долларов США за баррель, которая преобладала до конца 2014 года, была достаточной для стимулирования активного роста добычи из нефтеносных песков. Крупные канадские нефтяные компании объявили о планах расширения, а иностранные компании инвестировали значительные суммы капитала, во многих случаях формируя партнерства с канадскими компаниями. Инвестиции смещались в сторону проектов гравитационного дренажа с помощью пара на месте (SAGD) и от проектов по добыче и модернизации, поскольку операторы нефтеносных песков предвидят лучшие возможности от продажи битума и тяжелой нефти непосредственно на нефтеперерабатывающие заводы, чем от ее модернизации до синтетической сырой нефти . Оценки затрат для Канады включают последствия добычи, когда шахты возвращаются в окружающую среду в «таком же хорошем или лучшем состоянии, чем первоначальное». Очистка конечных продуктов потребления является обязанностью юрисдикций-потребителей, которые в основном находятся в провинциях или странах, отличных от стран-производителей.
Правительство Альберты подсчитало, что в 2012 году себестоимость поставок новых операций по добыче нефтяных песков составляла от 70 до 85 долларов за баррель, тогда как стоимость новых проектов SAGD составляла от 50 до 80 долларов за баррель. [97] Эти затраты включали капитальные и эксплуатационные расходы, роялти и налоги, а также разумную прибыль для инвесторов. Поскольку цена WTI выросла до 100 долларов за баррель с 2011 года, [113] ожидалось, что добыча из нефтяных песков будет высокорентабельной, если предположить, что продукт может быть доставлен на рынки. Основным рынком были огромные нефтеперерабатывающие комплексы на побережье Мексиканского залива США, которые, как правило, способны перерабатывать канадский битум и венесуэльскую сверхтяжелую нефть без модернизации.
Канадский институт энергетических исследований (CERI) провел анализ, оценив, что в 2012 году средние затраты на заводе (включая 10% маржу прибыли, но исключая смешивание и транспортировку) первичной добычи составили 30,32 долл. США/барр., SAGD — 47,57 долл. США/барр., добычи и модернизации — 99,02 долл. США/барр., а добычи без модернизации — 68,30 долл. США/барр. [114] Таким образом, все типы проектов по добыче нефтяных песков, за исключением новых проектов по добыче с интегрированными установками для модернизации, как ожидалось, будут стабильно прибыльными с 2011 года, при условии, что мировые цены на нефть останутся благоприятными. Поскольку более крупные и более сложные НПЗ предпочитали покупать сырой битум и тяжелую нефть, а не синтетическую сырую нефть, новые проекты по добыче нефтяных песков избежали затрат на строительство новых установок для модернизации. Хотя первичная добыча, такая как в Венесуэле, дешевле, чем SAGD, она извлекает только около 10% нефти из пласта по сравнению с 60% или более для SAGD и более 99% для добычи. Канадские нефтяные компании находились на более конкурентном рынке и имели доступ к большему капиталу, чем в Венесуэле, и предпочитали тратить эти дополнительные деньги на SAGD или добычу, чтобы извлечь больше нефти.
