Нефтяные пески Атабаски , также известные как битуминозные пески Атабаски , представляют собой крупные месторождения битума , тяжелой и вязкой формы нефти, на северо-востоке Альберты , Канада. Эти запасы являются одним из крупнейших источников нетрадиционной нефти в мире, что делает Канаду важным игроком на мировом энергетическом рынке. [3]
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 млн баррелей в день (б/д). [4] Рост добычи объясняется в основном ростом добычи в нефтяных песках Альберты. [4] 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. [5] [4] Несмотря на этот рост, есть предупреждения, что он может быть недолгим, и добыча может выйти на плато после 2024 года. [4] 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. [4] 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. [4] [6] [7] [8] [9] [10] [11]
По данным Министерства энергетики правительства Альберты [12] , 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 ).
Нефтяные пески Атабаски названы в честь реки Атабаска , которая прорезает сердце месторождения, и следы тяжелой нефти легко заметить на берегах реки. Исторически битум использовался коренными народами кри и дене для водонепроницаемости их каноэ. [13] Нефтяные месторождения расположены в пределах границ Договора 8 , и несколько первых наций этого района связаны с песками.
Нефтяные пески Атабаски впервые привлекли внимание европейских торговцев пушниной в 1719 году, когда торговец из племени кри Ва-па-су привез образец битуминозных песков на пост компании Гудзонова залива в Йорк-Фэктори на Гудзоновом заливе , где управляющим был Генри Келси . [14] В 1778 году Питер Понд , другой торговец пушниной и основатель конкурирующей компании North West Company , стал первым европейцем, увидевшим месторождения Атабаски после исследования перевала Метье , который открывал доступ к богатым пушным ресурсам системы реки Атабаска из водораздела Гудзонова залива. [15]
В 1788 году торговец пушниной Александр Маккензи , в честь которого позже была названа река Маккензи , путешествовавший по маршрутам как в Северный Ледовитый, так и в Тихий океан, писал: «Примерно в 24 милях [39 км] от разветвления (рек Атабаска и Клируотер) находятся несколько битумных фонтанов, в которые без малейшего сопротивления можно вставить шест длиной 20 футов [6,1 м]. Битум находится в жидком состоянии, и при смешивании с камедью, смолистым веществом, собранным с пихты , он служит для склеивания каноэ индейцев». За ним в 1799 году последовал картограф Дэвид Томпсон , а в 1819 году — британский морской офицер Джон Франклин . [16]
Джон Ричардсон провел первую серьезную научную оценку нефтяных песков в 1848 году по пути на север в поисках потерянной экспедиции Франклина . Первое спонсируемое правительством исследование нефтяных песков было инициировано в 1875 году Джоном Макуном , а в 1883 году Г. К. Хоффман из Геологической службы Канады попытался отделить битум от нефтяного песка с помощью воды и сообщил, что он легко отделился. В 1888 году Роберт Белл , директор Геологической службы Канады, сообщил сенатскому комитету, что «доказательства ... указывают на существование в долинах Атабаска и Маккензи самого обширного нефтяного месторождения в Америке, если не в мире». [15]
Граф Альфред фон Хаммерштейн (1870–1941), прибывший в регион в 1897 году, более сорока лет пропагандировал нефтяные пески Атабаски, делая фотографии с описательными названиями, такими как «Бутановые пески и текучий асфальт в округе Атабаска», которые сейчас находятся в Национальной библиотеке и Национальном архиве Канады. Фотографии нефтяных песков Атабаски также были представлены в бестселлере канадской писательницы и авантюристки Агнес Динс Кэмерон «Новый Север» , в котором рассказывалось о ее путешествии туда и обратно длиной в 10 000 миль (16 000 км) к Северному Ледовитому океану. [17] Ее фотографии были воспроизведены в 2011–2012 годах на выставке в Канадском музее цивилизации в Оттаве, [18] и включали фотографии нефтяных буровых работ графа Альфреда фон Хаммерштейна вдоль реки Атабаска.
В 1926 году Карл Кларк из Университета Альберты получил патент на процесс разделения горячей воды, который был предшественником современных процессов термической экстракции. Несколько попыток внедрить его имели разную степень успеха. [ необходима цитата ]
Проект Oilsand был предложением 1958 года по разработке нефтяных песков Атабаски с использованием подземной детонации ядерных взрывчатых веществ ; [19] гипотетически, тепло и давление, создаваемые подземной детонацией, закипят битумные отложения, снизив их вязкость до такой степени, что можно будет использовать стандартные методы добычи нефти . План обсуждался в октябрьском номере журнала Bulletin of the Atomic Scientists за 1976 год . [20] Патент на предполагаемый процесс был выдан в 1964 году. [21] [22] Вариант ядерного нагрева считается предшественником некоторых традиционных методов нагрева, используемых для извлечения нефти из битуминозных песков. [23]
В апреле 1959 года Федеральное горнодобывающее управление одобрило проект Oilsand. [24] Однако впоследствии он был отменен в 1962 году. [25]
Нефтяные пески, которые обычно имеют толщину от 40 до 60 метров (от 130 до 200 футов) и располагаются на относительно плоском известняке , относительно легкодоступны. Они лежат под 1-3 метрами (от 3 футов 3 дюймов до 9 футов 10 дюймов) заболоченного мускуса , от 0 до 75 метров (от 0 до 246 футов) глины и бесплодного песка. В результате легкой доступности первая в мире шахта по добыче нефтеносных песков находилась в нефтяных песках Атабаски.
Коммерческая добыча нефти из нефтяных песков Атабаски началась в 1967 году с открытием завода Great Canadian Oil Sands (GCOS) в Форт-Мак-Мюррее . Это был первый в мире действующий проект по добыче нефтяных песков, которым владела и управляла американская материнская компания Sun Oil Company . Когда завод стоимостью 240 миллионов долларов США официально открылся с производительностью 45 000 баррелей в день (7 200 м 3 /д), это ознаменовало начало коммерческой разработки нефтяных песков Атабаски. В 2013 году Маккензи-Браун включил промышленника Дж. Говарда Пью в список шести визионеров, построивших нефтяные пески Атабаски. [26] К моменту его смерти в 1971 году семья Пью была признана журналом Forbes одной из полудюжины самых богатых семей в Америке. [27] Great Canadian Oil Sands Limited (тогда дочерняя компания Sun Oil Company , но теперь объединенная в независимую компанию, известную как Suncor Energy Inc. ) производила 30 000 баррелей в день (4 800 м 3 /д) синтетической сырой нефти. [28]
Истинный размер канадских месторождений нефтяных песков стал известен в 1970-х годах. Шахта Синкруд в настоящее время является крупнейшей шахтой (по площади) в мире, ее потенциальная площадь составляет 140 000 км 2 (54 000 кв. миль). [ требуется ссылка ] (Хотя нефть залегает на площади 142 200 км 2 (54 900 кв. миль), которая может быть нарушена бурением и добычей на месте, только 4 800 км 2 (1 900 кв. миль) потенциально могут быть добыты открытым способом, а на сегодняшний день добыто 904 км 2 (349 кв. миль).)
Развитие было остановлено падением мировых цен на нефть, и вторая шахта, эксплуатируемая консорциумом Syncrude , не начала работать до 1978 года, после того как нефтяной кризис 1973 года вызвал интерес инвесторов. Однако впоследствии цена на нефть снизилась, и хотя энергетический кризис 1979 года снова привел к пику цен на нефть, в 1980-х годах цены на нефть упали до очень низкого уровня, что привело к значительному сокращению в нефтяной промышленности.
В 1979 году Sun сформировала Suncor, объединив свои канадские интересы по переработке и розничной торговле с Great Canadian Oil Sands и своими традиционными нефтяными и газовыми интересами. В 1981 году правительство Онтарио приобрело 25% акций компании, но продало их в 1993 году. В 1995 году Sun Oil также продала свою долю в компании, хотя Suncor сохранила розничный бренд Sunoco в Канаде. Suncor воспользовалась этими двумя продажами, чтобы стать независимой, широко представленной публичной компанией .
