Нефтеносные пески , битуминозные пески , сырой битум или битуминозные пески представляют собой тип нетрадиционных нефтяных месторождений . Нефтеносные пески — это либо рыхлые пески, либо частично консолидированный песчаник, содержащий природную смесь песка , глины и воды, пропитанную битумом — плотной и чрезвычайно вязкой формой нефти .
Значительные месторождения битума зарегистрированы в Канаде , [1] [2] Казахстане , России и Венесуэле . По оценкам, мировые запасы нефти составляют более 2 триллионов баррелей (320 миллиардов кубических метров); [3] Доказанные запасы битума составляют около 100 миллиардов баррелей, [4] а общие природные запасы битума оцениваются в 249,67 Гб (39,694 × 10 9 м 3 ) во всем мире, из которых 176,8 Гб (28,11 × 10 9 м 3 ), или 70,8% проживают в Альберте, Канада. [1]
Сырой битум представляет собой густую, липкую форму сырой нефти, настолько вязкую, что он 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 называют нефтеносными песками, но эти месторождения не являются битуминозными и вместо этого попадают в категорию тяжелой или сверхтяжелой нефти из-за их более низкой вязкости. [6] Природный битум и сверхтяжелая нефть различаются по степени разложения их бактериями по сравнению с исходными традиционными маслами .
Рост цен на нефть в 1973 и 1979 годах , а также разработка усовершенствованной технологии добычи позволили выгодно добывать и перерабатывать нефтеносные пески. Вместе с другими так называемыми нетрадиционными методами добычи нефти , нефтеносные пески вовлечены в дебаты о несгораемом углероде , но также способствуют энергетической безопасности и противодействуют международному ценовому картелю ОПЕК . Согласно Индексу нефтяного климата, выбросы углекислого газа от нефти и песка на 31% выше, чем от обычной нефти. [7] По данным Natural Resources Canada (NRCan), в Канаде добыча нефтеносных песков в целом и добыча на месте в частности вносят наибольший вклад в увеличение выбросов парниковых газов в стране с 2005 по 2017 год . [8]
Разработка битуминозных месторождений и сипов началась еще со времен палеолита . [9] Самое раннее известное использование битума было сделано неандертальцами около 40 000 лет назад. Битум был обнаружен на каменных орудиях, использовавшихся неандертальцами на территории Сирии. После появления Homo sapiens люди использовали битум , помимо прочего, для строительства зданий и гидроизоляции тростниковых лодок . В Древнем Египте использование битума имело важное значение при изготовлении мумий. [10]
В древние времена битум был в первую очередь месопотамским товаром, использовавшимся шумерами и вавилонянами , хотя его также находили в Леванте и Персии . Территория вдоль рек Тигр и Евфрат была усеяна сотнями просачиваний чистого битума. Месопотамцы использовали битум для гидроизоляции лодок и зданий. В Европе их широко добывали недалеко от французского города Пешельбронн , где в 1742 году использовался процесс разделения паров. [11] [12]
В Канаде коренные народы использовали битум из источников вдоль рек Атабаска и Клируотер для гидроизоляции своих каноэ из бересты с ранних доисторических времен. Канадские нефтеносные пески впервые стали известны европейцам в 1719 году, когда уроженец кри по имени Ва-Па-Су принес образец торговцу мехом из компании Гудзонова залива Генри Келси , который прокомментировал это в своих журналах. Торговец мехом Питер Понд спустился по реке Клируотер в Атабаску в 1778 году, увидел залежи и написал о «источниках битума, текущих по земле». В 1787 году торговец мехом и исследователь Александр Маккензи на пути к Северному Ледовитому океану увидел нефтеносные пески Атабаски и прокомментировал: «Примерно в 24 милях от развилки (рек Атабаска и Клируотер) находятся несколько битумных фонтанов, в которые попадает столб Длина 20 футов может быть вставлена без малейшего сопротивления». [13]
В своем сравнении «обновленной кривой стоимости предложения» в мае 2019 года, в котором базирующаяся в Норвегии компания Rystad Energy — «независимая компания по исследованию и консультированию в области энергетики» — оценила «общие извлекаемые в мире жидкие ресурсы по их цене безубыточности», Ристад сообщил, что Средняя цена безубыточности на нефть из нефтеносных песков в 2019 году составила 83 доллара США, что сделало ее самой дорогой в добыче по сравнению со всеми другими «крупными нефтедобывающими регионами» в мире. [14] [a] Международное энергетическое агентство провело аналогичные сравнения. [15]
Цена за баррель более тяжелой, высокосернистой нефти , не имеющей доступа к приливной воде, такой как Western Canadian Select (WCS) из нефтеносных песков Атабаски, оценивается на дифференциале от более легкой и сладкой нефти , такой как West Texas Intermediate (WTI). Цена зависит от его качества, определяемого такими факторами, как его удельный вес или API и содержание серы, а также от его местоположения, например, от близости к приливной воде и / или нефтеперерабатывающим заводам.
Поскольку себестоимость добычи нефти на нефтеносных песках намного выше, точка безубыточности намного выше, чем для более сладкой легкой нефти, такой как та, которую производят Саудовская Аравия , Иран , Ирак и Соединенные Штаты. [14] Добыча нефтеносных песков расширяется и процветает, поскольку мировые цены на нефть достигли пиковых значений из-за арабского нефтяного эмбарго 1973 года , иранской революции 1979 года , кризиса и войны в Персидском заливе 1990 года , терактов 11 сентября 2001 года и событий 2003 года. вторжение в Ирак . [16] За периодами бума следовал спад, поскольку мировые цены на нефть падали в 1980-е годы , затем в 1990-е годы, в период глобальной рецессии и снова в 2003 году. [17]
Название битуминозные пески применялось к битуминозным пескам в конце 19 - начале 20 века. [18] Люди, которые видели битуминозные пески в этот период, были знакомы с большим количеством остатков смолы, образующихся в городских районах как побочный продукт производства угольного газа для городского отопления и освещения. [19] Слово « смола » для описания этих природных битумных отложений на самом деле является неправильным, поскольку, с химической точки зрения, смола — это искусственное вещество, производимое путем деструктивной перегонки органического материала , обычно угля . [20]
С тех пор угольный газ почти полностью заменен природным газом в качестве топлива, а каменноугольная смола как материал для мощения дорог заменена асфальтом из нефтепродуктов . Природный битум химически более похож на асфальт, чем на каменноугольную смолу, и термин нефтеносные пески (или нефтеносные пески) чаще используется в промышленности в районах добычи, чем битуминозные пески , поскольку из битума производят синтетическую нефть [20] и из-за к ощущению, что терминология битуминозных песков менее политически приемлема для общественности. [21] Нефтеносные пески теперь являются альтернативой обычной сырой нефти. [22]
Крупнейшие в мире месторождения нефтеносных песков находятся в Венесуэле и Канаде. Геология месторождений двух стран в целом довольно схожа. Это обширные месторождения тяжелой нефти , сверхтяжелой нефти и/или битума с нефтью тяжелее 20°API, обнаруженные в основном в рыхлых песчаниках с аналогичными свойствами. «Неконсолидированный» в этом контексте означает, что пески имеют высокую пористость, отсутствие значительной сцепления и прочность на разрыв, близкую 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 (от 550 до 650 миллиардов кубических метров) геологических запасов первичной нефти (OOIP). [23] [24] Месторождения нефти не обязательно являются запасами нефти , и количество, которое может быть добыто, зависит от технологического развития . Быстрое технологическое развитие в Канаде в период 1985–2000 годов привело к появлению таких методов, как гравитационный дренаж с паром (SAGD), которые могут извлекать гораздо больший процент нематериальных запасов , чем традиционные методы. По оценкам правительства Альберты, с помощью современных технологий можно извлечь 10% битума и тяжелой нефти, что даст стране 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 одну лигу с Саудовской Аравией, располагающей тремя крупнейшими запасами нефти в мире .
В мире имеется множество месторождений нефтеносных песков, но самые большие и важные находятся в Канаде и Венесуэле, а меньшие месторождения - в Казахстане и России. Общий объем нетрадиционной нефти в нефтеносных песках этих стран превышает запасы традиционной нефти всех остальных стран вместе взятых. Огромные залежи битума — более 350 миллиардов кубических метров (2,2 триллиона баррелей) нефти — существуют в канадских провинциях Альберта и Саскачеван . Если бы можно было добыть только 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 обильные запасы нефти, но не дешевую нефть. Им требуются передовые технологии для добычи нефти и ее транспортировки на нефтеперерабатывающие заводы . [25]
Нефтеносные пески Западно-Канадского осадочного бассейна (WCSB) образовались в результате формирования Канадских Скалистых гор Тихоокеанской плитой , которая надвинула Северо-Американскую плиту , когда она надвинулась с запада, неся ранее крупные цепи островов, которые сейчас составляют большую часть Британской Колумбии . Столкновение сжало равнины Альберты и подняло Скалистые горы над равнинами, образовав горные хребты . Этот процесс горообразования похоронил слои осадочных пород , которые лежат под большей частью Альберты, на большую глубину , создав высокие подповерхностные температуры и создав эффект гигантской скороварки , который превратил кероген в глубоко захороненных богатых органикой сланцах в легкую нефть и природный газ. [6] [26] Эти нефтематеринские породы были похожи на американские так называемые горючие сланцы , за исключением того, что последние никогда не были погребены достаточно глубоко, чтобы превратить содержащийся в них кероген в жидкую нефть.
