Құмды мұнай және битумді құмдар: пайда болуы, таралуы және қолданылуы

Мұнай құмдары – дәстүрлі емес мұнай кені. Құрамында битум, құм, саз және су бар. Қазақстанда да бар, жалпы дүниежүзілік қоры 100 млрд баррельден асады.

38 мин оқу

100%

Дереккөз: Oil sands — Wikipedia

Ағылшыншамен салыстырыңыз: абзацты басыңыз — түпнұсқа терезеде ашылады. Абзац астындағы EN түймесі оны мәтін ішінде көрсетеді.

Мазмұны

Кіріспе

Кәдімгі емес мұнай кен орнының түрі

Мұнай құмдары, битум құмдары, шикі битум немесе битумді құмдар – кәдімгі емес мұнай кен орнының бір түрі. Мұнай құмдары – құм, саз және судың табиғи қоспасынан тұратын, битуммен сіңген бос құм немесе ішінара біріккен құмтас. Битум – мұнайдың тығыз және өте тұтқыр түрі. Маңызды битум кен орындары Канада, Қазақстан, Ресей және Венесуэлада кездеседі. Әлемдегі мұнай кен орындарының жалпы көлемі 100 миллиард баррельден асады деп есептеледі. Дәлелденген битум қоры шамамен 100 миллиард баррельді құрайды, ал жалпы табиғи битум қоры әлем бойынша шамамен 100 миллиард баррельді құрайды, оның 70,8%-ы Альбертада (Канада) орналасқан. Венесуэладағы Ориноко белдеуі кейде мұнай құмдары ретінде сипатталса да, бұл кен орындары битумды емес, төмен тұтқырлығына байланысты ауыр немесе аса ауыр мұнай санатына жатады. Табиғи битум мен аса ауыр мұнай бактериялардың әсерінен бастапқы мұнайдан айырылу дәрежесімен ерекшеленеді. 1973 және 1979 жылдардағы мұнай бағасының өсуі және мұнай құмдарын өндіру технологиясының жетілдірілуі оларды пайдалы өндіруге және өңдеуге мүмкіндік берді. Басқа да «дәстүрлі емес» мұнай өндіру тәсілдерімен бірге, мұнай құмдары «құйылатын көміртек» мәселесіне қатысты, бірақ сонымен қатар энергия қауіпсіздігіне үлес қосады және халықаралық бағалық картель – ОПЕК-ке қарсы тұрады. Мұнай климаты индексіне сәйкес, мұнай құмынан алынған шикі мұнайдан бөлінетін көміртегі шығарындылары дәстүрлі мұнайдан 31%-ға жоғары. Natural Resources Canada (NRCan) мәліметтері бойынша, Канадада мұнай құмдарын өндіру, әсіресе жер астындағы өндіру, 2005 жылдан 2017 жылға дейін елдің парниктік газдар шығарындыларының өсуіне ең көп үлес қосты.

Тарих

Битумдық кен орындары мен сіңіп шыққан жерлерді пайдалану Палеолит дәуіріне дейін жетеді. Битумды ең алғаш пайдаланған неандертальдықтар шамамен 40 мың жыл бұрын болған. Сирияда неандертальдықтар қолданған тас құралдарға жабысқан битум табылды. *Homo sapiens* келгеннен кейін адамдар битумды ғимараттар салуға, қамыс қайықтарды су өткізбеуге және басқа да мақсаттарға пайдаланды. Ежелгі Египетте битум мумияларды дайындауда маңызды рөл атқарды. Көне заманда битум негізінен Месопотамияда, шумерлер мен вавилондықтар тарапынан қолданылды, бірақ ол Левант және Парсыда да кездесті. Тигр және Евфрат өзендері бойындағы аймақтарда жүздеген таза битум сіңіп шыққан жерлер болды. Месопотамиялықтар битумды қайықтар мен ғимараттарды су өткізбеу үшін пайдаланды. Еуропада ол француздық Пешелброн қаласының жанында кеңінен өндірілді, онда 1742 жылы буды бөлу процесі қолданылды. Канадада алғашқы халықтар ерте заманнан бері Атабаска және Клервотер өзендері бойындағы сіңіп шыққан жерлерден битумды алып, қайықтарының қабығын су өткізбеу үшін пайдаланды. Канаданың мұнай құмдары еуропалықтарға алғаш рет 1719 жылы белгілі болды, осы кезде Кри племясының өкілі Ва Па Су үлгін Hudson's Bay Company тері саудагері Генри Келсиге әкелді, ол оны күнделігінде баяндады. Тери саудагері Питер Понд 1778 жылы Клервотер өзенінен Атхабаскаға дейін жүзіп келді, кен орындарын көрді және "жер бетімен ағып жатқан битум бұлақтары" туралы жазды. 1787 жылы тери саудагері және зерттеуші Александр Маккензи Солтүстік Мұзды мұхитқа жол тартқанда Атабаска мұнай құмдарын көрді және былай деді: "Атабаска және Клервотер өзендерінің қосылған жерінен шамамен 24 миль қашықтықта битумдық бұлақтар бар, оларға 20 футтық қаруды ешқандай қарсылықсыз енгізуге болады".

Мұнай құмдарынан мұнай өндіру операцияларының құны

Норвегиялық "Rystad Energy" – "тәуелсіз энергетикалық зерттеулер мен консультациялар" компаниясы 2019 жылғы мамырдағы "өндіріс шығындары қисығын жаңарту" салыстыруында әлемдегі жалпы қалпына келтірілетін сұйық ресурстарды өндіріс бағасы бойынша рейтингтеген. Rystad 2019 жылы мұнай құмдарынан алынатын мұнайдың орташа өндіріс бағасы 83 АҚШ долларын құрағанын, бұл оны өндіруді ең қымбатқа айналдырғанын хабарлады, бұл көрсеткіш әлемдегі барлық маңызды мұнай өндіруші аймақтардан жоғары. Халықаралық Энергия агенттігі де ұқсас салыстырулар жасады. Мысалы, Аттабаска мұнай құмдарынан алынған Батыс Канадалық Селекті (WCS) сияқты, теңізге шығу мүмкіндігі жоқ, күкіртті шикі мұнайдың баррель бағасы, Батыс Техас аралық (WTI) сияқты жеңіл, тәтті мұнайға қарағанда айырмашылықпен бағаланады. Бағасы оның сапасына байланысты, ол меншікті салмағы немесе API, күкірт мөлшері және орналасқан жері – мысалы, теңізге және/немесе мұнай өңдеу зауыттарына жақындығы сияқты факторларға байланысты анықталады. Мұнай құмдарынан мұнай өндірудің өндіріс құны әлдеқайда жоғары болғандықтан, өндіріс шығындарының өтелу деңгейі Сауд Арабиясы, Иран, Ирак және АҚШ өндіретін жеңіл, тәтті мұнайға қарағанда әлдеқайда жоғары. Даму кезеңдерінен кейін құлдырау болды, себебі мұнайдың әлемдік бағасы 1980-ші жылдары, 1990-шы жылдары, әлемдік экономикалық төмендеу кезеңінде және 2003 жылы қайтадан төмендеді.

Номенклатура

19 ғасырдың соңы мен 20 ғасырдың басында битумді құмдарға "қазылтыр құмдар" деген атау берілген. Осы кезеңде битумді құмдарды көрген адамдар қалалық жылу және жарықтандыру үшін көмір газын өндірудің қосалқы өнімі ретінде қалаларда көп мөлшерде шығатын қара шайыр қалдықтарымен таныс болған. Бұл табиғи битум кен орындарын "шайыр" деп сипаттау – қате, себебі химиялық тұрғыдан алғанда, шайыр – көмір сияқты органикалық материалды құрғақ дистилляциялау арқылы жасалған адамның өнімі. Содан бері көмір газы отын ретінде дерлік толығымен табиғи газға, ал көмір шайыры жол төсеу материалы ретінде мұнай өнімі – асфальтқа алмастырылды. Табиғи битум химиялық құрамы жағынан көмір шайырына қарағанда асфальтқа жақын, сондықтан мұнай құмдары (немесе мұнай құмдары) термині битумнан синтетикалық мұнай өндірілетін өндіріс аймақтарында "қазылтыр құмдар" терминінен гөрі жиі қолданылады. Қазіргі таңда мұнай құмдары – дәстүрлі шикі мұнайға балама болып табылады.