Suncor продолжала расти и добывать все больше и больше нефти из своих операций по добыче нефтяных песков независимо от колебаний рыночных цен, и в конечном итоге стала больше, чем ее бывшая материнская компания. В 2009 году Suncor приобрела бывшую канадскую государственную нефтяную компанию Petro-Canada , [29] [30], что превратило Suncor в крупнейшую нефтяную компанию в Канаде и одну из крупнейших канадских компаний. Suncor Energy теперь является канадской компанией, полностью не аффилированной со своей бывшей американской материнской компанией. Sun Oil Company стала известна как Sunoco , но позже вышла из бизнеса по добыче и переработке нефти и с тех пор стала розничным дистрибьютором бензина, принадлежащим Energy Transfer Partners из Далласа , штат Техас. В Канаде Suncor Energy перевела все свои станции Sunoco (все они находились в Онтарио) на площадки Petro-Canada, чтобы объединить все свои розничные операции под вывеской Petro-Canada и прекратить платить лицензионные сборы за бренд Sunoco. По всей стране поставщиком продукции Petro-Canada и материнской компанией является Suncor Energy. Suncor Energy продолжает управлять только одним розничным пунктом Sunoco в Онтарио. [31]
На рубеже 21-го века разработка нефтяных песков в Канаде начала набирать обороты с расширением на руднике Suncor, новой шахтой и расширением на Syncrude, а также новой шахтой Royal Dutch Shell, связанной с их новым Scotford Upgrader около Эдмонтона . Были добавлены три новых крупных проекта гравитационного дренажа с помощью пара (SAGD) — Foster Creek, Surmont и MacKay River — разными компаниями, все из которых с тех пор были куплены более крупными компаниями. [32]
Третья шахта компании Shell Canada начала работу в 2003 году. Однако в результате роста цен на нефть с 2003 года существующие шахты были значительно расширены и построены новые.
По данным Совета по энергетике и коммунальным услугам Альберты, в 2005 году добыча сырого битума в нефтеносных песках Атабаски была следующей:
По состоянию на 2006 год добыча нефти из нефтеносных песков возросла до 1 126 000 баррелей в день (179 000 м 3 /д). К тому времени нефтеносные пески составляли 62% от общего объема добычи нефти в Альберте и 47% от всей нефти, добываемой в Канаде. [33] По состоянию на 2010 год добыча нефти из нефтеносных песков возросла до более чем 1,6 млн баррелей в день (250 000 м 3 /д), превысив традиционную добычу нефти в Канаде. 53% из них было добыто открытым способом и 47% — методами подземной добычи. В 2012 году добыча нефти из нефтеносных песков составила 1,8 млн баррелей в день (290 000 м 3 /д). [34]
Массовое развитие добычи нефти из плотных пород в Баккенском и Пермском бассейнах в Соединенных Штатах быстро преобразило нефтяную промышленность, резко сократив импорт иностранной нефти. Как и в случае с нефтеносными песками, себестоимость добычи сланцевой нефти выше, чем у обычной нефти. Сочетание факторов, среди которых избыточное предложение и геополитическое соперничество, привело к снижению цены на нефть с более чем 100 долларов за баррель в 2013 году до менее 40 долларов три года спустя. Сохраняющиеся низкие цены на нефть побудили компании отменить новые инвестиции в нефтеносные пески.
С мая по июль 2016 года лесной пожар распространился от Форт-Мак-Мюррея по всей северной Альберте , в результате чего сгорело около 590 000 гектаров (1 500 000 акров) лесных массивов и было уничтожено около 2400 домов и построек. 88 000 человек были вынуждены покинуть свои дома в результате крупнейшей эвакуации из-за лесных пожаров в истории Альберты и самой дорогостоящей катастрофы в истории Канады .
Лесной пожар остановил добычу нефтяных песков на объектах к северу от Форт-Мак-Мюррея. Shell Canada прекратила добычу на своем горнодобывающем предприятии Albian Sands . Suncor Energy и Syncrude Canada также сократили производство и эвакуировали сотрудников и их семьи. Примерно один миллион баррелей нефти в день, что составляет четверть добычи нефти в Канаде, был остановлен в результате пожара в мае. Это продолжалось в июне со скоростью 700 000 баррелей в день. Потеря производства стала фактором, способствовавшим росту мировых цен на нефть. Сокращение производства, а также остановка работы нефтеперерабатывающего завода в Эдмонтоне привели к тому, что на многих заправочных станциях по всей Западной Канаде закончился бензин .
В 2018 году добыча нефти из нефтеносных песков достигла 3,1 млн баррелей в сутки (490 тыс. м3 / сут).
До 2014 года промышленные группы полагали, что уровень добычи нефти из нефтеносных песков может достичь 5 млн баррелей в день (790 000 м3 в день) к 2030 году. Аналитики прогнозируют, что к 2021 году, после замедления инвестиций, уровень добычи может достичь 3,8 млн баррелей в день (600 000 м3 в день) к тому времени. [36] [37]
Канада является крупнейшим источником нефти, импортируемой Соединенными Штатами, поставляя 3 миллиона баррелей в день (480 000 м 3 /д) в основном из источников нефтеносных песков по состоянию на 2019 год. [38]
Отраслевые наблюдатели перешли от убеждения в возможности избыточной пропускной способности трубопроводов к предупреждениям о том, что ее недостаточно для обеспечения роста добычи нефти из нефтеносных песков, после того как несколько проектов по строительству трубопроводов были заброшены или отменены. [39]
Проект North Gateway в Китимат, Британская Колумбия , который должен был быть построен Enbridge , оператором трубопроводной системы Enbridge , которая также обслуживает этот район, был отменен в 2016 году. Аналогичным образом, после длительного сопротивления экологов и группы коренных народов, проект трубопровода Keystone XL из Альберты на нефтеперерабатывающие заводы на побережье Мексиканского залива был отменен в 2021 году. [40] Другие проекты, использующие существующие права прохода, строятся, например, Trans Mountain Expansion компании Kinder Morgan , национализированный в 2018 году, или линия 9 компании Enbridge , развернутая в обратном направлении для подачи нефти на нефтеперерабатывающие заводы в Квебеке. [41] [42] В период с января 2019 года по декабрь 2020 года правительство Альберты ввело квоту для корректировки добычи в соответствии с экспортной мощностью трубопровода. [43]
Чтобы компенсировать ограничения пропускной способности трубопроводов, отгрузка нефти по железной дороге увеличилась с менее чем 50 тысяч до 400 тысяч баррелей в день (64 000 м 3 /д) в период с 2012 по 2020 год. [44]
По состоянию на декабрь 2008 года Канадская ассоциация производителей нефти пересмотрела свои прогнозы по сырой нефти на 2008–2020 годы, чтобы учесть отмены и сокращения проектов в результате снижения цен во второй половине 2008 года. Пересмотренный прогноз предсказывал, что добыча нефти из канадских нефтяных песков продолжит расти, но более медленными темпами, чем прогнозировалось ранее. Будут минимальные изменения в добыче в 2008–2012 годах, но к 2020 году добыча может быть на 300 000 баррелей в день (48 000 м 3 /д) меньше, чем ее предыдущие прогнозы. Это будет означать, что добыча нефти из канадских нефтеносных песков вырастет с 1,2 млн баррелей в день (190 000 м 3 /д) в 2008 году до 3,3 млн баррелей в день (520 000 м 3 /д) в 2020 году, а общая добыча нефти в Канаде вырастет с 2,7 до 4,1 млн баррелей в день (430 000 - 650 000 м 3 /д) в 2020 году. [45] Даже с учетом отмены проектов это поместит Канаду в число четырех или пяти крупнейших стран-производителей нефти в мире к 2020 году.
В начале декабря 2007 года лондонская BP и калгарийская Husky Energy объявили о создании совместного предприятия с долевым участием 50/50 по производству и переработке битума из нефтяных песков Атабаски. BP внесет в совместное предприятие свой нефтеперерабатывающий завод в Толедо, штат Огайо , а Husky внесет свой проект по добыче нефтяных песков Sunrise. Планировалось, что Sunrise начнет производить 60 000 баррелей в день (9 500 м 3 /д) битума в 2012 году и может достичь 200 000 баррелей в день (32 000 м 3 /д) к 2015–2020 годам. BP модифицирует свой НПЗ в Толедо для переработки 170 000 баррелей в день (27 000 м 3 /д) битума непосредственно в очищенные продукты. Совместное предприятие решит проблемы обеих компаний, поскольку у Husky не хватает перерабатывающих мощностей, а у BP нет присутствия в нефтяных песках. Это было изменение стратегии для BP, поскольку компания исторически преуменьшала важность нефтеносных песков. [46]
В середине декабря 2007 года компания ConocoPhillips объявила о своем намерении увеличить добычу нефтяных песков с 60 000 баррелей в день (9 500 м 3 /д) до 1 миллиона баррелей в день (160 000 м 3 /д) в течение следующих 20 лет, что сделало бы ее крупнейшим частным производителем нефтяных песков в мире. В настоящее время ConocoPhillips занимает крупнейшую позицию в канадских нефтяных песках, арендуя более 1 миллиона акров (4 000 км 2 ). Другие крупные производители нефтяных песков, планирующие увеличить добычу, включают Royal Dutch Shell (до 770 000 баррелей в день (122 000 м 3 /д)); Syncrude Canada (до 550 000 баррелей в день (87 000 м 3 /д)); Suncor Energy (до 500 000 баррелей в день (79 000 м 3 /д)) и Canadian Natural Resources (до 500 000 баррелей в день (79 000 м 3 /д)). [47] Если все эти планы будут реализованы, эти пять компаний будут добывать более 3,3 млн баррелей в день (520 000 м 3 /д) нефти из нефтяных песков к 2028 году.
