Нефтеносные пески

Эта статья может быть слишком длинной для чтения и удобной навигации . Пожалуйста, рассмотрите возможность разделения контента на подстатьи, сжатия или добавления подзаголовков . Пожалуйста, обсудите этот вопрос на странице обсуждения статьи . ( Январь 2021 г. )

В нефтеносных песков Атабаска в провинции Альберта , Канада, являются очень большой источник битума , который может быть повышен до синтетической сырой тяжелой нефти, Western Canadian Select (WCS)

Гудрон песчаник из Калифорнии , США

Нефтяные пески , битуминозные пески , сырой битум или битуминозные пески представляют собой тип нетрадиционных нефтяных месторождений . Нефтяные пески представляют собой рыхлые пески или частично уплотненный песчаник, содержащий природную смесь песка , глины и воды, пропитанную битумом , плотной и чрезвычайно вязкой формой нефти .

Signficant битумные отложения представлены в Канаде , ^{[1] [2]} Казахстан , Россия и Венесуэла . По оценкам, мировые запасы нефти составляют более 2 триллионов баррелей (320 миллиардов кубических метров); ^[3] оценки включают залежи, которые не были обнаружены. Доказанные запасы битума составляют около 100 миллиардов баррелей ^[4], а общие запасы природных битумов оцениваются в 249,67 Гбл (39,694 × 10 ⁹  м ³ ) во всем мире, из которых 176,8 Гб (28,11 х 10 ⁹  м ³ ), или 70,8%, находятся в Альберте, Канада. ^[1]^^

Сырой битум - это густая липкая форма сырой нефти, настолько вязкая, что она не будет течь, если не будет нагрета или разбавлена ​​более легкими углеводородами, такими как легкая сырая нефть или конденсат природного газа . При комнатной температуре это очень похоже на холодную патоку . ^[5] Ориноко пояса в Венесуэле иногда описывается как нефтеносных песков, но эти месторождения не являются битумные, падение вместо в категорию тяжелых или сверхтяжелой нефти из - за их более низкой вязкости. ^[6] Природный битум и сверхтяжелая нефть отличаются по степени разложения бактериями от исходных обычных масел .

В 1973 и 1979 рост цен на нефть, а также разработка усовершенствованной технологии добычи позволили прибыльную добычу и переработку нефтеносных песков. Наряду с другими так называемыми нетрадиционными методами добычи нефти нефтеносные пески участвуют в дебатах о несгоревшем углероде, но также вносят свой вклад в энергетическую безопасность и противодействуют международному ценовому картелю ОПЕК . Согласно Индексу нефтяного климата, выбросы углерода от нефтеносной нефти на 31% выше, чем от обычной нефти. ^[7] В Канаде добыча нефтеносных песков в целом и добыча на месте, в частности, вносят наибольший вклад в увеличение национальнойвыбросы парниковых газов с 2005 по 2017 год, по данным Natural Resources Canada (NRCan). ^[8]

История [ править ]

Разработка битумных месторождений и выходов началась еще в эпоху палеолита . ^[9] Самое раннее известное использование битума было неандертальцами около 40 000 лет назад. Битум был обнаружен прилипшим к каменным орудиям, используемым неандертальцами в Сирии. После прибытия Homo sapiens люди использовали битум для строительства зданий и гидроизоляции тростниковых лодок , а также для других целей. В Древнем Египте использование битума было важным при приготовлении мумий. ^[10]

В древние времена битум был прежде всего месопотамским товаром, который использовали шумеры и вавилоняне , хотя он также был найден в Леванте и Персии . Территория вдоль рек Тигр и Евфрат была усеяна сотнями выходов чистого битума. Жители Месопотамии использовали битум для гидроизоляции лодок и зданий. В Европе их активно добывали недалеко от французского города Печельброн , где в 1742 году применялся процесс разделения пара. ^{[11] [12]}

В Канаде коренные народы использовали битум из просачиваний вдоль рек Атабаска и Клируотер для водонепроницаемости своих берестяных каноэ с ранних доисторических времен. Канадские нефтеносные пески впервые стали известны европейцам в 1719 году, когда уроженец кри по имени Ва-Па-Су принёс образец меховому торговцу компании Hudsons Bay Company Генри Келси , который прокомментировал его в своих дневниках. Торговец мехом Питер Понд плыл по реке Клируотер до Атабаски в 1778 году, увидел залежи и написал о «источниках битума, текущих по земле». В 1787 году торговец мехом и исследователь Александр Маккензипо пути к Северному Ледовитому океану увидел нефтеносные пески Атабаски и прокомментировал: «Примерно в 24 милях от развилки (рек Атабаска и Клируотер) есть несколько битумных фонтанов, в которые можно без малейшего труда вставить шест длиной 20 футов. сопротивление." ^[13]

Стоимость нефтедобывающих работ на нефтеносных песках [ править ]

В своем сопоставлении «обновленной кривой затрат на поставку» в мае 2019 года, в котором норвежская компания Rystad Energy - «независимая исследовательская и консалтинговая компания в области энергетики» - оценила «общие извлекаемые жидкие ресурсы мира по их цене безубыточности», Rystad сообщил, что Средняя цена безубыточности на нефть из нефтеносных песков в 2019 году составила 83 доллара США, что делает ее самой дорогой в добыче по сравнению со всеми другими «значительными нефтедобывающими регионами» в мире. ^{[14] [а]} Международное энергетическое агентство сделало подобные сравнения. ^[15]

Цена за баррель более тяжелой, высокосернистой сырой нефти, не имеющей доступа к приливной воде, такой как Western Canadian Select (WCS) из нефтеносных песков Атабаски, оценивается с разницей по сравнению с более легкой и более сладкой нефтью, такой как West Texas Intermediate (WTI). Стоимость основана на его классе-определяется такими факторами, как его удельный вес или API и его содержание серы-и его местоположение, например, его близость к Tidewater и / или заводам.

Поскольку стоимость добычи при добыче нефти из нефтеносных песков намного выше, точка безубыточности намного выше, чем для более сладких и легких нефтей, таких как те, которые производятся в Саудовской Аравии, Иране, Ираке и США. ^[14] Производство нефтеносных песков расширяется и процветает, поскольку мировые цены на нефть достигли пикового уровня из-за арабского нефтяного эмбарго 1973 года , иранской революции 1979 года , кризиса и войны в Персидском заливе 1990 года, нападений 11 сентября 2001 года и 2003 года. вторжение в Ирак . ^[16] Периоды бума сменялись спадом, так как мировые цены на нефть упали в 1980-х годах.и снова в 1990-е годы, в период глобальной рецессии, и снова в 2003 году ^[17].

Номенклатура [ править ]

В названии битуминозные пески были применены к битуминозным пескам в конце 19 и начале 20 - го 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 битумов месторождений на самом деле является неправильным, так как , с химической точки зрения, смолой является человек производством вещества , продуцируемое при деструктивной перегонке из органического материала , обычно угля . ^[20]

С тех пор угольный газ был почти полностью заменен природным газом в качестве топлива, а каменноугольная смола в качестве материала для мощения дорог была заменена асфальтом для нефтепродуктов . Встречающийся в природе битум химически больше похож на асфальт, чем на каменноугольную смолу, и термин нефтеносные пески (или нефтеносные пески ) чаще используется промышленностью в добывающих районах, чем битуминозные пески, потому что синтетическая нефть производится из битума, ^[20] и из-за к ощущению, что терминология битуминозных песков менее политически приемлема для общественности. ^[21] Нефтяные пески теперь являются альтернативой обычной сырой нефти. ^[22]

Геология [ править ]

Самые большие в мире месторождения нефтеносных песков находятся в Венесуэле и Канаде. Геология месторождений двух стран в целом довольно схожа. Это обширные залежи 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 когезии и предел прочности при растяжении, близкий к нулю. Пески насыщены нефтью, что препятствует их консолидации в твердый песчаник. ^[6]

Размер ресурсов [ править ]

Объем запасов в двух странах составляет порядка 3,5-4 триллионов баррелей (550-650 миллиардов кубометров) исходной нефти (OOIP). 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 гг. Привело к появлению таких методов, как гравитационный дренаж с паровым приводом (SAGD), которые могут извлекать гораздо больший процент OOIP, чем традиционные методы. По оценкам правительства Альберты, с помощью современных технологий можно извлечь 10% битума и тяжелой нефти, что даст ему около 200 миллиардов баррелей (32 миллиарда м ^3).) извлекаемых запасов нефти. Извлекаемые запасы нефти Венесуэлы оцениваются в 267 миллиардов баррелей (42 миллиарда м ³ ). ^[6] Это ставит Канаду и Венесуэлу в одну лигу с Саудовской Аравией, располагая тремя крупнейшими запасами нефти в мире .

Крупные депозиты [ править ]

В мире есть многочисленные месторождения нефтеносных песков, но самые большие и важные находятся в Канаде и Венесуэле , а меньшие - в Казахстане и России . Общий объем нетрадиционной нефти в нефтеносных песках этих стран превышает запасы традиционной нефти во всех других странах вместе взятых. Обширные месторождения битума - более 350 миллиардов кубометров (2,2 триллиона баррелей) нефти - существуют в канадских провинциях Альберта и Саскачеван . Если бы можно было добыть только 30% этой нефти, она могла бы удовлетворить все потребности Северной Америки.более 100 лет при уровне потребления 2002 года. Эти отложения представляют собой обильное количество нефти, но не дешевую. Им требуются передовые технологии для добычи нефти и транспортировки ее на нефтеперерабатывающие заводы . ^[23]

Канада [ править ]

Нефтяные пески западного канадского осадочного бассейна (WCSB) являются результатом формирования канадских Скалистых гор по Тихоокеанской плите надвигающейся на Северо - Американскую плиту , как она подтолкнула с запада, неся ранее большие цепями островов , которые сейчас составляют большинство 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 , создавая высокие подповерхностные температуры и создавая гигантскую скороварку.Эффект, который преобразовал кероген в глубоко залегающих сланцах, богатых органическими веществами, в легкую нефть и природный газ. ^{[6] [24]} Эти нефтематеринские породы были похожи на так называемые американские горючие сланцы , за исключением того, что последние никогда не были захоронены достаточно глубоко, чтобы преобразовать кероген в них в жидкую нефть.

Это надвигание также наклонило до- меловые осадочные горные образования, лежащие в основе большей части подповерхностной части Альберты, вдавив горные образования на юго-западе Альберты на глубину до 8 км (5 миль) около Скалистых гор, но до нулевой глубины на северо-востоке, где они зажаты против изверженных пород в канадском щите , который обнажение на поверхности. Этот наклон не виден на поверхности, потому что образовавшаяся траншея засыпана эродированным материалом с гор. Легкая нефть мигрировала вверх по падению за счет гидродинамического переноса из Скалистых гор на юго-западе в сторону Канадского щита на северо-востоке после сложного докримового несогласия.который существует 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 небольшой глубине осадочных образований 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 песчано-алевритовых отложениях среднего мела (возраст 115 млн лет).перекрыты толстыми сланцами, хотя большие количества тяжелой нефти легче битума обнаружены в поясе тяжелой нефти вдоль границы Альберты и Саскачевана, простирающемся в Саскачеван и приближающемся к границе Монтаны. Обратите внимание, что, хотя Саскачеван и прилегает к Альберте, он не имеет массивных залежей битума, только крупные залежи тяжелой нефти> 10 ° API. ^{[6] [24]}

Большая часть канадских нефтеносных песков находится в трех крупных месторождениях на севере Альберты . Это нефтеносные пески Атабаска-Вабискав на севере северо-востока Альберты, отложения Холодного озера на востоке северо-востока Альберты и отложения реки Пис на северо-западе Альберты. Вместе они занимают площадь более 140 000 квадратных километров (54 000 квадратных миль) - площадь больше, чем Англия, - и содержат примерно 1,75 Tbbl (280 × 10 ⁹  м ³ ) сырого битума . Около 10% нефти на месте , или 173 ГБ / барр. (27,5 × 10 ⁹  м ³^^), оценивается правительством Альберты как извлекаемое по текущим ценам с использованием современных технологий, что составляет 97% запасов нефти Канады и 75% общих запасов нефти Северной Америки. ^[2] Хотя месторождение Атабаска - единственное в мире, где есть участки, достаточно мелкие для добычи с поверхности, все три района Альберты подходят для добычи с использованием методов на месте , таких как циклическое паростимуляция (CSS) и паровая стимуляция. гравитационный дренаж (САГД).