Геология

Әлемдегі ең ірі мұнай құмдары Венесуэла мен Канадада орналасқан. Екі елдегі кен орындарының геологиясы негізінен ұқсас. Олар 20°API-ден жоғары тығыздыққа ие ауыр мұнай, аса ауыр мұнай және/немесе битум кен орындары болып табылады, олар көбінесе ұқсас қасиеттері бар, біріктірілмеген құмтастарда кездеседі. "Біріктірілмеген" дегеніміз, бұл жағдайда құмның жоғары кеуектілігі, маңызды байланыс болмауы және тартылу беріктігінің нөлге жуық болуы. Құмдар мұнайға толы, бұл олардың қатты құмтасқа айналуына кедергі келтіреді. Мұнайдың орнында болуы оның қоры болуын білдірмейді, ал өндірілетін мұнай мөлшері технологиялық прогреске байланысты. 1985–2000 жылдар аралығында Канададағы қарқынды технологиялық даму пармен күшейтілген гравитациялық дренаж (SAGD) сияқты әдістерге әкелді, олар дәстүрлі әдістерге қарағанда OOIP-нің әлдеқайда көп бөлігін өндіруге мүмкіндік береді. Альберта үкіметі қазіргі технологиялармен битум мен ауыр мұнайдың 10% -ын өндіруге болады деп есептейді, бұл оларға шамамен 200 миллиард баррель (32 миллиард м3) өндірілетін мұнай қоры береді. Венесуэланың өндірілетін мұнай қоры 267 миллиард баррель (42 миллиард м3) деп бағаланады.

Канада

Батыс Канада шөгінді алабының (WCSB) мұнай құмдары Канада Роки тауларының қалыптасуының нәтижесі болып табылады. Тынық мұхиты плитасы Солтүстік Америка плитасының үстінен жылжып, батыстан итерілген кезде, қазір Британ Колумбиясының көп бөлігін құрайтын бұрынғы ірі арал тізбектерін алып келді. Бұл соқтығыс Альберта жазығын қысып, Роки тауларын жазықтардан көтеріп, тау жоталарын жасады. Бұл тау құрылысы процесі Альбертаның көп бөлігінің астындағы шөгінді тау жыныстары қабаттарын тереңге көміп, жер асты температурасын жоғарылатты және тереңге көмілген органикалық заттарға толы тақташалардағы керогенді жеңіл мұнай мен табиғи газға айналдыратын алып қысымды «қазандық» әсерін тудырды. Бұл тау жыныстары американдық «мұнай тақташаларына» ұқсас, бірақ соңғылары ешқашан керогенді сұйық мұнайға айналдыру үшін жеткілікті тереңдікке көмілмеген. Бұл жылжу Альбертаның жер астының көп бөлігінде жатқан кредаға дейінгі шөгінді тау жыныстарын да еңкейтті, Альбертаның оңтүстік-батысындағы тау жыныстарын Роки тауларына жақын тереңдікке дейін, ал солтүстік-шығыста нөлдік тереңдікке дейін түсірді, онда олар Канада қалқанының магмалық тау жыныстарына тіреліп, жер бетіне шықты. Бұл еңіс жер бетінде көрінбейді, себебі пайда болған ойыс таулардан эрозияға ұшыраған материалмен толтырылған. Жеңіл мұнай гидродинамикалық тасымалдау арқылы оңтүстік-батыстағы Роки тауларынан солтүстік-шығыстағы Канада қалқанына қарай Альберта астындағы формациялардағы күрделі кредаға дейінгі сәйкессіздіктерді пайдаланып жылжуда. Мұнайдың оңтүстік-батыстан солтүстік-шығысқа қарай жылжу арақашықтығы шамамен алғанда, солтүстік-шығыстағы шөгінді формациялардың тереңдігімен шектелді. Мұнайдың бетке жақындауы кезінде микробтық ыдырау мұнайдың өте тұтқыр және қозғалмайтын болуына себеп болды. Қалған мұнайдың көбісі Альбертаның солтүстігінде, Орта креда кезеңіне (115 миллион жыл) жататын құм, саз және тақташа қабаттарында, үстінен қалың тақташалар жамылған күйде кездеседі. Бірақ Альберта-Саскачеван шекарасындағы Ауыр мұнай белдеуінде битумнан жеңіл ауыр мұнайдың көп мөлшері табылады, бұл аймақ Саскачеванға дейін және Монтана шекарасына жақындап жатыр. Альбертаға іргелес орналасқан Саскачеванда битумның ірі кен орындары жоқ, тек >10°API көрсеткіші бар ауыр мұнайдың ірі қоймалары бар екенін атап өткен жөн. Сондықтан, циклдік бумен стимуляция (CSS) өндіріс үшін кеңінен қолданылады. Cold Lake мұнай құмдары Боннивилл, Альбертаның төңірегінде орналасқан, шамамен дөңгелек пішінге ие. Олардың қоры 60 миллиард текше метрден (370 миллиард баррель) астам аса ауыр мұнайды құрайды. Мұнай өте тұтқыр, бірақ Атабаска мұнай құмдарына қарағанда әлдеқайда аз, сондай-ақ күкірттілігі де төмендеу. Кен орындарының тереңдігі және қалыңдығы. 2009 жылы АҚШ Геологиялық қызметі (USGS) мұнай қорының бағалауын «техникалық тұрғыдан қалпына келтіруге болатын (қазіргі қолданыстағы технология мен өнеркәсіптік тәжірибелерді пайдалану арқылы өндірілетін) мұнайға» дейін арттырды. Мұнайдың қаншасы экономикалық тұрғыдан өндірілетіні туралы ешқандай бағалау жасалмады.

The oil sands of the Western Canadian Sedimentary Basin (WCSB) are a result of the formation of the Canadian Rocky Mountains by the Pacific Plate overthrusting the North American Plate as it pushed in from the west, carrying the formerly large island chains which now compose most of British Columbia. The collision compressed the Alberta plains and raised the Rockies above the plains, forming mountain ranges. This mountain building process buried the sedimentary rock layers which underlie most of Alberta to a great depth, creating high subsurface temperatures, and producing a giant pressure cooker effect that converted the kerogen in the deeply buried organic rich shales to light oil and natural gas. These source rocks were similar to the American so called oil shales, except the latter have never been buried deep enough to convert the kerogen in them into liquid oil. This overthrusting also tilted the pre Cretaceous sedimentary rock formations underlying most of the sub surface of Alberta, depressing the rock formations in southwest Alberta up to deep near the Rockies, but to zero depth in the northeast, where they pinched out against the igneous rocks of the Canadian Shield, which outcrop on the surface. This tilting is not apparent on the surface because the resulting trench has been filled in by eroded material from the mountains. The light oil migrated up dip through hydro dynamic transport from the Rockies in the southwest toward the Canadian Shield in the northeast following a complex pre Cretaceous unconformity that exists in the formations under Alberta. The total distance of oil migration southwest to northeast was about At the shallow depths of sedimentary formations in the northeast, massive microbial biodegradation as the oil approached the surface caused the oil to become highly viscous and immobile. Almost all of the remaining oil is found in the far north of Alberta, in Middle Cretaceous (115 million year old) sand silt shale deposits overlain by thick shales, although large amounts of heavy oil lighter than bitumen are found in the Heavy Oil Belt along the Alberta Saskatchewan border, extending into Saskatchewan and approaching the Montana border. Note that, although adjacent to Alberta, Saskatchewan has no massive deposits of bitumen, only large reservoirs of heavy oil >10°API. As a result, cyclic steam stimulation (CSS) is commonly used for production. The Cold Lake oil sands are of a roughly circular shape, centered around Bonnyville, Alberta. They probably contain over 60 billion cubic metres (370 billion barrels) of extra heavy oil in place. The oil is highly viscous, but considerably less so than the Athabasca oil sands, and is somewhat less sulfurous. The depth of the deposits is and they are from thick. In 2009, the US Geological Survey (USGS) increased its estimates of the reserves to of oil which is "technically recoverable (producible using currently available technology and industry practices)." No estimate of how much of the oil is economically recoverable was made.

Басқа депозиттер

Альбертадағы үш ірі канад мұнай құмдарынан өзге, Канадада тағы бір ірі мұнай құмдары бар – Канаданың Арктикалық аралдарындағы Мелвилл аралы мұнай құмдары. Олар коммерциялық өндіріс үшін тым алыс орналасқан, сондықтан жақын арада олардан мұнай алу күтілмейді. Канада мен Венесуэладағы алып мұнай құмдарынан басқа, көптеген елдерде одан кішірек мұнай құмдары кездеседі. АҚШ-та да супергигант мұнай құмдары бар. АҚШ мұнай құмдары канадалық мұнай құмдарынан әлдеқайда кішкентай ғана емес, сонымен қатар олар көмірсутектермен қаныққан, ал канадалық мұнай құмдары сумен қаныққан. Қазақстанда ірі битум кен орындары Солтүстік Каспий алабында орналасқан. Мадагаскарда Цимироро және Бемоланга – екі ауыр мұнай құмдары кен орны. Цимиророда сынақ ұңғымасы қазірдің өзінде аз мөлшерде мұнай өндіріп тұр, ал ірі көлемдегі өндіріс жоспарлау кезеңінде. Конго Республикасындағы мұнай қоры шамамен…

Өндіріс

Битумдық құмдар дәстүрлі емес мұнайдың маңызды көзі болып табылады, алайда ірі масштабты коммерциялық мұнай құмдары өнеркәсібі тек Канадада ғана дамыған. 2006 жылы Канададағы битум өндірісі 81 мұнай құмдары жобасы бойынша орташа есеппен жүргізілді. 2007 жылы Канаданың мұнай өндірісінің 44% мұнай құмдарынан құралды. Бұл көрсеткіш алдағы онжылдықтарда битум өндірісі артып, дәстүрлі мұнай өндірісі төмендегеніне байланысты өсуі күтілуде (2008 жылғы мәліметтер бойынша), бірақ 2008 жылғы экономикалық төмендеуге байланысты жаңа жобалар бойынша жұмыстар кейінге шегерілді.