Это надвиг также привело к наклону домеловых осадочных пород, лежащих под большей частью недр Альберты, вдавливая скальные образования на юго-западе Альберты на глубину до 8 км (5 миль) возле Скалистых гор, но до нулевой глубины на северо-востоке, где они выдавливались из магматических пород Канадского щита , выходивших на поверхность. Этот наклон не заметен на поверхности, поскольку образовавшаяся траншея была заполнена эродированным материалом с гор. Легкая нефть мигрировала вверх по падению посредством гидродинамического переноса от Скалистых гор на юго-западе к Канадскому щиту на северо-востоке после сложного домелового несогласия , существующего в формациях под Альбертой. Общее расстояние миграции нефти с юго-запада на северо-восток составляло от 500 до 700 км (от 300 до 400 миль). На небольших глубинах осадочных формаций на северо-востоке массивное микробное биоразложение по мере приближения нефти к поверхности привело 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-алевритовых отложениях, перекрытых мощными сланцами, хотя большие количества тяжелой нефти, более легкой, чем битум, обнаружены в Тяжелых Нефтяной пояс вдоль границы Альберты и Саскачевана, простирающийся до Саскачевана и приближающийся к границе Монтаны. Обратите внимание, что, хотя Саскачеван и граничит с Альбертой, он не имеет крупных залежей битума, а только крупные резервуары тяжелой нефти с температурой >10°API. [6] [26]
Большая часть канадских нефтеносных песков находится в трех крупных месторождениях на севере Альберты. Это нефтеносные пески Атабаска-Вабискау на северо-северо-востоке Альберты, отложения Колд-Лейк на востоке северо-востока Альберты и отложения Пис-Ривер на северо-западе Альберты. Между ними они занимают площадь более 140 000 квадратных километров (54 000 квадратных миль) — площадь больше, чем Англия — и содержат в себе примерно 1,75 триллионов баррелей (280 × 10 9 м 3 ) сырого битума . По оценкам правительства Альберты , около 10% геологических запасов нефти , или 173 Гбаррелей (27,5 × 10 9 м 3 ), можно извлечь по текущим ценам с использованием современной технологии, что составляет 97 % канадских запасов нефти и 75 % от общих запасов нефти Северной Америки. [2] Хотя месторождение Атабаска является единственным в мире, на котором имеются участки, достаточно неглубокие для добычи полезных ископаемых с поверхности, все три месторождения Альберты подходят для добычи с использованием методов на месте , таких как циклическая паровая стимуляция (CSS) и парогазовая обработка . вспомогательный гравитационный дренаж (SAGD).
Крупнейшее канадское месторождение нефтеносных песков, нефтеносные пески Атабаски, находится в формации Мак-Мюррей , с центром в городе Форт-Мак-Мюррей, Альберта . Он выходит на поверхность (нулевая глубина захоронения) примерно в 50 км (30 миль) к северу от форта Мак-Мюррей, где были созданы огромные шахты по добыче нефтеносных песков, но находится на глубине 400 м (1300 футов) к юго-востоку от форта Мак-Мюррей. Только 3% площади нефтеносных песков, содержащих около 20% извлекаемой нефти, могут быть добыты открытым способом , поэтому остальные 80% придется добывать с использованием скважин на залегании . Глубина других канадских месторождений составляет от 350 до 900 м (от 1000 до 3000 футов), и для их добычи потребуется добыча на месте. [6] [26]
Нефтеносные пески Атабаски , также известные как битуминозные пески Атабаски, представляют собой крупные месторождения битума , тяжелой и вязкой формы нефти, расположенные на северо-востоке провинции Альберта , Канада. Эти запасы являются одними из крупнейших источников нетрадиционной нефти в мире, что делает Канаду важным игроком на мировом энергетическом рынке. [27]
По состоянию на 2023 год канадская промышленность нефтеносных песков, а также Западная Канада и морские нефтяные объекты вблизи Ньюфаундленда и Лабрадора продолжали наращивать добычу, и, по прогнозам, в 2024 году она вырастет примерно на 10%, что представляет собой потенциальный рекордный уровень на конец года примерно 5,3 миллиона баррелей в сутки (барр. в сутки). [28] Рост производства объясняется главным образом ростом нефтеносных песков Альберты. [28] Расширение нефтепровода Транс-Маунтин — единственного нефтепровода, идущего на западное побережье — будет еще больше способствовать этому увеличению, при этом его мощность должна значительно увеличиться до 890 000 баррелей в день с 300 000 баррелей в сутки в настоящее время. [29] [28] Несмотря на этот рост, есть предупреждения о том, что он может быть недолгим, и добыча потенциально стабилизируется после 2024 года . [28] Ожидаемый рост добычи нефти в Канаде превышает аналогичный показатель у других крупных производителей, таких как США, а Страна готова стать важным драйвером роста мировой добычи сырой нефти в 2024 году. [28] Разработка этих ресурсов вызвала споры относительно экономического развития, энергетической безопасности и воздействия на окружающую среду, особенно выбросов из нефтеносных песков, что вызвало дискуссии о правилах выбросов. для нефтегазового сектора. [28] [30] [31] [32] [33] [34] [35]
По данным Министерства энергетики Альберты , нефтеносные пески Атабаски, а также близлежащие месторождения нефтеносных песков Пис-Ривер и Колд-Лейк лежат под 141 000 квадратных километров (54 000 квадратных миль) бореальных лесов и мускусных (торфяных болот ) Регулятор энергетики (AER) и Канадская ассоциация производителей нефти (CAPP).
Нефтеносные пески Холодного озера находятся к северо-востоку от столицы Альберты Эдмонтона , недалеко от границы с Саскачеваном. Небольшая часть месторождения Колд-Лейк находится в Саскачеване. Хотя нефтеносные пески Холодного озера меньше, чем нефтеносные пески Атабаски, они важны, поскольку часть нефти достаточно жидкая , чтобы ее можно было добывать обычными методами. Битум Колд-Лейк содержит больше алканов и меньше асфальтенов , чем другие основные нефтеносные пески Альберты, и нефть более жидкая. [37] В результате для добычи обычно используется циклическая паровая стимуляция (ЦПС).
Нефтеносные пески Холодного озера имеют примерно круглую форму и сосредоточены вокруг Боннивилля, Альберта . Вероятно, они содержат более 60 миллиардов кубических метров (370 миллиардов баррелей) сверхтяжелой нефти. Нефть очень вязкая, но значительно меньшая, чем нефтеносные пески Атабаски, и несколько менее сернистая . Глубина залежей составляет от 400 до 600 метров (от 1300 до 2000 футов), а толщина - от 15 до 35 метров (от 49 до 115 футов). [25] Они слишком глубоки, чтобы вскрыть шахту .
Большая часть нефтеносных песков находится на базе канадских вооруженных сил Колд-Лейк . Реактивные истребители CF-18 Hornet компании CFB Cold Lake защищают западную половину воздушного пространства Канады и прикрывают арктическую территорию Канады. Полигон воздушного вооружения Колд-Лейк (CLAWR) - один из крупнейших в мире полигонов для боевых бомбардировок, включая испытания крылатых ракет. Поскольку добыча нефтеносных песков продолжает расти, различные отрасли соперничают за доступ к воздушному пространству, земле и ресурсам, что значительно усложняет бурение и добычу нефтяных скважин.
Месторождение нефтеносных песков Пис-Ривер , расположенное на северо-западе центральной Альберты , является самым маленьким из четырех крупных месторождений нефтеносных песков [38] формации Западно -Канадского осадочного бассейна . [38]
Нефтеносные пески реки Пис залегают, как правило, в водоразделе реки Пис .
Месторождения нефтеносных песков Пис-Ривер — самые маленькие в провинции. Самый крупный из них, нефтеносные пески Атабаски , расположен на востоке. Второе по величине месторождение нефтеносных песков Холодного озера находится к югу от Атабаски, а нефтеносные пески Вабаско находятся к югу от Атабаски и обычно связаны с ним. [38] По данным журнала Petroleum Economist , нефтеносные пески встречаются более чем в 70 странах, но основная часть находится в этих четырех регионах, которые вместе занимают площадь около 77 000 квадратных километров (30 000 квадратных миль). [39] В 2007 году Мировой энергетический совет подсчитал, что эти районы нефтеносных песков содержали по меньшей мере две трети обнаруженных в мире битумов на тот момент, [40] с первоначальными геологическими запасами нефти (OOIP) в 260 000 000 000 куб. метров (9,2 × 10 12 куб футов) (1,6 трлн баррелей ), что сопоставимо с общими мировыми запасами традиционной нефти.
В то время как нефтеносные пески Атабаски залегают достаточно близко к поверхности, чтобы песок можно было вычерпывать в открытых карьерах и доставлять в центральное место для переработки, месторождения Пис-Ривер считаются слишком глубокими и разрабатываются на месте с использованием паровоза. вспомогательный гравитационный дренаж (SAGD) и холодная добыча тяжелой нефти с песком (CHOPS). [41]Восточный венесуэльский бассейн имеет структуру, аналогичную WCSB, но в меньших масштабах. Расстояние, на которое нефть мигрировала вверх-вниз от горного склона Сьерра-Ориентал к нефтеносным пескам Ориноко , где она выдавливается из магматических пород Гайанского щита , составляет всего около 200–300 км (от 100 до 200 миль). Гидродинамические условия транспортировки нефти были схожими: нефтематеринские породы, погребенные глубоко в результате поднятия гор Сьерра-Восточной, производили легкую нефть, которая двигалась вверх-вниз к югу, пока не была постепенно обездвижена увеличением вязкости, вызванным биоразложением у поверхности. Отложения Ориноко представляют собой раннетретичные ( возраст от 50 до 60 миллионов лет) песчано-алевритово-сланцевые толщи, перекрытые сплошными толстыми сланцами, во многом похожими на канадские отложения.
В Венесуэле нефтеносные пески пояса Ориноко имеют глубину от 350 до 1000 м (от 1000 до 3000 футов), и обнажений на поверхности нет. Месторождение составляет около 500 км (300 миль) в длину с востока на запад и от 50 до 60 км (30-40 миль) в ширину с севера на юг, что намного меньше, чем общая площадь, покрытая канадскими отложениями. В целом, канадские месторождения расположены на гораздо более широкой территории, имеют более широкий диапазон свойств и более широкий диапазон типов коллекторов, чем венесуэльские, но геологические структуры и механизмы схожи. Основное отличие заключается в том, что нефть в песках Венесуэлы менее вязкая, чем в Канаде, что позволяет добывать часть ее с помощью традиционных методов бурения, но ни одна ее часть не достигает поверхности, как в Канаде, а это означает, что ее нельзя добыть с помощью традиционных методов бурения. поверхностная добыча полезных ископаемых. Почти все канадские месторождения придется разрабатывать путем добычи полезных ископаемых или с использованием новых нетрадиционных технологий.
Пояс Ориноко — это территория в южной полосе восточного бассейна реки Ориноко в Венесуэле , на которой находится одно из крупнейших в мире месторождений нефти. Пояс Ориноко повторяет линию реки. Это примерно 600 километров (370 миль) с востока на запад и 70 километров (43 мили) с севера на юг, а площадь около 55 314 квадратных километров (21 357 квадратных миль).