Затем в конце 2014 года резкий рост добычи в США из сланцевых формаций в сочетании с глобальным экономическим недомоганием, которое снизило спрос, привели к падению цены WTI ниже $50, где она и оставалась по состоянию на конец 2015 года. [115] В 2015 году Канадский институт энергетических исследований (CERI) переоценил средние затраты на заводе (снова включая 10% маржу прибыли) SAGD в $58,65/баррель и 70,18/баррель для добычи без модернизации. Включая расходы на смешивание и транспортировку, эквивалентные затраты на поставку WTI для доставки в Кушинг становятся $80,06/баррель для проектов SAGD и $89,71/баррель для отдельной шахты. [111] В этой экономической среде планы по дальнейшему развитию добычи из нефтяных песков были замедлены или отложены, [116] [117] или даже отменены во время строительства. [118] Производство синтетической сырой нефти в ходе горнодобывающих операций может продолжаться с убытками из-за расходов на остановку и перезапуск, а также обязательств по контрактам на поставку. [119] Во время ценовой войны между Россией и Саудовской Аравией в 2020 году цена на канадскую тяжелую сырую нефть упала ниже 5 долларов за баррель. [120]
Прогнозы добычи нефтяных песков, опубликованные Канадской ассоциацией производителей нефти (CAPP), Регулятором энергетики Альберты (AER) и Канадским институтом энергетических исследований (CERI), сопоставимы с прогнозами Национального энергетического совета (NEB) с точки зрения общего производства битума. Ни один из этих прогнозов не учитывает вероятные международные ограничения, которые будут наложены на сжигание всех углеводородов, чтобы ограничить рост глобальной температуры, что приведет к ситуации, обозначенной термином « углеродный пузырь ». [121] Игнорируя такие ограничения, а также предполагая, что цена на нефть восстановится после своего обвала в конце 2014 года, список предлагаемых в настоящее время проектов, многие из которых находятся на ранних стадиях планирования, предполагает, что к 2035 году канадское производство битума может потенциально достичь 1,3 млн м 3 /д (8,3 млн баррелей в день), если большинство из них будет реализовано. При тех же предположениях более вероятным сценарием является то, что к 2035 году добыча битума из канадских нефтеносных песков достигнет 800 000 м 3 /д (5,0 млн баррелей/день), что в 2,6 раза больше добычи 2012 года. Большая часть роста, скорее всего, будет приходиться на категорию in-situ, поскольку проекты in-situ обычно имеют лучшую экономику, чем проекты по добыче. Кроме того, 80% запасов канадских нефтеносных песков хорошо подходят для добычи in-situ, по сравнению с 20% для методов добычи.
Дополнительное предположение заключается в том, что будет достаточно трубопроводной инфраструктуры для доставки возросшей канадской добычи нефти на экспортные рынки. Если бы это было ограничивающим фактором, это могло бы повлиять на цены на канадскую сырую нефть, сдерживая будущий рост производства. Другое предположение заключается в том, что рынки США продолжат поглощать возросший канадский экспорт. Быстрый рост добычи нефти из плотных пород в США, основном рынке экспорта нефти Канады, значительно снизил зависимость США от импортной сырой нефти . Потенциал канадского экспорта нефти на альтернативные рынки, такие как Азия, также неопределен. Растут политические препятствия для строительства любых новых трубопроводов для доставки нефти в Канаду и США. В ноябре 2015 года президент США Барак Обама отклонил предложение о строительстве трубопровода Keystone XL из Альберты в Стил-Сити, штат Небраска. [122] В отсутствие новых трубопроводных мощностей компании все чаще отправляют битум на рынки США по железной дороге, речным баржам, танкерами и другими способами транспортировки. За исключением морских танкеров, все эти альтернативы обходятся дороже, чем трубопроводы. [112]
Нехватка квалифицированных рабочих в канадских нефтяных песках возникла в периоды быстрого развития новых проектов. При отсутствии других ограничений для дальнейшего развития нефтегазовой отрасли в ближайшие несколько лет необходимо будет заполнить десятки тысяч вакансий в результате уровня активности отрасли, а также старения. В долгосрочной перспективе, в сценарии более высоких цен на нефть и газ, нехватка рабочей силы будет продолжать ухудшаться. Потенциальная нехватка рабочей силы может увеличить затраты на строительство и замедлить темпы разработки нефтяных песков. [110]
Нехватка квалифицированной рабочей силы была гораздо более острой в Венесуэле, поскольку контролируемая правительством нефтяная компания PDVSA уволила большинство своих экспертов по тяжелой нефти после венесуэльской всеобщей забастовки 2002–2003 годов и свернула производство оримульсиона , который был основным продуктом из ее нефтяных песков. После этого правительство ренационализировало венесуэльскую нефтяную промышленность и увеличило налоги на нее. Результатом стало то, что иностранные компании покинули Венесуэлу, как и большинство ее элитных технических экспертов по тяжелой нефти. В последние годы добыча тяжелой нефти в Венесуэле падает, и страна постоянно не достигает своих производственных целей.