Канада

Альберта мұнай құмдары 1967 жылы алғашқы Ұлы Канада мұнай құмдары (қазіргі Suncor Energy) кені жұмыс істей бастағаннан бері коммерциялық өндірісте. Syncrude-тің екінші кені 1978 жылы іске қосылды және ол әлемдегі ең ірі кен орны болып табылады. Аттабаска мұнай құмдарының үшінші кені, Shell Canada, Chevron Corporation және Western Oil Sands Inc. консорциумы (2007 жылы Marathon Oil Corporation сатып алған) 2003 жылы іске қосылды. Petro Canada сондай-ақ UTS Energy Corporation және Teck Cominco серіктестігімен 33 миллиард долларлық Fort Hills жобасын дамытып жатты, бірақ 2009 жылы Petro Canada-ның Suncor-мен бірігуінен кейін жобаның қарқыны төмендеді. 2013 жылға қарай Аттабаска мұнай құмдарында тоғыз мұнай құмдарын өндіру жобасы жұмыс істеді: Suncor Energy Inc. (Suncor), Syncrude Canada Limited (Syncrude) компаниясының Mildred Lake және Aurora North, Shell Canada Limited (Shell) компаниясының Muskeg River және Jackpine, Canadian Natural Resources Limited (CNRL) компаниясының Horizon, Imperial Oil Resources Ventures Limited (Imperial), Kearl Oil Sands Project (KOSP), Total E&P Canada Ltd. Joslyn North кені және Fort Hills Energy Corporation (FHEC). 2011 жылы олар 52 миллион текше метр битум өндірді. 2022 жылдың басынан бастап Альбертадағы мұнай құмдарын өндіру күрт өсті, 2014 жылғы көрсеткіштерден едәуір асып түсті. Мұнай бағасының жоғары деңгейде болуы – оның бір себебі. 2024 жылы одан да өсуі күтілуде, соның нәтижесінде Канада мұнай өндіруде жетекші елге айналуы мүмкін.

Венесуэла

2000 жылға дейін Венесуэланың аса ауыр мұнай кен орындарының айтарлықтай дамуы жүргізілмеді, тек BITOR операциясы ғана күніне 100 000 баррельден (16 000 м3/күн) аспайтын 9° API мұнайды бастапқы өндіріс арқылы өндірді. Бұл көбінесе 70% мұнай және 30% судан тұратын эмульсия (Оримульсия) түрінде тасымалданды, ол жылу электр станцияларында жағуға қолданылатын ауыр майға ұқсас қасиеттерге ие болды.

Басқа елдер

2008 жылдың мамыр айында итальяндық Eni мұнай компаниясы Конго Республикасындағы майлы құмдардың шағын қорына дамыту жобасын жариялады. Өндіріс 2014 жылы басталуы жоспарлануда және ақырында барлығына дейін өнім беруі күтілуде.

Экстракциялау әдістері

Өте ауыр мұнайдың немесе битумның аз ғана бөлігін ғана дәстүрлі мұнай бұрғылау технологиясымен өндіруге болады, ал мұнай құмдарын ашық карьерлік әдіспен өндіру керек немесе мұнайды күрделі "in situ" технологияларды қолдану арқылы ұңғыларға ағызу қажет. Бұл әдістер әдетте дәстүрлі мұнай өндірісіне қарағанда көбірек суды пайдаланады және көп энергия талап етеді. Канаданың мұнай құмдарының көп бөлігі ашық карьерлік кендерде өндірілсе де, Канаданың мұнай құмдарының шамамен 90% және Венесуэланың барлық мұнай құмдары жер бетінен кен шығару үшін тым тереңде жатыр.

Бастапқы өндіріс

Кәдімгі шикі мұнай әдетте мұнай резервуарларына мұнай ұңғымаларын бұрғылау арқылы жер астынан алынады, бұл табиғи резервуар қысымымен мұнайдың оларға ағылуына мүмкіндік береді, бірақ өндірісті сақтау үшін жасанды көтергіш және горизонталь бұрғылау, сумен жуу және газ енгізу сияқты әдістер жиі қажет болады. Венесуэланың мұнай құмдарында негізгі өндіріс қолданылғанда, ондағы аса ауыр мұнайдың температурасы шамамен 50 градус Цельсийді құрайды, мұнайды қалпына келтірудің типтік көрсеткіші шамамен 8–12% болады. Канаданың мұнай құмдары одан да суық және күшті ыдырағандықтан, битумды қалпына келтіру көрсеткіші әдетте 5–6% шамасында болады. Тарихи тұрғыдан алғанда, бастапқы қалпына келтіру Канаданың мұнай құмдарының сұйық аймақтарында қолданылған. Бірақ ол мұнайдың аз ғана бөлігін қалпына келтіргендіктен, қазіргі уақытта оны көбінесе қолданбайды.

Жер бетіндегі тау-кен өндірісі

Атабаска мұнай құмдары – жер бетінен өндіруге жеткілікті жақын орналасқан мұнай құмдарының жалғыз ірі кен орындары. Атабаска құмдарында аз қабатпен жабылып, өте көп мөлшерде битум бар, сондықтан оны жер бетінен өндіру – ең тиімді әдіс. Осы қабаттың құрамында сулы мускег (торф батпағы), саз және құрғақ құм бар. Мұнай құмдарының өзі әдетте, жалпақ әктас тастың үстінде орналасқан, бірікпеген құмтасқа сіңген қалың шикі битум жинағынан тұрады. 1967 жылы «Great Canadian Oil Sands» (қазіргі «Suncor Energy») компаниясы мұнай құмдарының алғашқы ірі кенішін іске қосып, битумды коммерциялық түрде өндіруді бастады, содан бері оның көлемі тұрақты түрде өсіп келеді. Қазіргі уақытта көптеген мұнай құмдары кеніштері жұмыс істеп тұр, ал тағы да бірқатар кеніштер мақұлдау немесе дамыту кезеңінде. «Syncrude Canada» кеніші 1978 жылы ашылған екінші кеніш, ал «Shell Canada» 2003 жылы «Muskeg River» (Albian Sands) кенішін, ал «Canadian Natural Resources Ltd» (CNRL) 2009 жылы «Horizon Oil Sands» жобасын іске қосты. Жаңа кеніштердің қатарында «Shell Canada» компаниясының «Jackpine» кеніші, «Imperial Oil» компаниясының «Kearl Oil Sands» жобасы, «Synenco Energy» (қазір «TotalEnergies» компаниясына тиесілі) «Northern Lights» кеніші және «Suncor» компаниясының «Fort Hills» кеніші бар.

Мұнай құмдары қалдықтар тоғандар

Мұнай құмдарының қалдықтары тоғандары – тұздар, ерітілген қатты бөлшектер және нафтен қышқылдары, бензол, көмірсутектер, қалдық битум, ұсақ шлам (жетілген ұсақ құйрықтар – ЖҰҚ) және су сияқты басқа да ерітілетін химиялық қосылыстарды қамтитын инженерлік бөгеттер мен дамбалар жүйесі. Мұнай құмдарын ашық жолмен өндірудің қосалқы өнімі болып табылатын қалдықтардың көп көлемі және осы қалдықтарды басқару – битумді құмдардың ең зиянды жақтарының бірі.