Нефтеносные пески состоят из крупных залежей сверхтяжелой нефти . Залежи тяжелой нефти Венесуэлы объемом около 1200 Гб (190 × 10 9 м 3 ) нефти по оценкам примерно равны мировым запасам более легкой нефти. [1]
В 2009 году Геологическая служба США (USGS) увеличила свои оценки запасов до 513 Гб (81,6 × 10 9 м 3 ) нефти, которая «технически извлекаема (производима с использованием доступных в настоящее время технологий и отраслевых практик)». Никакой оценки того, какая часть нефти экономически извлекаема, сделано не было. [42]
В дополнение к трем основным канадским нефтеносным пескам в Альберте, в Канаде имеется четвертое крупное месторождение нефтеносных песков — нефтеносные пески острова Мелвилл на канадских арктических островах , которые слишком отдалены, чтобы ожидать коммерческой добычи в обозримом будущем.
Помимо гигантских [43] месторождений нефтеносных песков в Канаде и Венесуэле, во многих других странах имеются более мелкие месторождения нефтеносных песков. В Соединенных Штатах имеются сверхгигантские [43] ресурсы нефтеносных песков, сосредоточенные главным образом в Восточной Юте , с общим объемом 32 Гб (5,1 × 10 9 м 3 ) нефти (известных и потенциальных) в восьми крупных месторождениях в Карбоне , Гарфилде , Округа Гранд , Юинта и Уэйн . [44] Помимо того, что нефтеносные пески США намного меньше месторождений канадских нефтеносных песков, нефтеносные пески США являются смачиваемыми углеводородами, тогда как канадские нефтеносные пески являются водосмачиваемыми. [45] Это требует несколько иных методов добычи нефтеносных песков Юты, чем тех, которые используются для нефтеносных песков Альберты.
Россия владеет нефтеносными песками в двух основных регионах. Большие ресурсы имеются в Тунгусском бассейне ( Восточная Сибирь) . Крупнейшие месторождения — Оленёк и Силигир . Другие месторождения расположены в Тимано-Печорском и Волго-Уральском бассейнах (в пределах Татарстана и вокруг него), который является важной, но очень зрелой провинцией с точки зрения запасов традиционной нефти и содержит большие количества нефтеносных песков в неглубоких пермских пластах. [1] [46] В Казахстане крупные месторождения битума расположены в Северо-Каспийском бассейне.
На Мадагаскаре Цимироро и Бемоланга представляют собой два месторождения тяжелых нефтеносных песков, а пилотная скважина уже добывает небольшое количество нефти в Цимироро. [47] и более масштабная эксплуатация 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 имеется крупномасштабная коммерческая промышленность по добыче нефтеносных песков. В 2006 году производство битума в Канаде составило в среднем 1,25 млн баррелей в сутки (200 000 м 3 /сут) на 81 проекте разработки нефтеносных песков. 44% добычи нефти в Канаде в 2007 году приходилось на нефтеносные пески. [49] Ожидалось, что эта доля (по состоянию на 2008 год) увеличится в ближайшие десятилетия по мере роста добычи битума и снижения добычи традиционной нефти, хотя из-за экономического спада 2008 года работы по новым проектам были отложены. [2] В других странах нефть не добывается из нефтеносных песков на значительном уровне. [45]
Нефтеносные пески Альберты находятся в промышленной добыче с тех пор, как в 1967 году начал работу первый рудник Great Canadian Oil Sands (ныне Suncor Energy ). Второй рудник Syncrude начал работу в 1978 году и является крупнейшим рудником любого типа в мире. Третий рудник в нефтеносных песках Атабаски, консорциум Albian Sands , входящий в состав Shell Canada , Chevron Corporation и Western Oil Sands Inc. (приобретенный Marathon Oil Corporation в 2007 году), начал работу в 2003 году. Petro-Canada также разрабатывала рудник Fort стоимостью 33 миллиарда долларов. Hills Project в партнёрстве с UTS Energy Corporation и Teck Cominco , который потерял темпы после слияния Petro-Canada с Suncor в 2009 году. [50]
К 2013 году на месторождении нефтеносных песков Атабаски действовало девять проектов по добыче нефтеносных 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 произвели более 52 миллионов кубических метров битума. [51]
Добыча нефтеносного песка в Канаде нанесла огромный ущерб окружающей среде, и многие представители первых стран, ученые, юристы, журналисты и экологические группы назвали добычу канадских нефтеносных песков экоцидом . [52] [53] [54 ] [55] [56] [57]
С начала 2022 года добыча нефтеносных песков в Альберте резко возросла, значительно превысив уровень 2014 года. Одной из причин являются высокие цены на нефть. [58] В 2024 году прогнозируется его дальнейшее увеличение, поэтому Канада может стать лидером по добыче нефти. [59]
До 2000 года никакая существенная разработка месторождений сверхтяжелой нефти в Венесуэле не проводилась, за исключением операции BITOR, на которой добывалось чуть менее 100 000 баррелей нефти в день (16 000 м 3 /день) нефти с вязкостью 9°API при первичной добыче. В основном он поставлялся в виде эмульсии ( Оримульсия ) из 70% нефти и 30% воды с характеристиками, аналогичными тяжелому мазуту для сжигания на тепловых электростанциях. [6] Однако, когда крупная забастовка поразила венесуэльскую государственную нефтяную компанию PDVSA , большинство инженеров были уволены в качестве наказания. [ нужна цитата ] Оримульсион был гордостью инженеров PDVSA, поэтому Оримульсион впал в немилость ключевых политических лидеров. В результате правительство пытается «свернуть» программу Ориэмульсии. [ нужна цитата ]
Несмотря на то, что нефтеносные пески Ориноко содержат сверхтяжелую нефть, добывать которую легче, чем запасы битума аналогичного размера 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 вытеснил венесуэльскую тяжелую и сверхтяжелую нефть с рынка США, а общий объем экспорта нефти Канады в США стал в несколько раз больше, чем у Венесуэлы.
К 2016 году, когда экономика Венесуэлы находилась в штопоре, а страна испытывала повсеместную нехватку продовольствия, постоянные отключения электроэнергии, беспорядки и антиправительственные протесты, было неясно, сколько новых месторождений нефтеносных песков произойдет в ближайшем будущем. [60]
В мае 2008 года итальянская нефтяная компания Eni объявила о проекте разработки небольшого месторождения нефтеносных песков в Республике Конго . Добычу планируется начать в 2014 году, и, по оценкам, ее общая добыча составит 40 000 баррелей в сутки (6 400 м 3 /сут). [61]
За исключением части сверхтяжелой нефти или битума, которые могут быть извлечены традиционными технологиями нефтяных скважин, нефтеносные пески должны добываться открытым способом или нефть должна поступать в скважины с использованием сложных технологий на месте . Эти методы обычно используют больше воды и требуют большего количества энергии, чем традиционная добыча нефти. Хотя большая часть нефтеносных песков Канады добывается открытым способом , примерно 90% канадских нефтеносных песков и все нефтеносные пески Венесуэлы находятся слишком глубоко под поверхностью земли, чтобы можно было использовать открытую добычу. [62]
Обычную сырую нефть обычно добывают из-под земли путем бурения нефтяных скважин в нефтяной резервуар , позволяя нефти течь в них под естественным пластовым давлением, хотя для поддержания добычи часто требуются механизированная добыча и такие методы, как горизонтальное бурение , заводнение и закачка газа. . Когда первичная добыча ведется на нефтеносных песках Венесуэлы, где температура сверхтяжелой нефти составляет около 50 градусов по Цельсию , типичный уровень нефтеотдачи составляет около 8–12%. Канадские нефтеносные пески намного холоднее и более биоразлагаемы, поэтому степень извлечения битума обычно составляет всего около 5–6%. Исторически первичная добыча использовалась на более текучих участках канадских нефтеносных песков. Однако из него извлекается лишь небольшая часть нефти , поэтому сегодня он используется нечасто. [63]
Нефтеносные пески Атабаски — единственные крупные месторождения нефтеносных песков, которые достаточно неглубоки, чтобы их можно было вести открытым способом. В песках Атабаски содержится очень большое количество битума , покрытого небольшим количеством вскрышных пород , что делает добычу открытым способом наиболее эффективным методом его добычи. Вскрыша состоит из обводненного мускуса (торфяника) 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), заключенные в рыхлый песчаник , лежащие на вершине плоской известняковой скалы. С тех пор, как компания Great Canadian Oil Sands (ныне Suncor Energy ) начала эксплуатацию первой крупной шахты по добыче нефтеносных песков в 1967 году, битум добывался в промышленных масштабах, и с тех пор объемы росли устойчивыми темпами.
В настоящее время в эксплуатации находится большое количество месторождений нефтеносных песков, и еще большее количество находится на стадии утверждения или разработки. Шахта Syncrude Canada была второй, открывшейся в 1978 году, Shell Canada открыла шахту Маскег-Ривер (Альбиан-Сэндс) в 2003 году, а компания Canadian Natural Resources Ltd (CNRL) открыла свой проект Horizon Oil Sands в 2009 году. Среди новых рудников — рудник Джекпайн компании Shell Canada, [64] Проект Kearl Oil Sands компании Imperial Oil , шахта Northern Lights компании Synenco Energy (теперь принадлежащая TotalEnergies ) и шахта Fort Hills компании Suncor.
Хвостохранилища нефтеносных песков представляют собой инженерные системы дамб и дамб, которые содержат соли, взвешенные вещества и другие растворимые химические соединения, такие как нафтеновые кислоты , бензол , углеводороды [65] , остаточный битум , мелкий ил (зрелые мелкие хвосты MFT) и воду. [66] Большие объемы хвостов являются побочным продуктом открытой добычи нефтеносных песков, и обращение с этими хвостами является одним из наиболее разрушительных аспектов битуминозных песков. [66] В 2013 году правительство Альберты сообщило, 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 уберут песчаные фильтры из скважин с тяжелой нефтью и будут добывать вместе с нефтью как можно больше песка, то производительность значительно улучшится. Этот метод стал известен как холодная добыча тяжелой нефти с песком (CHOPS). Дальнейшие исследования показали, что откачка песка открыла «червоточины» в песчаной формации, что позволило большему количеству нефти достичь ствола скважины . Преимуществом этого метода является более высокая производительность и коэффициент извлечения (около 10% против 5–6% при наличии песчаных фильтров), а недостатком — проблема с утилизацией добытого песка. Новый способ сделать это заключался в разбрасывании его по сельским дорогам , что понравилось сельским властям, потому что маслянистый песок уменьшал количество пыли, а нефтяные компании выполняли за них обслуживание дорог . Однако правительства были обеспокоены большим объемом и составом разлитой на дорогах нефти. [68] поэтому в последние годы утилизация нефтесодержащего песка в подземных соляных пещерах стала более распространенным явлением.