Управление нефтяными песками Альберты сосредоточено на экономическом развитии и исторически находилось под влиянием интересов двух основных субъектов: правительства (федерального и провинциального) и промышленности. Канадский федерализм формирует функции и роли каждого уровня правительства, в котором конституционная власть разделена таким образом, что ни одна из них не превосходит другую. [59] Закон о Конституции 1867 года , раздел 109, гарантирует провинции полное право собственности на земли и ресурсы в пределах ее границ. Провинция выступает в качестве землевладельца, а федеральное правительство контролирует юрисдикцию в отношении торговли, коммерции и налогообложения. Существует явное совпадение, поскольку управление ресурсами влияет на торговлю, а управление торговлей влияет на ресурсы. [60] С 1990-х годов как федеральное, так и провинциальное правительство были согласованы, сосредоточившись на регулировании, технологиях и развитии новых экспортных рынков. [61] Большая часть управления «на уровне земли» осуществляется рядом провинциальных учреждений.
Оттава избегала прямых инвестиций, предпочитая улучшать инвестиционный климат. Яркий пример этого произошел в 1994 году, когда федеральное правительство ввело налоговые льготы, позволяющие списывать 100% капиталовложений в нефтеносные пески в качестве ускоренных скидок на капитальные затраты. [62] Правительство провинции играло гораздо более непосредственную роль в развитии: напрямую инвестировало в многочисленные пилотные проекты, создавало совместные предприятия с промышленностью и постоянно делало крупные инвестиции в исследования и разработки. Некоторые утверждают, что в Альберте одна из самых низких ставок роялти в мире. [63] Поскольку Альберта, в отличие от штатов США, владеет подавляющим большинством запасов нефти под своей поверхностью, она может осуществлять больший контроль над ней, тогда как штаты США ограничены налогами на добычу полезных ископаемых. Эта отраслево-ориентированная система роялти подвергалась критике за «содействие безудержному темпу развития». [64] [65]
Промышленность является основной силой разработки нефтяных песков. Первые крупные игроки, Suncor Energy и Syncrude , доминировали на рынке до 1990-х годов. В настоящее время существует 64 компании, которые работают над несколькими сотнями проектов. [66] Большая часть продукции теперь поступает от иностранных корпораций, [67] и поддержание благоприятного климата для этих корпораций дает им сильное влияние; гораздо большее, чем у непроизводственных заинтересованных сторон, таких как граждане и экологические группы. [64]
Управление (политика, администрирование, регулирование) нефтяными песками осуществляется почти полностью Министерством энергетики (Альберта) и его различными департаментами. Критики отметили явное и системное отсутствие участия общественности на всех ключевых этапах процесса управления. [68] В ответ на это провинция инициировала в 2006 году Многосторонний комитет консультаций по нефтяным пескам (MSC). MSC представляет четыре организации: Ассоциацию совокупного управления окружающей средой (CEMA), Экологическую ассоциацию Вуд-Буффало (WBEA), Канадскую сеть исследований и разработок по нефтяным пескам (CONRAD) и Рабочую группу по региональным вопросам Атабаски (RIWG). [64] Роль MSC заключается в консультировании и вынесении рекомендаций по принципам управления. [69] Рекомендации, содержащиеся в первом Заключительном отчете MSC 2007 года, были одобрены несколькими министрами и представителями правительства, [70] но ни одна из них еще не была фактически принята в качестве закона.
17 октября 2012 года правительство Альберты объявило, что будет следовать рекомендациям рабочей группы [71] по созданию агентства, которое будет контролировать воздействие нефтяных песков на окружающую среду. «Новое научное агентство начнет работу в регионе нефтяных песков и сосредоточится на том, что контролируется, как это контролируется и где это контролируется. Это будет включать в себя интегрированный и скоординированный мониторинг земли, воздуха, воды и биоразнообразия», — говорится в пресс-релизе офиса Дианы Маккуин, министра энергетики и устойчивого развития. [72] Правительство провинции приняло решение о создании агентства после широкой общественной критики со стороны экологов, аборигенских групп и ученых, которые утверждали, что нефтяные пески окажут разрушительное долгосрочное воздействие на окружающую среду, если их не контролировать. [73]
17 июня 2013 года недавно созданная корпорация Alberta Energy Regulator (AER) [74] была поэтапно введена в действие с мандатом на регулирование разработки нефти, газа и угля в Альберте, включая нефтяные пески Атабаски. [75] [76] AER объединяет «регулирующие функции Совета по сохранению энергетических ресурсов и Министерства окружающей среды и устойчивого развития ресурсов Альберты в единый центр» [77] Alberta Energy Regulator теперь «отвечает за все проекты от подачи заявки до рекультивации». Они будут отвечать сторонникам проектов, землевладельцам и промышленности в отношении энергетических норм в Альберте. [77] Закон об ответственном развитии энергетики предоставил Alberta Energy Regulator «полномочия по администрированию Закона о государственных землях, Закона об охране и улучшении окружающей среды и Закона о воде в отношении развития энергетики». [77] Alberta Energy Regulator будет обеспечивать соблюдение экологических законов и выдавать экологические и водные разрешения, обязанности, которые ранее были мандатом Alberta Environment. [75] [78]
Ключевой характеристикой месторождения Атабаска является то, что оно является единственным достаточно мелким, чтобы быть пригодным для открытой добычи . Около 10% нефтеносных песков Атабаски покрыто менее чем 75 метрами (246 футов) вскрыши . До 2009 года площадь поверхности добычи (SMA) определялась ERCB, агентством правительства Альберты, как охватывающая 37 смежных поселков (около 3400 км 2 или 1300 кв. миль) к северу от Форт-Мак-Мюррея . В июне 2009 года SMA была расширена до 51+1 ⁄ 2 тауншипа, или около 4700 км 2 или 1800 кв. миль. [79] Это расширение отодвигает северную границу SMA на 12 миль (19 км) от национального парка Вуд-Баффало , объекта Всемирного наследия ЮНЕСКО .
Шахта Albian Sands (эксплуатируемая Shell Canada ) открылась в 2003 году. Все три шахты связаны с установками по переработке битума , которые преобразуют непригодный битум в синтетическую сырую нефть для отправки на нефтеперерабатывающие заводы в Канаде и США . Для Albian установка по переработке находится в Скотфорде, в 439 км к югу. Битум, разбавленный растворителем, транспортируется туда по коридорному трубопроводу диаметром 610 мм (24 дюйма).
Совет по сохранению энергетических ресурсов одобрил более 100 проектов по добыче полезных ископаемых и разработке месторождений на месте, несмотря на негативное воздействие на окружающую среду. [80] По состоянию на 2012 год было 9 активных проектов по открытой добыче, более 50 одобренных проектов по разработке месторождений на месте, а также 190 проектов по первичной добыче, извлекающих свободно текучий битум. ERCB также одобрил 20 проектов, которые тестируют непроверенные технологии, а также новые версии существующих технологий. [81]
С тех пор как компания Great Canadian Oil Sands (теперь Suncor) начала эксплуатацию своей шахты в 1967 году, битум извлекался в промышленных масштабах из нефтяных песков Атабаски открытым способом . В песках Атабаски очень большое количество битума покрыто небольшим количеством вскрышных пород, что делает поверхностную добычу наиболее эффективным методом его добычи. Вскрышные породы состоят из насыщенного водой торфяника (торфяного болота) поверх глины и бесплодного песка. Сами нефтяные пески обычно имеют глубину от 40 до 60 метров (от 130 до 200 футов) и располагаются на плоской известняковой породе. Первоначально пески добывались с помощью драглайнов и роторных экскаваторов и транспортировались на перерабатывающие заводы с помощью конвейерных лент .
Этим ранним шахтам пришлось пройти крутую кривую обучения, прежде чем их методы добычи битума стали эффективными. В последующие годы были разработаны более эффективные методы добычи на месте , в частности, гравитационный дренаж с использованием пара (SAGD). Методы добычи на месте становились все более важными, поскольку только около 20% нефтеносных песков Атабаски были достаточно мелкими для добычи открытым способом, и метод SAGD, в частности, был очень эффективен при извлечении больших объемов битума по разумной цене.