Қалдықпен ауыр мұнай өндіру (CHOPS)

Осыдан бірнеше жыл бұрын Канаданың мұнай компаниялары ауыр мұнай ұңғымаларынан құмды сүзгілерді алып тастап, мұнаймен бірге мүмкіндігінше көп құм өндірсе, өндіріс қарқыны едәуір артатынын анықтады. Бұл техника құмды пайдаланып суық ауыр мұнай өндіру (CHOPS) деп аталды. Келесі зерттеулер құмды шығару құм қабаттарында "құрт жолдарының" пайда болуына себеп болатынын, осы арқылы мұнайдың ұңғымаға жете алуына жағдай жасалатынын көрсетті. Бұл әдістің артықшылығы – өндіріс қарқыны мен мұнайды қалпына келтіру көрсеткіштерінің жақсаруы (құм сүзгілері қолданылғанда 5–6% болса, бұл көрсеткіш шамамен 10% жетеді), ал кемшілігі – өндірілген құмды кез келген орынға тастау қиындық тудырады. Осы мәселені шешудің бір жаңа тәсілі – құмды ауылдық жолдарға тарату. Ауылдық биліктер бұл әдіске риза болды, себебі майлы құм шаңның көтерілуін азайтады және мұнай компаниялары жолдарды күтіп ұстау жұмыстарын өздері жүзеге асырады. Дегенмен, үкіметтер жолдарға таратылған мұнайдың мөлшері мен құрамына қатысты алаңдаушылық білдіруде. Сондықтан соңғы жылдары майлы құмды жер астындағы тұз қуыстарына орналастыру практикасы кеңінен қолданылуда.

Циклдік бу ынталандыру (CSS)

Ауыр мұнайды өндіру үшін бу инъекциялау әдісі 1950 жылдан бері Калифорния мұнай кен орындарында қолданылып келеді. Циклдік бумен ынталандыру (CSS) "хаф және пуф" әдісі жылдам бастапқы өндіріс деңгейіне байланысты бүкіл әлемде ауыр мұнай өндірісінде кеңінен қолданылады; алайда, SAGD-ге (мұнай қорының 60–70%) қарағанда өндіріс көрсеткіштері салыстырмалы түрде төмен (мұнай қорының 10–40%). CSS 1985 жылдан бері Imperial Oil компаниясы Cold Lake-те, сондай-ақ Canadian Natural Resources компаниясы Primrose және Wolf Lake-те, ал Shell Canada компаниясы Peace River-де қолданып келеді. Бұл әдісте ұңғымаға бу инъекциялау, ұстау және мұнай өндіру циклдары жүзеге асырылады. Біріншіден, бірнеше апта немесе ай бойы 300–340 градус Цельсий температурасында бу ұңғымаға жіберіледі; содан кейін, жылудың қабатқа сіңуіне мүмкіндік беру үшін бірнеше күн немесе апта бойы ұңғыма тоқтатылады; және кейіннен, ыстық мұнай бірнеше апта немесе ай бойы ұңғымадан сорғыланады. Өндіріс деңгейі төмендегеннен кейін, ұңғыма тағы бір инъекциялау, ұстау және өндіру циклынан өтеді. Бұл процесс бу инъекциялау құны мұнай өндіруден түсетін пайдадан асып кеткенше қайталанады.

Бумен қамтамасыз етілген ауырлық дренажы (SAGD)

Бумен көмектесетін гравитациялық дренаж 1980 жылдары Альберта мұнай құмдары технологиясы және зерттеулер басқармасымен әзірленді және 1990 жылдардың ортасына қарай бағытты бұрғылау технологиясының жетілдірілуімен сәйкес келді, бұл оны жылдам және арзан жасады. SAGD-де мұнай құмдарында екі көлденең ұңғыма бұрғыланады, біреуі қабаттың төменгі жағында, екіншісі одан шамамен 5 метр жоғары. Бұл ұңғымалар әдетте орталық алаңдардан топтамалармен бұрғыланады және барлық бағытта шақырымдарға дейін созылуы мүмкін. Әрбір ұңғыма жұбында жоғарғы ұңғымаға бу жіберіледі, жылу битумды ерітеді, ол төменгі ұңғымаға ағып, онда жер бетіне сорылады. Мысалдарға Кристина көлінің жобалары, ConocoPhillips компаниясының Сурмонт жобасы, Devon Canada компаниясының Jackfish жобасы және Derek Oil & Gas компаниясының LAK Ranch жобасы жатады. Альбертаның OSUM Corp компаниясы SAGD технологиясын бекітілген жер асты шахталық технологиясымен біріктіріп, мұнай құмдары кен орнының ішіндегі жер асты ұңғымаларын пайдалану арқылы өндіріс деңгейін арттырды, сонымен қатар дәстүрлі SAGD-ге қарағанда энергия тұтынуды азайтты. Бұл технологиялық қолданыс қазіргі таңда сынақ кезеңінде.

Буды алу (VAPEX)

Бірнеше әдіс будың орнына еріткіштерді қолдана отырып, битумды құмнан бөлуге арналған. Кейбір еріткішпен шығару әдістері орналасқан жердегі өндірісте, ал басқалары кен өндірісінде тиімдірек болуы мүмкін. Егер еріткіш көбірек мұнай өндірсе және бу өндіруге кеткен энергия азайса, онда ол тиімді болуы мүмкін. Бумен шығару процесі (VAPEX) – SAGD-ға ұқсас орналасқан жердегі технология. Будың орнына, битумды сұйылту үшін жоғарғы ұңғымаға көмірсутек еріткіштері жіберіледі, бұл сұйылтылған битумның төменгі ұңғымаға ағуына мүмкіндік береді. Бұл бу инъекциялауға қарағанда әлдеқайда жоғары энергия тиімділігін қамтамасыз етеді және битумды тікелей қабаттың ішінде мұнайға жартылай жаңартуға мүмкіндік береді. Бұл процеске мұнай компаниялары қызығушылық танытып, оны тәжірибелік жолмен сынап жатыр. Аталған әдістер бір-бірінсіз де қолданылуы мүмкін. Қалыптасуды SAGD өндірісіне дайындау үшін ұңғымалар CSS инъекциялық-сорғыш өндіріс циклынан өтуі жиі кездеседі, сондай-ақ компаниялар VAPEX пен SAGD-ні біріктіру арқылы мұнайды қалпына келтіру деңгейін арттыру және энергия шығындарын төмендетуді тәжірибелеп жатыр.

Аяқ- аяқпен ауа енгізу (THAI)

Бұл - вертикальді ауа инъекциялық ұңғыманы көлденең өндіріс ұңғымасымен біріктіретін өте жаңа және тәжірибелік әдіс. Бұл процесс резервуардағы мұнайды тұтандырып, көлденең ұңғыманың "басынан" "аяғына" қарай қозғалатын оттың тік қабырғасын жасайды, бұл ауыр мұнай компоненттерін өртеп, ауыр битумның бір бөлігін формациядағы жеңіл мұнайға айналдырады. Тарихи тұрғыдан алғанда, өртпен суға бату жобалары жалын фронтын бақылаудағы қиындықтар мен өндіруші ұңғымаларды өртеп жіберу мүмкіндігі салдарынан жақсы нәтиже бермеді. Алайда, кейбір мұнай компаниялары THAI әдісінің бақылауға оңай және практикалық болады деп санайды, сондай-ақ бу жасау үшін энергия қажет етпейтін артықшылығы бар. Бұл әдісті жақтаушылар оның азырақ тұщы су қолданатынын, 50%-ға азырақ парниктік газдар шығаратынын және басқа өндіріс техникаларына қарағанда экологиялық іздің кішірек екенін айтады. Petrobank Energy and Resources компаниясы Альбертадағы сынақ ұңғымаларынан үміттендіретін нәтижелерді жариялады, өндіріс бір ұңғымаға дейін жетеді, ал мұнай 8-ден 12 API градусына дейін жақсартылды. Компания төменгі құбырдың катализаторы арқылы мұнайды тартатын CAPRI (бақыланатын атмосфералық қысымдағы шайыр инфузиясы) жүйесі арқылы тағы 7 градусқа жақсартуға үміттенеді. Бірнеше жылдық өндірістен кейін, қазіргі THAI әдістері жоспарланғандай жұмыс істемейтіні анық болды. Керроберттегі THAI ұңғымаларынан өндіріс үнемі төмендеп келе жатқандықтан, Petrobank THAI патенттерінің құнын және нысанның қорларын нөлге дейін төмендетті. Олар "көп THAI" деп аталатын жаңа конфигурацияны сынап көруді жоспарлап отыр, ол көбірек ауа инъекциялық ұңғымаларын қосуды қамтиды.

Жанар көздерінің жоғарыдағы ауырлық дренажы (COGD)

Бұл битумды өндіру аймағының түбінде орналасқан көлденең өндіріс ұңғымасының үстіне орналастырылған бірнеше тік ауа инъекциялық ұңғымаларды пайдаланатын эксперименттік әдіс. Бастапқы бу циклы, CSS сияқты, битумды тұтандыруға және оның қозғалмалылығын арттыруға дайындау үшін қолданылады. Одан кейін, ауа тік ұңғымаларға жіберіліп, жоғарғы битумды тұтандырады және төменгі битумды жылу арқылы өндіріс ұңғымасына ағызуға көмектеседі. COGD технологиясы SAGD-мен салыстырғанда 80% су үнемдеуге мүмкіндік береді деп күтілуде.