Использование закачки пара для добычи тяжелой нефти применяется на нефтяных месторождениях Калифорнии с 1950-х годов. Метод циклической паровой стимуляции (CSS) «вдох и затяжка» в настоящее время широко используется при добыче тяжелой нефти во всем мире из-за его высокой скорости добычи на ранних стадиях; однако коэффициенты нефтеотдачи относительно низкие (10–40% геологических запасов нефти) по сравнению с SAGD (60–70% нефтяных запасов). [69]
CSS используется компанией Imperial Oil в Колд-Лейк с 1985 года, а также компанией Canadian Natural Resources в Примроуз и Вулф-Лейк и компанией Shell Canada в Пис-Ривер. В этом методе скважина подвергается циклам закачки пара, выдержки и добычи нефти. Сначала в скважину закачивают пар при температуре от 300 до 340 градусов Цельсия на период от недель до месяцев; затем скважину оставляют стоять на несколько дней или недель, чтобы тепло проникло в пласт; а затем горячую нефть выкачивают из скважины в течение недель или месяцев. Как только дебит падает, скважину проводят 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]
Парогравитационный дренаж был разработан в 1980-х годах Управлением по технологиям и исследованиям нефтеносных песков Альберты и случайно совпал с усовершенствованиями в технологии наклонно-направленного бурения , которые сделали его быстрым и недорогим к середине 1990-х годов. В нефтеносных песках SAGD пробурены две горизонтальные скважины: одна на дне пласта, а другая примерно в 5 метрах над ним. Эти скважины обычно бурятся группами на центральных площадках и могут простираться на многие мили во всех направлениях. В каждой паре скважин в верхнюю скважину закачивается пар, тепло плавит битум, что позволяет ему перетекать в нижнюю скважину, где он закачивается на поверхность. [70]
SAGD оказался крупным прорывом в технологии добычи, поскольку он дешевле, чем CSS, обеспечивает очень высокие темпы добычи нефти и извлекает до 60% геологических запасов нефти. Благодаря своей экономической целесообразности и применимости на обширной площади нефтеносных песков, один только этот метод увеличил запасы нефти Северной Америки 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 реализуют или строят проекты SAGD в районах нефтеносных песков Альберты и в Вайоминге. Примеры включают 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, Проекты 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. Корпорация OSUM в Альберте объединила проверенную технологию подземной добычи с SAGD, чтобы обеспечить более высокие темпы добычи за счет запуска скважин под землей из месторождения нефтеносных песков, что также снижает потребности в энергии по сравнению с традиционным SAGD. Это конкретное технологическое применение находится на стадии тестирования.
В некоторых методах для отделения битума от песка вместо пара используются растворители. Некоторые методы экстракции растворителем могут лучше работать при добыче на месте , а другие - в горнодобывающей промышленности. [73] Растворитель может быть полезен, если он производит больше масла, требуя при этом меньше энергии для производства пара.
Процесс экстракции паров (VAPEX) — это технология на месте , аналогичная SAGD. Вместо пара в верхнюю скважину закачиваются углеводородные растворители для разбавления битума, что позволяет разбавленному битуму перетекать в нижнюю скважину. Его преимуществом является гораздо более высокая энергоэффективность по сравнению с закачкой пара, а также частичное преобразование битума 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 закачки-выдержки-добычи CSS для подготовки пласта перед переходом к добыче SAGD, и компании экспериментируют с объединением VAPEX с SAGD для повышения темпов добычи и снижения затрат на электроэнергию. [74]
Это совершенно новый и экспериментальный метод, который сочетает в себе вертикальную нагнетательную скважину с горизонтальной добывающей скважиной. Этот процесс воспламеняет нефть в пласте и создает вертикальную стену огня, движущуюся от «носка» горизонтальной скважины к «пятке», которая сжигает более тяжелые компоненты нефти и превращает часть тяжелого битума в более легкую нефть прямо в пласте. . Исторически проекты пожаротушения не приносили хороших результатов из-за трудностей с контролем фронта пламени и склонности к поджогу добывающих скважин. Однако некоторые нефтяные компании считают, что метод THAI будет более управляемым и практичным, а также будет иметь то преимущество, что не потребуется энергии для создания пара. [75]
Сторонники этого метода добычи заявляют, что он использует меньше пресной воды, производит на 50% меньше парниковых газов и занимает меньше места, чем другие методы производства. [76]
Petrobank Energy and Resources сообщил об обнадеживающих результатах своих испытательных скважин в Альберте: дебит до 400 баррелей в сутки (64 м 3 /сут) на скважину, а уровень нефти повышен с 8 до 12 градусов API . Компания надеется получить дополнительную модернизацию на 7 градусов своей системы CAPRI (инфузия смолы под контролируемым атмосферным давлением) [77] , которая протягивает масло через катализатор , облицовывающий нижнюю трубу. [78] [79] [80]
После нескольких лет производства на месте стало ясно, что нынешние методы THAI не работают так, как планировалось. На фоне устойчивого падения добычи на THAI-скважинах в Керроберте Petrobank свел стоимость своих THAI-патентов и запасов на объекте к нулю. У них есть планы поэкспериментировать с новой конфигурацией, которую они называют «мульти-THAI», предполагающей добавление большего количества скважин для нагнетания воздуха. [81]
Это экспериментальный метод, в котором используется ряд вертикальных нагнетательных скважин над горизонтальной добывающей скважиной, расположенной у основания продуктивного битумного пласта. Первоначальный паровой цикл, аналогичный CSS, используется для подготовки битума к воспламенению и подвижности. После этого цикла в вертикальные скважины закачивается воздух, который воспламеняет верхний битум и мобилизует (за счет нагрева) нижний битум для потока в добывающую скважину. Ожидается, что COGD приведет к экономии воды на 80% по сравнению с SAGD. [82]
Для извлечения барреля битума и переработки его в синтетическую нефть необходимо примерно 1,0–1,25 гигаджоулей (280–350 кВтч) энергии. По состоянию на 2006 год большая часть этого объема производится путем сжигания природного газа. [85] Поскольку баррель нефтяного эквивалента составляет около 6,117 гигаджоулей (1699 кВтч), его EROEI составляет 5–6. Это означает, что при этом извлекается примерно в 5 или 6 раз больше энергии, чем потребляется. Ожидается, что к 2015 году энергоэффективность повысится в среднем до 900 кубических футов (25 м 3 ) природного газа или 0,945 гигаджоулей (262 кВтч) энергии на баррель, что даст EROEI примерно 6,5. [86]
Альтернативы природному газу существуют и доступны в районе нефтеносных песков. Битум сам по себе может использоваться в качестве топлива, потребляя около 30–35% сырого битума на произведенную единицу синтетической нефти. В проекте Nexen в Лонг-Лейк будет использоваться запатентованная технология деасфальтизации для облагораживания битума с использованием остатков асфальтенов, подаваемых в газификатор, синтез -газ которого будет использоваться когенерационной турбиной и установкой по производству водорода, обеспечивая все энергетические потребности проекта: пар, водород, и электричество. [87] Таким образом, он будет производить синруд без потребления природного газа, но капитальные затраты очень высоки.
Несколько лет назад прогнозировалось, что нехватка природного газа для проектного топлива станет проблемой для добычи канадских нефтеносных песков, но недавнее увеличение добычи сланцевого газа в США устранило большую часть проблемы для Северной Америки. В связи с растущим использованием 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 соответствии с НАФТА и Конституцией Канады , чтобы сократить поставки природного газа в США и Восточную Канаду, а также перенаправить газ для внутреннего использования в Альберте, особенно для производства топлива из нефтеносных песков. Трубопроводы природного газа на восток и юг переоборудуются для транспортировки растущей добычи нефтеносных песков в эти пункты назначения вместо газа. В Канаде , помимо американских, также имеются огромные неразработанные месторождения сланцевого газа , поэтому природный газ для будущей добычи нефтеносных песков не кажется серьезной проблемой. Низкая цена природного газа в результате открытия новых месторождений значительно улучшила экономику добычи нефтеносных песков.
Сверхтяжелая сырая нефть или сырой битум, добываемые из нефтеносных песков, представляют собой очень вязкую полутвердую форму нефти, которая с трудом течет при обычных температурах, что затрудняет транспортировку на рынок по трубопроводу. Чтобы течь по нефтепроводам, ее необходимо либо превратить в более легкую синтетическую сырую нефть (SCO), смешать с разбавителями для образования дилбита, либо нагреть для снижения ее вязкости. [88]
На канадских нефтеносных песках битум, добываемый открытым способом, обычно перерабатывается на месте и поставляется в виде синтетической сырой нефти. Это существенно упрощает доставку нефти на рынок по обычным нефтепроводам. С другой стороны, битум, производимый в рамках проектов на месте, обычно не перерабатывается, а поставляется на рынок в сыром виде. Если агент, используемый для преобразования битума в синтетическую нефть, не производится на месте, его необходимо найти в другом месте и доставить к месту переработки. Если нефть повышенного качества транспортируется с площадки по трубопроводу, то для подачи достаточного количества агента для повышения качества потребуется дополнительный трубопровод. Затраты на производство облагораживающего агента, трубопровода для его транспортировки и стоимость эксплуатации трубопровода должны быть рассчитаны в себестоимость производства синтетической нефти.
По прибытии на нефтеперерабатывающий завод синтетическая нефть перерабатывается, и значительная часть облагораживающего агента удаляется в процессе переработки. Его можно использовать для других фракций топлива, но в конечном итоге жидкое топливо необходимо подавать по трубопроводу на установку облагораживания просто для того, чтобы битум можно было транспортировать по трубопроводу. Если учесть все затраты, производство и транспортировка синтетической нефти с использованием битума и облагораживающего агента может оказаться экономически неустойчивой.