Самое крупное месторождение нефтеносных песков Канады, нефтеносные пески Атабаски, находится в формации Мак-Мюррей , с центром в городе Форт-Мак-Мюррей, Альберта . Он обнажается на поверхности (нулевая глубина залегания) примерно в 50 км (30 миль) к северу от форта Мак-Мюррей, где были установлены огромные месторождения 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, может быть добыто открытым способом , поэтому оставшиеся 80% придется добывать с использованием скважин на месте . Другие канадские месторождения имеют глубину от 350 до 900 м (от 1000 до 3000 футов) и требуют добычи на месте. ^{[6] [24]}

Атабаска [ править ]

Холодное озеро [ править ]

Нефтяные пески Холодного озера находятся к северо-востоку от столицы Альберты Эдмонтона , недалеко от границы с Саскачеваном . Небольшая часть месторождения Холодное озеро находится в Саскачеване. Хотя нефтеносные пески Атабаски меньше по размеру, нефтеносные пески Холодного озера важны, потому что часть нефти достаточно текучая , чтобы ее можно было добыть обычными методами. Битум Холодного озера содержит больше алканов и меньше асфальтенов, чем другие крупные нефтеносные пески Альберты, и нефть более текучая. ^[29] В результате для производства обычно используется циклическая паростимуляция (CSS).

Нефтяные пески Холодного озера имеют примерно круглую форму и сосредоточены вокруг Боннивилля, Альберта . Они, вероятно, содержат более 60 миллиардов кубометров (370 миллиардов баррелей) сверхтяжелой нефти. Нефть очень вязкая, но значительно менее вязкая, чем нефтеносные пески Атабаски, и несколько менее сернистая . Глубина залежей составляет от 400 до 600 метров (от 1300 до 2000 футов), а их толщина - от 15 до 35 метров (от 49 до 115 футов). ^[23] Они слишком глубоки, чтобы всплыть на поверхность с моими .

Большая часть нефтеносных песков находится на Холодном озере базы канадских вооруженных сил . Реактивные истребители CF-18 Hornet от CFB Cold Lake защищают западную половину канадского воздушного пространства и прикрывают арктическую территорию Канады. Диапазон воздушного оружия Cold Lake (CLAWR) - один из крупнейших в мире полигонов для прямой бомбардировки, включая испытания крылатых ракет. Поскольку добыча нефтеносных песков продолжает расти, различные секторы соперничают за доступ к воздушному пространству, земле и ресурсам, что значительно усложняет бурение и добычу нефтяных скважин.

Река Мира [ править ]

Венесуэла [ править ]

Восточно - венесуэльский бассейн имеет структуру , аналогичную WCSB, но на более короткий масштабе. Расстояние, на которое нефть переместилась вверх от горного фронта Сьерра-Ориентале до нефтеносных песков Ориноко, где она выходит на изверженные породы Гайанского щита, составляет всего около 200–300 км (100–200 миль). Гидродинамические условия транспортировки нефти были схожими, нефтематеринские породы, погребенные глубоко под возвышением гор Сьерра-Ориентале, давали легкую нефть, которая двигалась вверх по падению к югу, пока не была постепенно иммобилизована из-за увеличения вязкости, вызванного биодеградацией у поверхности. Отложения Ориноко относятся к раннему третичному возрасту. (Возрастом от 50 до 60 миллионов лет) песчано-алевритовые сланцы перекрываются сплошными толстыми сланцами, как и канадские отложения.

В Венесуэле пояс Ориноконефтеносные пески имеют глубину от 350 до 1000 м (от 1000 до 3000 футов), и на поверхности нет никаких выходов на поверхность. Месторождение составляет около 500 км (300 миль) в длину с востока на запад и от 50 до 60 км (от 30 до 40 миль) в ширину с севера на юг, что намного меньше, чем общая площадь, покрытая канадскими отложениями. В целом, канадские месторождения находятся на гораздо более обширной территории, обладают более широким спектром свойств и имеют более широкий диапазон типов резервуаров, чем венесуэльские, но задействованные геологические структуры и механизмы схожи. Основные отличия заключаются в том, что нефть в песках Венесуэлы менее вязкая, чем в Канаде, что позволяет добывать часть ее с помощью обычных методов бурения, но ни одна из них не приближается к поверхности, как в Канаде, что означает, что ее нельзя добыть с использованием открытые горные работы.Почти все канадские месторождения придется добывать путем добычи или с использованием новых нетрадиционных технологий.

Ориноко [ править ]

Пояс Ориноко - это территория в южной части восточного бассейна реки Ориноко в Венесуэле, которая покрывает одно из крупнейших в мире месторождений нефти. Пояс Ориноко проходит по линии реки. Это примерно 600 километров (370 миль) с востока на запад и 70 километров (43 миль) с севера на юг, с площадью около 55 314 квадратных километров (21 357 квадратных миль).

Нефтеносные пески состоят из крупных залежей сверхтяжелой нефти . По оценкам, залежи тяжелой нефти Венесуэлы объемом около 1 200 ГБ (190 × 10 ⁹  м ³ ) нефти примерно равны мировым запасам более легкой нефти. ^[1] Petróleos de Venezuela SA (PDVSA), национальная нефтяная компания Венесуэлы, подсчитала, что добываемые запасы пояса Ориноко составляют до 235 Гбл (37,4 × 10 ⁹  м ³ ) ^[34], что делает его крупнейшим запасом нефти. в мире.^ ^

В 2009 году Геологическая служба США (USGS) увеличила свои оценки запасов до 513 Гб (81,6 × 10 ⁹  м ³ ) нефти, которая является «технически извлекаемой (добываемой с использованием имеющихся в настоящее время технологий и отраслевых практик)». Оценка того, сколько нефти можно извлечь с экономической точки зрения, не производилась. ^[35]^

Другие депозиты [ править ]

Помимо трех основных канадских нефтеносных песков в Альберте, есть четвертое крупное месторождение нефтеносных песков в Канаде, нефтеносные пески острова Мелвилл на канадских арктических островах , которые слишком удалены, чтобы ожидать коммерческой добычи в обозримом будущем.

Помимо гигантских ^[36] месторождений нефтеносных песков в Канаде и Венесуэле, во многих других странах есть месторождения нефтеносных песков меньшего размера. В Соединенных Штатах есть сверхгигантские ^[36] ресурсы нефтеносных песков, в основном сосредоточенные в восточной части штата Юта , с общим объемом 32 Гбл (5,1 × 10 ⁹  м ³ ) нефти (известных и потенциальных) в восьми крупных месторождениях в Карбон , Гарфилд , Графства Гранд , Юинта и Уэйн . ^[37]^В дополнение к тому, что нефтеносные пески США намного меньше месторождений канадских нефтеносных песков, они смачиваются углеводородами, тогда как канадские нефтеносные пески смачиваются водой. ^[38] Это требует несколько иных методов добычи нефтеносных песков Юты, чем те, которые используются для нефтеносных песков Альберты.

В России нефтеносные пески находятся в двух основных регионах. Большие ресурсы присутствуют в Тунгусском бассейне, Восточная Сибирь , с крупнейшими месторождениями Оленек и Силигир. Другие месторождения расположены в Тимано-Печорском и Волго-Уральском бассейнах (в Татарстане и его окрестностях ), которые являются важной, но очень зрелой провинцией с точки зрения традиционных запасов нефти, содержат большое количество нефтеносных песков в мелкой пермской формации. ^{[1] [39]} В Казахстане крупные месторождения битума расположены в Северо-Каспийском бассейне.

На Мадагаскаре Цимироро и Бемоланга представляют собой два месторождения тяжелых нефтеносных песков, пилотная скважина уже дает небольшое количество нефти в Цимироро. ^[40] и более крупномасштабная эксплуатация на ранней стадии планирования. ^[41] В Республике Конго запасы оцениваются от 0,5 до 2,5 Гбл (79 × 10 ⁶ и 397 × 10 ⁶  м ³ ).^^

Производство [ править ]

Битумные пески являются основным источником нетрадиционной нефти, хотя только в Канаде имеется крупномасштабная промышленная промышленность по добыче нефтеносных песков. В 2006 году добыча битума в Канаде составила в среднем 1,25 млн баррелей в сутки (200 000 м ³ / сутки) по 81 проекту по добыче нефтеносных песков. 44% добычи нефти в Канаде в 2007 г. приходилось на нефтеносные пески. ^[42] Эта доля (по состоянию на 2008 г.), как ожидалось, увеличится в ближайшие десятилетия по мере роста добычи битума при снижении добычи традиционной нефти, хотя из-за экономического спада 2008 года работа над новыми проектами была отложена. ^{[2] В} других странах нефть не добывается из нефтеносных песков в значительных объемах. ^[38]

Канада [ править ]

Нефтеносные пески Альберты находятся в промышленной эксплуатации с момента начала эксплуатации первоначального рудника Great Canadian Oil Sands (ныне Suncor Energy ) в 1967 году. Второй рудник Syncrude начал работу в 1978 году и является крупнейшим рудником любого типа в мире. Третий рудник в Атабаске Oil Sands, консорциум Albian Sands, состоящий из Shell Canada , Chevron Corporation и Western Oil Sands Inc. [приобретен Marathon Oil Corporation в 2007 году], начал работу в 2003 году. Petro-Canada также строила форт стоимостью 33 миллиарда долларов. Hills Project в партнерстве с UTS Energy Corporation и Teck Cominco, которая потеряла импульс после слияния в 2009 году Petro-Canada с Suncor. ^[43]

К 2013 году на месторождении нефтеносных песков Атабаски было девять проектов по добыче нефтеносных песков: Suncor Energy Inc. (Suncor), Syncrude Canada Limited (Syncrude) в Mildred Lake и Aurora North, Shell Canada Limited (Shell) в Muskeg River и Jackpine. , 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). ^[44] Только в 2011 году они произвели более 52 миллионов кубометров битума. ^[44]

Венесуэла [ править ]

До 2000 года никаких значительных разработок месторождений сверхтяжелой нефти Венесуэлы не проводилось, за исключением операции BITOR, на которой путем первичной добычи было добыто несколько менее 100 000 баррелей нефти в день (16 000 м ³ / сут) нефти 9 ° API. В основном это было отгружено в виде эмульсии ( Оримульсия ) из 70% нефти и 30% воды с характеристиками, аналогичными мазуту для сжигания на тепловых электростанциях. ^[6] Однако, когда в государственной нефтяной компании Венесуэлы PDVSA произошел крупный удар , большинство инженеров были уволены в качестве наказания. ^{[ необходима цитата ]}Оримульсион был гордостью инженеров PDVSA, поэтому Оримульсион потерял популярность у ключевых политических лидеров. В результате правительство пытается "свернуть" программу Оримульсии. ^{[ необходима цитата ]}

Несмотря на то, что нефтеносные пески Ориноко содержат сверхтяжелую нефть, добыть которую легче, чем запасы битума аналогичного размера в Канаде, добыча нефти Венесуэлой в последние годы снижается из-за политических и экономических проблем страны, в то время как в Канаде добыча растет. В результате канадский экспорт тяжелой нефти и битума поддерживал вывод тяжелой и сверхтяжелой нефти из Венесуэлы с рынка США, а общий объем экспорта канадской нефти в США в несколько раз превысил экспорт Венесуэлы.

К 2016 году, когда экономика Венесуэлы находилась в штопоре, а страна испытывала повсеместный дефицит продуктов питания, частые отключения электроэнергии, беспорядки и антиправительственные протесты, было неясно, сколько новых нефтеносных песков произойдет в ближайшем будущем. ^[45]

Другие страны [ править ]

В мае 2008 года итальянская нефтяная компания Eni объявила о проекте разработки небольшого месторождения нефтеносных песков в Республике Конго . Начало добычи намечено на 2014 год, и, по оценкам, в конечном итоге общая добыча составит 40 000 баррелей в сутки (6 400 м ³ / сутки). ^[46]

Способы добычи [ править ]

За исключением части сверхтяжелой нефти или битума, которые могут быть извлечены с помощью традиционной технологии нефтяных скважин, нефтеносные пески должны добываться вскрышной добычей или нефть должна поступать в скважины с использованием сложных методов на месте . Эти методы обычно используют больше воды и требуют большего количества энергии, чем обычная добыча нефти. В то время как большая часть нефтеносных песков Канады добывается открытым способом , примерно 90% канадских нефтеносных песков и все нефтеносные пески Венесуэлы находятся слишком глубоко под поверхностью, чтобы их можно было использовать открытым способом . ^[47]

Первичное производство [ править ]

Обычная сырая нефть обычно добывается из земли путем бурения нефтяных скважин в нефтяном резервуаре , что позволяет нефти течь в них под естественным пластовым давлением, хотя для поддержания добычи часто требуются искусственный подъем и такие методы, как горизонтальное бурение , заводнение и закачка газа. . Когда первичная добыча используется в венесуэльских нефтеносных песках, где температура сверхтяжелой нефти составляет около 50 градусов по Цельсию., типичные коэффициенты нефтеотдачи составляют около 8–12%. Канадские нефтеносные пески намного холоднее и более подвержены биологическому разложению, поэтому степень извлечения битума обычно составляет всего около 5–6%. Исторически первичная добыча использовалась в более текучих районах канадских нефтеносных песков. Однако он восстановил лишь небольшую часть нефти на месте , поэтому сегодня он не используется часто. ^[48]

Открытые горные работы [ править ]

В нефтеносных песков Атабаска являются только крупные нефтяные пески месторождения , которые неглубоко достаточно поверхности шахты. В песках Атабаски очень большое количество битума покрыто небольшой вскрышной породой , что делает разработку открытых месторождений наиболее эффективным методом его извлечения. Покрывающая порода состоит из покрытого водой мускуса (торфяного болота) поверх глины и бесплодного песка. Сами нефтеносные пески обычно представляют собой отложения сырого битума толщиной от 40 до 60 метров (от 130 до 200 футов), встроенные в рыхлый песчаник , расположенный на поверхности плоской известняковой породы. Поскольку Великие канадские нефтеносные пески (ныне Suncor Energy) начал работу первой крупномасштабной шахты по добыче нефтеносных песков в 1967 году, битум добывался в промышленных масштабах, и с тех пор объемы добычи стабильно росли.