Энергиялық баланс

Бір баррель битумды синтетикалық шикі мұнайға айналдыру үшін шамамен энергия қажет. 2006 жылы оның көп бөлігі табиғи газды жағу арқылы өндіріледі. Мұнай эквивалентінің баррелі шамамен болғандықтан, оның EROEI 5–6 құрайды. Бұл дегеніміз, ол тұтынуға қарағанда 5-6 есе көп энергия береді. Энергия тиімділігі 2015 жылға қарай табиғи газ немесе энергияның бір барреліне орташа 6,5-ке дейін жақсарады деп күтілуде, бұл шамамен 6,5 EROEI береді. Мұнай құмдары аймағында табиғи газға баламалар бар. Битумды отын ретінде пайдалануға болады, синтетикалық шикі мұнайдың өндірілген бірлігіне шикі битумның шамамен 30–35 пайызы жұмсалады. Nexen компаниясының Long Lake жобасы битумды жаңарту үшін патенттелген асфальттау технологиясын қолданады, асфальтен қалдықтарын газдандырғышқа жібереді, оның синтездік газы когенерациялық турбина мен сутегі өндіру блогы арқылы пайдаланылады, жобаның барлық энергия қажеттіліктерін қамтамасыз етеді: бу, сутегі және электр энергиясы. Осылайша, ол табиғи газды пайдаланбай синкруд өндіреді, бірақ капиталдық шығындар өте жоғары. Осыдан бірнеше жыл бұрын жобаға отын ретінде қажетті табиғи газдың жетіспеушілігі Канаданың мұнай құмдары өндірісі үшін проблема болары болжалданған, бірақ АҚШ-тың сланцевый газ өндірісінің соңғы уақыттағы өсімі Солтүстік Америка үшін проблеманың көп бөлігін жойды. Гидравликалық жарылудың кеңінен қолданылуымен АҚШ табиғи газ бойынша өзін-өзі қамтамасыз етеді және Альберта газын алмастыру үшін Шығыс Канадаға көбірек табиғи газ экспорттайды, Альберта үкіметі NAFTA және Канада Конституциясы бойынша өкілеттіктерін пайдаланып, АҚШ пен Шығыс Канадаға табиғи газ жеткізуді азайтуда және газды Альбертаның ішкі пайдалануына, әсіресе мұнай құмдары үшін отынға бағыттайды. Шығысқа және оңтүстікке бағытталған табиғи газ құбырлары газдың орнына осы бағыттарға мұнай құмдарының өсіп келе жатқан өндірісін тасымалдау үшін қайта жабдықталуда. Канадада АҚШ-тан басқа да зор мөлшерде игерілмеген сланцевый газ қоры бар, сондықтан болашақта мұнай құмдарын өндіру үшін табиғи газ жеткілікті болып көрінеді. Жаңа өндірістің нәтижесінде табиғи газдың төмен бағасы мұнай құмдарын өндірудің экономикалық тиімділігін айтарлықтай жақсартты.

Approximately of energy is needed to extract a barrel of bitumen and upgrade it to synthetic crude. As of 2006, most of this is produced by burning natural gas. Since a barrel of oil equivalent is about , its EROEI is 5–6. That means this extracts about 5 or 6 times as much energy as is consumed. Energy efficiency is expected to improve to an average of of natural gas or of energy per barrel by 2015, giving an EROEI of about 6.5. Alternatives to natural gas exist and are available in the oil sands area. Bitumen can itself be used as the fuel, consuming about 30–35% of the raw bitumen per produced unit of synthetic crude. Nexen's Long Lake project will use a proprietary deasphalting technology to upgrade the bitumen, using asphaltene residue fed to a gasifier whose syngas will be used by a cogeneration turbine and a hydrogen producing unit, providing all the energy needs of the project: steam, hydrogen, and electricity. Thus, it will produce syncrude without consuming natural gas, but the capital cost is very high. Shortages of natural gas for project fuel were forecast to be a problem for Canadian oil sands production a few years ago, but recent increases in US shale gas production have eliminated much of the problem for North America. With the increasing use of hydraulic fracturing making US largely self sufficient in natural gas and exporting more natural gas to Eastern Canada to replace Alberta gas, the Alberta government is using its powers under the NAFTA and the Canadian Constitution to reduce shipments of natural gas to the US and Eastern Canada, and divert the gas to domestic Alberta use, particularly for oil sands fuel. The natural gas pipelines to the east and south are being converted to carry increasing oil sands production to these destinations instead of gas. Canada also has huge undeveloped shale gas deposits in addition to those of the US, so natural gas for future oil sands production does not seem to be a serious problem. The low price of natural gas as the result of new production has considerably improved the economics of oil sands production.

Жаңарту және араластыру

Мұнай құмдарынан өндірілген аса ауыр шикі мұнай немесе шикі битум – қалыпты температурада оңай ағып кетпейтін, өте тұтқыр жартылай қатты мұнай түрі, бұл оны құбыр арқылы нарыққа тасымалдауды қиындатады. Мұнай құбырлары арқылы тасымалдау үшін оны жеңіл синтетикалық шикі мұнайға (SCO) өңдеу керек, сұйытқыштармен араластырып дильбит жасау керек немесе тұтқырлығын төмендету үшін қыздыру керек.

Венесуэла

Венесуэланың аса ауыр мұнайы Канада битумына қарағанда аз тұтқыр болғанымен, осы айырмашылықтың көп бөлігі температураға байланысты. Мұнай жер астынан шығып суығаннан кейін, оны құбырлар арқылы тасымалдау қиын, себебі ол тым тұтқыр. Венесуэла қазір Ориноко мұнай құмдарындағы аса ауыр мұнай өндірісі, он жыл бұрын шетелдік мұнай компаниялары салған төрт жаңарту қондырғысының қабылдау көлемінен асып түседі. Жаңарту қондырғыларының жалпы сыйымдылығы – 500 тонна, бұл оның аса ауыр мұнай өндірісінің жартысы ғана. Сонымен қатар, Венесуэла аса ауыр мұнайды нарыққа жеткізу үшін сұйытқыш ретінде қолдануға жеткіліксіз мөлшерде нафта өндіреді. Канададан өзгеше, Венесуэла өз газ ұңғымаларынан көп мөлшерде табиғи газ конденсатын өндірмейді, сондай-ақ АҚШ-тың жаңа тақтатас газ өндірісінен конденсат алу да оңай емес. Венесуэланың ішкі нарықты қамтамасыз етуге жеткіліксіз мұнай өңдеу қуаты бар, сондықтан құбырлар үшін сұйытқыш ретінде пайдалануға нафта жеткіліксіз, ал ол тапшылықты толтыру үшін нафта импорттауға мәжбүр. Венесуэланың экономикалық дағдарыс және АҚШ үкіметі мен мұнай компанияларымен саяси келіспеушіліктер салдарынан қаржылық қиындықтары бар, осы себепті жағдай әлі де шешілмей отыр.

Канада

Альбертада мұнай өңдеудің төрт ірі зауыты бар, олар Канаданың батысын мұнай өнімдерімен қамтамасыз етеді, бірақ 2012 жылы олар Альбертада өндірілетін битум мен СКО-ның шамамен 1/4-інен азын өңдеді. Мұнай құмдарын өңдеуші кәсіпорындардың кейбіреулері өндіріс процесінің бір бөлігі ретінде дизель отынын да өндірді. Мұнай құмдары битумы мен SCO-ның бір бөлігі басқа провинциялардағы мұнай өңдеу зауыттарына жіберілді, бірақ көп бөлігі АҚШ-қа экспортталды. Альбертаның төрт ірі мұнай өңдеу зауыты: Suncor Energy компаниясы Эдмонтонға жақын орналасқан Petro Canada мұнай өңдеу зауытын басқарады, ол барлық түрдегі мұнай мен битумды барлық түрдегі өнімдерге өңдей алады. Imperial Oil компаниясы Эдмонтон маңындағы Strathcona мұнай өңдеу зауытын басқарады, ол SCO және дәстүрлі мұнайды барлық өнімдерге өңдей алады. Shell Canada компаниясы Эдмонтонға жақын орналасқан Scotford Refinery-ді басқарады, ол Scotford Upgrader-мен біріктірілген және барлық түрдегі мұнай мен битумды барлық өнімдерге өңдей алады. Husky Energy компаниясы Ллойдминстердегі Husky Lloydminster мұнай өңдеу зауытын басқарады, ол жақын орналасқан Husky Upgrader-ден түсетін шикізатты битумға және басқа да өнімдерге өңдей алады. 8,5 миллиард долларлық Sturgeon мұнай өңдеу зауыты, Альбертаның бесінші ірі мұнай өңдеу зауыты, Форт Саскачеванның жанында салынып жатыр және 2017 жылы аяқталуы күтілуде. Pacific Future Energy жобасы Британдық Колумбияда битумды Азия және Канада нарықтары үшін отынға айналдыратын жаңа мұнай өңдеу зауытын салуды ұсынды. Pacific Future Energy битумды теміржол цистерналарында мұнай өңдеу зауытына тасымалдауды жоспарлап отыр. Канаданың мұнай өңдеу өнеркәсібінің көп бөлігі шетелдік компанияларға тиесілі. Канадалық мұнай өңдеу зауыттары Канадада өндірілетін мұнайдың шамамен 25% ғана өңдей алады. Альберта мен Саскачеваннан басқа Канаданың мұнай өңдеу зауыттары бастапқыда жеңіл және орташа шикі мұнайды өңдеу үшін салынған. Халықаралық мұнай бағаларына қарағанда төмен бағамен мұнай құмдарының өндірісі көбейгендіктен, нарықтық бағалардың тепе-теңдігі бұзылып, оны өңдей алмайтын мұнай өңдеу зауыттарының экономикалық жағдайы нашарлады.