Когда более 50 лет назад были построены первые заводы по производству нефтеносных песков, большинство нефтеперерабатывающих заводов в их рыночной зоне были спроектированы для переработки легкой или средней сырой нефти с более низким содержанием серы, чем 4–7%, которое обычно содержится в битуме. Оригинальные установки для обогащения нефтеносных песков были разработаны для производства высококачественной синтетической сырой нефти (SCO) с более низкой плотностью и меньшим содержанием серы. Это большие и дорогие заводы, очень похожие на заводы по переработке тяжелой нефти. В настоящее время проводятся исследования по разработке более простых модификаторов, которые не производят SCO, а просто обрабатывают битум, чтобы снизить его вязкость, что позволяет транспортировать его в несмешанном виде, как обычную тяжелую нефть.
Western Canadian Select , запущенный в 2004 году как новый поток тяжелой нефти, смешиваемый на терминале Husky Energy в Хардисти , Альберта , [89] является крупнейшим потоком сырой нефти, поступающей из канадских нефтеносных песков, и эталоном для появляющейся тяжелой нефти с высоким TAN ( кислая) нефть. [90] [91] : 9 [92] [93] Western Canadian Select (WCS) торгуется в Кушинге, штат Оклахома , крупном узле поставок нефти, соединяющем поставщиков нефти с побережьем Мексиканского залива, который стал наиболее важным центром торговли сырой нефтью. нефть в Северной Америке. Хотя его основным компонентом является битум, он также содержит комбинацию малосернистых синтетических и конденсатных разбавителей, а также 25 существующих потоков как традиционной, так и нетрадиционной нефти [94] , что делает его синдилбитом – одновременно дилбитом и синбитом. [95] : 16
Первым этапом модернизации является вакуумная перегонка для отделения более легких фракций. После этого используется деасфальтизация для отделения асфальта от сырья. Крекинг используется для расщепления более тяжелых молекул углеводородов на более простые. Поскольку при крекинге образуются продукты, богатые серой, необходимо провести десульфурацию , чтобы содержание серы было ниже 0,5% и была получена малосернистая, легкая синтетическая сырая нефть. [96]
В 2012 году Альберта произвела около 1 900 000 баррелей в сутки (300 000 м 3 /сутки) сырого битума на трех своих основных месторождениях нефтеносных песков, из которых около 1 044 000 баррелей в сутки (166 000 м 3 /сутки) было переведено в более легкие продукты, а остальная часть продается как сырой битум. Объемы как улучшенного, так и необогащенного битума ежегодно увеличиваются. В Альберте есть пять предприятий по переработке нефтеносных песков, производящих разнообразную продукцию. К ним относятся: [97] [98]
Модернизированные и новые крупные нефтеперерабатывающие заводы, такие как расположенные на Среднем Западе США и на побережье Мексиканского залива США , а также многие в Китае , могут самостоятельно осуществлять очистку тяжелой нефти, поэтому их потребность заключается в необогащенном битуме и экстра- тяжелая нефть, а не ШОС. Основная проблема заключается в том, что сырье будет слишком вязким, чтобы течь по трубопроводам, поэтому, если оно не доставляется в цистернах или железнодорожных вагонах, его необходимо смешивать с разбавителем, чтобы оно могло течь. Для этого необходимо смешать сырой битум с более легкими углеводородными разбавителями, такими как конденсат из газовых скважин, пентаны и другие легкие продукты нефтеперерабатывающих или газовых заводов или синтетическая сырая нефть из обогатителей нефтеносных песков, чтобы позволить ей течь по трубопроводам на рынок.
Обычно битумная смесь содержит около 30% природного газового конденсата или других разбавителей и 70% битума. В качестве альтернативы битум также может доставляться на рынок в специально спроектированных железнодорожных цистернах , автоцистернах , баржах для перевозки жидких грузов или океанских нефтяных танкерах . Они не обязательно требуют смешивания битума с разбавителем, поскольку резервуары можно нагревать, чтобы можно было откачивать нефть.
Ожидается, что к 2020 году спрос на конденсат для разбавителя нефтеносных песков превысит 750 000 баррелей в сутки (119 000 м 3 /сут), что вдвое больше, чем в 2012 году. Поскольку Западная Канада производит только около 150 000 баррелей в сутки (24 000 м 3 /сут) конденсата, ожидалось, что его поставки станут основным препятствием для транспортировки битума. Однако недавнее резкое увеличение добычи трудноизвлекаемой нефти в США во многом решило эту проблему, поскольку большая часть добываемой нефти слишком легка для использования на нефтеперерабатывающих заводах США, но идеальна для разбавления битума. Излишки американского конденсата и легкой нефти экспортируются в Канаду и смешиваются с битумом, а затем реимпортируются в США в качестве сырья для нефтеперерабатывающих заводов. Поскольку разбавитель просто экспортируется, а затем немедленно реимпортируется, на него не распространяется запрет США на экспорт сырой нефти. Как только нефть возвращается в США, нефтеперерабатывающие заводы отделяют разбавитель и реэкспортируют его в Канаду, что снова обходит законы США об экспорте сырой нефти, поскольку теперь это продукт нефтепереработки. Чтобы помочь в этом процессе, Kinder Morgan Energy Partners переоборудует свой трубопровод Кочин, по которому раньше транспортировали пропан из Эдмонтона в Чикаго, для транспортировки 95 000 баррелей в сутки (15 100 м 3 /сут) конденсата из Чикаго в Эдмонтон к середине 2014 года; и Enbridge рассматривает возможность расширения своего трубопровода Southern Lights, который в настоящее время транспортирует 180 000 баррелей в сутки (29 000 м 3 /сут) разбавителя из района Чикаго в Эдмонтон, добавив еще 100 000 баррелей в сутки (16 000 м 3 /сут). [99]
Хотя венесуэльская сверхтяжелая нефть менее вязкая, чем канадский битум, большая часть разницы обусловлена температурой. Когда нефть выходит из-под земли и остывает, она сталкивается с теми же трудностями: она становится слишком вязкой, чтобы течь по трубопроводам. Венесуэла в настоящее время добывает на нефтеносных песках Ориноко больше сверхтяжелой нефти, чем могут переработать ее четыре установки по переработке нефти, построенные иностранными нефтяными компаниями более десяти лет назад. Общая мощность установок по модернизации составляет 630 000 баррелей в сутки (100 000 м 3 /сут), что составляет лишь половину добычи сверхтяжелой нефти. Кроме того, Венесуэла производит недостаточные объемы нафты , чтобы использовать ее в качестве разбавителя для транспортировки сверхтяжелой нефти на рынок. В отличие от Канады, Венесуэла не производит много конденсата природного газа из собственных газовых скважин и не имеет легкого доступа к конденсату от новых месторождений сланцевого газа в США . Поскольку у Венесуэлы также недостаточно нефтеперерабатывающих мощностей для снабжения внутреннего рынка, запасы нафты недостаточны для использования в качестве разбавителя трубопроводов, и ей приходится импортировать нафту, чтобы восполнить дефицит. Поскольку у Венесуэлы также есть финансовые проблемы (в результате экономического кризиса в стране ) и политические разногласия с правительством США и нефтяными компаниями, ситуация остается нерешенной. [100]
Тяжелое сырое сырье требует предварительной обработки, прежде чем оно будет пригодно для традиционных нефтеперерабатывающих заводов, хотя заводы по переработке тяжелой нефти и битума могут выполнять предварительную обработку самостоятельно. Такая предварительная обработка называется «обновлением», ключевыми компонентами которой являются следующие:
Поскольку удаление углерода в большинстве случаев очень неэффективно и расточительно, в большинстве случаев предпочтительным является каталитический гидрокрекинг . Все эти процессы требуют большого количества энергии и воды, выделяя при этом больше углекислого газа, чем обычная нефть.
Каталитическая очистка и гидрокрекинг вместе известны как гидропереработка . Большой проблемой в гидропереработке является борьба с примесями, содержащимися в тяжелой нефти, поскольку они со временем отравляют катализаторы. Для решения этой проблемы было приложено много усилий, чтобы обеспечить высокую активность и длительный срок службы катализатора. Материалы катализатора и распределение пор по размерам являются ключевыми параметрами, которые необходимо оптимизировать для решения этой проблемы, и они варьируются от места к месту в зависимости от типа присутствующего сырья. [101]
В Альберте есть четыре крупных нефтеперерабатывающих завода , которые снабжают нефтепродуктами большую часть Западной Канады , но по состоянию на 2012 год они перерабатывали менее 1/4 из примерно 1 900 000 баррелей в сутки (300 000 м 3 /сут) битума и SCO, производимых в Альберте. . Некоторые крупные предприятия по переработке нефтеносных песков также производили дизельное топливо в рамках своей деятельности. Часть битума нефтеносных песков и SCO отправилась на нефтеперерабатывающие заводы в других провинциях, но большая часть была экспортирована в США. Четыре крупнейших нефтеперерабатывающих завода Альберты: [102]
Нефтеперерабатывающий завод Sturgeon Refinery стоимостью 8,5 миллиардов долларов , пятый по величине нефтеперерабатывающий завод в Альберте, строится недалеко от Форта Саскачеван со сроком завершения в 2017 году. [103] [104]
Проект Pacific Future Energy предложил новый нефтеперерабатывающий завод в Британской Колумбии, который будет перерабатывать битум в топливо для рынков Азии и Канады. Pacific Future Energy предлагает транспортировать почти твердый битум на нефтеперерабатывающий завод в железнодорожных цистернах. [105]
Большая часть канадской нефтеперерабатывающей промышленности принадлежит иностранцам. Канадские нефтеперерабатывающие заводы могут перерабатывать лишь около 25% нефти, добываемой в Канаде. Канадские нефтеперерабатывающие заводы за пределами Альберты и Саскачевана изначально были построены для переработки легкой и средней нефти. Поскольку новая добыча нефтеносных песков осуществляется по более низким ценам, чем мировая нефть, дисбаланс рыночных цен разрушил экономику нефтеперерабатывающих заводов, которые не могли ее перерабатывать.