Большое количество месторождений нефтеносных песков в настоящее время находятся в эксплуатации, а другие находятся на стадии утверждения или разработки. Синкруда Канада шахта была вторая , чтобы открыть в 1978 году, Shell Canada открыла реку торфяного болота шахты (альб Sands) в 2003 году и Canadian Natural Resources Ltd (CNRL) открыл Horizon Oil Sands проект в 2009 году новых рудников включают Shell Канаду Jackpine шахту, ^[49] Imperial Oil «s Kearl пески Проект нефть , то Synenco энергия ( в настоящее время принадлежит Total SA ) Северное сияние моему, и Форт - Хиллз шахты Suncor в.

Хвостохранилища нефтеносных песков [ править ]

Хвостохранилища нефтеносных песков представляют собой спроектированные системы плотин и дамб, которые содержат соли, взвешенные твердые частицы и другие растворимые химические соединения, такие как нафтеновые кислоты , бензол , углеводороды ^[50], остаточный битум , мелкий ил (зрелые мелкие хвосты MFT) и воду. ^[51] Большие объемы хвостов являются побочным продуктом открытой добычи нефтеносных песков, и обращение с ними является одной из самых сложных экологических проблем, с которыми сталкивается промышленность по добыче нефтеносных песков. ^[51] Правительство Альберты сообщило в 2013 году, что хвостохранилища в нефтеносных песках Альберты занимают площадь около 77 квадратных километров (30 квадратных миль). ^[51]Syncrude Tailings Dam или Mildred Lake Settling Basin (MLSB) представляет собой насыпную плотину, которая по объему строительного материала является крупнейшим земляным сооружением в мире в 2001 году. ^[52]

Производство холодной тяжелой нефти с песком (CHOPS) [ править ]

Несколько лет назад канадские нефтяные компании обнаружили, что, если они удалили песчаные фильтры из скважин с тяжелой нефтью и добыли как можно больше песка с нефтью, темпы добычи значительно улучшились. Этот метод получил название «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 . Преимущество этого метода - более высокая производительность и извлечение (около 10% по сравнению с 5–6% с установленными песчаными фильтрами), а недостатком является то, что удаление добытого песка представляет собой проблему. Новым способом добиться этого было распространение его по сельским дорогам , что нравилось сельским властям, потому что маслянистый песокуменьшили количество пыли, и нефтяные компании сделали за них ремонт дорог . Однако правительства обеспокоены большим объемом и составом нефти, разливающейся по дорогам. ^[53] поэтому в последние годы захоронение нефтесодержащего песка в подземных соляных пещерах стало более распространенным явлением.

Циклическая стимуляция паром (CSS) [ править ]

Использование закачки пара для извлечения тяжелой нефти используется на нефтяных месторождениях Калифорнии с 1950-х годов. Метод циклической паровой стимуляции (CSS) «напор-затяжка» в настоящее время широко используется в добыче тяжелой нефти во всем мире из-за его быстрых начальных темпов добычи; однако коэффициенты извлечения относительно низки (10–40% от залежи нефти) по сравнению с SAGD (60–70% OIP). ^{[ необходима цитата ]}

CSS используется Imperial Oil в Cold Lake с 1985 года, а также используется Canadian Natural Resources в Primrose и Wolf Lake и Shell Canada в Peace River. В этом методе скважина проходит циклы закачки пара, выдержки и добычи нефти. Сначала в скважину закачивают пар с температурой от 300 до 340 градусов Цельсия.на период от недель до месяцев; затем скважине дают отстояться от нескольких дней до недель, чтобы тепло впитало пласт; а затем горячее масло откачивают из скважины в течение недель или месяцев. Как только дебит падает, скважина подвергается еще одному циклу закачки, выдержки и добычи. Этот процесс повторяется до тех пор, пока стоимость закачки пара не станет выше, чем деньги, полученные от добычи нефти. ^[54]

Паровой гравитационный дренаж (SAGD) [ править ]

Паровой гравитационный дренаж был разработан в 1980-х годах Управлением по технологиям и исследованиям нефтяных песков Альберты и случайно совпал с усовершенствованиями в технологии направленного бурения, которые сделали его быстрым и недорогим к середине 1990-х годов. В SAGD в нефтеносных песках пробурены две горизонтальные скважины: одна на дне пласта, а другая примерно в 5 метрах над ним. Эти скважины обычно просверлены в группах выходных центральных колодок и могут простираться на несколько мили во всех направлениях. В каждой паре скважин пар нагнетается в верхнюю скважину, тепло плавит битум, что позволяет ему перетекать в нижнюю скважину, где он перекачивается на поверхность. ^[54]

SAGD оказался крупным прорывом в технологии добычи, поскольку он дешевле, чем CSS, обеспечивает очень высокие темпы добычи нефти и извлекает до 60% нефти на месте. Благодаря своей экономической целесообразности и применимости к обширной территории нефтеносных песков, только этот метод увеличил запасы нефти в Северной Америке в четыре раза и позволил Канаде переместиться на второе место по запасам нефти в мире после Саудовской Аравии. Большинство крупных канадских нефтяных компаний в настоящее время разрабатывают или строят проекты SAGD в районах нефтеносных песков Альберты и в Вайоминге. Примеры включают проект Japan Canada Oil Sands Ltd (JACOS), проект Suncor's Firebag, проект Nexen 's Long Lake, проект Suncor (ранее Petro-Canada) MacKay River,Проекты Tucker Lake и Sunrise от Husky Energy , проект Peace River от Shell Canada, разработки Cenovus Energy в Foster Creek ^[55] и Christina Lake ^[56] , проект ConocoPhillips Surmont, проект Jackfish в Devon Canada и ранчо Derek Oil & Gas LAK проект. Корпорация OSUM из Альберты объединила проверенную технологию подземной добычи с SAGD, чтобы обеспечить более высокие показатели извлечения за счет подземного прохода скважин из месторождения нефтеносных песков, что также снизило потребность в энергии по сравнению с традиционным SAGD. Это конкретное технологическое приложение находится на стадии тестирования.

Удаление паров (VAPEX) [ править ]

Некоторые методы используют растворители вместо пара для отделения битума от песка. Некоторые методы экстракции растворителем могут лучше работать при производстве на месте, а другие - в горнодобывающей промышленности. ^[57] Растворитель может быть полезным, если он дает больше нефти, но требует меньше энергии для производства пара.

Процесс экстракции паром (VAPEX) - это технология in situ , аналогичная SAGD. Вместо пара углеводородные растворители закачиваются в верхнюю скважину для разбавления битума и позволяют разбавленному битуму течь в нижнюю скважину. Его преимущество заключается в гораздо большей энергоэффективности по сравнению с закачкой пара, и он частично перерабатывает битум до нефти прямо в формации. Этот процесс привлек внимание нефтяных компаний, которые экспериментируют с ним.

Вышеупомянутые методы не исключают друг друга. Скважины становятся обычным явлением проходить через один цикл закачки-выдержки-добычи CSS для кондиционирования пласта перед переходом к добыче SAGD, и компании экспериментируют с объединением VAPEX с SAGD для повышения скорости извлечения и снижения затрат на электроэнергию. ^[58]

Подача воздуха из пальца в пятку (тайский язык) [ править ]

Это очень новый экспериментальный метод, сочетающий вертикальную нагнетательную скважину с горизонтальной добывающей скважиной. 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 заводнения не работали хорошо из-за сложности контроля фронта пламени и склонности к возгоранию добывающих скважин. Однако некоторые нефтяные компании считают, что метод THAI будет более управляемым и практичным, а его преимущество заключается в том, что для создания пара не требуется энергии. ^[59]

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. ^[60]

Petrobank Energy and Resources сообщил об обнадеживающих результатах своих тестовых скважин в Альберте с дебитом до 400 баррелей в сутки (64 м ³ / сутки) на скважину и повышением уровня нефти с 8 до 12  градусов по API . Компания надеется получить дополнительную 7-ступенчатую модернизацию своей системы CAPRI (контролируемая инфузия смолы при атмосферном давлении) ^[61] , которая протягивает масло через катализатор, покрывающий нижнюю трубу. ^{[62] [63] [64]}

После нескольких лет производства на месте стало ясно, что нынешние методы THAI не работают так, как планировалось. На фоне неуклонного падения добычи на их скважинах THAI на Kerrobert, Petrobank списал стоимость своих THAI патентов и запасов на заводе до нуля. У них есть планы поэкспериментировать с новой конфигурацией, которую они называют «мульти-THAI», включая добавление дополнительных скважин для нагнетания воздуха. ^[65]

Верхний гравитационный дренаж для сжигания (COGD) [ править ]

Это экспериментальный метод, в котором используется ряд вертикальных скважин для нагнетания воздуха над горизонтальной добывающей скважиной, расположенной у основания продуктивной зоны битума. Начальный цикл пара, аналогичный CSS, используется для подготовки битума к воспламенению и подвижности. После этого цикла воздух нагнетается в вертикальные скважины, воспламеняя верхний битум и мобилизуя (посредством нагрева) нижний битум, чтобы течь в добывающую скважину. Ожидается, что COGD приведет к экономии воды на 80% по сравнению с SAGD. ^[66]

Пенная обработка [ править ]

Энергетический баланс [ править ]

Приблизительно 1,0–1,25 гигаджоулей (280–350 кВтч) энергии необходимо для извлечения бочки битума и превращения его в синтетическую нефть. По состоянию на 2006 год большая часть этой продукции производится за счет сжигания природного газа. ^[69] Поскольку баррель нефтяного эквивалента составляет около 6,117 гигаджоулей (1,699 кВтч), его EROEI составляет 5–6. Это означает, что при этом извлекается примерно в 5-6 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, в результате чего EROEI составит около 6,5. ^[70]

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 единицу произведенной синтетической нефти. В проекте Nexen Long Lake будет использоваться запатентованная технология деасфальтизации для улучшения битума с использованием остатков асфальтенов, подаваемых в газификатор , синтез-газ которого будет использоваться когенерационной турбиной и установкой для производства водорода, обеспечивая все потребности проекта в энергии: пар, водород и др. и электричество. ^[71] Таким образом, он будет производить синкруд без потребления природного газа, но капитальные затраты очень высоки.

Несколько лет назад прогнозировалось, что нехватка природного газа в качестве топлива для проектов станет проблемой для канадских нефтеносных песков, но недавнее увеличение добычи сланцевого газа в США устранило большую часть проблемы для Северной Америки. С ростом использования гидравлического разрыва пласта, что делает США в значительной степени самодостаточными в области природного газа и экспорт большего количества природного газа в Восточную Канаду для замены газа Альберты, правительство Альберты использует свои полномочия в соответствии с НАФТА и Конституцией Канады.сократить поставки природного газа в США и Восточную Канаду и направить газ для внутреннего использования в Альберте, особенно для топлива из нефтеносных песков. Газопроводы на восток и юг переоборудуются для транспортировки увеличивающихся объемов нефтеносных песков в эти пункты назначения вместо газа. В Канаде также есть огромные неразработанные месторождения сланцевого газа в дополнение к месторождениям в США, поэтому использование природного газа для будущей добычи нефтеносных песков не представляет серьезной проблемы. Низкая цена на природный газ в результате новой добычи значительно улучшила экономику добычи нефтеносных песков.

Обновление и / или смешивание [ править ]

Сверхтяжелая сырая нефть или сырой битум, извлеченный из нефтеносных песков, представляет собой очень вязкую полутвердую форму нефти, которая не легко течет при нормальных температурах, что затрудняет транспортировку на рынок по трубопроводам. Чтобы течь по нефтепроводам, ее необходимо либо довести до более легкой синтетической сырой нефти (SCO), либо смешать с разбавителями для образования дилбита , либо нагреть для снижения ее вязкости.

Канада [ править ]

В канадских нефтеносных песках битум, добываемый открытым способом, обычно перерабатывается на месте и поставляется в виде синтетической сырой нефти. Это значительно упрощает доставку нефти на рынок по обычным нефтепроводам. С другой стороны, битум, производимый на месторождениях, обычно не модернизируется, а поставляется на рынок в сыром виде. Если агент, используемый для преобразования битума в синтетическую нефть, не производится на месте, его необходимо получить в другом месте и доставить на место модернизации. Если модернизированная нефть транспортируется с площадки по трубопроводу, потребуется дополнительный трубопровод, чтобы ввести достаточное количество агента для обогащения. Затраты на производство модифицирующего агента, трубопровода для его транспортировки и затраты на эксплуатацию трубопровода должны быть включены в себестоимость производства синтетической нефти.