В последние годы такие компании, как Syncrude и Suncor, перешли на гораздо более дешевые операции с использованием экскаваторов и грузовиков, используя самые большие в мире экскаваторы (не менее 100 коротких тонн; 91 т) и самосвалы (400 коротких тонн; 360 т). [82] Это позволило удержать себестоимость производства на уровне около 27 долларов США за баррель синтетической сырой нефти, несмотря на рост затрат на электроэнергию и рабочую силу. [83]
После выемки грунта в песок добавляют горячую воду и каустическую соду ( гидроксид натрия ), и полученная суспензия подается по трубопроводу на установку экстракции, где она перемешивается, а сверху снимается нефть. [84] При условии, что химический состав воды позволяет битуму отделиться от песка и глины, сочетание горячей воды и перемешивания высвобождает битум из нефтяного песка и позволяет небольшим пузырькам воздуха прикрепляться к каплям битума. Битумная пена всплывает наверх разделительных сосудов и далее обрабатывается для удаления остаточной воды и мелких твердых частиц.
Для производства одного барреля ( 1 ⁄ 8 короткой тонны; 110 кг) нефти требуется около двух коротких тонн (1,8 т) нефтяных песков . Первоначально из песка извлекалось около 75% битума. Однако недавние усовершенствования этого метода включают установки по извлечению нефти из хвостов (TOR), которые извлекают нефть из хвостов , установки по извлечению разбавителя для извлечения нафты из пены, наклонные пластинчатые отстойники (IPS) и дисковые центрифуги . Они позволяют добывающим установкам извлекать более 90% битума из песка. После извлечения нефти отработанный песок и другие материалы затем возвращаются в шахту, которая в конечном итоге утилизируется .
Технология Alberta Taciuk Process извлекает битум из нефтяных песков посредством сухой реторты. Во время этого процесса нефтяной песок перемещается через вращающийся барабан, расщепляя битум с помощью тепла и производя более легкие углеводороды. Хотя эта технология была протестирована, она пока не используется в коммерческих целях. [85]
Первоначальный процесс извлечения битума из песков был разработан доктором Карлом Кларком , работавшим с Исследовательским советом Альберты в 1920-х годах. [86] Сегодня все производители, занимающиеся открытой добычей, такие как Syncrude Canada, Suncor Energy и Albian Sands Energy и т. д., используют вариацию процесса Clark Hot Water Extraction (CHWE). В этом процессе руды добываются с использованием технологии открытых горных работ. Затем добытая руда измельчается для уменьшения размера. К руде добавляется горячая вода при температуре 50–80 °C (122–176 °F), и образовавшаяся пульпа транспортируется с помощью гидротранспортной линии в первичный разделительный сосуд (PSV), где битум извлекается флотацией в виде битумной пены. Извлеченная битумная пена состоит из 60% битума, 30% воды и 10% твердых веществ по весу. [87]
Извлеченную битумную пену необходимо очистить, чтобы отбросить содержащиеся твердые частицы и воду, чтобы соответствовать требованиям последующих процессов обогащения. В зависимости от содержания битума в руде, от 90 до 100% битума можно извлечь с помощью современных методов экстракции горячей водой. [88] После извлечения нефти отработанный песок и другие материалы затем возвращаются в шахту, которая в конечном итоге восстанавливается.
Паровой гравитационный дренаж (SAGD) — это технология повышения нефтеотдачи для добычи тяжелой сырой нефти и битума . Это передовая форма паровой стимуляции , при которой в нефтяной пласт бурят пару горизонтальных скважин , одну на несколько метров выше другой. Пар высокого давления непрерывно закачивается в верхний ствол скважины для нагрева нефти и снижения ее вязкости , заставляя нагретую нефть стекать в нижний ствол скважины, откуда она откачивается на установку по извлечению битума. Доктор Роджер Батлер, инженер Imperial Oil с 1955 по 1982 год, изобрел паровой гравитационный дренаж (SAGD) в 1970-х годах. Батлер «разработал концепцию использования горизонтальных пар скважин и закачиваемого пара для разработки определенных месторождений битума, которые считаются слишком глубокими для добычи». [89] [90]
Совсем недавно были разработаны методы in situ , такие как гравитационное дренирование с помощью пара (SAGD) и циклическая стимуляция паром (CSS) для извлечения битума из глубоких залежей путем закачки пара для нагрева песков и снижения вязкости битума, чтобы его можно было выкачивать как обычную сырую нефть. [91]
Стандартный процесс добычи требует огромных объемов природного газа. По состоянию на 2007 год, промышленность по добыче нефтяных песков использовала около 4% добычи природного газа в Западно-Канадском осадочном бассейне. К 2015 году этот показатель может увеличиться в два с половиной раза. [92]
По данным Национального энергетического совета , для производства одного барреля битума на проектах in situ требуется около 1200 кубических футов (34 м 3 ) природного газа, а для комплексных проектов — около 700 кубических футов (20 м 3 ). [93] Поскольку баррель нефтяного эквивалента составляет около 6000 кубических футов (170 м 3 ) газа, это представляет собой большой прирост энергии. В таком случае, вероятно, что регулирующие органы Альберты сократят экспорт природного газа в Соединенные Штаты, чтобы обеспечить топливом заводы по добыче нефтяных песков. Однако по мере истощения запасов газа компании по переработке нефти, вероятно, обратятся к газификации битума для получения собственного топлива. Во многом таким же образом, как битум можно преобразовать в синтетическую сырую нефть, его также можно преобразовать в синтетический природный газ.
Нефтяные пески были описаны коренными народами, учеными, юристами, журналистами и экологическими группами как экоцид . [6] [7] [8] [9] [10] [11] Примерно 20% нефтяных песков Альберты можно извлечь открытым способом , в то время как 80% требуют технологий добычи на месте (в основном из-за их глубины). Открытая добыча уничтожает бореальный лес и торфяник , в то время как технологии добычи на месте наносят менее значительный ущерб. Примерно 0,19% бореальных лесов Альберты были нарушены открытым способом. [94] Правительство Альберты требует от компаний восстановить землю до «эквивалентной способности земли». Это означает, что способность земли поддерживать различные виды землепользования после рекультивации аналогична той, что существовала, но отдельные виды землепользования не обязательно могут быть идентичными. [95]
В некоторых особых обстоятельствах правительство считает сельскохозяйственные земли эквивалентными лесным угодьям. Компании, занимающиеся добычей нефтяных песков, рекультивировали выработанные земли для использования в качестве пастбищ для лесных бизонов вместо того, чтобы восстановить их до первоначального бореального леса и торфяника. Syncrude утверждает, что они рекультивировали 22% своих нарушенных земель, [96] цифра, оспариваемая другими источниками, которые оценивают Syncrude более точно, рекультивировав только 0,2% своих нарушенных земель. [97]
В отчете Института Пембина говорится: «Для производства одного кубического метра (м 3 ) [35 куб. футов] синтетической сырой нефти (SCO) (обогащенного битума) в ходе горнодобывающей операции требуется около 2–4,5 м 3 [71–159 куб. футов] воды (чистые цифры). Одобренные операции по добыче нефтяных песков в настоящее время лицензированы для отвода 359 миллионов м 3 из реки Атабаска, что более чем в два раза превышает объем воды, необходимый для удовлетворения годовых муниципальных нужд города Калгари». [98] Далее говорится: «... чистая потребность в воде для производства кубического метра нефти при добыче на месте может составлять всего 0,2 м 3 [7,1 куб. фута], в зависимости от того, сколько воды перерабатывается».