По состоянию на конец 2015 года разработка новых проектов по добыче нефтяных песков сдерживалась ценой WTI ниже 50 долларов США, что едва ли достаточно для поддержки добычи на существующих предприятиях. [116] Восстановление спроса сдерживалось экономическими проблемами, которые могут продолжаться бесконечно, терзая как Европейское сообщество, так и Китай. Низкозатратное производство ОПЕК продолжалось на максимальной мощности, эффективность добычи из сланцев США продолжала повышаться, а российский экспорт был предписан даже ниже себестоимости добычи, как их единственный источник твердой валюты. [123] Существует также вероятность того, что появится международное соглашение о введении мер по ограничению сжигания углеводородов в попытке ограничить рост глобальной температуры номинальными 2 °C, что, по общему мнению, должно ограничить вред окружающей среде до приемлемых уровней. [124] Быстрый технологический прогресс достигается для снижения стоимости конкурирующих возобновляемых источников энергии. [125] Следовательно, нет единого мнения о том, когда, если вообще когда-либо, цены на нефть, выплачиваемые производителям, могут существенно восстановиться. [123] [125] [126]
Подробное академическое исследование последствий для производителей различных видов углеводородного топлива пришло к выводу в начале 2015 года, что треть мировых запасов нефти, половина запасов газа и более 80% текущих запасов угля должны оставаться под землей с 2010 по 2050 год, чтобы достичь цели в 2 °C. Следовательно, продолжение разведки или разработки запасов будет чуждо потребностям. Чтобы достичь цели в 2 °C, потребуются серьезные меры для подавления спроса, такие как существенный налог на выбросы углерода, оставляющий более низкую цену для производителей с более мелкого рынка. Влияние на производителей в Канаде будет намного больше, чем в США. Открытая добыча природного битума в Канаде вскоре снизится до незначительного уровня после 2020 года во всех рассматриваемых сценариях, поскольку она значительно менее экономична, чем другие методы производства. [127] [128] [129]
В своем заказанном в 2011 году отчете под названием «Разумное развитие: реализация потенциала обильных природных ресурсов газа и нефти Северной Америки» Национальный нефтяной совет , консультативный комитет при министре энергетики США, признал проблемы со здоровьем и безопасностью в отношении нефтяных песков, которые включают «объемы воды, необходимые для возникновения проблем с источниками воды; удаление вскрыши для открытой добычи может фрагментировать среду обитания диких животных и увеличить риск эрозии почвы или поверхностных стоков в близлежащие водные системы; выбросы парниковых газов и другие выбросы в атмосферу в результате производства». [130]
Добыча нефтяных песков может повлиять на землю, когда битум изначально добывается, на водные ресурсы из-за потребности в больших количествах воды во время разделения нефти и песка, а также на воздух из-за выброса углекислого газа и других выбросов. [131] Тяжелые металлы, такие как ванадий , никель , свинец , кобальт , ртуть , хром , кадмий , мышьяк , селен , медь , марганец , железо и цинк, естественным образом присутствуют в нефтяных песках и могут концентрироваться в процессе добычи. [132] Воздействие на окружающую среду, вызванное добычей нефтяных песков, часто критикуется экологическими группами, такими как Greenpeace , Climate Reality Project , Pembina Institute , 350.org , MoveOn.org , League of Conservation Voters , Patagonia , Sierra Club и Energy Action Coalition . [133] [134] В частности, загрязнение ртутью было обнаружено вокруг добычи нефтяных песков в Альберте, Канада. [135] Европейский союз указал, что может проголосовать за то, чтобы маркировать нефть из нефтяных песков как «сильно загрязняющую». Хотя экспорт нефтяных песков в Европу минимален, этот вопрос вызвал трения между ЕС и Канадой. [136] По данным калифорнийской консалтинговой компании Jacobs Consultancy , Европейский союз использовал неточные и неполные данные при присвоении высокого рейтинга парниковых газов бензину, полученному из нефтяных песков Альберты. Кроме того, Иран, Саудовская Аравия, Нигерия и Россия не предоставляют данных о том, сколько природного газа выбрасывается в атмосферу посредством сжигания или выброса в атмосферу в процессе добычи нефти. В отчете Jacobs указано, что дополнительные выбросы углерода от нефти из нефтяных песков на 12 процентов выше, чем от обычной нефти, хотя ЕС присвоил ей рейтинг парниковых газов на 22% выше обычного эталона. [137] [138]