Достигнув нефтеперерабатывающего завода , синтетическая сырая нефть перерабатывается, и значительная часть модифицирующего агента удаляется в процессе очистки. Его можно использовать для других топливных фракций, но конечный результат заключается в том, что жидкое топливо должно подаваться на установку для модернизации просто для того, чтобы битум можно было транспортировать по трубопроводу. Если учесть все затраты, производство и транспортировка синтетической сырой нефти с использованием битума и улучшающего агента может оказаться экономически невыгодным.

Когда более 50 лет назад были построены первые заводы по производству нефтеносных песков, большинство нефтеперерабатывающих заводов в их рыночной зоне были спроектированы для обработки легкой или средней сырой нефти с более низким содержанием серы, чем 4–7%, которое обычно содержится в битуме. Первоначальные установки для обогащения нефтеносных песков были разработаны для производства высококачественной синтетической сырой нефти (SCO) с более низкой плотностью и более низким содержанием серы. Это большие и дорогие заводы, которые очень похожи на заводы по переработке тяжелой нефти. В настоящее время проводятся исследования по разработке более простых устройств для обогащения, которые не производят SCO, а просто обрабатывают битум для снижения его вязкости, что позволяет транспортировать его в несмешанном виде, как обычную тяжелую нефть.

Western Canadian Select , запущенный в 2004 году в качестве нового потока тяжелой нефти, смешанного в Husky Energy терминале в Хардисти , Альберта , ^[72] является крупнейшим поток сырой нефти , поступающий из нефтеносных песков Канады и ориентир для новых тяжелых, высокого TAN ( кислая) нефть. ^{[73] [74] : 9 [75] [76]} Western Canadian Select (WCS) продается в Кушинге, Оклахома., крупный узел поставок нефти, соединяющий поставщиков нефти с побережьем Мексиканского залива, которое стало наиболее значительным торговым центром сырой нефти в Северной Америке. Хотя его основным компонентом является битум, он также содержит комбинацию сладких синтетических и конденсатных разбавителей, а также 25 существующих потоков как традиционной, так и нетрадиционной нефти ^[77], что делает его синдилбитом - как дилбитом, так и синбитом. ^{[78] : 16}

Первым этапом модернизации является вакуумная перегонка для отделения более легких фракций. После этого используется деасфальтирование для отделения асфальта от исходного сырья. Крекинг используется для разрушения более тяжелых углеводородных молекул на более простые. Поскольку при крекинге образуются продукты, богатые серой, необходимо провести обессеривание , чтобы получить содержание серы ниже 0,5% и получить сладкую легкую синтетическую сырую нефть. ^[79]

В 2012 году Альберта произвела около 1 900 000 баррелей в день (300 000 м ³ / день) сырого битума на трех основных месторождениях нефтеносных песков, из которых около 1 044 000 баррелей в день (166 000 м ³ / день) было переведено на более легкие продукты, а остальные продается как сырой битум. Объем как модернизированного, так и не модернизированного битума увеличивается с каждым годом. В Альберте есть пять предприятий по обогащению нефтеносных песков, производящих разнообразную продукцию. К ним относятся: ^{[80] [81]}

• Suncor Energy может улучшить 440 000 баррелей в сутки (70 000 м ³ / сутки) битума до легкой сладкой и среднекислой синтетической сырой нефти (SCO), а также производить дизельное топливо для своих нефтеносных песков на установке по обогащению.
• Syncrude может улучшить 407 000 баррелей / сутки (64 700 м ³ / сутки) битума до «сладкого легкого» SCO.
• Canadian Natural Resources Limited (CNRL) может улучшить 141 000 баррелей в сутки (22 400 м ³ / сутки) битума до сладкого легкого SCO.
• Nexen , с 2013 года полностью принадлежащая Китайской национальной оффшорной нефтяной корпорации (CNOOC), может модернизировать 72 000 баррелей в сутки (11 400 м ³ / сутки) битума до сладкого легкого SCO.
• Shell Canada управляет своей Scotford Upgrader в сочетании с нефтеперерабатывающим и химическим заводами в Скотфорде, Альберта , недалеко от Эдмонтона. Комплекс может перерабатывать 255 000 баррелей в сутки (40 500 м ³ / сутки) битума до сладких и тяжелых ШОС, а также ряда нефтеперерабатывающих и химических продуктов.

Модернизированные и новые крупные нефтеперерабатывающие заводы, такие как на Среднем Западе Соединенных Штатов и на побережье Мексиканского залива в Соединенных Штатах , а также многие в Китае , могут самостоятельно обрабатывать переработку тяжелой нефти, поэтому их спрос на необработанный битум и экстра-битум. тяжелая нефть, а не ШОС. Основная проблема заключается в том, что сырье будет слишком вязким для протекания по трубопроводам, поэтому, если оно не доставляется цистерной или железнодорожным вагоном, оно должно быть смешано с разбавителем, чтобы оно могло течь. Это требует смешивания сырого битума с более легким углеводородным разбавителем, таким как конденсат из газовых скважин, пентаны. и другие легкие продукты с нефтеперерабатывающих или газовых заводов, или синтетическая сырая нефть из установок для обогащения нефтеносных песков, чтобы позволить ей течь по трубопроводам на рынок.

Обычно смешанный битум содержит около 30% конденсата природного газа или других разбавителей и 70% битума. В качестве альтернативы битум также может быть доставлен на рынок в специально сконструированных железнодорожных цистернах , автоцистернах , баржах для перевозки жидких грузов или морских нефтеналивных танкерах . Они не обязательно требуют смешивания битума с разбавителем, так как резервуары можно нагревать для откачки нефти.

Ожидается, что к 2020 году потребность в конденсате для разбавителя нефтеносных песков превысит 750 000 баррелей в сутки (119 000 м ³ / сут), что вдвое превышает объемы 2012 года. Поскольку в Западной Канаде добывается только около 150 000 баррелей в сутки (24 000 м ³ / сутки) конденсата, ожидалось, что поставка станет основным препятствием для транспортировки битума. Однако недавний резкий рост добычи плотной нефти в СШАПроизводство в значительной степени решило эту проблему, поскольку большая часть продукции слишком легкая для использования на нефтеперерабатывающих заводах США, но идеально подходит для разбавления битума. Избыточный американский конденсат и легкая нефть экспортируются в Канаду и смешиваются с битумом, а затем реимпортируются в США в качестве сырья для нефтеперерабатывающих заводов. Поскольку разбавитель просто экспортируется, а затем немедленно реимпортируется, на него не распространяется запрет США на экспорт сырой нефти. По возвращении 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 реверсирует свой трубопровод Кочин, по которому пропан транспортировался из Эдмонтона в Чикаго, чтобы транспортировать 95 000 баррелей в сутки (15 100 м ^3./ г) конденсата из Чикаго в Эдмонтон к середине 2014 г .; и Enbridge рассматривает возможность расширения своего трубопровода Southern Lights, по которому в настоящее время доставляется 180 000 баррелей в день (29 000 м ³ / сут) разбавителя из района Чикаго в Эдмонтон, добавив еще 100 000 баррелей в день (16 000 м ³ / сут). ^[82]

Венесуэла [ править ]

Хотя венесуэльская сверхтяжелая нефть менее вязкая, чем канадский битум, большая часть разницы связана с температурой. Когда масло выходит из-под земли и охлаждается, оно сталкивается с той же проблемой, поскольку оно слишком вязкое, чтобы течь по трубопроводам. Венесуэла сейчас добывает больше сверхтяжелой нефти в нефтеносных песках Ориноко, чем могут выдержать ее четыре установки для обогащения, которые были построены иностранными нефтяными компаниями более десяти лет назад. Совокупная мощность установок по обогащению 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 для использования в качестве разбавителя для вывода на рынок сверхтяжелой нефти. В отличие от Канады, Венесуэла не производит большого количества конденсата природного газа.из собственных газовых скважин, и, в отличие от Канады, у него нет легкого доступа к конденсату от новой добычи сланцевого газа в США . Поскольку Венесуэла также не имеет достаточных нефтеперерабатывающих мощностей для обеспечения своего внутреннего рынка, запасов нафты недостаточно для использования в качестве разбавителя трубопроводов, и ей приходится импортировать нафту, чтобы восполнить этот пробел. Поскольку Венесуэла также имеет финансовые проблемы - в результате экономического кризиса в стране - и политические разногласия с правительством США и нефтяными компаниями, ситуация остается нерешенной. ^[83]

Транспорт [ править ]

Сеть сборных и питающих трубопроводов собирает сырой битум и SCO с северных месторождений нефтеносных песков Альберты (в основном, Атабаска, Холодное озеро и Пис-Ривер) и подает их в два основных пункта сбора для поставок на юг: Эдмонтон, Альберта и Хардифи, Альберта.. Большинство питающих трубопроводов перемещают смешанный битум или SCO на юг и разбавитель на север, но некоторые перемещают продукт в боковом направлении в районе нефтеносных песков. В 2012 году пропускная способность южных фидерных линий составила более 300 000 м³ / сут (2 млн баррелей в сутки), и добавлялись дополнительные мощности. Строительство новых трубопроводов для подачи нефтеносных песков требует только одобрения Alberta Energy Regulator, агентства, которое занимается вопросами исключительно в пределах Альберты и, вероятно, не будет уделять особого внимания вмешательству со стороны политических и экологических интересов за пределами Альберты. ^[84]

Существующие трубопроводы [ править ]

Из Эдмонтона и Хардисти по магистральным трубопроводам транспортируется смешанный битум и SCO, а также обычная сырая нефть и различные виды нефти и природных продуктов на рынки Северной Америки. Основные системы передачи включают: ^[84]

• Enbridge имеет сложную существующую систему трубопроводов, по которым сырая нефть доставляется из Эдмонтона и Хардисты на восток в Монреаль и на юг до побережья Мексиканского залива США , с общей пропускной способностью 2,5 × 10 ⁶  баррелей в сутки (400000 м ³ / сутки). ). У него также есть трубопровод, идущий на север, который доставляет разбавитель с нефтеперерабатывающих заводов в Иллинойсе и других штатах Среднего Запада в Эдмонтон с производительностью 160 000 баррелей в сутки (25 000 м ³ / сутки) легких углеводородов.^
• У Kinder Morgan есть Транс-горный трубопровод, по которому сырая нефть доставляется из Эдмонтона через Скалистые горы к западному побережью Британской Колумбии и штата Вашингтон, с существующей пропускной способностью 300 000 баррелей в сутки (48 000 м ³ / сут). Компания планирует добавить к этому трубопроводу дополнительные 450 000 баррелей в сутки (72 000 м ³ / сут) в рамках существующего сервитута для трубопровода .
• Spectra Energy имеет систему трубопроводов, по которым сырая нефть доставляется из Хардисти на юг в Каспер, штат Вайоминг, а затем на восток в Вуд-Ривер, штат Иллинойс . Пропускная способность первого сегмента составляет 280 000 баррелей в сутки (45 000 м ³ / сут), а второго сегмента - 160 000 баррелей в сутки (25 000 м ³ / сут).
• TransCanada Corporation имеет трубопроводную систему Keystone . Фаза 1 в настоящее время доставляет сырую нефть из Хардисти на юг в Стил-Сити, Небраска, а затем на восток в Вуд-Ривер, Иллинойс . В рамках существующей Фазы 2 сырая нефть транспортируется из Стил-Сити в главный центр сбыта нефти США в Кушинге, Оклахома . Фазы 1 и 2 имеют общую мощность 590 000 баррелей в сутки (94 000 м ³ / сутки).