До 2013 года, когда Китай обогнал его, Соединенные Штаты были крупнейшим импортером нефти в мире. [106] В отличие от Канады, в США имеются сотни нефтеперерабатывающих заводов, многие из которых были переоборудованы для переработки тяжелой нефти, поскольку производство легкой и средней нефти в США сократилось. Предполагалось, что основным рынком канадского битума, а также венесуэльской сверхтяжелой нефти будут США. Соединенные Штаты исторически были крупнейшим покупателем сырой нефти и нефтепродуктов в Канаде, особенно в последние годы. Американский импорт нефти и нефтепродуктов из Канады вырос с 450 000 баррелей в сутки (72 000 м 3 /сут) в 1981 году до 3 120 000 баррелей в сутки (496 000 м 3 /сут) 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 сократились. [107] Однако эти отношения становятся напряженными из-за физических, экономических и политических влияний. Мощность экспортных трубопроводов приближается к пределу; Канадская нефть продается со скидкой к ценам мирового рынка; Спрос США на сырую нефть и импорт продуктов снизился из-за экономических проблем в США; и внутренняя добыча нетрадиционной нефти в США (добыча сланцевой нефти в результате гидроразрыва быстро растет. США возобновили экспорт сырой нефти в 2016 году; по состоянию на начало 2019 года США производили столько нефти, сколько потребляли, при этом сланцевая нефть вытесняла канадский импорт.
В интересах маркетологов нефти в 2004 году западноканадские производители создали новый эталон сырой нефти под названием Western Canadian Select (WCS), смесь тяжелой сырой нефти, полученной из битума, которая по своим характеристикам транспортировки и переработки аналогична калифорнийской, мексиканской Maya, или тяжелая сырая нефть Венесуэлы. Эта тяжелая нефть имеет плотность API 19–21 и, несмотря на то, что содержит большое количество битума и синтетической сырой нефти, хорошо течет по трубопроводам и классифицируется правительствами как «обычная тяжелая нефть». В США импортируется несколько сотен тысяч баррелей этой смеси в день, а также большие объемы сырого битума и синтетической сырой нефти (SCO) из нефтеносных песков.
Спрос со стороны нефтеперерабатывающих заводов США все больше растет на необогащенный битум, а не на битум SCO. Канадский национальный энергетический совет (NEB) ожидает, что объемы SCO удвоятся примерно до 1 900 000 баррелей в сутки (300 000 м 3 /сут) к 2035 году, но не поспеют за общим увеличением производства битума. Согласно прогнозам, доля добычи нефтеносных песков, переведенная в категорию SCO, снизится с 49% в 2010 году до 37% в 2035 году. Это означает, что более 3 200 000 баррелей в сутки (510 000 м 3 /сут) битума придется смешивать с разбавитель для доставки 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 спрос на него продолжает расти гораздо быстрее, чем его добыча. Основным препятствием для канадского экспорта в Азию является мощность трубопровода. Единственным трубопроводом, способным доставлять продукцию нефтеносных песков на тихоокеанское побережье Канады, является Транс-Маунтинский трубопровод из Эдмонтона в Ванкувер, мощность которого в настоящее время составляет 300 000 баррелей в сутки (48 000 м3). 3 /d) снабжение нефтеперерабатывающих заводов в Британской Колумбии и штате Вашингтон. Однако после завершения строительства трубопровода Northern Gateway и расширения Trans Mountain, которые в настоящее время находятся на рассмотрении правительства, ожидается, что они будут поставлять танкерам дополнительно от 500 000 баррелей в сутки (79 000 м 3 /сут) до 1 100 000 баррелей в сутки (170 000 м 3 /сут). Тихоокеанское побережье, откуда его могли доставить в любую точку мира. В Китае и Индии имеется достаточно мощностей по переработке тяжелой нефти для переработки дополнительных канадских объемов, возможно, с некоторыми модификациями нефтеперерабатывающих заводов. [108] В последние годы китайские нефтяные компании, такие как China Petrochemical Corporation (Sinopec), China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) и PetroChina , приобрели активы в канадских проектах по добыче нефтеносных песков на сумму более 30 миллиардов долларов, поэтому они, вероятно, хотели бы экспортировать часть недавно приобретенной нефти в Китай. [109]
Крупнейшие в мире месторождения битума находятся в Канаде, хотя запасы сверхтяжелой сырой нефти в Венесуэле еще больше. Канада обладает огромными энергетическими ресурсами всех типов, а ее ресурсная база нефти и природного газа будет достаточно велика, чтобы удовлетворить потребности Канады на протяжении нескольких поколений, если спрос будет устойчивым. Обильные гидроэнергетические ресурсы составляют большую часть производства электроэнергии в Канаде, и очень мало электроэнергии производится из нефти.
В 2013 году Национальный энергетический совет (NEB) сообщил, что если цены на нефть превысят 100 долларов, у Канады будет более чем достаточно энергии для удовлетворения своих растущих потребностей. Избыточную добычу нефти из нефтеносных песков можно было бы экспортировать. Основной страной-импортером, вероятно, останутся Соединенные Штаты, хотя до событий 2014 года наблюдался растущий спрос на нефть, особенно тяжелую нефть, со стороны азиатских стран, таких как Китай и Индия. [110]
Канада обладает богатыми запасами битума и сырой нефти, остаточный потенциал которых оценивается в 54 миллиарда кубических метров (340 миллиардов баррелей). Из них 90 процентов приходится на битум нефтеносных песков. На долю Альберты в настоящее время приходится все битумные ресурсы Канады. «Ресурсы» становятся «резервами» только после того, как будет доказано, что восстановление экономики может быть достигнуто. В ценах 2013 года с использованием нынешних технологий оставшиеся запасы нефти в Канаде составляли 27 миллиардов м 3 (170 миллиардов баррелей), причем 98% из них приходится на битум нефтеносных песков. Это поставило ее запасы на третье место в мире после Венесуэлы и Саудовской Аравии . При гораздо более низких ценах 2015 года запасы намного меньше. [ нужна цитата ]
Затраты на добычу и транспортировку товарной нефти из нефтеносных песков обычно значительно выше, чем из традиционных мировых источников. [111] [112] Следовательно, экономическая жизнеспособность добычи нефтеносных песков более уязвима к ценам на нефть . Цена эталонной нефти West Texas Intermediate (WTI) на месторождении Кушинг, штат Оклахома, выше 100 долларов США за баррель, которая преобладала до конца 2014 года, была достаточной для стимулирования активного роста добычи нефтеносных песков. Крупнейшие канадские нефтяные компании объявили о планах расширения, а иностранные компании инвестировали значительные объемы капитала, во многих случаях образуя партнерские отношения с канадскими компаниями. Инвестиции смещались в сторону проектов парогравитационного дренажа (SAGD) на месте , а не проектов добычи и обогащения, поскольку операторы нефтеносных песков предвидят лучшие возможности от продажи битума и тяжелой нефти напрямую нефтеперерабатывающим заводам, чем от переработки их в синтетическую сырую нефть . Смета затрат для Канады включает последствия добычи полезных ископаемых, когда шахты возвращаются в окружающую среду в «так же хорошем или лучшем, чем первоначальное состояние». За очистку конечных продуктов потребления отвечают юрисдикции-потребители, которые в основном находятся в провинциях или странах, отличных от производящей.
По оценкам правительства Альберты, в 2012 году стоимость поставок новых месторождений нефтеносных 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 затраты, роялти и налоги, а также разумную прибыль для инвесторов. Поскольку начиная с 2011 года цена на нефть марки WTI выросла до 100 долларов за баррель, [113] ожидалось, что добыча из нефтеносных песков будет высокорентабельной при условии, что продукт можно будет доставить на рынки. Основным рынком сбыта стали огромные нефтеперерабатывающие комплексы на побережье Мексиканского залива США, которые в целом способны без модернизации перерабатывать канадский битум и венесуэльскую сверхтяжелую нефть.
Канадский институт энергетических исследований (CERI) провел анализ, согласно которому в 2012 году средние затраты на заводе (включая 10% рентабельности, но без учета смешивания и транспортировки) при первичном извлечении составили 30,32 доллара за баррель, SAGD - 47,57 доллара за баррель. добыча и модернизация составила $99,02/барр., а добыча без модернизации – $68,30/барр. [114] Таким образом, все типы проектов по разработке нефтеносных песков, за исключением новых горнодобывающих проектов с интегрированными обогатительными установками, как ожидалось, будут стабильно прибыльными, начиная с 2011 года, при условии, что мировые цены на нефть останутся благоприятными. Поскольку более крупные и более сложные нефтеперерабатывающие заводы предпочитали покупать сырой битум и тяжелую нефть, а не синтетическую сырую нефть, новые проекты нефтеносных песков позволили избежать затрат на строительство новых установок для обогащения нефти. Хотя первичная добыча, такая как это делается в Венесуэле, дешевле, чем SAGD, при этом извлекается только около 10% геологических запасов нефти 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 полезных ископаемых, чтобы добыть больше нефти.
Затем, в конце 2014 года, резкий рост добычи в США из сланцевых месторождений в сочетании с глобальным экономическим кризисом, который снизил спрос, привел к тому, что цена на WTI упала ниже 50 долларов, где она и оставалась по состоянию на конец 2015 года. [115] В 2015 году канадская нефть упала ниже 50 долларов. Институт энергетических исследований (CERI) переоценил средние затраты на добычу (опять же включая 10% рентабельности) SAGD в $58,65/барр и 70,18/барр для добычи без модернизации. С учетом затрат на смешивание и транспортировку эквивалентные затраты на поставку WTI для доставки в Кушинг составляют 80,06 долларов США за баррель для проектов SAGD и 89,71 долларов США за баррель для отдельного рудника. [111] В этой экономической ситуации планы по дальнейшему развитию добычи из нефтеносных песков были замедлены или отложены, [116] [117] или даже оставлены во время строительства. [118] Производство синтетической нефти на горнодобывающих предприятиях может продолжаться с убытком из-за затрат 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 нефть упала ниже 5 долларов за баррель. [120]
Прогнозы добычи нефтеносных песков, опубликованные Канадской ассоциацией производителей нефти (CAPP), Управлением регулирования энергетики Альберты (AER) и Канадским институтом энергетических исследований (CERI), сопоставимы с прогнозами Национального энергетического совета (NEB) с точки зрения общего объема производства битума. . Ни один из этих прогнозов не учитывает возможные международные ограничения, которые будут наложены на сжигание всех углеводородов, чтобы ограничить глобальное повышение температуры, что приведет к возникновению ситуации, обозначаемой термином « углеродный пузырь ». [121] Игнорируя такие ограничения, а также предполагая, что цены на нефть восстановятся после падения 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 потенциально может достигнет 1,3 миллиона м 3 /день (8,3 миллиона баррелей в день), если большинство из них пойдет вперед. При тех же предположениях более вероятным сценарием является то, что к 2035 году производство битума в нефтеносных песках Канады достигнет 800 000 м 3 /день (5,0 миллионов баррелей в день), что в 2,6 раза превышает объем производства в 2012 году. Большая часть роста, вероятно, произойдет в категория «на месте», поскольку проекты «на месте» обычно имеют лучшую экономику, чем проекты по добыче полезных ископаемых. Кроме того, 80% запасов нефтеносных песков Канады хорошо подходят для добычи на месте, по сравнению с 20% для добычи методами добычи.