В 2014 году результаты исследования, опубликованного в Трудах Национальной академии наук, показали, что официальные отчеты о выбросах были недостаточно высокими. Авторы отчета отметили, что «выбросы органических веществ с потенциальной токсичностью для людей и окружающей среды являются серьезной проблемой, связанной с быстрым промышленным развитием в районе нефтеносных песков Атабаски (AOSR)». Это исследование показало, что хвостохранилища были косвенным путем транспортировки неконтролируемых выбросов испарений трех репрезентативных полициклических ароматических углеводородов (ПАУ) ( фенантрен , пирен и бензо(а)пирен ) и что эти выбросы ранее не регистрировались. [139] [140]
Правительство Альберты вычисляет индекс здоровья и качества воздуха (AQHI) с помощью датчиков в пяти общинах в районе нефтяных песков, которыми управляет «партнер», называемый Wood Buffalo Environmental Association (WBEA). Каждая из их 17 станций непрерывного мониторинга измеряет от 3 до 10 параметров качества воздуха среди оксида углерода (CO), сероводорода ( H
2S ), общая восстановленная сера (TRS), аммиак ( NH
3), оксид азота (NO), диоксид азота ( NO
2), оксиды азота (NO x ), озон ( O
3), твердые частицы (PM2.5), диоксид серы ( SO
2), общие углеводороды (THC) и метановые /неметановые углеводороды ( CH
4/NMHC). [141] Говорят, что эти AQHI указывают на качество воздуха с «низким уровнем риска» более чем в 95% случаев. [142] До 2012 года мониторинг воздуха показывал значительное увеличение превышений сероводорода ( H
2S ) как в районе Форт-Мак-Мюррей, так и вблизи нефтеносных песков. [143] В 2007 году правительство Альберты выдало компании Suncor распоряжение о защите окружающей среды в ответ на многочисленные случаи, когда концентрация H на уровне земли
2S ) превысили стандарты. [144] Система управления данными об окружающем воздухе провинции Альберта (AAADMS) Стратегического альянса по чистому воздуху [145] (также известная как хранилище данных CASA) фиксирует, что в течение года, закончившегося 1 ноября 2015 года, было 6 почасовых отчетов о значениях, превышающих предел в 10 ppb для H
2S , и 4 в 2013 году, по сравнению с 11 в 2014 году и 73 в 2012 году. [146]
В сентябре 2015 года Институт Пембины опубликовал краткий отчет о «недавнем всплеске проблем с запахом и качеством воздуха в северной Альберте, связанных с расширением разработки нефтяных песков», противопоставив ответы на эти проблемы в Пис-Ривер и Форт-Маккее . В Форт-Маккее качество воздуха активно решается заинтересованными сторонами, представленными в WBEA, тогда как сообщество Пис-Ривер должно полагаться на реакцию Энергетического регулятора Альберты . В попытке определить источники вредных запахов в сообществе Форт-Маккея был создан Индекс качества воздуха Форт-Маккея, расширивший провинциальный Индекс качества воздуха для здоровья, включив в него возможных факторов, способствующих возникновению проблемы: SO
2, TRS и THC. Несмотря на эти преимущества, был достигнут больший прогресс в устранении проблем с запахом в сообществе Peace River, хотя только после того, как некоторые семьи уже покинули свои дома. Сообщалось, что проблемы с запахом в Форт-Маккее остаются нерешенными. [147]