В целом, общая пропускная способность трубопровода для транспортировки сырой нефти из Эдмонтона и Хардисты в остальную часть Северной Америки составляет около 3,5 × 10 ⁶  баррелей в сутки (560 000 м ³ / сутки). Однако другие вещества, такие как обычная сырая нефть и нефтепродукты, также разделяют эту трубопроводную сеть. Быстро увеличивающаяся добыча нефти из пласта Баккен в Северной Дакоте также конкурирует за место в канадской экспортной трубопроводной системе. Производители нефти в Северной Дакоте используют канадские трубопроводы для доставки своей нефти на НПЗ США.^

В 2012 году канадская экспортная трубопроводная система начала перегружаться новой добычей нефти. В результате Enbridge выполнила разводку трубопровода на своих южных линиях, а Kinder Morgan - на своих западных линиях. Это нормированное пространство трубопровода за счет сокращения ежемесячного распределения каждого грузоотправителя до определенного процента от его потребностей. Chevron Corporation Барнаби НПЗ , последний оставшийся нефтеперерабатывающий завод на западном побережье Канады, примененной к NEB для льготного доступа к канадской нефти , так как американские нефтеперерабатывающие заводы в Вашингтоне и Калифорнии перебив его пространство трубопровода, но ему было отказано , поскольку это нарушило бы NAFTA равный доступ к правилам энергетики. Точно так же новая плотная нефть Северной Дакотыпроизводство начало блокировать новые канадские производства от использования систем Enbridge, Kinder Morgan и TransCanada, идущих на юг. ^[80]

Кроме того, центр сбыта нефти в США в Кушинге был затоплен новой нефтью, потому что большая часть новой добычи в Северной Америке из Канады, Северной Дакоты и Техаса сходилась в этой точке, и не хватало мощностей, чтобы доставить ее оттуда на нефтеперерабатывающие заводы на побережье Мексиканского залива. , где расположена половина нефтеперерабатывающих мощностей в США. Американская трубопроводная система предназначена для транспортировки импортируемой нефти с побережья Мексиканского залива и Техаса на нефтеперерабатывающие заводы на севере США, а новая нефть текла в противоположном направлении, в сторону побережья Мексиканского залива. Цена на нефть West Texas Intermediate, поставляемую с месторождения Кушинг, который является основным ориентиром для цен на нефть в США, упала до беспрецедентно низкого уровня по сравнению с другими мировыми эталонными нефтью, такими как Brent Crude и Dubai Crude.. Поскольку цена на нефть WTI на Кушинге обычно указывается в американских СМИ как цена на нефть , это дало многим американцам искаженное представление о мировых ценах на нефть как о более низких, чем они были, и о более высоких предложениях, чем на международном уровне. Канада раньше находилась в аналогичном положении с США в том, что морская нефть была дешевле, чем местная нефть, поэтому нефтепроводы раньше шли на запад от восточного побережья в Центральную Канаду, теперь они меняются местами, чтобы нести более дешевые внутренние нефтеносные пески из Альберта на восточном побережье.

Новые конвейеры [ править ]

Отсутствие доступа к рынкам, ограниченные экспортные возможности и избыток предложения на рынке США были проблемой для производителей нефтеносных песков в последние годы. Они привели к снижению цен для канадских производителей нефтеносных песков и уменьшили роялти и налоговые поступления для правительства Канады. Трубопроводные компании предложили ряд решений транспортных проблем: ^[80]

• Линия Энбриджа от Сарнии, Онтарио до Уэстовер, Онтарио, недалеко от истока озера Эри , была изменена. По этой линии шельфовая нефть доставлялась на нефтеперерабатывающие заводы в районе Сарнии. Теперь он доставляет битум в Альберту из провинции ШОС на большинство нефтеперерабатывающих заводов Онтарио.
• Enbridge подала заявку на изменение своей линии из Вестовера в Монреаль , Квебек . Эта линия использовалась для доставки морской нефти на нефтеперерабатывающие заводы в южном Онтарио. После разворота он доставит Alberta SCO и битум в Монреаль. Поскольку Suncor Energy владеет очень крупным рудником по добыче нефтеносных песков и заводом по обогащению в Альберте, а также крупным нефтеперерабатывающим заводом в Монреале, она считает этот проект привлекательным. Альтернативой является закрытие НПЗ, поскольку он неконкурентоспособен при использовании морской нефти.
• TransCanada оценивает возможность преобразования части своей магистральной системы транспортировки природного газа из западной Канады в восточную часть Северной Америки для транспортировки нефти. Восточная часть Северной Америки хорошо снабжена природным газом в результате недавнего увеличения добычи сланцевого газа в США , но имеет проблемы с поставками нефти, поскольку большая часть их нефти поступает из морских месторождений.
• Морской трубопровод Enbridge, по которому нефть доставлялся с побережья Мексиканского залива в США до центра торговли нефтью в Кушинге, был полностью изменен в 2012 году для транспортировки нефти из Кушинга на побережье, что помогло устранить узкое место в Кушинге. Его пропускная способность составляет 400 000 баррелей в сутки (64 000 м ³ / сут), но Enbridge объединяет трубопровод, чтобы добавить дополнительные 400 000 баррелей в сутки (64 000 м ³ / сут).
• После отказа в разрешении регулирующих органов США для своего трубопровода Keystone XL TransCanada продолжила строительство южной части проекта Keystone. Это доставит 830 000 баррелей в сутки (132 000 м ³ / сут) из Кушинга на побережье. Поскольку он полностью находится в штатах Оклахома и Техас, он не требует одобрения федерального правительства США.

Будущие конвейеры [ править ]

Поскольку основным препятствием для разработки канадских нефтеносных песков становится доступность экспортных трубопроводных мощностей, трубопроводные компании предложили ряд новых крупных трубопроводов. Многие из них застопорились в процессе государственного регулирования как канадским, так и американским правительствами. Еще одним фактором является конкуренция за пространство для трубопроводов со стороны быстро увеличивающейся добычи нефти из плотных пород в Северной Дакоте, которая, согласно торговым правилам НАФТА, имеет равный доступ к канадским трубопроводам. ^[80]

• Enbridge объявила о своем намерении расширить свою Alberta Clipper линию от 450000 б / д (72000 м ³ / сут) до 570000 б / д (91000 м ³ / сут) и его линия Южного доступа от 400000 б / д (64000 м ³ / г) до 560 000 баррелей в сутки (89 000 м ³ / сут). Также предлагается построить линию Flanagan South с начальной пропускной способностью 585 000 баррелей в сутки (93 000 м ³ / сут) с возможностью расширения до 800 000 баррелей в сутки (130 000 м ³ / сут).
• Enbridge предлагает построить трубопровод Northern Gateway Pipeline из Брудерхейма , недалеко от Эдмонтона, Альберта, до порта Китимат, Британская Колумбия, для погрузки на супертанкеры с начальной производительностью 525 000 баррелей в сутки (83 500 м ³ / сутки) с обратным трубопроводом конденсата в отвезти разбавитель из танкеров в Китимате в Альберту. Это было одобрено канадским федеральным кабинетом 17 июня 2014 года при соблюдении 209 условий. После этого компания должна выполнить большинство условий Национального энергетического совета.удовлетворение до начала строительства. Ожидается, что выполнение условий займет год или больше. Лидеры обеих основных оппозиционных партий пообещали отменить решение, если они сформируют правительство на выборах 2015 года. ^[85] Это фактически произошло, поскольку Либеральная партия под руководством Джастина Трюдо выиграла правительство большинства. ^[86]
• Киндер Морган предлагает увеличить пропускную способность своего трубопровода Транс-Маунтин через Британскую Колумбию до 900 000 баррелей в сутки (140 000 м ³ / сутки) к 2017 году. Киндер Морган также предлагает построить трубопровод Расширения Транс-Маунтин, который добавит 550 000 баррелей в сутки. (87 000 м ³ / сут) на западное побережье Канады и США.
• TransCanada предложила строительство удлинителя Keystone XL к своему трубопроводу Keystone, что добавит 700 000 баррелей в сутки (110 000 м ³ / сутки) пропускной способности от Альберты до побережья Мексиканского залива США. 6 ноября 2015 года американский президент Барак Обама объявил, что Государственный департамент отклонил предложенное расширение. ^[87]
• TransCanada также предложила построить трубопровод Energy East протяженностью 4600 км (2900 миль), по которому будет транспортироваться 1,1 × 10 ⁶  баррелей в сутки (170 000 м ³ / сутки) нефти из Альберты на нефтеперерабатывающие заводы в Восточной Канаде, включая Квебек и Нью-Брансуик. У него также будут морские сооружения, которые позволят доставлять продукцию Альберты на атлантические рынки нефтяными танкерами. ^[88] Irving нефтеперерабатывающий завод в Нью - Брансуике, который является самым крупным НПЗ в Канаде, особенно заинтересован в этом , так как ее традиционных источники , такие как нефть Северного моря сокращается и международная нефть дороже Альберты нефти , поставляемой на Атлантическом побережье .^

Кроме того, для Альберты предлагается большое количество новых трубопроводов. Они, вероятно, будут быстро утверждены регулятором энергетики Альберты, поэтому в Альберте, вероятно, будет немного проблем с мощностью.

Железная дорога [ править ]

Перевозка сырой нефти по железной дороге - далеко не новость, но сейчас это быстрорастущий рынок для железных дорог Северной Америки.. Рост обусловлен несколькими факторами. Один из них заключается в том, что магистральные трубопроводы из Альберты работают на предельной или почти полной мощности, и компании, которые не могут получить пространство для трубопроводов, вынуждены перевозить нефть по железной дороге. Другая причина заключается в том, что многие нефтеперерабатывающие заводы на восточном и западном побережье Северной Америки и на побережье Персидского залива не имеют трубопроводов, поскольку они предполагали, что будут получать нефть океанскими танкерами. Производители новой нефти в Альберте, Северной Дакоте и Западном Техасе в настоящее время отправляют нефть по железной дороге прибрежным нефтеперерабатывающим предприятиям, которые испытывают трудности с получением нефти за рубежом по ценам, конкурентоспособным с ценами внутри Северной Америки. Кроме того, сырой битум можно загружать непосредственно в цистерны, оборудованные змеевиками для нагрева пара, что избавляет от необходимости смешивать его с дорогостоящим конденсатом для отправки на рынок.Также могут быть построены цистерны для транспортировки конденсата на обратном пути с нефтеперерабатывающих заводов на нефтеносные пески, чтобы получить дополнительную прибыль, а не возвращаться пустыми.^[84]

Одноколейная железнодорожная линия, по которой проходят 10 поездов в день, каждый с 120 цистернами, может перемещать от 630 000 баррелей / день (100 000 м ³ / день) до 780 000 баррелей / день (124 000 м ³ / день), что составляет пропускную способность большой магистральный трубопровод. Для этого потребуется 300 локомотивов и 18 000 цистерн, что составляет небольшую часть парка железной дороги класса 1. Для сравнения: две канадские железные дороги класса 1, Канадская тихоокеанская железная дорога (CP) и Канадская национальная железная дорога (CN), имеют между собой 2400 локомотивов и 65 000 грузовых вагонов, а CP перемещает 30–35 поездов в день по своей главной линии в Ванкувер. Две железные дороги класса 1 США, Union Pacific Railroad (UP) и BNSF Railwayобслуживают более 100 поездов в день по своим западным коридорам. ^[84] CN Rail заявила, что может переместить 1500000 баррелей в сутки (240 000 м ³ / сутки) битума из Эдмонтона в глубоководный порт Принца Руперта, Британская Колумбия, если трубопровод Северных ворот из Эдмонтона в порт Китимат, Британская Колумбия, будет не одобрено.

Поскольку многие из их линий используются недостаточно, железные дороги считают транспортировку сырой нефти привлекательным источником дохода. Имея достаточно новых цистерн, они могли перевозить всю новую нефть, добываемую в Северной Америке, хотя и по более высоким ценам, чем по трубопроводам. В краткосрочной перспективе использование железных дорог, вероятно, будет продолжать расти, поскольку производители пытаются обойти краткосрочные узкие места в трубопроводах, чтобы воспользоваться более высокими ценами в районах, где есть нефтеперерабатывающие заводы, способные перерабатывать более тяжелую нефть. В долгосрочной перспективе рост железнодорожных перевозок будет во многом зависеть от сохраняющихся узких мест на трубопроводе из-за увеличения производства в Северной Америке и задержек с нормативными требованиями для новых трубопроводов. В настоящее время по железной дороге проходит более 90 000 баррелей в сутки (14 000 м ³/ d) сырой нефти, а при продолжающемся росте добычи нефти и строительстве новых терминалов железнодорожные перевозки, вероятно, будут продолжать расти в обозримом будущем. ^[80]

К 2013 году экспорт нефти из Канады в США по железной дороге увеличился в 9 раз менее чем за два года, с 16000 баррелей в сутки (2500 м ³ / сутки) в начале 2012 года до 146000 баррелей в сутки (23 200 м ³ / сутки). ) в конце 2013 года, главным образом из-за того, что строительство новых экспортных трубопроводов задерживалось из-за нормативных задержек. В результате канадские фермеры столкнулись с острой нехваткой железнодорожных мощностей для экспорта зерна, поскольку значительная часть железнодорожных мощностей Канады была занята нефтепродуктами. Безопасность железнодорожных перевозок нефти была поставлена ​​под сомнение после нескольких сходов с рельсов, особенно после того, как поезд с 74 цистернами с нефтью сошел с рельсов и загорелся на озере Мегантик, Квебек . ^[89]

В результате взрыва и урагана сгорело 40 зданий в центре города, погибли 47 человек. Очистка места крушения может занять 5 лет, а еще 160 зданий, возможно, придется снести. По иронии судьбы, нефть была не канадским битумом, экспортируемым в США, а легкой нефтью из пласта Баккен , импортируемой в Канаду из Северной Дакоты на нефтеперерабатывающий завод Ирвинг в Нью-Брансуике . Хотя рядом с огромным портом импорта нефтив Атлантическом океане НПЗ в Ирвинге импортирует американскую баккенскую нефть по железной дороге, потому что нефть из-за пределов Северной Америки слишком дорога, чтобы быть экономически выгодной, и нет трубопроводов для доставки более тяжелой, но более дешевой западноканадской нефти в Нью-Брансуик. Впоследствии было указано, что легкая нефть Баккен намного более горючая, чем битум Альберты, и что производители из Северной Дакоты неправильно маркировали железнодорожные вагоны в отношении их воспламеняемости.