Река Атабаска течет протяженностью 1231 километр (765 миль) от ледника Атабаска в западно-центральной части Альберты до озера Атабаска на северо-востоке Альберты. [99] Средний годовой расход воды ниже по течению от Форта Мак-Мюррей составляет 633 кубических метра в секунду (22 400 кубических футов/с) [100] , а самый высокий дневной расход составляет 1200 кубических метров в секунду. [101]
Лицензии на водопользование составляют около 1% от среднегодового стока реки Атабаска, хотя фактический забор воды для всех видов использования в 2006 году составил около 0,4%. [102] Кроме того, правительство Альберты устанавливает строгие ограничения на то, сколько воды компании по добыче нефтяных песков могут забирать из реки Атабаска. Согласно Рамочной программе управления водными ресурсами для Нижней реки Атабаска, в периоды низкого расхода воды в реке Атабаска потребление воды из реки Атабаска ограничено 1,3% от среднегодового расхода. [103] Провинция Альберта также рассматривает возможность заключения соглашений о совместном заборе воды между операторами добычи нефтяных песков. [104]
С начала разработки нефтяных песков произошло несколько утечек в реку Атабаска, загрязняющих ее нефтью и водой из хвостохранилищ. Непосредственная близость хвостохранилищ к реке резко увеличивает вероятность загрязнения из-за утечек грунтовых вод. В 1997 году Suncor признала, что из их хвостохранилищ в реку ежедневно сбрасывалось 1600 кубических метров (57 000 кубических футов) токсичной воды. Эта вода содержит нафтеновую кислоту, следы металлов, таких как ртуть , и другие загрязняющие вещества. Река Атабаска является крупнейшей пресноводной дельтой в мире, но с учетом утечек из хвостохранилищ Suncor и Syncrude объем загрязненной воды к 2020 году превысит 1 миллиард кубических метров. [105]
Природные токсиканты, полученные из битума в Северной Альберте, представляют потенциальные экологические и человеческие риски для здоровья людей, живущих в этом районе. Разработка нефтяных песков вносит мышьяк , кадмий , хром , свинец , ртуть , никель и другие металлические элементы, токсичные в низких концентрациях, в притоки и реки Атабаски. [106]
По состоянию на 2024 год на нефтеносные пески приходится 8% от общего объема выбросов в Канаде. [107] Выбросы из нефтеносных песков продолжают расти, в то время как большинство других источников сокращаются. [107]
Переработка битума в синтетическую нефть требует энергии, вырабатываемой путем сжигания природного газа. В 2007 году нефтеносные пески использовали около 1 миллиарда кубических футов (28 000 000 м 3 ) природного газа в день, около 40% от общего потребления в Альберте. На основе закупок газа, потребности в природном газе, по данным Канадского института энергетических ресурсов, составляют 2,14 ГДж (2,04 тыс. куб. футов) на баррель для проектов циклической паровой стимуляции , 1,08 ГДж (1,03 тыс. куб. футов) на баррель для проектов SAGD , 0,55 ГДж (0,52 тыс. куб. футов) на баррель для извлечения битума в ходе горнодобывающих операций без учета модернизации или 1,54 ГДж (1,47 тыс. куб. футов) на баррель для извлечения и модернизации в ходе горнодобывающих операций. [108]
Исследование CERA 2009 года показало, что добыча из нефтяных песков Канады выбрасывает «примерно на 5–15 процентов больше углекислого газа в течение анализа жизненного цикла топлива «от скважины до колес», чем средняя сырая нефть». [109] 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 из нефти, объясняя расхождение разницей между выбросами в процессе добычи и выбросами в течение жизненного цикла. [110] Далее он говорит, что в отчете правительства США за 2005 год говорилось, что при нынешних технологиях обычная нефть выбрасывает 40 кг углекислого газа на баррель, в то время как нетрадиционная нефть выбрасывает 80–115 кг углекислого газа. Энергетика Альберты предполагает снижение выбросов углерода с улучшением технологий, что дает показатель снижения выбросов на 39% на баррель в период с 1990 по 2008 год [111] , однако снижение составило всего 29% в период с 1990 по 2009 год. [112]
Прогнозируемый рост производства синтетической нефти в Альберте также угрожает международным обязательствам Канады. Ратифицировав Киотский протокол , Канада согласилась сократить к 2012 году выбросы парниковых газов на 6% по сравнению с 1990 годом. В 2002 году общие выбросы парниковых газов Канады увеличились на 24% с 1990 года.
Канада, занимающая восьмое место в мире по величине выбросов парниковых газов, является относительно крупным источником выбросов, учитывая ее население, и не достигает своих целей Киотского протокола. Крупная канадская инициатива под названием Интегрированная сеть CO 2 (ICO2N) способствует развитию крупномасштабного улавливания, транспортировки и хранения углекислого газа (CO 2 ) в качестве средства, помогающего Канаде достичь целей по изменению климата, одновременно поддерживая экономический рост. Члены ICO2N представляют группу участников отрасли, многих производителей нефтяных песков, которые обеспечивают основу для развития улавливания и хранения углерода в Канаде. [113]
В октябре против «ExxonMobil» были поданы два отдельных иска о мошенничестве, связанных с нефтеносными песками Альберты. Один был подан в Нью-Йорке, а второй — в Массачусетсе 24 октября. В иске Массачусетса говорится, что ExxonMobil вводила в заблуждение инвесторов, «ложно» оправдывая перед ними «свои самые рискованные долгосрочные инвестиции, включая канадские проекты по битумным нефтеносным пескам». Компания не предупредила инвесторов «о том, во что могут обойтись меры по изменению климата — особенно в нефтеносных песках». [114]
В декабре 2022 года Pathways Alliance , консорциум из шести компаний Canadian Natural Resources , Cenovus Energy , Imperial Oil , MEG Energy , Suncor Energy и ConocoPhillips , которые вместе отвечают за около 95% добычи нефтяных песков в Канаде, объявили, что разведочное бурение начнется этой зимой для создания подземных резервуаров на севере Альберты, где будет храниться углерод, улавливаемый в процессе добычи нефтяных песков. [115] Предложение, получение одобрения регулирующих органов на которое может занять несколько лет, включает строительство трубопровода для транспортировки улавливаемого углерода с более чем двадцати объектов добычи нефтяных песков в подземное хранилище около озера Колд-Лейк . [115]
В том же месяце Athabasca Oil Corporation , 10-й по величине производитель нефти в Канаде, объявила, что построит установку по улавливанию и хранению углерода на своей скважине на нефтяных песках Leismer недалеко от Конклина, Альберта, в партнерстве с Entropy Inc., которая финансирует проект. [116] Athabasca Oil заявила, что к 2025 году она намерена сократить выбросы в процессе добычи на 30%. [116]
В Северной Альберте деятельность по разработке нефтяных месторождений приводит огромное количество людей в хрупкую экосистему. Исторически численность населения в этом регионе была очень низкой. Вода легко загрязняется, поскольку уровень грунтовых вод достигает поверхности в большинстве районов мускусных болот . С постоянно растущим развитием и добычей ресурсов дикая природа подвергается как прямым, так и косвенным последствиям загрязнения. Лесные карибу особенно чувствительны к деятельности человека и, как таковые, вытесняются из своей предпочтительной среды обитания в то время года, когда их потребности в калориях наибольши, а еда самая скудная. Влияние человека на карибу усугубляется строительством дорог и фрагментацией среды обитания, что открывает эту территорию для оленей и волков. [117]
Дикие животные, живущие вблизи реки Атабаска, сильно пострадали из-за попадания загрязняющих веществ в водную систему. Неизвестное количество птиц погибает каждый год. Особенно заметны и сильно страдают перелетные птицы, которые останавливаются на отдых в хвостохранилищах. Было много сообщений о больших стаях уток, которые приземлялись в хвостохранилищах и вскоре погибали. [118] Данные о количестве птиц, обнаруженных в хвостохранилищах, регистрируются с 1970-х годов. [119]
Также было оказано большое влияние на рыбу, которая живет и нерестится в этом районе. Поскольку токсины накапливаются в реке из-за нефтяных песков, начали появляться странные мутации, опухоли и деформированные виды рыб. Исследование, проведенное по заказу регионального органа здравоохранения, показало, что несколько известных токсинов и канцерогенов были повышены. [120] Сообщества аборигенов, живущие вокруг реки, все больше беспокоятся о том, как это влияет на животных, которых они едят, и на их питьевую воду. [121]
Хотя пока не было установлено связи между нефтяными песками и проблемами со здоровьем, Мэтт Прайс из Environmental Defense говорит, что эта связь имеет здравый смысл. Также были выявлены деформации у рыб и высокие концентрации токсичных веществ у животных. [122]