Америка Құрама Штаттары

2013 жылға дейін, Қытай оны басып өткенге дейін, АҚШ әлемдегі ең ірі мұнай импорттаушысы болды. Канададан айырмашылығы, АҚШ-та жүздеген мұнай өңдеу зауыттары бар, олардың көпшілігі ауыр мұнайды өңдеуге бейімделген, себебі АҚШ-тың жеңіл және орташа мұнай өндірісі азайды. Канада битумы және Венесуэланың аса ауыр мұнайының басты нарығы АҚШ деп есептелді. Құрама Штаттар тарихи тұрғыдан Канаданың шикі мұнай мен мұнай өнімдерін сатып алудағы ең ірі тұтынушысы болып табылады, әсіресе соңғы жылдары. АҚШ-тың Канададан мұнай және мұнай өнімдерін импорты 1981 жылдан 2013 жылға дейін өсті, себебі Канаданың мұнай құмдары көбірек мұнай өндірді, ал АҚШ-тағы ішкі өндіріс және басқа елдерден импорт азайды. Дегенмен, бұл қарым-қатынас физикалық, экономикалық және саяси факторлардың әсерінен шиеленісіп барады. Экспорттық құбырлардың өткізу қабілеті лимиттерге жақындап қалды; Канада мұнайын әлемдік нарық бағасынан төмен бағамен сатуда; АҚШ-тың шикі мұнай мен мұнай өнімдеріне деген сұранысы АҚШ-тың экономикалық қиындықтарына байланысты төмендеді; және АҚШ-тың ішкі конвенциялық емес мұнай өндірісі (фрекинг арқылы тақтатас мұнайының өндірісі) қарқынды өсуде. АҚШ 2016 жылы шикі мұнай экспортын қайта бастады; 2019 жылдың басында АҚШ өндірген мұнай мөлшері тұтынылған мөлшерімен теңесті, ал тақтатас мұнайы Канададан импортталған мұнайдың орнын басты. Мұнай сатушылардың ыңғайы үшін 2004 жылы Батыс Канада өндірушілері Батыс Канадалық Селект (WCS) деп аталатын жаңа эталондық шикі мұнайды жасады, ол битумнан алынған ауыр шикі мұнай қоспасы болып табылады және тасымалдау және өңдеу сипаттамалары Калифорния, Мексика Майя немесе Венесуэланың ауыр шикі мұнайларына ұқсас. Бұл ауыр мұнайдың API гравитациясы 19–21 градусқа тең, және битум мен синтетикалық шикі мұнайдың көп мөлшерін қамтитындықтан, құбырлар арқылы жақсы ағып, үкіметтер оны «конвенциялық ауыр мұнай» деп жіктемелейді. АҚШ-қа күніне жүз мыңдаған баррель осы қоспа импортталады, сонымен қатар мұнай құмдарынан алынған шикі битум мен синтетикалық шикі мұнайдың (СШМ) үлкен көлемі импортталады. АҚШ-тың мұнай өңдеу зауыттарының сұранысы SCO емес, жаңартылмаған битумға қатысты күшейіп келеді. Канаданың Ұлттық Энергетика Кеңесі (ҰЭК) 2035 жылға қарай SCO көлемінің шамамен екі есеге ұлғаятынын, бірақ битум өндірісінің жалпы өсуімен бірқатар болмайтынын күтеді. Бұл жобаға сәйкес, мұнай құмдары өндірісінің SCO-ға жаңартылған үлесі 2010 жылғы 49%-дан 2035 жылы 37%-ға дейін төмендейді. Бұл битумның ден қоюын нарыққа жеткізу үшін еріткішпен араластыру қажеттігін білдіреді.

Prior to 2013, when China surpassed it, the United States was the largest oil importer in the world. Unlike Canada, the US has hundreds of oil refineries, many of which have been modified to process heavy oil as US production of light and medium oil declined. The main market for Canadian bitumen as well as Venezuelan extra heavy oil was assumed to be the US. The United States has historically been Canada's largest customer for crude oil and products, particularly in recent years. American imports of oil and products from Canada grew from in 1981 to in 2013 as Canada's oil sands produced more and more oil, while in the US, domestic production and imports from other countries declined. However, this relationship is becoming strained due to physical, economic and political influences. Export pipeline capacity is approaching its limits; Canadian oil is selling at a discount to world market prices; US demand for crude oil and product imports has declined because of US economic problems; and US oil domestic unconventional oil production (shale oil production from fracking is growing rapidly. The US resumed export of crude oil in 2016; as of early 2019, the US produced as much oil as it consumed, with shale oil displacing Canadian imports. For the benefit of oil marketers, in 2004 Western Canadian producers created a new benchmark crude oil called Western Canadian Select, (WCS), a bitumen derived heavy crude oil blend that is similar in its transportation and refining characteristics to California, Mexico Maya, or Venezuela heavy crude oils. This heavy oil has an API gravity of 19–21 and despite containing large amounts of bitumen and synthetic crude oil, flows through pipelines well and is classified as "conventional heavy oil" by governments. There are several hundred thousand barrels per day of this blend being imported into the US, in addition to larger amounts of crude bitumen and synthetic crude oil (SCO) from the oil sands. The demand from US refineries is increasingly for non upgraded bitumen rather than SCO. The Canadian National Energy Board (NEB) expects SCO volumes to double to around by 2035, but not keep pace with the total increase in bitumen production. It projects that the portion of oil sands production that is upgraded to SCO to decline from 49% in 2010 to 37% in 2035. This implies that over of bitumen will have to be blended with diluent for delivery to market.

Азия

Азиядағы мұнайға деген сұраныс Солтүстік Америка мен Еуропаға қарағанда әлдеқайда жылдам өсуде. 2013 жылы Қытай АҚШ-ты басып озып, әлемдегі ең ірі шикі мұнай импорттаушысы болды, және оның сұранысы өндірістен гөрі әлдеқайда жылдам өсуде. Канаданың Азияға экспорттауына ең үлкен кедергі – құбыр желілерінің жеткілікті еместігі. Мұнай құмдарын Канаданың Тынық мұхиты жағалауына жеткізе алатын жалғыз құбыр – Эдмонтоннан Ванкуверге дейінгі «Транс Маунтин» құбыр желісі, ол қазір толық қуатымен Британдық Колумбия және Вашингтон штатындағы мұнай өңдеу зауыттарын қамтамасыз етіп отыр. Алайда, «Солтүстік қақпа» құбыр желісі және үкімет қарауындағы «Транс Маунтин» кеңейтуі аяқталғаннан кейін, Тынық мұхиты жағалауындағы танкерлерге қосымша мұнай жеткізілімі күтілуде, олар оны әлемнің кез келген нүктесіне тасымалдай алады. Қытай мен Үндістандағы ауыр мұнайды өңдеуге арналған өңдеу зауыттарының қуаты, қажет болса, зауыттарға бірқатар өзгерістер енгізіп, қосымша канадалық көлемді өңдеуге жеткілікті. Соңғы жылдары «China Petrochemical Corporation (Sinopec)», «China National Offshore Oil Corporation (CNOOC)» және «PetroChina» сияқты қытай мұнай компаниялары Канаданың мұнай құмдары жобаларында 30 миллиард доллардан астам активтер сатып алды, сондықтан олар жаңадан сатып алған мұнайдың бір бөлігін Қытайға экспорттауға ниетті болуы мүмкін.