К 2014 году транспортировка нефти по железной дороге стала очень прибыльной для нефтяных компаний. Крупнейшая канадская нефтяная компания Suncor Energy объявила о рекордных прибылях и приписала большую часть прибыли транспортировке нефти на рынок по железной дороге. Он перемещал около 70000 баррелей в сутки (11000 м ³ / сутки) в Кушинг, штат Оклахома , и вводил их в новый трубопровод TransCanada на побережье Мексиканского залива, который первоначально должен был стать южным участком трубопровода Keystone XL, прежде чем пересекать северный участок трубопровода. граница с Канадой была остановлена ​​из-за задержек со стороны федерального правительства США. ^[90]

Suncor также транспортировала 20 000 баррелей в сутки (3200 м ³ / сут) битума из Альберты и плотной нефти Северной Дакоты по железной дороге на свой НПЗ в Монреале с планами увеличения объемов до 35 000 баррелей в сутки (5 600 м ³ / сут). Suncor утверждала, что это сэкономило около 10 долларов за баррель от цены покупки оффшорной нефти. Тем не менее, он также ожидал разворота линии 9 Энбриджа с юго-запада Онтарио в Монреаль для доставки 300 000 баррелей в сутки (48 000 м ^3)./ г) нефть еще дешевле. Suncor рассматривает возможность добавления установки коксования на свой нефтеперерабатывающий завод в Монреале для модернизации битума из тяжелых нефтеносных песков, что было бы дешевле, чем установка еще одной установки для обогащения нефтеносных песков. Компания также отправляла морские грузы на «оппортунистической основе» из Техаса и Луизианы «со значительными скидками по сравнению с международной сырой нефтью, которую мы обычно используем в Монреале», тем самым воспользовавшись недавним избытком нефти в США в дополнение к увеличению поставок дешевой канадской нефти. нефтеносные пески битумные. ^[91]

Очистка [ править ]

Сырье для тяжелой сырой нефти # Неочищенное сырье требует предварительной обработки, прежде чем оно станет пригодным для традиционных нефтеперерабатывающих заводов, хотя заводы по переработке тяжелой нефти и битума могут выполнять предварительную обработку сами. Эта предварительная обработка называется «обновлением», ключевые компоненты которой заключаются в следующем:

1. удаление воды, песка, физических отходов и легких продуктов
2. каталитическая очистка путем гидродеметаллизации (HDM), гидродесульфуризации (HDS) и гидроденитрогенизации (HDN)
3. гидрирование путем удаления углерода или каталитического гидрокрекинга (HCR)

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 гидрообработка . Большой проблемой при гидрообработке является борьба с примесями, содержащимися в тяжелой нефти, поскольку они со временем отравляют катализаторы. Было приложено много усилий, чтобы справиться с этим, чтобы обеспечить высокую активность и долгий 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 вида присутствующего сырья. ^[92]

Канада [ править ]

Существуют четыре основных нефтеперерабатывающих заводов в провинции Альберта , которые поставляют большую часть Западной Канады с нефтепродуктами , но с 2012 года они обрабатываются менее 1/4 от приблизительно 1900000 барр / сут (300000 м ³ / сут) битума и SCO производится в Альберте . Некоторые крупные компании по обогащению нефтеносных песков также производили дизельное топливо в рамках своей деятельности. Часть битума из нефтеносных песков и SCO пошла на нефтеперерабатывающие заводы в других провинциях, но большая часть экспортировалась в Соединенные Штаты. Четыре основных нефтеперерабатывающих завода Альберты: ^[93]

• Suncor Energy управляет нефтеперерабатывающим заводом Petro-Canada недалеко от Эдмонтона, который может перерабатывать 142 000 баррелей в сутки (22 600 м ³ / сутки) всех типов нефти и битумов во все типы продуктов.
• Imperial Oil управляет нефтеперерабатывающим заводом Strathcona недалеко от Эдмонтона, который может перерабатывать 187 200 баррелей в сутки (29 760 м ³ / сутки) нефти ШОС и традиционной нефти во все типы продуктов.
• Shell Canada управляет нефтеперерабатывающим заводом Scotford около Эдмонтона, который интегрирован с Scotford Upgrader и может перерабатывать 100 000 баррелей в сутки (16 000 м ³ / сутки) всех типов нефти и битума во все типы продуктов.
• Husky Energy управляет нефтеперерабатывающим заводом Husky Lloydminster в Ллойдминстере , который может перерабатывать 28 300 баррелей в сутки (4500 м ³ / сутки) сырья из соседней установки Husky Upgrader в асфальт и другие продукты.

Осетровый нефтеперерабатывающий завод стоимостью 8,5 миллиардов долларов , пятый по величине нефтеперерабатывающий завод в провинции Альберта, находится в стадии строительства около форта Саскачеван, срок завершения строительства - 2017 год. ^{[94] [95]}

В рамках проекта Pacific Future Energy был предложен новый нефтеперерабатывающий завод в Британской Колумбии, который будет перерабатывать битум в топливо для азиатских и канадских рынков. Pacific Future Energy предлагает транспортировать битум, близкий к твердому, на нефтеперерабатывающий завод в железнодорожных цистернах. ^[96]

Большая часть нефтеперерабатывающей промышленности Канады принадлежит иностранцам. Канадские нефтеперерабатывающие заводы могут перерабатывать только около 25% нефти, добываемой в Канаде. Канадские нефтеперерабатывающие заводы за пределами Альберты и Саскачевана изначально были построены для легкой и средней сырой нефти. Поскольку производство новых нефтеносных песков будет осуществляться по более низким ценам, чем мировая нефть, дисбаланс рыночных цен разрушил экономику нефтеперерабатывающих заводов, которые не могли их перерабатывать.

Соединенные Штаты [ править ]

До 2013 года, когда Китай превосходил его, Соединенные Штаты были крупнейшим импортером нефти в мире. ^[97] В отличие от Канады, в США есть сотни нефтеперерабатывающих заводов, многие из которых были модифицированы для переработки тяжелой нефти, поскольку производство легкой и средней нефти в США снизилось. Предполагалось, что основным рынком сбыта канадского битума, а также венесуэльской сверхтяжелой нефти будут США. Соединенные Штаты исторически были крупнейшим потребителем сырой нефти и нефтепродуктов Канады, особенно в последние годы. Американский импорт нефти и нефтепродуктов из Канады вырос с 450 000 баррелей в день (72 000 м ³ / сут) в 1981 году до 3 120 000 баррелей в день (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 снизились.^[98] Однако эти отношения становятся напряженными из-за физических, экономических и политических влияний. Пропускная способность экспортного трубопровода приближается к пределу; Канадская нефть продается с дисконтом к ценам мирового рынка; Спрос США на сырую нефть и импортные продукты упал из-за экономических проблем США; и внутренняя нетрадиционная добыча нефти в США (добыча сланцевой нефти путем гидроразрыва пласта 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 вытесняет канадский импорт.

В интересах нефтяных маркетологов в 2004 году западные канадские 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, майя, или венесуэльская тяжелая сырая нефть. Эта тяжелая нефть имеет плотность 19–21 API и, несмотря на то, что она содержит большое количество битума и синтетической сырой нефти, хорошо протекает по трубопроводам и классифицируется правительствами как «обычная тяжелая нефть». В США импортируется несколько сотен тысяч баррелей этой смеси в день, в дополнение к большему количеству сырого битума и синтетической сырой нефти (SCO) из нефтеносных песков.

Нефтеперерабатывающие заводы США все чаще обращаются к битуму без улучшенного качества, а не к битуму SCO. Канадский национальный энергетический совет (NEB) ожидает, что к 2035 году объемы добычи в ШОС увеличатся вдвое и составят около 1 900 000 баррелей в сутки (300 000 м ³ / сут), но не поспевают за общим увеличением производства битума. Он прогнозирует, что доля добычи нефтеносных песков, повышенная до уровня SCO, сократится с 49% в 2010 году до 37% в 2035 году. Это означает, что более 3 200 000 баррелей в сутки (510 000 м ³ / сутки) битума придется смешивать с разбавитель для доставки на рынок.

Азия [ править ]

Спрос на нефть в Азии растет намного быстрее, чем в Северной Америке или Европе. В 2013 году Китай заменил Соединенные Штаты в качестве крупнейшего в мире импортера сырой нефти, и его спрос продолжает расти намного быстрее, чем его производство. Основным препятствием для канадского экспорта в Азию является пропускная способность трубопровода. Единственным трубопроводом, способным доставлять добычу нефтеносных песков к тихоокеанскому побережью Канады, является Транс-горный трубопровод из Эдмонтона в Ванкувер, который в настоящее время работает с пропускной способностью 300 000 баррелей в сутки (48 000 м3). ³ / d) снабжение нефтеперерабатывающих заводов в Британской Колумбии и в штате Вашингтон. Однако после завершения строительства трубопровода «Северные ворота» и расширения «Транс-Маунтин», в настоящее время проходящего государственную проверку, ожидается, что они дадут дополнительно 500 000 баррелей в сутки (79 000 м ^3)./ г) до 1 100 000 баррелей в сутки (170 000 м ³ / сут) на танкеры на побережье Тихого океана, откуда они могли доставить его в любую точку мира. Мощностей по переработке тяжелой нефти в Китае и Индии достаточно для переработки дополнительного объема в Канаде, возможно, с некоторыми модификациями на НПЗ. ^[99] В последние годы китайские нефтяные компании, такие как China Petrochemical Corporation (Sinopec), Китайская национальная оффшорная нефтяная корпорация (CNOOC) и PetroChina , купили активы на сумму более 30 миллиардов долларов в проектах канадских нефтеносных песков, поэтому они, вероятно, захотят экспортировать часть их недавно приобретенной нефти в Китай. ^[100]

Экономика [ править ]

Самые большие в мире месторождения битума находятся в Канаде, хотя запасы сверхтяжелой нефти в Венесуэле еще больше. Канада обладает обширными энергетическими ресурсами всех типов, и ее ресурсная база нефти и природного газа была бы достаточно большой, чтобы удовлетворять канадские потребности поколений, если бы спрос был устойчивым. Обильные гидроэнергетические ресурсы составляют большую часть производства электроэнергии в Канаде, и очень мало электроэнергии производится из нефти.

Национальный энергетический совет (NEB) сообщил в 2013 году, что если цены на нефть выше 100 долларов США, Канада будет иметь более чем достаточно энергии для удовлетворения своих растущих потребностей. Избыточная добыча нефти из нефтеносных песков может быть экспортирована. Главной страной-импортером, вероятно, по-прежнему будут США, хотя до событий 2014 года спрос на нефть, особенно тяжелую нефть, со стороны азиатских стран, таких как Китай и Индия, увеличивался. ^[101]

Канада обладает богатыми ресурсами битума и сырой нефти, с оценочным оставшимся конечным ресурсным потенциалом в 54 миллиарда кубометров (340 миллиардов баррелей). Из них битум нефтеносных песков составляет 90 процентов. В настоящее время на долю Альберты приходится все битумные ресурсы Канады. «Ресурсы» становятся «запасами» только после того, как будет доказано, что восстановление экономики может быть достигнуто. В ценах 2013 года с использованием нынешней технологии остаточные запасы нефти Канады составляют 27 млрд м ³ (170 млрд баррелей), из которых 98% приходится на битум из 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. ^{[ необходима цитата ]}

Затраты [ править ]

Затраты на добычу и транспортировку товарной нефти из нефтеносных песков обычно значительно выше, чем из традиционных мировых источников. ^{[102] [103]} Следовательно, экономическая жизнеспособность добычи нефтеносных песков более уязвима для цен на нефть . Цена на эталонную нефть 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. Крупные канадские нефтяные компании объявили о планах расширения, а иностранные компании вкладывали значительные суммы капитала, во многих случаях создавая партнерские отношения с канадскими компаниями. Инвестиции смещались в сторону инвестиций на месте паровой гравитационный дренаж (SAGD) и вдали от проектов по добыче и модернизации, поскольку операторы нефтеносных песков предвидят лучшие возможности от продажи битума и тяжелой нефти непосредственно на нефтеперерабатывающие заводы, чем от их переработки до синтетической сырой нефти . Смета затрат для Канады включает последствия добычи, когда шахты возвращаются в окружающую среду в «таком же хорошем или лучше, чем первоначальное состояние». За очистку конечных продуктов потребления несут ответственность юрисдикции-потребители, которые в основном находятся в провинциях или странах, отличных от страны-производителя.