Большие объемы хвостов являются побочным продуктом извлечения битума из нефтяных песков, и управление этими хвостами является одной из самых сложных экологических проблем, с которыми сталкивается промышленность по добыче нефтяных песков. [123] Хвостохранилища представляют собой спроектированные системы плотин и дамб, которые содержат растворители, используемые в процессе разделения, а также остаточный битум, соли и растворимые органические соединения, мелкий ил и воду. [123] Концентрации химикатов могут быть вредными для рыб, а нефть на поверхности вредна для птиц. [124] Эти отстойники должны были быть временными. Основным препятствием для мониторинга добываемых вод из нефтяных песков было отсутствие идентификации отдельных присутствующих соединений. Благодаря лучшему пониманию природы очень сложной смеси соединений, включая нафтеновые кислоты , может быть возможным мониторинг рек на предмет фильтрата , а также удаление токсичных компонентов. Такая идентификация отдельных кислот в течение многих лет считалась невозможной, но прорыв в анализе в 2011 году начал выявлять, что находится в хвостохранилищах нефтяных песков. [125] Девяносто процентов воды из хвостохранилищ можно повторно использовать для добычи нефти. [123] К 2009 году, когда хвостохранилища продолжали разрастаться, а объемы жидких хвостохранилищ увеличивались, Совет по сохранению энергетических ресурсов Альберты издал Директиву 074, чтобы заставить нефтяные компании управлять хвостохранилищами на основе новых агрессивных критериев. [126] Правительство Альберты сообщило в 2013 году, что хвостохранилища в нефтяных песках Альберты занимали площадь около 77 квадратных километров (30 квадратных миль). [123] Структура управления хвостохранилищами для пригодных для добычи нефтяных песков является частью Прогрессивной стратегии рекультивации Альберты для нефтяных песков, чтобы гарантировать, что хвостохранилища будут рекультивированы как можно быстрее. [126]
Suncor инвестировала 1,2 млрд долларов в свой метод Tailings Reduction Operations (TROTM) [127] , который обрабатывает зрелые мелкие хвосты (MFT) из хвостохранилищ химическим флокулянтом, анионным полиакриламидом , обычно используемым на очистных сооружениях для улучшения удаления общего органического содержания (TOC), чтобы ускорить их высыхание в более легко восстанавливаемое вещество. Зрелые хвосты, извлеченные со дна пруда в суспензии, смешивались с полимерным флокулянтом и распределялись по «пляжу» с мелководьем, где хвосты обезвоживались и высыхали в условиях окружающей среды. Высушенные MFT затем можно было восстанавливать на месте или перемещать в другое место для окончательной рекультивации. Suncor надеялась, что это сократит время очистки воды из хвостохранилищ до недель, а не лет, при этом восстановленная вода будет повторно использоваться на заводе по добыче нефтяных песков. Suncor заявила, что процесс переработки зрелых мелких хвостов сократит количество хвостохранилищ и сократит время рекультивации хвостохранилища с 40 лет в настоящее время до 7–10 лет, при этом рекультивация земель будет проводиться непрерывно через 7–10 лет после горнодобывающих работ. [128] За отчетные периоды с 2010 по 2012 год Suncor показала более низкую, чем ожидалось, эффективность улавливания мелких частиц с помощью этой технологии. [126] Syncrude использовала более старую технологию композитных хвостов (CT) для улавливания мелких частиц на своем проекте Mildred Lake. Syncrude показала более низкую, чем ожидалось, эффективность улавливания мелких частиц в 2011–2012 годах, но превзошла ожидания в 2010–2011 годах. [126] Shell использовала технологию атмосферной сушки мелких частиц (AFD), сочетающую «жидкие хвосты и флокулянты, и размещала смесь на наклонной поверхности, чтобы вода могла стекать, а осадок высыхать», и имела более низкую, чем ожидалось, эффективность улавливания мелких частиц. [126]
К 2010 году Suncor преобразовала свой первый пруд для отвода отходов, Pond One, в Wapisiw Lookout, первый рекультивированный отстойник в нефтяных песках. В 2007 году эта территория представляла собой пруд площадью 220 гектаров с токсичными стоками, но несколько лет спустя на ее месте появилась твердая земля, засаженная черной елью и дрожащей осиной. Wapisiw Lookout представляет собой всего один процент от прудов для отвода отходов в 2011 году, но Pond One был первым прудом для отвода отходов в отрасли добычи нефтяных песков в 1967 году и использовался до 1997 года. К 2011 году было очищено всего 65 квадратных километров, и около одного квадратного километра было сертифицировано Альбертой как самоподдерживающаяся природная среда. Wapisiw Lookout еще не сертифицирован. Работы по закрытию пруда Pond One начались в 2007 году. Желеобразные зрелые мелкие хвосты (MFT) были откачаны и выкопаны из пруда и перемещены в другой хвостохранилище для длительного хранения и обработки. Затем MFT был заменен 30 миллионами тонн чистого песка, а затем верхним слоем почвы, который был удален с участка в 1960-х годах. 1,2 миллиона кубических метров (42 × 10 6 куб. футов) верхнего слоя почвы на поверхности, на глубину 50 см (1 фут 8 дюймов), были размещены поверх песка в виде кочек и впадин. Затем он был засажен рекультивационными растениями. [129] [130] [131]
В марте 2012 года был создан альянс нефтяных компаний под названием Canada's Oil Sands Innovation Alliance (COSIA), в задачу которого входило совместное использование исследований и технологий для снижения негативного воздействия добычи нефтяных песков на окружающую среду с упором на хвостохранилища, парниковые газы, воду и землю. Почти вся вода, используемая для добычи сырой нефти с использованием паровых методов добычи, попадает в хвостохранилища. Недавние усовершенствования этого метода включают установки Tailings Oil Recovery (TOR), которые извлекают нефть из хвостов , установки Diluent Recovery Units для извлечения нафты из пены, наклонные пластинчатые отстойники (IPS) и дисковые центрифуги . Они позволяют извлекающим установкам извлекать более 90% битума из песка.
В январе 2013 года ученые из Университета Квинс опубликовали отчет, в котором анализировали озерные отложения в регионе Атабаска за последние пятьдесят лет. [132] Они обнаружили, что уровни полициклических ароматических углеводородов (ПАУ) увеличились в 23 раза с тех пор, как в 1960-х годах началась добыча битума. Уровни канцерогенных, мутагенных и тератогенных ПАУ были существенно выше, чем нормы для озерных отложений, установленные Канадским советом министров окружающей среды в 1999 году. Группа обнаружила, что загрязнение распространилось дальше, чем считалось ранее. [133]
Институт Пембина предположил, что огромные инвестиции многих компаний в канадские нефтяные пески, ведущие к увеличению производства, приводят к избыточному битуму, который негде хранить. Он добавил, что к 2022 году ежемесячный выпуск сточных вод может привести к образованию токсичного резервуара глубиной 11 футов (3 м) размером с Центральный парк Нью-Йорка [840,01 акра; 339,94 гектара; 3,3994 квадратных километров]. [134]
Промышленность по добыче нефтяных песков может создать серию из тридцати озер, закачивая воду в старые карьеры, когда они заканчивают раскопки, оставляя токсичные стоки на их дне и позволяя биологическим процессам восстанавливать их здоровье. Менее затратно заполнять заброшенные карьеры водой вместо грязи. [135] В 2012 году Ассоциация кумулятивного управления окружающей средой (CEMA) описала End Pit Lakes (EPL) [136] как
Спроектированный водный объект, расположенный ниже уровня земли в карьере после добычи нефтяных песков. Он может содержать побочный материал нефтяных песков и будет получать поверхностные и грунтовые воды из окружающих рекультивированных и нетронутых ландшафтов. EPL будут постоянными элементами в окончательно рекультивированном ландшафте, сбрасывая воду в окружающую среду ниже по течению.
— CEMA 2012
CEMA признала, что «главной проблемой является потенциальная возможность для EPL развить наследие токсичности и, таким образом, снизить ценность землепользования в регионе нефтяных песков в будущем». Syncrude Canada планировала первое конечное озеро карьера в 2013 году с намерением «перекачивать пресную воду на 40 вертикальных метров шахтных стоков, которые она отложила в том, что она называет «базовым шахтным озером». Дэвид Шиндлер утверждал, что никакие дальнейшие конечные озера карьера не должны быть одобрены, пока у нас «не будет уверенности в том, что они в конечном итоге будут поддерживать здоровую экосистему». На сегодняшний день нет «доказательств, подтверждающих их жизнеспособность, или «смоделированных» результатов, предполагающих, что отток из озер будет нетоксичным». [135]
Нефтяные пески и особенно связанные с ними проекты, такие как строительство нового трубопровода, также имеют социальное воздействие. Больше всего от последствий нового нефтепровода пострадают местные группы населения. Помимо риска общих разливов нефти, теперь также существует опасность сбора пищи из-за загрязнения полей и вод. Несмотря на то, что большинство людей в этих районах небогаты, деньги по-прежнему используются для строительства новых проектов вместо того, чтобы тратить их на улучшение качества жизни там. Более того, добавление нового трубопровода к уже существующим нефтепроводам увеличит нашу зависимость от ископаемого топлива. [137]
В июле 2015 года одна из крупнейших утечек в истории Канады привела к утечке 5000 кубических метров эмульсии — около 5 миллионов литров битума, песка и сточных вод — из трубопровода Nexen Energy на объекте по добыче нефтяных песков Long Lake к югу от Форт-Мак-Мюррея. Автоматизированные системы безопасности дочерней компании китайской CNOOC Ltd. не обнаружили неисправность трубопровода, из-за которой разлив покрыл площадь около 16 000 квадратных метров, до ручного осмотра. [138] Регулятор энергетики Альберты (AER) сообщил, что количество «инцидентов» на трубопроводах в Альберте увеличилось на 15% в прошлом году, несмотря на широко разрекламированные усилия регулятора по сокращению разрывов и разливов.