Экономика

Әлемдегі ең ірі битум кен орындары Канадада, бірақ Венесуэланың аса ауыр шикі мұнай кен орындары одан да ірі. Канада барлық түрдегі энергия ресурстарына ие, және оның мұнай және табиғи газ ресурстары базасы, егер сұраныс сақталса, канадалықтардың ұрпақтар бойына қажеттіліктерін қанағаттандыруға жеткілікті. Канаданың электр энергиясын өндірудің көп бөлігін мол гидроэлектр ресурстары құрайды, ал мұнайдан өндірілетін электр энергиясы өте аз. Ұлттық энергетикалық кеңес (NEB) 2013 жылы мұнай бағасы 100 доллардан жоғары болса, Канаданың өсіп келе жатқан қажеттіліктерін қанағаттандыруға жеткілікті энергиясы болады деп хабарлады. Мұнай құмдарынан артық мұнай экспортқа жөнелтілуі мүмкін. Басты импорттаушы ел, әдетте, АҚШ болып қалады, бірақ 2014 жылғы жағдайларға дейін Қытай және Үндістан сияқты Азия елдерінен де мұнайға, әсіресе ауыр мұнайға сұраныс артып келе жатқан. Канада битум мен шикі мұнайдың мол ресурстарына ие, оның болжамды соңғы ресурстық әлеуеті 54 миллиард текше метрді (340 миллиард баррельді) құрайды. Оның 90 пайызы мұнай құмдары битумынан тұрады. Қазіргі уақытта Альберта Канаданың барлық битум ресурстарын қамтиды. "Ресурстар" экономикалық тұрғыдан тиімді өндіруге болатыны дәлелденгеннен кейін ғана "қоры" болады. 2013 жылғы бағалар бойынша және қолданыстағы технологияны пайдалана отырып, Канадада 27 миллиард м3 (170 миллиард баррель) мұнай қоры қалды, оның 98 пайызы мұнай құмдары битумына тиесілі. Бұл оның қоры Венесуэла мен Сауд Арабиясынан кейін әлемде үшінші орында тұрғанын көрсетті. 2015 жылғы бағалар бойынша бұл көрсеткіштер айтарлықтай төмендеді.

Өндірістің болжамы

Канаданың мұнай өндірушілер қауымдастығы (CAPP), Альбертаның энергияны реттеуші органы (AER) және Канаданың энергияны зерттеу институты (CERI) жариялаған мұнай құмдарының өндірісін болжаулар, жалпы битум өндірісі тұрғысынан Ұлттық энергия басқармасының (NEB) болжамдарымен салыстырмалы. Бұл болжамдардың ешқайсысы әлемдік температураның өсуін шектеу үшін барлық көмірсутектердің жағылуына қатысты халықаралық шектеулерді ескермейді, бұл «көміртегі көпіршігі» деп аталатын жағдайға әкеледі. Мұндай шектеулерді ескермей, сондай-ақ 2014 жылдың соңындағы мұнай бағасының құлдырауынан қалпына келеді деген болжаммен, қазіргі уақытта ұсынылып отырған жобалардың тізімі, олардың көпшілігі жоспарлаудың бастапқы кезеңінде, 2035 жылға қарай Канаданың битум өндірісі күніне 1,3 миллион м³ (күніне 8,3 миллион баррель) дейін жете алатынын көрсетеді, егер көптеген жобалар іске асса. Осыған ұқсас болжам бойынша, 2035 жылға қарай Канаданың мұнай құмдарынан битум өндірісі күніне 800 000 м³ (күніне 5,0 миллион баррель) шамасына жетеді, бұл 2012 жылғы өндірістен 2,6 есе көп. Өсімнің көп бөлігі in situ санатында болуы мүмкін, себебі in situ жобалары әдетте кен өндіру жобаларына қарағанда жақсы экономикалық көрсеткіштерге ие. Сонымен қатар, Канаданың мұнай құмдарының 80% in situ әдісімен өндіруге, ал 20% кен өндіру әдісіне қолайлы. Тағы бір болжам бойынша, мұнай құбырларының инфрақұрылымы Канаданың экспорттық нарықтарына мұнай өндірісінің артуын қамтамасыз етуге жеткілікті болады. Егер бұл шектеуші фактор болса, онда Канаданың мұнай бағасына әсер етіп, болашақта өндіріс өсуін тежейтін жағдай тууы мүмкін. Сонымен қатар, АҚШ нарығы Канаданың экспорттық көлемінің артуын жалғастырады деп есептеледі. Канаданың негізгі мұнай экспорттаушы нарығы болып табылатын АҚШ-тағы мұнай өндірісінің қарқынды өсуі, АҚШ-тың импортталатын шикі мұнайға тәуелділігін едәуір төмендетті. Канаданың Азия сияқты балама нарықтарға мұнай экспорттау мүмкіндігі де белгісіз. Канада мен АҚШ-та мұнай жеткізу үшін жаңа құбырлар салуға саяси кедергілер артып келеді. 2015 жылдың қараша айында АҚШ президенті Барак Обама Альбертадан Небраска штатының Стил-Сити қаласына дейінгі Keystone XL құбыр желісін салу туралы ұсынысты қабылдамады. Жаңа құбырлардың жетіспеуіне байланысты компаниялар АҚШ нарығына битумды теміржол, өзен арқылы, танкерлермен және басқа да тасымалдау тәсілдерімен көбірек тасымалдауда. Мұхиттан жүретін танкерлерді есептемегенде, бұл балама тәсілдердің барлығы құбырлардан қымбат. Жаңа жобаларды қарқынды дамыту кезеңінде Канаданың мұнай құмдарында білікті жұмысшылардың жетіспеушілігі байқалды. Одан әрі дамуға басқа да кедергілер болмаса, мұнай-газ саласы алдағы бірнеше жылда ондаған мың жұмыс орнын толтыруы керек, өйткені саланың белсенділігінің артуымен және жұмыс орындарының жасы бойынша шығындармен байланысты. Ұзақ мерзімді перспективада, мұнай мен газ бағасының жоғарылауы жағдайында жұмыс күшінің жетіспеушілігі одан да нашарлауы мүмкін. Жұмыс күшінің жетіспеуі құрылыс шығындарын арттырып, мұнай құмдарын дамыту қарқынын баяулатуы мүмкін. Сонымен қатар, көмірсутектерді жағуды шектеу шараларын енгізу туралы халықаралық келісімге қол жеткізу мүмкіндігі бар, бұл әлемдік температураның өсуін 2°C-қа дейін шектеуге бағытталған. Жаңартылатын энергия көздерінің бәсекелестік бағасын төмендету үшін қарқынды технологиялық прогресс жасалуда. Сондықтан өндірушілерге төленетін мұнай бағасының қашан, немесе ешқашан қалпына келері туралы бірлескен пікір жоқ. Әртүрлі көмірсутек отындарының өндірушілері үшін салдарларын егжей-тегжейлі зерттеу 2015 жылдың басында 2°C мақсатына жету үшін 2010 жылдан 2050 жылға дейін жер астында қалған мұнай қорларының үштен бір бөлігі, газ қорларының жартысы және қазіргі көмір қорларының 80% -дан астамы қалуы керек деген қорытындыға келді. Сондықтан қорларды зерттеу немесе дамыту қажеттіліктерге сәйкес келмейді. 2°C мақсатына жету үшін сұранысты басуға бағытталған қатаң шаралар қажет, мысалы, көміртегі салығын айтарлықтай арттыру, бұл өндірушілер үшін кішірек нарықта төмен бағаға әкеледі. Бұл шараның Канададағы өндірушілерге тигізер әсері АҚШ-тағыдан әлдеқайда зор болады. Канададағы табиғи битумды ашық карьерде өндіру 2020 жылдан кейін қарастырылып отырған барлық сценарийлерде елеусіз деңгейге жетеді, себебі ол өндіріс әдістеріне қарағанда экономикалық тұрғыдан тиімсіз.