Дополнительное предположение состоит в том, что трубопроводная инфраструктура будет достаточной для доставки увеличенной добычи канадской нефти на экспортные рынки. Если бы это было ограничивающим фактором, это могло бы оказать влияние на цены на канадскую сырую нефть, ограничивая будущий рост добычи. Другое предположение заключается в том, что рынки США будут продолжать поглощать возросший канадский экспорт. Быстрый рост добычи трудноизвлекаемой нефти в США, основном экспортном рынке нефти Канады, значительно снизил зависимость США от импорта сырой нефти . Потенциал экспорта канадской нефти на альтернативные рынки, такие как Азия, также неясен. Политические препятствия на пути строительства новых трубопроводов для доставки нефти в Канаду и США возрастают. 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, танкерам и другими способами транспортировки. За исключением океанских танкеров, все эти альтернативы дороже, чем трубопроводы. [112]
Нехватка квалифицированной рабочей силы на канадских нефтеносных песках возникла в периоды быстрого развития новых проектов. В отсутствие других ограничений для дальнейшего развития нефтегазовой отрасли придется заполнить десятки тысяч вакансий в ближайшие несколько лет из-за уровня активности в отрасли, а также из-за возрастного истощения. В долгосрочной перспективе, при 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 нефтеносных песков. [110]
Нехватка квалифицированных рабочих в Венесуэле была гораздо острее, поскольку контролируемая правительством нефтяная компания PDVSA уволила большинство своих специалистов по тяжелой нефти после всеобщей забастовки в Венесуэле 2002–2003 годов и свернула производство Orimulsion , который был основным продуктом ее нефти. пески. После этого правительство ренационализировало нефтяную промышленность Венесуэлы и увеличило налоги на нее. В результате Венесуэлу покинули иностранные компании, 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 разработку новых проектов по добыче нефтеносных песков сдерживала цена на WTI ниже 50 долларов США, чего едва хватает для поддержания добычи на существующих предприятиях. [116] Восстановление спроса было подавлено экономическими проблемами, которые могут продолжать до бесконечности терзать как Европейское Сообщество , так и Китай. Дешевая добыча ОПЕК продолжалась на максимальной мощности, эффективность добычи сланцев в США продолжала повышаться, а российский экспорт был обязателен даже ниже себестоимости добычи, поскольку это был их единственный источник твердой валюты. [123] Существует также вероятность того, что появится международное соглашение о введении мер по ограничению сжигания углеводородов в попытке ограничить глобальное повышение температуры номинальными 2 °C, что, по консенсусу прогнозируется, ограничит вред окружающей среде до допустимого уровня. [124] Быстрый технологический прогресс направлен на снижение стоимости конкурирующих возобновляемых источников энергии. [125] Таким образом, нет единого мнения о том, когда цены на нефть, выплачиваемые производителям, могут существенно восстановиться, если вообще когда-либо. [123] [125] [126]
Подробное академическое исследование последствий для производителей различных видов углеводородного топлива в начале 2015 года пришло к выводу, что треть мировых запасов нефти, половина запасов газа и более 80% текущих запасов угля должны оставаться под землей с 2010 по 2050 год, чтобы удовлетворить потребности цель 2 °C. Следовательно, продолжение разведки или разработки запасов не будет соответствовать потребностям. Чтобы достичь цели в 2 °C, потребуются решительные меры по подавлению спроса, такие как значительный налог на выбросы углерода, оставляющий более низкую цену для производителей с меньшего рынка. Воздействие на производителей в Канаде будет намного сильнее, чем в США. Открытая добыча природного битума в Канаде вскоре упадет до незначительного уровня после 2020 года во всех рассматриваемых сценариях, поскольку она значительно менее экономична, чем другие методы добычи. [127] [128] [129]
В своем докладе 2011 года, озаглавленном «Разумное развитие: реализация потенциала богатых природных газовых и нефтяных ресурсов Северной Америки», Национальный нефтяной совет , консультативный комитет при министре энергетики США, признал проблемы со здоровьем и безопасностью, связанные с нефтеносными песками, которые включают «объемы воды, необходимые для создания проблем с источниками воды; удаление вскрышных пород для открытых горных работ может фрагментировать среду обитания диких животных и увеличить риск эрозии почвы или событий поверхностного стока в близлежащие водные системы; выбросы парниковых газов и других выбросов в атмосферу от производства». [130]
Добыча нефтеносных песков может повлиять на землю при первоначальной добыче битума, на водные ресурсы из-за потребности в больших количествах воды при разделении нефти и песка, а также на воздух из-за выбросов 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 нефтеносных песках и могут быть сконцентрированы в процессе экстракции. [132] Воздействие на окружающую среду, вызванное добычей нефтеносного песка, часто подвергается критике со стороны таких экологических групп, как Гринпис , Проект «Климатическая реальность» , Институт Пембина , 350.org , MoveOn.org , Лига избирателей за сохранение природы , Патагония , Сьерра-клуб и Коалиция энергетических действий. . [133] [134] В частности, ртутное загрязнение было обнаружено в районе добычи нефтеносных песков в Альберте, Канада. [135] Европейский Союз заявил, что он может проголосовать за маркировку нефти нефтеносных песков как «высоко загрязняющую окружающую среду». Хотя экспорт нефтеносных песков в Европу минимален, эта проблема вызвала трения между ЕС и Канадой. [136] По данным калифорнийской компании Jacobs Consultancy , Европейский Союз использовал неточные и неполные данные при присвоении высокого рейтинга выбросов парниковых газов бензину, полученному из нефтеносных песков Альберты. Кроме того, Иран, Саудовская Аравия, Нигерия и Россия не предоставляют данных о том, сколько природного газа выбрасывается в результате сжигания на факелах или выбросов в процессе добычи нефти. В отчете Джейкобса отмечается, что дополнительные выбросы углерода от нефтеносной нефти на 12 процентов выше, чем от обычной нефти, хотя ЕС присвоил ей рейтинг выбросов парниковых газов на 22% выше обычного показателя. [137] [138]
В 2014 году результаты исследования, опубликованные 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 человека и окружающей среды являются серьезной проблемой, связанной с быстрым промышленным развитием в регионе нефтеносных песков Атабаски (AOSR)». Это исследование показало, что хвостохранилища являются косвенным путем транспортировки неконтролируемых выбросов испарительных выбросов трех типичных полициклических ароматических углеводородов (ПАУ) ( фенантрен , пирен и бензо(а)пирен ), и что об этих выбросах ранее не сообщалось. [139] [140]
Правительство Альберты рассчитывает индекс качества воздуха (AQHI) с помощью датчиков в пяти населенных пунктах региона нефтеносных песков, которым управляет «партнер» под названием Экологическая ассоциация лесных буйволов (WBEA). Каждая из их 17 станций непрерывного мониторинга измеряет от 3 до 10 параметров качества воздуха, включая окись углерода (CO), сероводород ( 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/НМХК). [141] Считается, что эти AQHI указывают на качество воздуха «низкого риска» более чем в 95% случаев. [142] До 2012 года мониторинг воздуха показывал значительный рост превышений содержания сероводорода ( H
2S ) как в районе Форт-Мак-Мюррей, так и вблизи установок по переработке нефтеносных песков. [143] В 2007 году правительство Альберты издало компании Suncor приказ об охране окружающей среды в ответ на многочисленные случаи, когда концентрация H на уровне земли
2S ) превысил стандарты. [144] Система управления данными об окружающем воздухе Альберты (AAADMS) Стратегического альянса чистого воздуха [145] (также известного как Хранилище данных CASA) фиксирует, что в течение года, закончившегося 1 ноября 2015 года, было 6 ежечасных отчетов о значениях, превышающих лимит. 10 частей на миллиард для H
2S и 4 в 2013 г. по сравнению с 11 в 2014 г. и 73 в 2012 г. [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 нефтеносных песков», противопоставляя ответы на эти проблемы в Пис-Ривер и Форт-Маккей . В Форт-Маккее проблема качества воздуха активно рассматривается заинтересованными сторонами, представленными в WBEA, тогда как сообщество Пис-Ривер должно полагаться на реакцию регулятора энергетики Альберты . В попытке определить источники неприятных запахов в районе Форт-Маккея был установлен Индекс качества воздуха Форт-Маккей, который расширил провинциальный Индекс качества воздуха и здоровья, включив в него возможных факторов, способствующих возникновению проблемы: SO
2, TRS и ТГК. Несмотря на эти преимущества, в решении проблем запаха в районе Пис-Ривер был достигнут больший прогресс, хотя и только после того, как некоторые семьи уже покинули свои дома. Сообщается, что проблемы запаха в Форт-Маккее остались нерешенными. [147]
Большая часть операций по добыче нефтеносных песков включает в себя расчистку территории от деревьев и кустарников, а также удаление вскрышных пород — верхнего слоя почвы, мускуса, песка, глины и гравия, — которые лежат на поверхности месторождения нефтеносных песков. [148] Для производства одного барреля нефти необходимо примерно 2,5 тонны нефтеносных песков (примерно 1 ⁄ 8 тонны). [149] В качестве условия лицензирования проекты должны реализовать план рекультивации . [150] Горнодобывающая промышленность утверждает, что бореальные леса в конечном итоге колонизируют мелиорированные земли, но их деятельность носит масштабный характер и рассчитана на долгосрочные сроки. По состоянию на 2013 год около 715 квадратных километров (276 квадратных миль) земель в районе нефтеносных песков были нарушены, а 72 км 2 (28 квадратных миль) из этих земель находятся в стадии рекультивации. [151] В марте 2008 года Альберта выдала компании Syncrude первый в истории сертификат на рекультивацию земель нефтеносных песков на участок земли площадью 1,04 квадратных километра (0,40 квадратных миль), известный как Гейтуэй-Хилл, примерно в 35 километрах (22 мили) к северу от форта Мак-Мюррей. [152] В течение следующих 10 лет ожидается несколько заявок на получение сертификата рекультивации для проектов по нефтеносным пескам. [153]