В результате взрыва погиб один рабочий, а другой получил серьезные ранения на китайском предприятии Nexen Energy в нефтяных песках Лонг-Лейк недалеко от Анзака , к югу от Форт-Мак-Мюррея [139]. Двое рабочих по техническому обслуживанию были обнаружены возле оборудования для сжатия природного газа, используемого для гидрокрекинга, который превращает тяжелую нефть в более легкую сырую нефть, на главном перерабатывающем предприятии завода, известном как установка для повышения качества нефти. [140]
Нефтяные пески Атабаски находятся в северо-восточной части канадской провинции Альберта, недалеко от города Форт-Мак-Мюррей. Этот район малонаселен, и в конце 1950-х годов это был в первую очередь форпост дикой природы с несколькими сотнями человек, чьей основной экономической деятельностью была добыча пушнины и соли. С населения в 37 222 человек в 1996 году, быстрорастущий город Форт-Мак-Мюррей и окружающий регион (известный как региональный муниципалитет Вуд-Буффало ) вырос до 79 810 человек по состоянию на 2006 год, включая «теневое население» в 10 442 человека, живущих в трудовых лагерях. [141] Сообщество боролось за предоставление услуг и жилья для рабочих-мигрантов, многие из которых были из Восточной Канады, особенно Ньюфаундленда [ необходима ссылка ] . Форт-Мак-Мюррей перестал быть инкорпорированным городом в 1995 году и теперь является городской зоной обслуживания в Вуд-Буффало. [142]
По данным NRCAN, к 2015 году на Венесуэлу приходилось 18%, на Саудовскую Аравию — 16,1%, а на Канаду — 10,3% мировых доказанных запасов нефти. [143]
Совет по энергетике и коммунальным услугам правительства Альберты (EUB) в 2007 году подсчитал, что около 173 миллиардов баррелей (27,5 × 10 9 м 3 ) сырого битума можно было бы экономически извлечь из трех районов нефтеносных песков Альберты на основе современных технологий и прогнозов цен, исходя из рыночных цен 2006 года в размере 62 долларов за баррель для эталонной нефти West Texas Intermediate (WTI), которые выросли до прогнозируемых 69 долларов за баррель. Это было эквивалентно примерно 10% от предполагаемых 1700 миллиардов баррелей (270 × 10 9 м 3 ) битума на месте. [2] Альберта подсчитала, что только месторождения Атабаски содержат 35 миллиардов баррелей (5,6 × 10 9 м 3 ) битума, пригодного для поверхностной добычи, и 98 миллиардов баррелей (15,6 × 10 9 м 3 ) битума, извлекаемого методами in situ . Эти оценки запасов Канады были подвергнуты сомнению, когда они были впервые опубликованы, но теперь в значительной степени приняты международной нефтяной промышленностью. Этот объем поставил Канаду на второе место в мире по доказанным запасам после запасов Саудовской Аравии.
Только 3% от первоначальных установленных запасов сырого битума были добыты с момента начала коммерческой добычи в 1967 году. При прогнозируемом на 2015 год уровне добычи около 3 миллионов баррелей в день (480 × 10 3 м 3 /д) запасов нефтяных песков Атабаски хватило бы более чем на 170 лет. [144] Однако эти уровни добычи требуют притока рабочих в район, который до недавнего времени был в основном необитаемым. К 2007 году эта потребность в северной Альберте привела к тому, что уровень безработицы в Альберте и прилегающей Британской Колумбии достиг самого низкого уровня за всю историю. Даже в Атлантических провинциях, откуда рабочие уезжали на работу в Альберту, уровень безработицы упал до уровня, не наблюдавшегося более ста лет. [145]
Нефтяные пески Ориноко в Венесуэле могут содержать больше нефтеносных песков, чем Атабаска. Однако, хотя месторождения Ориноко менее вязкие и их легче добывать с использованием обычных технологий (правительство Венесуэлы предпочитает называть их «сверхтяжелой нефтью»), они находятся слишком глубоко, чтобы получить доступ к ним с помощью поверхностной добычи. [146]
Несмотря на большие запасы, стоимость извлечения нефти из битуминозных песков исторически делала добычу нефти из нефтяных песков нерентабельной — стоимость продажи добытой сырой нефти не покрывала прямых затрат на добычу: рабочую силу для добычи песков и топливо для извлечения сырой нефти.
В середине 2006 года Национальный энергетический совет Канады оценил эксплуатационные расходы на новую добычу нефти в нефтяных песках Атабаски в 9–12 канадских долларов за баррель, в то время как стоимость операции SAGD на месте (с использованием двух горизонтальных скважин) составит 10–14 канадских долларов за баррель. [147] Это сопоставимо с эксплуатационными расходами на обычных нефтяных скважинах, которые могут варьироваться от менее одного доллара за баррель в Ираке и Саудовской Аравии до более шести в обычных нефтяных запасах США и Канады.
Капитальные затраты на оборудование, необходимое для добычи песков и транспортировки их на переработку, являются основным фактором при запуске производства. NEB оценивает, что капитальные затраты увеличивают общую стоимость производства до 18–20 канадских долларов за баррель для новой горнодобывающей операции и 18–22 канадских доллара за баррель для операции SAGD. Это не включает стоимость модернизации сырого битума до синтетической сырой нефти, что делает окончательные затраты 36–40 канадских долларов за баррель для новой горнодобывающей операции.
Таким образом, хотя высокие цены на сырую нефть делают себестоимость добычи весьма привлекательной, внезапное падение цен лишает производителей возможности возмещать капитальные затраты, хотя компании хорошо финансируются и могут переносить длительные периоды низких цен, поскольку капитал уже израсходован, и они, как правило, могут покрыть дополнительные эксплуатационные расходы.
Однако развитие коммерческой добычи облегчается тем фактом, что затраты на разведку очень низкие. Такие затраты являются основным фактором при оценке экономики бурения на традиционном нефтяном месторождении. Местоположение нефтяных залежей в нефтяных песках хорошо известно, и оценка затрат на добычу обычно может быть сделана легко. Нет другого региона в мире с энергетическими месторождениями сопоставимого масштаба, где было бы меньше вероятности, что установки будут конфискованы враждебным национальным правительством или подвергнутся опасности войны или революции . [ требуется цитата ]
В результате роста цен на нефть с 2003 года экономика нефтяных песков резко улучшилась. При мировой цене в 50 долларов США за баррель NEB подсчитал, что интегрированная операция по добыче нефти принесет норму прибыли от 16 до 23%, в то время как операция SAGD принесет прибыль от 16 до 27%. Цены с 2006 года выросли, превысив 145 долларов США в середине 2008 года, но упав до менее 40 долларов США в результате мирового финансового кризиса, цена на нефть медленно восстанавливалась, и многие из запланированных проектов (ожидается, что они превысят 100 миллиардов канадских долларов в период с 2006 по 2015 год) были остановлены или запланированы. В 2012 и 2013 годах цена на нефть снова была высокой, но добыча в США растет из-за новых технологий, в то время как спрос на бензин падает, поэтому наблюдается перепроизводство нефти. Но восстановление экономики может изменить это за несколько лет.
В настоящее время район вокруг Форт-Мак-Мюррея испытал на себе наибольшее влияние возросшей активности в нефтяных песках. Хотя рабочих мест много, жилья не хватает и оно дорогое. Люди, ищущие работу, часто приезжают в этот район, не организовав жилье, что повышает стоимость временного жилья. Район изолирован, с остальной частью провинции его соединяет только двухполосная дорога, Alberta Highway 63 , и на правительство Альберты оказывается давление с целью улучшения дорожного сообщения, а также больниц и другой инфраструктуры. [147]
Несмотря на все усилия компаний по переносу как можно большей части строительных работ из района Форт-Мак-Мюррей и даже из Альберты, нехватка квалифицированных рабочих распространяется на остальную часть провинции. [148] Даже без нефтеносных песков экономика Альберты была бы очень сильной, но разработка нефтеносных песков привела к самому сильному периоду экономического роста, когда-либо зафиксированному канадской провинцией. [149]
Нефтяные пески Атабаски имеют геополитическое значение. [150]
PetroChina и Enbridge подписали соглашение о строительстве трубопровода производительностью 400 000 баррелей в день (64 000 м3 / д) из Эдмонтона , Альберта, в порт Китимат на западном побережье , Британская Колумбия . Если он будет построен, трубопровод поможет экспортировать синтетическую сырую нефть из нефтяных песков в Китай и другие страны Тихого океана. [151] Однако в 2011 году коренные народы и экологические группы протестовали против предлагаемого трубопровода, заявляя, что его строительство и эксплуатация будут разрушительны для окружающей среды. Коренные народы также утверждают, что разработка предлагаемого трубопровода нарушает обязательства, которые правительство Канады взяло на себя в рамках различных договоров и Декларации ООН о правах коренных народов. [152] Также рядом будет построен меньший трубопровод для импорта конденсата для разбавления битума. Sinopec , крупнейшая нефтеперерабатывающая и химическая компания в Китае, и China National Petroleum Corporation купили или планируют купить акции в крупных разработках нефтяных песков.