Большая часть операций по добыче нефтяных песков включает в себя расчистку участка от деревьев и кустарника и удаление вскрышных пород — верхнего слоя почвы, торфяника, песка, глины и гравия, — которые находятся на поверхности месторождения нефтяных песков. [148] Для производства одного барреля нефти (примерно 1⁄8 тонны ) необходимо около 2,5 тонн нефтяных песков . [149] В качестве условия лицензирования проекты должны реализовать план рекультивации . [150] Горнодобывающая промышленность утверждает, что бореальный лес в конечном итоге колонизирует рекультивированные земли, но их операции масштабны и рассчитаны на долгосрочные сроки. По состоянию на 2013 год около 715 квадратных километров (276 квадратных миль) земли в районе нефтяных песков были нарушены, и 72 км 2 (28 квадратных миль) этой земли находятся на стадии рекультивации. [151] В марте 2008 года Альберта выдала первый в истории сертификат на рекультивацию земель нефтеносных песков компании Syncrude на участок земли площадью 1,04 квадратных километра (0,40 квадратных миль), известный как Гейтвэй-Хилл, примерно в 35 километрах (22 мили) к северу от Форт-Мак-Мюррея. [152] В течение следующих 10 лет ожидается подача нескольких заявок на получение сертификатов на рекультивацию для проектов по добыче нефтеносных песков. [153]
Для производства каждой единицы объема синтетической сырой нефти в ходе добычи вне пласта используется от 2 до 4,5 единиц объема воды . По данным Greenpeace, канадские операции по добыче нефтяных песков используют 349 × 10 6 м 3 /год (12,3 × 10 9 куб. футов/год) воды, что вдвое превышает объем воды, используемый городом Калгари . [154] Однако в операциях SAGD 90–95% воды перерабатывается, и только около 0,2 единиц объема воды используется на единицу объема произведенного битума. [155]
Для операций по добыче нефтяных песков Атабаска вода поставляется из реки Атабаска, девятой по длине реки в Канаде. [156] Средний расход ниже по течению от Форт-Мак-Мюррея составляет 633 м 3 /с (22 400 куб. футов/с), а самый высокий дневной средний расход составляет 1200 м 3 /с (42 000 куб. футов/с). [157] [158] Лицензии на воду для предприятий по добыче нефтяных песков составляют около 1,8% от стока реки Атабаска. Фактическое использование в 2006 году составило около 0,4%. [159] Кроме того, согласно Рамочной программе управления водными ресурсами для Нижней части реки Атабаска, в периоды низкого расхода реки потребление воды из реки Атабаска ограничено 1,3% от среднегодового расхода. [160]
В декабре 2010 года Консультативная группа по нефтяным пескам, созданная по поручению бывшего министра охраны окружающей среды Джима Прентиса, пришла к выводу, что существующая система мониторинга качества воды в регионе, включая работу Региональной программы мониторинга водных ресурсов, Института водных исследований Альберты, Ассоциации кумулятивного управления окружающей средой и других, была раздробленной и должна стать более комплексной и скоординированной. [161] [162]
Производство битума и синтетической сырой нефти выбрасывает больше парниковых газов, чем производство обычной сырой нефти. Исследование 2009 года, проведенное консалтинговой фирмой IHS CERA, подсчитало, что добыча из канадских нефтяных песков выбрасывает «примерно на 5–15 % больше углекислого газа в течение анализа жизненного цикла топлива «от скважины до колес» (WTW), чем средняя сырая нефть». [163] Автор и журналист-расследователь Дэвид Страхан в том же году заявил, что данные МЭА показывают, что выбросы углекислого газа из нефтяных песков на 20 % выше, чем средние выбросы при добыче нефти. [164]
Исследование Стэнфордского университета , проведенное по заказу ЕС в 2011 году, показало, что нефть из нефтеносных песков на 22% более углеродоемка, чем другие виды топлива. [165] [166] Согласно анализу «Фонда Карнеги за международный мир», нефтяные пески выделяют на 31% больше парниковых газов, чем среднестатистическая североамериканская сырая нефть. [167] В 2023 году федеральное исследование показало, что реальные выбросы из нефтеносных песков на 65% выше, чем сообщает отрасль. [168]
Greenpeace утверждает, что отрасль по добыче нефтяных песков признана крупнейшим источником роста выбросов парниковых газов в Канаде, поскольку на ее долю приходится 40 миллионов тонн CO
2выбросы в год. [169]