По оценкам правительства Альберты, в 2012 году стоимость поставок новых операций по добыче нефтеносных песков составляла от 70 до 85 долларов за баррель, тогда как стоимость новых проектов SAGD составляла от 50 до 80 долларов за баррель. ^[80] Эти затраты включали капитальные и операционные затраты, роялти и налоги, а также разумную прибыль для инвесторов. Поскольку с 2011 года цена на WTI выросла до 100 долларов за баррель, ^[104] ожидалось, что добыча из нефтеносных песков будет высокорентабельной при условии, что продукт будет поставляться на рынки. Основным рынком сбыта были огромные нефтеперерабатывающие комплексы на побережье Мексиканского залива США, которые, как правило, способны перерабатывать канадский битум и венесуэльскую сверхтяжелую нефть без модернизации.

Научно - исследовательский институт Канадский энергии (CERI) был проведен анализ, оценка , что в 2012 году средние затраты завода затвора ( в том числе 10% прибыли, но исключая смешивание и транспортировку) первичного восстановления составила $ 30,32 / баррель, из SAGD составила $ 47,57 / баррель, из стоимость добычи и модернизации составила 99,02 доллара за баррель, а добыча без модернизации - 68,30 доллара за баррель. ^[105]Таким образом, ожидается, что все типы проектов разработки нефтеносных песков, за исключением новых горнодобывающих проектов с интегрированными модернизирующими предприятиями, будут стабильно прибыльными с 2011 года при условии сохранения благоприятных мировых цен на нефть. Поскольку более крупные и сложные нефтеперерабатывающие заводы предпочитали покупать сырой битум и тяжелую нефть, а не синтетическую сырую нефть, новые проекты разработки нефтеносных песков позволили избежать затрат на строительство новых установок для модернизации. Хотя первичная добыча, такая как в Венесуэле, дешевле, чем SAGD, она извлекает только около 10% нефти на месте по сравнению с 60% или более для SAGD и более 99% для горнодобывающей промышленности. Канадские нефтяные компании находились на более конкурентном рынке и имели доступ к большему количеству капитала, чем в Венесуэле, и предпочитали тратить эти дополнительные деньги на SAGD или добычу, чтобы добыть больше нефти.

Затем, в конце 2014 года резкий рост добычи в США из сланцевых пластов в сочетании с глобальным экономическим недугом, который привел к сокращению спроса, привел к тому, что цена на WTI упала ниже 50 долларов, где она оставалась на конец 2015 года. ^[106] В 2015 году канадская Институт энергетических исследований (CERI) переоценил средние затраты на завод (опять же, включая 10% маржу прибыли) SAGD в 58,65 долларов за баррель и 70,18 долларов за баррель для добычи полезных ископаемых без модернизации. Включая затраты 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. ^[102] В этой экономической среде планы по дальнейшему развитию добычи из нефтеносных песков были замедлены или отложены, ^{[107] [108]}или даже заброшены во время строительства. ^[109] Производство синтетической нефти при добыче полезных ископаемых может продолжаться с убытками из-за затрат на остановку и перезапуск, а также обязательств по контрактам на поставку. ^[110] Во время ценовой войны между Россией и Саудовской Аравией в 2020 году цена на тяжелую канадскую нефть упала ниже 5 долларов за баррель. ^[111]

Прогнозы производства [ править ]

Прогнозы добычи нефтеносных песков, выпущенные Канадской ассоциацией производителей нефти (CAPP), Регулятором энергетики Альберты (AER) и Канадским институтом энергетических исследований (CERI), сопоставимы с прогнозами Национального энергетического совета (NEB) с точки зрения общего производства битума. . Ни один из этих прогнозов не учитывает возможные международные ограничения, которые должны быть наложены на сжигание всех углеводородов, чтобы ограничить рост глобальной температуры, что приведет к ситуации, обозначаемой термином « углеродный пузырь ». ^[112]Игнорируя такие ограничения, а также предполагая, что цена на нефть восстановится после ее обвала в конце 2014 года, список предлагаемых в настоящее время проектов, многие из которых находятся на ранних стадиях планирования, предполагает, что к 2035 году производство битума в Канаде потенциально может достичь такого же уровня. как 1,3 миллиона м ³ / сут (8,3 миллиона баррелей в день), если большая часть будет продолжена. При тех же предположениях более вероятным сценарием является то, что к 2035 году производство битума из нефтеносных песков в Канаде достигнет 800 000 м ^3./ день (5,0 млн баррелей / день), что в 2,6 раза больше, чем в 2012 году. Большая часть роста, вероятно, будет происходить в категории «на месте», поскольку проекты на месте обычно имеют лучшую экономическую эффективность, чем горнодобывающие проекты. Кроме того, 80% запасов нефтеносных песков Канады хорошо подходят для добычи на месте по сравнению с 20% для методов добычи.

Дополнительное предположение состоит в том, что трубопроводная инфраструктура будет достаточной для доставки увеличившейся канадской нефти на экспортные рынки. Если бы это был ограничивающий фактор, это могло бы повлиять на цены на канадскую сырую нефть, сдерживая будущий рост добычи. Другое предположение состоит в том, что рынки США продолжат поглощать увеличившийся канадский экспорт. Быстрый рост добычи нефти из плотных пластов в США, главном экспортном рынке Канады, значительно снизил зависимость США от импортной нефти . Потенциал экспорта канадской нефти на альтернативные рынки, такие как Азия, также неясен. Возникают политические препятствия на пути строительства новых трубопроводов для доставки нефти в Канаду и США. В ноябре 2015 года президент США Барак Обамаотклонил предложение о строительстве трубопровода Keystone XL от Альберты до Стил-Сити, Небраска. ^[113] Ввиду отсутствия 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 трубопроводов. ^[103]

Нехватка квалифицированных рабочих на канадских нефтеносных песках возникла в периоды бурного развития новых проектов. При отсутствии других ограничений для дальнейшего развития нефтегазовой отрасли необходимо будет заполнить десятки тысяч вакансий в ближайшие несколько лет в результате уровня активности в отрасли, а также возрастной убыли. В более долгосрочной перспективе, при сценарии повышения цен на нефть и газ, нехватка рабочей силы будет продолжать усугубляться. Потенциальная нехватка рабочей силы может увеличить стоимость строительства и замедлить темпы разработки нефтеносных песков. ^[101]

Нехватка квалифицированных рабочих была гораздо более серьезной в Венесуэле, потому что контролируемая государством нефтяная компания PDVSA уволила большинство своих экспертов по тяжелой нефти после всеобщей забастовки в Венесуэле 2002–2003 годов и свернула производство Orimulsion , который был основным продуктом из ее нефти. пески. После этого правительство ре-национализировало нефтяную промышленность Венесуэлы и увеличило налоги на нее. В результате Венесуэлу покинули иностранные компании, как и большинство ее элитных технических специалистов по тяжелой нефти. В последние годы добыча тяжелой нефти в Венесуэле снижается, и страна постоянно не достигает поставленных целей.

По состоянию на конец 2015 года развитие новых проектов по разработке нефтеносных песков сдерживалось ценой на нефть WTI ниже 50 долларов США, что едва ли достаточно для поддержания добычи на существующих предприятиях. ^[107] Восстановление спроса сдерживалось экономическими проблемами, которые могут бесконечно долго терзать как Европейское сообщество, так и Китай. Низкозатратная добыча ОПЕК продолжала работать на максимальной мощности, эффективность добычи сланцев в США продолжала повышаться, а российский экспорт был поставлен даже ниже себестоимости в качестве единственного источника твердой валюты. ^[114]Также существует вероятность того, что появится международное соглашение о введении мер по ограничению горения углеводородов с целью ограничить повышение глобальной температуры до номинальных 2 ° C, что, согласно консенсусным прогнозам, ограничит экологический ущерб до допустимого уровня. ^[115] Достигается стремительный технический прогресс в снижении стоимости конкурирующих возобновляемых источников энергии. ^[116] Следовательно, нет единого мнения о том, когда цены на нефть, уплаченные производителям, могут существенно вырасти, если вообще когда-либо. ^{[114] [116] [117]}

Подробное академическое исследование последствий для производителей различных углеводородных видов топлива пришло к выводу в начале 2015 года, что треть мировых запасов нефти, половина запасов газа и более 80% текущих запасов угля должны оставаться под землей в период с 2010 по 2050 год, чтобы соответствовать требованиям. цель 2 ° C. Следовательно, продолжение разведки или разработки запасов не будет иметь никакого отношения к потребностям. Чтобы достичь целевого показателя 2 ° C, потребуются решительные меры для подавления спроса, такие как существенный налог на выбросы углерода, оставляющий более низкую цену для производителей с меньшего рынка. Воздействие на производителей в Канаде будет намного больше, чем в США. Открытая добыча природного битума в Канаде вскоре упадет до незначительного уровня после 2020 года во всех рассмотренных сценариях, поскольку это значительно менее экономично, чем другие методы добычи. ^{[118][119] [120]}

Экологические проблемы [ править ]

В своем заказанном в 2011 году отчете, озаглавленном «Разумное развитие: реализация потенциала обильных ресурсов природного газа и нефти Северной Америки», Национальный нефтяной совет , консультативный комитет министра энергетики США, признал озабоченность по поводу здоровья и безопасности нефтеносных песков, в том числе «объемы воды, необходимые для возникновения проблем с источниками воды; удаление покрывающих отложений для открытых горных работ может привести к фрагментации среды обитания диких животных и повысить риск эрозии почвы или поверхностного стока в близлежащие водные системы; выбросы парниковых газов и других выбросов в атмосферу от производства». ^[121]

Добыча нефтеносных песков может повлиять на землю при первоначальной добыче битума, на водные ресурсы из-за их потребности в большом количестве воды при разделении нефти и песка, а также на воздух из-за выделения диоксида углерода и других выбросов. ^[122] 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 концентрироваться в процессе экстракции.^[123] Воздействие на окружающую среду, вызванное добычей нефтеносного песка, часто подвергается критике со стороны экологических групп, таких как Greenpeace , Climate Reality Project , Pembina Institute , 350.org , MoveOn.org , League of Conservation Voters , Patagonia , Sierra Club и Energy Action Coalition. . ^{[124] [125]} В частности, загрязнение ртутью было обнаружено вокруг добычи нефтеносных песков в Альберте, Канада. ^[126]Европейский Союз указал, что он может проголосовать за то, чтобы маркировать нефть нефтяных песков как «сильно загрязняющую». Хотя экспорт нефтеносных песков в Европу минимален, проблема вызвала трения между ЕС и Канадой. ^[127] Согласно базирующейся в Калифорнии компании Jacobs Consultancy , Европейский Союз использовал неточные и неполные данные при присвоении высокой оценки 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 путем сжигания или сброса.в процессе добычи нефти. В отчете Джейкобса указано, что дополнительные выбросы углерода от нефтеносной сырой нефти и песка на 12 процентов выше, чем от обычной нефти, хотя ЕС присвоил ей рейтинг по парниковым газам на 22% выше обычного эталона. ^{[128] [129]}

В 2014 году результаты исследования, опубликованного в Proceedings of the National Academy of Sciences, 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 районе нефтеносных песков Атабаски (AOSR)». Это исследование показало, что хвостохранилища представляют собой косвенный путь переноса неконтролируемых выбросов в результате испарения трех репрезентативных полициклических ароматических углеводородов (ПАУ) ( фенантрен , пирен и бензо (а) пирен ), и что эти выбросы ранее не регистрировались. ^{[130] [131]}

Управление загрязнением воздуха [ править ]

Правительство Альберты вычисляет индекс качества воздуха Health (AQHI) от датчиков в пяти общин в регионе нефтеносных песков, эксплуатируемых «партнером» под названием Wood Buffalo экологическая ассоциация (WBEA). Каждая из их 17 станций непрерывного мониторинга измеряет от 3 до 10 параметров качества воздуха, включая оксид 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), общее количество углеводородов (THC) и метановые / неметановые углеводороды ( CH
₄/ NMHC). ^[132] Считается, что эти AQHI указывают на качество воздуха «с низким уровнем риска» более чем в 95% случаев. ^[133] До 2012 года мониторинг воздуха показал значительное увеличение превышения содержания сероводорода ( H
₂S ) как в районе форта Мак-Мюррей, так и рядом с установками для обогащения нефтеносных песков. ^[134] В 2007 году правительство Альберты издало приказ об охране окружающей среды для Suncor в ответ на многочисленные случаи, когда концентрация H на уровне земли
₂S ) превышают стандарты. ^[135] Система управления данными об окружающем воздухе Альберты (AAADMS) Стратегического альянса чистого воздуха ^[136] (также известная как CASA Data Warehouse) регистрирует, 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 году по сравнению с 11 в 2014 году и 73 в 2012 году. ^[137]