20 августа 2009 года Государственный департамент США выдал президентское разрешение на строительство нефтепровода Alberta Clipper , который будет проходить от Хардисти, Альберта , до Супериора, Висконсин . Трубопровод сможет транспортировать до 450 000 баррелей (72 000 м 3 ) сырой нефти в день на нефтеперерабатывающие заводы в США [153] [154]
Коренные народы этого района включают Fort McKay First Nation . Сами нефтяные пески находятся в границах Договора 8 , подписанного в 1899 году, в котором говорится:
Маловероятно, что условия местности по обе стороны рек Атабаска и Слейв или вокруг озера Атабаска изменятся настолько, чтобы повлиять на охоту или промысел, и можно с уверенностью сказать, что до тех пор, пока существуют пушные звери, основная масса индейцев будет продолжать охотиться и промышлять.
— Договор 8
Нам пришлось торжественно заверить их, что будут приняты только такие законы об охоте и рыболовстве, которые отвечают интересам индейцев и необходимы для защиты рыбы и пушных зверей, и что после заключения договора они будут так же свободны охотиться и ловить рыбу, как и если бы они никогда не вступали в него. ... Маловероятно, что условия в стране по обе стороны рек Атабаска и Слейв или вокруг озера Атабаска изменятся настолько, чтобы это повлияло на охоту или ловлю, и можно с уверенностью сказать, что до тех пор, пока существуют пушные звери, большая часть индейцев будет продолжать охотиться и ловить рыбу.
— Достопочтенный Клиффорд Сифтон, генеральный суперинтендант по делам индейцев, Отчет уполномоченных по Договору № 8, Виннипег, Манитоба, 22 сентября 1899 г.
Первая нация Форт-Маккей сформировала несколько компаний для обслуживания нефтеносных песков и будет разрабатывать шахту на своей территории. [155] Оставшаяся в Первой нации оппозиция сосредоточена на управлении окружающей средой, правах на землю и проблемах здравоохранения, таких как повышенный уровень заболеваемости раком в Форт-Чипевиане [156] и деформированная рыба, которую находят коммерческие рыбаки в озере Атабаска. [157]
Совет по борьбе с раком провинции Альберта опубликовал исследование показателей заболеваемости раком среди жителей Форт-Чипевьяна , Альберта, в 2009 году. Хотя многие компании утверждают, что в воде недостаточно химикатов и токсичных материалов из-за разработки нефтяных песков, в этом отчете указывается, что в этом сообществе по совпадению наблюдается значительно более высокий уровень заболеваемости раком. Было много предположений о том, почему в этом сообществе наблюдается более высокий уровень заболеваемости раком; некоторые из этих предположений связаны с загрязнением реки и нефтяных песков, а также с добычей урана, которая ведется в настоящее время. Крупнейшее в мире производство урана производится в этом районе, а также вдоль реки Атабаска, что позволяет легко загрязнять реку. [158]
С 2010 по 2014 год ежегодно проводилась акция «Лечебный поход по битуминозным пескам» , основанная женщинами из числа коренного населения, в качестве демонстрации против добычи нефти и ущерба, который она наносит местным общинам и окружающей среде.
По мнению некоторых активистов-экологов, строительство трубопроводов несет риски для культурного, социального и экономического образа жизни коренных народов Канады. Исторически некоторые коренные народы выступали против строительства трубопроводов по двум основным причинам: 1) восприятие неотъемлемых экологических рисков, связанных с транспортировкой вредных нефтяных и газовых продуктов, и 2) неспособность федерального правительства должным образом рассмотреть и смягчить опасения коренных народов относительно разработки ресурсов на их землях. Например, многие коренные народы в значительной степени зависят от местной дикой природы и растительности для своего выживания. Увеличение добычи нефти в Канаде требует большей транспортировки нефти через их традиционные земли, что, по мнению некоторых, создает ощущение угрозы для выживания и традиционного образа жизни коренных народов, а также безопасности и сохранности окружающих экосистем. Первые народы в Альберте обратили особое внимание на неблагоприятные последствия для здоровья, связанные с выбросами нефтяных песков, утверждая, что тестирование качества воды на наличие определенных химических веществ (тяжелых металлов) было недостаточным. [159]
Помимо экологических проблем, многие группы коренных народов выступили против разработки трубопровода из-за неадекватных процессов консультаций со стороны федерального правительства. Согласно разделу 35 Закона о конституции Канады [160], коренным народам Канады гарантировано право на содержательные консультации и удовлетворение их потребностей, когда Корона рассматривает возможность разработки ресурсов на их землях - см. Обязанность консультироваться . Благодаря серии постановлений Верховного суда Канады и политическим протестам коренных народов (см. Haida Nation v. British Columbia [Minister of Forests] , Taku River Tlingit First Nation v British Columbia и Tsilhqot'in Nation v British Columbia ), среди прочего, суды попытались дополнительно определить обязанности Короны по проведению консультаций и дать юридическое признание традиционной территории коренных народов и их правам в отношении разработки ресурсов.
Напротив, разработка нефтяных песков также представляет множество положительных воздействий и возможностей для коренных народов, особенно в Западной Канаде. Фактически, за последние два десятилетия участие коренных народов в энергетическом секторе резко возросло, от возможностей трудоустройства и бизнеса до процессов утверждения проектов и оценки воздействия на окружающую среду. Расширение участия коренных народов поощрялось многочисленными соглашениями о сотрудничестве с промышленностью, как правило, в форме соглашений о выгодах воздействия (IBA), которые обеспечивают не только занятость и деловые предприятия, но также профессиональную подготовку и общественные выгоды. [161] Расширение участия в энергетическом секторе дало возможность многим коренным народам добиваться более широкого участия путем переговоров о долях собственности в предлагаемых проектах трубопроводов и хранения битума. Возможно, лучшим примером такого партнерства в Альберте является соглашение между Suncor и Fort McKay и Mikisew Cree First Nations . Две первых нации приобрели 49% акций в Suncor's East Tank Farm Development с акциями стоимостью около 500 миллионов долларов, что сделало это крупнейшей на сегодняшний день инвестицией в бизнес со стороны организации коренных народов в Канаде. [162]
Поддержка разработки ресурсов и стремление к прямому участию дополнительно проиллюстрированы трубопроводом Eagle Spirit Energy Holding Ltd. стоимостью 17 миллиардов долларов и энергетическим коридором между Альбертой и северным побережьем Британской Колумбии (с резервным планом разместить свой терминал на Аляске, чтобы обойти запрет на танкеры в Британской Колумбии). Проект получил поддержку от 35 первых наций вдоль предлагаемого маршрута; группы имеют право на не менее 35% собственности в обмен на использование земли. [163]
В настоящее время в этом районе действуют три крупных предприятия по добыче нефтеносных песков, которыми управляют компании Syncrude Canada Limited, Suncor Energy и Albian Sands, принадлежащие Shell Canada, Chevron и Marathon Oil Corp.
Основные производственные или планируемые разработки на нефтяных песках Атабаски включают следующие проекты: [164]
За неправомерный отвод воды в 2008–2009 годах компания Statoil Canada Ltd. была в 2012 году обязана выплатить штраф в размере 5000 долларов США и выделить 185 000 долларов США на учебный проект (приговор был вынесен уголовным отделом провинциального суда Альберты ). [172] [173]
год назад скромный служащий из Калгари американской многонациональной компании Sun Oil Co. написал подрывное письмо руководству компании в Филадельфии. Послание плюнуло в глаза его местным менеджерам в Альберте: «Я давно считал, что наша компания должна получить разрешение на разведку нефти в битуминозных песках Альберты», — написал 30-летний Нед Гилберт в сентябре 1951 года, бросая вызов своим непосредственным начальникам, которые выступали против идеи идти дальше первых робких шагов в этом районе. Suncor стала элитным игроком среди контролируемых Канадой нефтяных компаний, оцениваемых почти в 50 миллиардов долларов. (Sun Oil продала свою долю в компании в начале 1990-х годов.) Превосходство Suncor напрямую связано с Great Canadian Oil Sands, первым коммерческим проектом по разработке нефтяных песков, который был запущен Sun Oil в 1967 году.