По данным Канадской ассоциации производителей нефти и Министерства охраны окружающей среды Канады, промышленная деятельность, осуществляемая для добычи нефтяных песков, составляет около 5% выбросов парниковых газов в Канаде или 0,1% мировых выбросов парниковых газов. По прогнозам, к 2015 году доля нефтяных песков вырастет до 8% выбросов парниковых газов в Канаде. [170] В то время как выбросы от производственной промышленной деятельности на баррель произведенного битума снизились на 26% за десятилетие 1992–2002 гг., ожидалось, что общие выбросы от производственной деятельности увеличатся из-за более высоких уровней производства. [171] [172] По состоянию на 2006 год, для производства одного барреля нефти из нефтяных песков было выпущено почти 75 килограммов (165 фунтов) парниковых газов, а общий объем выбросов оценивался в 67 мегатонн (66 000 000 длинных тонн ; 74 000 000 коротких тонн ) в год к 2015 году. [173] Исследование IHS CERA показало, что топливо, произведенное из канадских нефтяных песков, привело к значительно более низким выбросам парниковых газов, чем многие обычно цитируемые оценки. [174] Исследование, проведенное в 2012 году Свартом и Уивером, подсчитало, что если бы был сожжен только экономически выгодный запас в 170 ГБбл (27 × 10 9 м 3 ) нефтяных песков, средняя мировая температура увеличилась бы на 0,02–0,05 °C. Если бы все имеющиеся в пласте 1,8 триллиона баррелей нефти были сожжены, прогнозируемое повышение средней глобальной температуры составило бы от 0,24 до 0,50 °C. [175] Бергерсон и др. обнаружили, что, хотя выбросы WTW могут быть выше, чем у сырой нефти, варианты с нефтеносными песками с меньшими выбросами могут превзойти варианты с более высокими выбросами обычной сырой нефти . [176]
Для компенсации выбросов парниковых газов из нефтяных песков и других мест в Альберте было предложено секвестрировать выбросы углекислого газа внутри истощенных нефтяных и газовых резервуаров. Эта технология унаследована от методов повышения нефтеотдачи . [177] В июле 2008 года правительство Альберты объявило о создании фонда в размере 2 млрд канадских долларов для поддержки проектов секвестрации на электростанциях Альберты и объектах по добыче и модернизации нефтяных песков. [178] [179] [180]
В ноябре 2014 года Фатих Бироль , главный экономист Международного энергетического агентства , охарактеризовал дополнительные выбросы парниковых газов из нефтяных песков Канады как «крайне низкие». МЭА прогнозирует, что в ближайшие 25 лет добыча нефтяных песков в Канаде увеличится более чем на 3 миллиона баррелей в день (480 000 м3 / день), но доктор Бироль сказал, что «выбросы этого дополнительного производства равны всего лишь 23 часам выбросов Китая — даже не одному дню». МЭА несет ответственность за борьбу с изменением климата, но доктор Бироль сказал, что он мало беспокоится о выбросах углерода из нефтяных песков. «В Канаде, США и других частях мира много говорят о проектах по нефтяным пескам, но, честно говоря, дополнительные выбросы CO2 из нефтяных песков крайне малы». Доктор Бироль признал, что существуют огромные расхождения во мнениях относительно курса действий в отношении изменения климата, но добавил: «Я надеюсь, что все эти реакции основаны на научных фактах и здравом анализе». [181] [182]
В 2014 году Исследовательская служба Конгресса США опубликовала отчет в рамках подготовки к решению о разрешении строительства трубопровода Keystone XL . В отчете, в частности, говорится: «Нефть из канадских нефтяных песков, как правило, более интенсивна в выбросах парниковых газов, чем другие виды сырой нефти, которые она может вытеснять на НПЗ США, и выделяет примерно на 17% больше парниковых газов на основе жизненного цикла, чем средний баррель сырой нефти, перерабатываемой в Соединенных Штатах». [183]
По данным Министерства природных ресурсов Канады (NRCan), к 2017 году 23-процентное увеличение выбросов парниковых газов в Канаде с 2005 по 2017 год было «в основном обусловлено ростом добычи нефтяных песков, особенно подземной добычей» [8] .