В сентябре 2015 года Институт Пембины опубликовал краткий отчет о «недавнем всплеске опасений по поводу запаха и качества воздуха в северной Альберте, связанных с расширением разработки нефтеносных песков», сравнивая ответы на эти опасения в Peace River и Fort McKay . В Форт-Маккей вопросы качества воздуха активно рассматриваются заинтересованными сторонами, представленными в WBEA, в то время как сообщество Peace River должно полагаться на реакцию регулятора энергетики Альберты . Стремясь определить источники неприятных запахов в сообществе Форт-Маккей, был разработан Индекс качества воздуха Форт-Маккей, расширяющий провинциальный индекс качества воздуха и включающий в себя возможных виновников проблемы: SO
₂, TRS и THC. Несмотря на эти преимущества, был достигнут больший прогресс в решении проблем запаха в сообществе Peace River, хотя только после того, как некоторые семьи уже покинули свои дома. Сообщается, что проблемы с запахом в Форт-Маккей остаются нерешенными. ^[138]

Землепользование и управление отходами [ править ]

Большая часть операций по добыче нефтеносных песков включает вырубку деревьев и кустарников с участка и удаление покрывающих отложений - верхнего слоя почвы, мускуса, песка, глины и гравия, которые находятся на поверхности месторождения нефтеносных песков. ^[139] Приблизительно 2,5 тонны нефтеносных песков необходимо для производства одного барреля нефти (примерно тонны). ^[140] В качестве условия лицензирования проекты должны выполнять план рекультивации . ^[141] Горнодобывающая промышленность утверждает, что северный лес в конечном итоге колонизирует мелиорированные земли, но их деятельность масштабна и рассчитана на длительные сроки. По состоянию на 2013 год около 715 квадратных километров (276 квадратных миль) земли в районе нефтеносных песков были нарушены, а 72 км ^2.(28 квадратных миль) этой земли находится в стадии рекультивации. ^[142] В марте 2008 года Альберта выдала компании Syncrude первый в истории сертификат на рекультивацию нефтеносных песков на земельный участок площадью 1,04 квадратных километра (0,40 квадратных миль), известный как Гейтвей-Хилл, примерно в 35 километрах (22 мили) к северу от Форт Мак-Мюррей. ^[143] Ожидается, что в течение следующих 10 лет ожидается несколько заявок на получение сертификатов на рекультивацию нефтяных песков. ^[144]

Управление водными ресурсами [ править ]

От 2 до 4,5 единиц объема воды используется для производства каждой единицы объема синтетической сырой нефти при добыче на месте . По данным Greenpeace, при разработке нефтеносных песков в Канаде используется 349 × 10 ⁶  м ³ / год (12,3 × 10 ⁹  куб. Футов / год) воды, что в два раза больше, чем в городе Калгари . ^[145] Тем не менее, при операциях SAGD, 90–95% воды рециркулируется, и только около 0,2 единиц объема воды используется на единицу объема произведенного битума. ^[146]^^

Для операций с нефтеносным песком в Атабаске вода подается из реки Атабаска, девятой по длине реки в Канаде. ^[147] Средний поток ниже по течению от Форт Мак-Мюррей составляет 633 м ³ / с (22 400 куб. Футов / с) с максимальным среднесуточным значением 1200 м ³ / с (42 000 куб. Футов / с). ^{[148] [149]} Лицензии на водопользование в нефтеносных песках составляют около 1,8% от стока реки Атабаска. Фактическое использование в 2006 году составило около 0,4%. ^[150] Кроме того, согласно Системе управления водными ресурсами для нижнего течения реки Атабаска, в периоды низкого речного стока потребление воды из реки Атабаска ограничивается 1,3% от среднегодового стока. ^[151]

В декабре 2010 года Консультативная группа по нефтяным 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, Исследовательского института водных ресурсов Альберты, Кумулятивного экологического Ассоциация менеджмента и другие были разрозненными и должны стать более всеобъемлющими и скоординированными. ^{[152] [153]}

Выбросы парниковых газов [ править ]

При производстве битума и синтетической сырой нефти выделяется больше парниковых газов, чем при производстве обычной сырой нефти. Исследование 2009 года, проведенное консалтинговой фирмой IHS CERA, показало, что добыча из канадских нефтеносных песков выделяет «примерно на 5-15% больше углекислого газа по сравнению с анализом срока службы топлива« от скважины к колесам »(WTW), чем в среднем сырая нефть. . " ^[154] 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. ^[155]

Исследование Стэнфордского университета, проведенное по заказу ЕС в 2011 году, показало, что сырая нефть из нефтеносных песков содержала на 22% больше углерода, чем другие виды топлива. ^{[156] [157]}

Гринпис заявляет, что промышленность по добыче нефтеносных песков была определена как крупнейший источник выбросов парниковых газов в Канаде, поскольку на нее приходится 40 миллионов тонн CO.
₂выбросы в год. ^[158]

По данным Канадской ассоциации производителей нефти и окружающей среды Канады, промышленная деятельность по добыче нефтеносных песков составляет около 5% выбросов парниковых газов в Канаде или 0,1% глобальных выбросов парниковых газов. Согласно прогнозам, нефтяные пески вырастут и составят 8% выбросов парниковых газов в Канаде к 2015 году. ^[159] В то время как выбросы производственной промышленной деятельности на баррель добытого битума снизились на 26% за десятилетие 1992–2002 гг., Общие выбросы от производственной деятельности составили ожидается увеличение в связи с более высоким уровнем производства. ^{[160] [161]} По состоянию на 2006 год при добыче одного барреля нефти из нефтеносных песков к 2015 году было выпущено почти 75 килограммов (165 фунтов) парниковых газов с общими выбросами в 67 мегатонн (66 000 000 длинных тонн ; 74 000 000 коротких тонн ) в год ^[162]. Исследование, проведенное IHS CERA, показало, что топливо, изготовленное из канадских нефтеносных песков, приводит к значительно более низким выбросам парниковых газов, чем многие обычно цитируемые оценки. ^[163] Исследование Сварта и Уивера 2012 г. показало, что если бы только экономически жизнеспособные запасы в 170 Гбл (27 × 10 ⁹  м ³⁾^) сжигались нефтеносные пески, средняя глобальная температура увеличилась бы на 0,02–0,05 ° C. Если бы вся геологическая нефть в 1,8 триллиона баррелей была сожжена, прогнозируемое повышение средней глобальной температуры составило бы 0,24–0,50 ° C. ^[164] Бергерсон и др. обнаружили, что, хотя выбросы WTW могут быть выше, чем выбросы сырой нефти, варианты нефтеносных песков с меньшими выбросами могут превзойти обычные варианты с более высокими выбросами . ^[165]

Чтобы компенсировать выбросы парниковых газов из нефтеносных песков и других мест в Альберте, было предложено изолировать выбросы углекислого газа внутри истощенных нефтегазовых резервуаров. Эта технология унаследована от методов увеличения нефтеотдачи . ^[166] В июле 2008 года правительство Альберты объявило о создании фонда в размере 2 млрд канадских долларов для поддержки проектов секвестрации на электростанциях Альберты, а также объектов добычи и модернизации нефтеносных песков. ^{[167] [168] [169]}

В ноябре 2014 года, Фатих Бирол , то главный экономист из Международного энергетического агентства , описанные выбросы дополнительных парниковых газов из нефтеносных песков Канады , как «чрезвычайно низкие». МЭА прогнозирует, что в следующие 25 лет добыча нефтеносных песков в Канаде увеличится более чем на 3 миллиона баррелей в день (480 000 м ³ / сут), но д-р Бирол сказал, что «выбросы от этой дополнительной добычи равны всего 23 часам. от выбросов Китая- ни одного дня ». На МЭА возложена ответственность за борьбу с изменением климата, но д-р Бирол сказал, что не тратит много времени, беспокоясь о выбросах углерода из нефтеносных песков.« Существует много дискуссий по проектам нефтеносных песков в Канаде и Соединенные Штаты и другие части мира, но, честно говоря, дополнительные выбросы CO2 из нефтеносных песков чрезвычайно низки ». Д-р Бироль признал, что существуют огромные расхождения во мнениях относительно курса действий в отношении изменения климата, но добавил , «Я надеюсь, что все эти реакции основаны на научных фактах и ​​здравом анализе» ^{[170] [171]}

В 2014 году Исследовательская служба Конгресса США опубликовала отчет в рамках подготовки решения о разрешении строительства трубопровода Keystone XL . В отчете, в частности, говорится: «Канадская сырая нефть из нефтеносных песков обычно более интенсивна по выбросам парниковых газов, чем другая сырая нефть, которую они могут вытеснить на нефтеперерабатывающих заводах США, и, по оценкам, выбрасывает на 17% больше парниковых газов на основе жизненного цикла, чем средний баррель переработанной сырой нефти. В Соединенных Штатах". ^[172]

По данным Natural Resources Canada (NRCan), к 2017 году 23-процентное увеличение выбросов парниковых газов в Канаде с 2005 по 2017 годы было «в основном за счет увеличения добычи нефтеносных песков, особенно добычи на месте». ^[8]

Деформации водной жизни [ править ]

Существуют противоречивые исследования о влиянии разработки нефтеносных песков на водную флору и фауну. В 2007 году Министерство охраны окружающей среды Канады завершило исследование, которое показывает высокий уровень деформации эмбрионов рыб, подвергшихся воздействию нефтеносных песков. Дэвид В. Шиндлер , лимнолог из Университета Альберты , был соавтором исследования вклада нефтеносных песков Альберты ароматических полициклических соединений , некоторые из которых являются известными канцерогенами , в реку Атабаска и ее притоки. ^[173] Ученые, местные врачи и местные жители поддержали письмо, направленное премьер-министру в сентябре 2010 года, с призывом начать независимое исследование озера Атабаска (которое находится ниже по течению от нефтеносных песков) в связи с ростом деформаций и опухолей, обнаруженных у пойманной рыбы. там. ^[174]

Основная часть исследований, направленных на защиту разработки нефтеносных песков, выполняется Региональной программой мониторинга водных ресурсов (RAMP). Исследования RAMP показывают, что показатели деформации нормальны по сравнению с историческими данными и показателями деформации в реках, расположенных выше по течению от нефтеносных песков. ^{[175] [176]}

Воздействие на общественное здоровье [ править ]

В 2007 году было высказано предположение, что нефтеносные пески негативно повлияли на дикую природу; например, в исследовании 2006 года было обнаружено, что у лосей в их системах в 453 раза больше допустимого уровня мышьяка , хотя более поздние исследования снизили его до 17-33 раз допустимого уровня (хотя и ниже международных пороговых значений для потребления). ^[177]

Высказывались опасения по поводу негативного воздействия нефтеносных песков на здоровье населения, включая более высокие, чем обычно, показатели заболеваемости раком среди жителей Форт-Чипевян . ^[178] Однако Джон О'Коннор, врач, который первоначально сообщил о более высоких уровнях заболеваемости раком и связал их с развитием нефтеносных песков, впоследствии был исследован Колледжем врачей и хирургов Альберты . Позже Колледж сообщил, что заявления О'Коннора состояли из «неправды, неточностей и неподтвержденной информации». ^[179]

В 2010 году Королевское общество Канады выпустило отчет, в котором говорилось, что «в настоящее время нет достоверных доказательств воздействия загрязнителей окружающей среды из нефтеносных песков, достигающих Форт Чипевян, на уровнях, которые, как ожидается, вызовут повышенный уровень заболеваемости раком у людей». ^[179]

В августе 2011 года правительство Альберты инициировало исследование состояния здоровья в провинции, чтобы выяснить, существует ли связь между повышенным уровнем заболеваемости раком и выбросами из нефтеносных песков. ^[180]

В отчете, опубликованном в 2014 году, главный врач службы здравоохранения Альберты доктор Джеймс Талбот заявил, что «нет убедительных доказательств связи между любым из этих видов рака и воздействием окружающей среды [нефтеносными песками]». Скорее, Талбот предположил, что уровень заболеваемости раком в Форт-Чипевиан , который был немного выше, чем в среднем по провинции, вероятно, был вызван сочетанием таких факторов, как высокий уровень курения, ожирения, диабета и алкоголизма, а также низкий уровень вакцинации. . ^[179]

См. Также [ править ]

Заметки [ править ]

Ссылки [ править ]

Дальнейшее чтение [ править ]

Внешние ссылки [ править ]

Викискладе есть медиафайлы по теме нефтяных песков .

• Центр открытия нефтеносных песков, Форт МакМюррей, Альберта, Канада
• Эдвард Буртынский , Вид с воздуха на Битуминозные пески Альберты
• GR Gray, R. Luhning: Битум Канадская энциклопедия
• Иржи Резак , фоторепортаж и снимки Alberta Oilsands
• Изучение битуминозных песков Альберты , Citizenshift, Национальный совет по кинематографии Канады
• Коренные народы ведут борьбу против канадских битуминозных песков  - видеоотчет от Democracy Now!
• Извлечение ванадия из нефтеносных песков
• Хоффман, Карл (1 октября 2009 г.). «Новые технологии для освоения огромных запасов нефти в Северной Америке» . Популярная механика .
• Канадские нефтеносные пески: оценки жизненного цикла выбросов парниковых газов Исследовательская служба Конгресса
• Информационный портал правительства провинции Альберта по нефтеносным пескам, интерактивная карта и библиотека данных