Для производства каждой единицы объема синтетической сырой нефти при добыче полезных ископаемых на месте используется от 2 до 4,5 объемных единиц воды . По данным Гринпис, при добыче нефтеносных песков в Канаде используется 349 × 10 6 м 3 /год (12,3 × 10 9 куб футов/год) воды, что вдвое больше, чем в городе Калгари . [154] Однако при операциях SAGD 90–95% воды перерабатывается и только около 0,2 объемной единицы воды используется на единицу объема произведенного битума. [155]
Для добычи нефтеносного песка в Атабаске вода подается из реки Атабаска, девятой по длине реки в Канаде. [156] Средний расход ниже по течению от Форт-Мак-Мюррей составляет 633 м 3 /с (22 400 куб футов/с), а самый высокий средний дневной расход составляет 1 200 м 3 /с (42 000 куб футов/с). [157] [158] Лицензии на воду в нефтеносных песках составляют около 1,8% стока реки Атабаска. Фактическое использование в 2006 году составило около 0,4%. [159] Кроме того, согласно Рамочной программе управления водными ресурсами в нижнем течении реки Атабаска, в периоды низкого расхода воды потребление воды из реки Атабаска ограничивается 1,3% среднегодового стока. [160]
В декабре 2010 года Консультативная группа по нефтеносным пескам, созданная по заказу бывшего министра окружающей среды Джима Прентиса, обнаружила, что существующая система мониторинга качества воды в регионе, включая работу Региональной программы мониторинга водных ресурсов, Института водных исследований Альберты, Совокупного экологического Управление Ассоциацией и другими было фрагментарным и должно было стать более комплексным и скоординированным. [161] [162]
Производство битума и синтетической сырой нефти выделяет больше парниковых газов, чем производство обычной сырой нефти. Исследование, проведенное в 2009 году консалтинговой фирмой IHS CERA, показало, что добыча из нефтеносных песков Канады выбрасывает «примерно на 5–15% больше углекислого газа в течение всего срока службы топлива по принципу «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 нефтеносных песков на 20% выше, чем средние выбросы от добычи нефти. [164]
Исследование Стэнфордского университета , проведенное по заказу ЕС в 2011 году, показало, что нефть из нефтеносных песков на 22% более углеродоемкая, чем другие виды топлива. [165] [166] Согласно анализу «Фонда Карнеги за международный мир», нефтеносные пески выделяют на 31% больше парниковых газов, чем средняя сырая нефть Северной Америки. [167] В 2023 году федеральное исследование показало, что реальные выбросы от нефтеносных песков на 65% выше, чем сообщает отрасль. [168]
Гринпис заявляет, что промышленность нефтеносных песков признана крупнейшим источником роста выбросов парниковых газов в Канаде, поскольку на ее долю приходится 40 миллионов тонн CO .
2выбросов в год. [169]
По данным Канадской ассоциации производителей нефти и окружающей среды Канады, промышленная деятельность по добыче нефтеносных песков составляет около 5% выбросов парниковых газов Канады, или 0,1% глобальных выбросов парниковых газов. Согласно прогнозам , к 2015 году нефтеносные пески вырастут и составят 8% выбросов парниковых газов в Канаде. Ожидается рост в связи с увеличением объемов производства. [171] [172] По состоянию на 2006 год при добыче одного барреля нефти из нефтеносных песков выбрасывалось почти 75 килограммов (165 фунтов) парниковых газов с общим объемом выбросов, оцениваемым 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, полученное из канадских нефтеносных песков, приводит к значительному снижению выбросов парниковых газов, чем многие часто цитируемые оценки. [174] Исследование Сварта и Уивера, проведенное в 2012 году, подсчитало, что если бы сгорел только экономически выгодный запас нефтеносных песков объемом 170 Гб (27 × 10 9 м 3 ), глобальная средняя температура увеличилась бы на 0,02–0,05 °C. Если бы были сожжены все запасы нефти в размере 1,8 триллиона баррелей, 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 выбросы сырой нефти, случаи с нефтеносными песками с меньшим уровнем выбросов могут превосходить случаи с традиционной сырой нефтью с более высокими выбросами . [176]
Чтобы компенсировать выбросы парниковых газов из нефтеносных песков и других районов Альберты, было предложено улавливать выбросы углекислого газа внутри истощенных нефтяных и газовых резервуаров. Эта технология унаследована от методов увеличения нефтеотдачи . [177] В июле 2008 года правительство Альберты объявило о создании фонда в размере 2 миллиардов канадских долларов для поддержки проектов конфискации электростанций Альберты, а также предприятий по добыче и переработке нефтеносных песков. [178] [179] [180]
В ноябре 2014 года Фатих Бирол , главный экономист Международного энергетического агентства , охарактеризовал дополнительные выбросы парниковых газов из нефтеносных песков Канады как «чрезвычайно низкие». МЭА прогнозирует, что в ближайшие 25 лет добыча нефтеносных песков в Канаде увеличится более чем на 3 миллиона баррелей в день (480 000 м 3 /день), но д-р Бироль заявил, что «выбросы от этой дополнительной добычи равны всего лишь 23 часам». выбросов Китая — даже не на один день». На МЭА возложена ответственность за борьбу с изменением климата, но д-р Бироль говорит, что он мало беспокоится о выбросах углерода из нефтеносных песков. «Идет много дискуссий о проектах разработки нефтеносных песков в Канаде, США и других частях мира, но, честно говоря, дополнительные выбросы CO2 от нефтеносных песков чрезвычайно низкие». Доктор Бироль признал, что существуют огромные расхождения во мнениях относительно действий в отношении изменения климата, но добавил: «Я надеюсь, что все эти реакции основаны на научных фактах и тщательном 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 нефтеносных песков, как правило, более интенсивна по выбросам парниковых газов, чем другая нефть, которую они могут вытеснить на нефтеперерабатывающих заводах в США, и выбрасывает примерно на 17% больше парниковых газов за жизненный цикл, чем средний баррель переработанной сырой нефти. В Соединенных Штатах". [183]
По данным Natural Resources Canada (NRCan), к 2017 году 23-процентное увеличение выбросов парниковых газов в Канаде с 2005 по 2017 год было «в основном связано с увеличением добычи нефтеносных песков, особенно добычи на месте». [8]
Существуют противоречивые исследования о влиянии разработки нефтеносных песков на водную жизнь. В 2007 году Министерство окружающей среды Канады завершило исследование, которое показало высокую степень деформации эмбрионов рыб, подвергшихся воздействию нефтеносных песков. Дэвид В. Шиндлер , лимнолог из Университета Альберты , стал соавтором исследования вклада нефтеносных песков Альберты ароматических полициклических соединений , некоторые из которых являются известными канцерогенами , в реку Атабаска и ее притоки. [184] Ученые, местные врачи и жители поддержали письмо, направленное премьер-министру в сентябре 2010 г., с призывом начать независимое исследование озера Атабаска (которое находится ниже по течению от нефтеносных песков) из-за роста обнаруженных уродств и опухолей. в пойманной там рыбе. [185]
Основная часть исследований, защищающих разработку нефтеносных песков, проводится Региональной программой мониторинга водных видов спорта (RAMP), руководящий комитет которой состоит в основном из нефтегазовых компаний. Исследования RAMP показывают, что степень деформации является нормальной по сравнению с историческими данными и скоростью деформации в реках выше по течению от нефтеносных песков. [186] [187] [188]
В 2007 году было высказано предположение, что нефтеносные пески негативно повлияли на дикую природу; например, в исследовании 2006 года было обнаружено, что уровень мышьяка в организме лося в 453 раза превышает допустимый уровень , хотя более поздние исследования снизили этот уровень до 17–33 раз выше приемлемого уровня (хотя и ниже международных порогов потребления). [189]
Высказывались опасения по поводу негативного воздействия нефтеносных песков на здоровье населения, в том числе более высокого, чем обычно, уровня заболеваемости раком среди жителей Форт-Чипевьян . [190] Однако Джон О'Коннор, врач, который первоначально сообщил о более высоких показателях заболеваемости раком и связал их с разработкой нефтеносных песков, впоследствии был расследован Колледжем врачей и хирургов Альберты . Позже Колледж сообщил, что заявления О'Коннора состояли из «неправды, неточностей и неподтвержденной информации». [191]
В 2010 году Королевское общество Канады опубликовало отчет, в котором говорилось, что «в настоящее время нет достоверных доказательств воздействия загрязнителей окружающей среды из нефтеносных песков, достигающих форта Чипевиан, на уровнях, которые, как ожидается, вызовут повышенный уровень заболеваемости раком у людей». [191]
В августе 2011 года правительство Альберты инициировало исследование здравоохранения в провинции, чтобы выяснить, существует ли связь между более высоким уровнем заболеваемости раком и выбросами нефтеносных песков. [192]
В отчете, опубликованном в 2014 году, главный медицинский директор Альберты доктор Джеймс Талбот заявил, что «нет убедительных доказательств связи между каким-либо из этих видов рака и воздействием окружающей среды [нефтеносных песков]». Скорее, Тэлбот предположил, что уровень заболеваемости раком в Форт-Чипьюяне , который был немного выше по сравнению со средним показателем по провинции, вероятно, был вызван сочетанием таких факторов, как высокий уровень курения, ожирения, диабета и алкоголизма, а также плохой уровень вакцинации. . [191]
Нефтяные пески представляют собой смесь песка, воды, глины и битума.
Битум – это нефть, которая слишком тяжелая или густая, чтобы течь или перекачиваться без разбавления или нагревания.
*** Битум настолько вязкий, что при комнатной температуре действует как холодная патока.
Дела обстоят очень, очень плохо.
Я уже давно освещаю Венесуэлу.
И, честно говоря, я был шокирован ситуацией, какой я ее вижу здесь сейчас.
{{citation}}: CS1 maint: location missing publisher (link)Нефтеносные пески.