Существуют противоречивые исследования о влиянии разработки нефтяных песков на водную жизнь. В 2007 году Environment Canada завершила исследование, которое показало высокие показатели деформаций у эмбрионов рыб, подвергшихся воздействию нефтяных песков. Дэвид В. Шиндлер , лимнолог из Университета Альберты , был соавтором исследования о вкладе нефтяных песков Альберты в ароматические полициклические соединения , некоторые из которых являются известными канцерогенами , в реку Атабаска и ее притоки. [184] Ученые, местные врачи и жители поддержали письмо, отправленное премьер-министру в сентябре 2010 года, призывающее к проведению независимого исследования озера Атабаска (которое находится ниже по течению от нефтяных песков), которое должно было быть начато в связи с ростом деформаций и опухолей, обнаруженных у пойманной там рыбы. [185]
Основная часть исследований, защищающих разработку нефтяных песков, проводится Региональной программой мониторинга водных видов (RAMP), руководящий комитет которой в основном состоит из нефтегазовых компаний. Исследования RAMP показывают, что показатели деформации являются нормальными по сравнению с историческими данными и показателями деформации в реках выше по течению от нефтяных песков. [186] [187] [188]
В 2007 году было высказано предположение, что дикая природа пострадала от нефтяных песков; например, в исследовании 2006 года было обнаружено, что у лосей в организме содержалось в 453 раза больше допустимого уровня мышьяка , хотя более поздние исследования снизили этот показатель до 17–33 раз больше допустимого уровня (хотя и ниже международных пороговых значений потребления). [189]
Высказывались опасения относительно негативного воздействия нефтяных песков на общественное здоровье, включая более высокие, чем обычно, показатели заболеваемости раком среди жителей Форт-Чипевьяна . [190] Однако Джон О'Коннор, врач, который изначально сообщил о более высоких показателях заболеваемости раком и связал их с разработкой нефтяных песков, впоследствии был расследован Альбертским колледжем врачей и хирургов . Позднее колледж сообщил, что заявления О'Коннора состояли из «ложи, неточностей и неподтвержденной информации». [191]
В 2010 году Королевское общество Канады опубликовало отчет, в котором говорилось, что «в настоящее время нет достоверных доказательств того, что воздействие загрязняющих веществ из нефтяных песков на окружающую среду, достигающих Форт-Чипевьяна, достигало бы уровней, которые, как ожидается, могут вызвать повышенный уровень заболеваемости раком у людей». [191]
В августе 2011 года правительство Альберты инициировало исследование здоровья населения провинции, чтобы выяснить, существует ли связь между более высокими показателями заболеваемости раком и выбросами из нефтяных песков. [192]
В отчете, опубликованном в 2014 году, главный врач Альберты, доктор Джеймс Тэлбот, заявил, что «нет убедительных доказательств связи между любым из этих видов рака и воздействием окружающей среды [нефтяных песков]». Вместо этого Тэлбот предположил, что уровень заболеваемости раком в Форт-Чипевиане , который был немного выше по сравнению со средним показателем по провинции, вероятно, был обусловлен сочетанием таких факторов, как высокий уровень курения, ожирения, диабета и алкоголизма, а также низкий уровень вакцинации. [191]
пески представляют собой смесь песка, воды, глины и битума. Битум — это нефть, которая слишком тяжелая или густая, чтобы течь или перекачиваться без разбавления или нагрева. *** Битум настолько вязкий, что при комнатной температуре он ведет себя как холодная патока.
обстоят очень, очень плохо. Я долгое время освещал события в Венесуэле. И, честно говоря, я был шокирован ситуацией, которую я здесь сейчас вижу.
{{citation}}: CS1 maint: отсутствует местоположение издателя ( ссылка )Нефтеносные пески.