Oil sands production forecasts released by the Canadian Association of Petroleum Producers (CAPP), the Alberta Energy Regulator (AER), and the Canadian Energy Research Institute (CERI) are comparable to National Energy Board (NEB) projections, in terms of total bitumen production. None of these forecasts take into account probable international constraints to be imposed on combustion of all hydrocarbons in order to limit global temperature rise, giving rise to a situation denoted by the term "carbon bubble". Ignoring such constraints, and also assuming that the price of oil recovers from its collapse in late 2014, the list of currently proposed projects, many of which are in the early planning stages, would suggest that by 2035 Canadian bitumen production could potentially reach as much as 1.3 million m3/d (8.3 million barrels per day) if most were to go ahead. Under the same assumptions, a more likely scenario is that by 2035, Canadian oil sands bitumen production would reach 800,000 m3/d (5.0 million barrels/day), 2.6 times the production for 2012. The majority of the growth would likely occur in the in situ category, as in situ projects usually have better economics than mining projects. Also, 80% of Canada's oil sands reserves are well suited to in situ extraction, versus 20% for mining methods. An additional assumption is that there would be sufficient pipeline infrastructure to deliver increased Canadian oil production to export markets. If this were a limiting factor, there could be impacts on Canadian crude oil prices, constraining future production growth. Another assumption is that US markets will continue to absorb increased Canadian exports. Rapid growth of tight oil production in the US, Canada's primary oil export market, has greatly reduced US reliance on imported crude. The potential for Canadian oil exports to alternative markets such as Asia is also uncertain. There are increasing political obstacles to building any new pipelines to deliver oil in Canada and the US. In November 2015, U. S. President Barack Obama rejected the proposal to build the Keystone XL pipeline from Alberta to Steele City, Nebraska. In the absence of new pipeline capacity, companies are increasingly shipping bitumen to US markets by railway, river barge, tanker, and other transportation methods. Other than ocean tankers, these alternatives are all more expensive than pipelines. A shortage of skilled workers in the Canadian oil sands developed during periods of rapid development of new projects. In the absence of other constraints on further development, the oil and gas industry would need to fill tens of thousands of job openings in the next few years as a result of industry activity levels as well as age related attrition. In the longer term, under a scenario of higher oil and gas prices, the labor shortages would continue to get worse. A potential labor shortage can increase construction costs and slow the pace of oil sands development. There is also the possibility that there will emerge an international agreement to introduce measures to constrain the combustion of hydrocarbons in an effort to limit global temperature rise to the nominal 2 °C that is consensually predicted to limit environmental harm to tolerable levels. Rapid technological progress is being made to reduce the cost of competing renewable sources of energy. Hence there is no consensus about when, if ever, oil prices paid to producers may substantially recover. A detailed academic study of the consequences for the producers of the various hydrocarbon fuels concluded in early 2015 that a third of global oil reserves, half of gas reserves and over 80% of current coal reserves should remain underground from 2010 to 2050 in order to meet the target of 2 °C. Hence continued exploration or development of reserves would be extraneous to needs. To meet the 2 °C target, strong measures would be needed to suppress demand, such as a substantial carbon tax leaving a lower price for the producers from a smaller market. The impact on producers in Canada would be far larger than in the U. S. Open pit mining of natural bitumen in Canada would soon drop to negligible levels after 2020 in all scenarios considered because it is considerably less economic than other methods of production.

Қоршаған орта мәселелері

2011 жылы «Абайлы даму: Солтүстік Американың мол табиғи газ және мұнай ресурстарының әлеуетін іске асыру» атты ұлттық мұнай кеңесі, АҚШ Энергетика министрінің консультативтік комитеті, мұнай құмдарына қатысты денсаулық және қауіпсіздік мәселелерін мойындады, оларға «су көздерін өндіруге қажетті су көлемі; беткі кен өндіру үшін артық жүктемені жою жабайы жануарлардың тіршілік ортасын бөліп, топырақ эрозиясының немесе жақын жердегі су жүйелеріне ағып кету қаупін арттыру; парниктік газдар және өндірістен басқа ауа шығарындылары» кірді. Мұнай құмдарын өндіру битумды бастапқыда қазып алғанда жерге, мұнай мен құмды бөлу кезінде үлкен мөлшерде суды қажет ететін су ресурстарына, сондай-ақ көмірқышқыл газы мен басқа да шығарындыларды бөліп шығару арқылы ауаға әсер етеді. Ванадий, никель, қорғасын, кобальт, сынап, хром, кадмий, мырыш, селен, мыс, марганец, темір және цинк сияқты ауыр металдар мұнай құмдарында табиғи түрде кездеседі және оларды өндіру процесінде шоғырландыруға болады. Мұнай құмдарын өндірудің қоршаған ортаға тигізетін әсері Greenpeace, Climate Reality Project, Pembina Institute, 350.org, MoveOn.org, League of Conservation Voters, Patagonia, Sierra Club және Energy Action Coalition сияқты экологиялық ұйымдар тарапынан жиі сынға ұшырайды. Әсіресе, Канаданың Альберта провинциясында мұнай құмдарын өндіру кезінде сынаппен ластану фактілері анықталды. Еуропалық Одақ мұнай құмдарының мұнайын «өте ластаушы» деп тануға дауыс беруі мүмкін екенін мәлімдеді. Еуропаға мұнай құмдарынан экспорт минималды болғанымен, бұл мәселе ЕО мен Канада арасында шиеленіс тудырды. Калифорниядағы Jacobs Consultancy компаниясының мәліметінше, Еуропалық Одақ Альбертаның мұнай құмдарынан алынған бензинге жоғары парниктік газдар рейтингін беру үшін дәл емес және толық емес деректерді пайдаланды. Сонымен қатар, Иран, Сауд Арабиясы, Нигерия және Ресей мұнай өндіру процесінде факелдер арқылы немесе ауаға шығару арқылы қанша табиғи газ шығарылатыны туралы деректер ұсынбайды. Jacobs есебінде мұнай құмдарының шикізатынан шығатын қосымша көміртегі шығарындылары дәстүрлі шикізатқа қарағанда 12 пайызға жоғары екендігі көрсетілді, бірақ ЕО оған дәстүрлі көрсеткіштен 22% жоғары парниктік газдар рейтингін берді. 2014 жылы Ұлттық ғылым академиясының басылымдарында жарияланған зерттеу нәтижелері ресми есептердегі шығарындылардың жеткілікті деңгейде емес екенін көрсетті. Есеп авторлары «Атабаска мұнай құмдары аймағындағы (АОСР) қарқынды өнеркәсіптік дамумен байланысты адамдар мен қоршаған орта үшін әлеуетті зиянды органикалық заттардың шығарындылары маңызды алаңдаушылық тудырады» деп атап өтті. Бұл зерттеуде қалдықтар тоғандарының үш өкілді полициклді ароматты көмірсутектердің (ПАГ) – феноантрен, пирен және бензо(а)пиреннің булану арқылы бақылаусыз шығарындыларын тасымалдайтын жанама жол екендігі және бұл шығарындылар бұрын есепке алынбағаны анықталды.

In their 2011 commissioned report entitled "Prudent Development: Realizing the Potential of North America's Abundant Natural Gas and Oil Resources," the National Petroleum Council, an advisory committee to the U. S. Secretary of Energy, acknowledged health and safety concerns regarding the oil sands which include "volumes of water needed to generate issues of water sourcing; removal of overburden for surface mining can fragment wildlife habitat and increase the risk of soil erosion or surface run off events to nearby water systems; GHG and other air emissions from production." Oil sands extraction can affect the land when the bitumen is initially mined, water resources by its requirement for large quantities of water during separation of the oil and sand, and the air due to the release of carbon dioxide and other emissions. Heavy metals such as vanadium, nickel, lead, cobalt, mercury, chromium, cadmium, arsenic, selenium, copper, manganese, iron and zinc are naturally present in oil sands and may be concentrated by the extraction process. The environmental impact caused by oil sand extraction is frequently criticized by environmental groups such as Greenpeace, Climate Reality Project, Pembina Institute, 350. org, MoveOn. org, League of Conservation Voters, Patagonia, Sierra Club, and Energy Action Coalition. In particular, mercury contamination has been found around oil sands production in Alberta, Canada. The European Union has indicated that it may vote to label oil sands oil as "highly polluting". Although oil sands exports to Europe are minimal, the issue has caused friction between the EU and Canada. According to the California based Jacobs Consultancy, the European Union used inaccurate and incomplete data in assigning a high greenhouse gas rating to gasoline derived from Alberta's oilsands. Also, Iran, Saudi Arabia, Nigeria and Russia do not provide data on how much natural gas is released via flaring or venting in the oil extraction process. The Jacobs report pointed out that extra carbon emissions from oil sand crude are 12 percent higher than from regular crude, although it was assigned a GHG rating 22% above the conventional benchmark by EU. In 2014 results of a study published in the Proceedings of the National Academy of Sciences showed that official reports on emissions were not high enough. Report authors noted that, "emissions of organic substances with potential toxicity to humans and the environment are a major concern surrounding the rapid industrial development in the Athabasca oil sands region (AOSR)." This study found that tailings ponds were an indirect pathway transporting uncontrolled releases of evaporative emissions of three representative polycyclic aromatic hydrocarbon (PAH)s (phenanthrene, pyrene, and benzo(a)pyrene) and that these emissions had been previously unreported.

Ауаның ластануын басқару

Альберта үкіметі мұнай құмдары аймағындағы бес қаланың сенсорларынан ауа сапасының денсаулық индексін (AQHI) есептейді, оны «серіктес» деп аталатын Вуд Буффало Экологиялық қауымдастығы (WBEA) басқарады. Олардың әрқайсысы 17 үздіксіз мониторинг станциясы көміртек монооксиді (CO), сутек сульфиді (H2S), жалпы азайтылған күкірт (TRS), аммиак (NH3), азот оксиді (NO), азот диоксиді (NO2), азот оксидтері (NOx), озон, майда бөлшектер (PM2.5), күкірт диоксиді (SO2), жалпы көмірсутектер (THC) және метан/метан емес көмірсутектер (CH4/NMHC) арасынан ауа сапасының 3-10 параметрін өлшейді. Бұл AQHI ауа сапасының 95%-дан астам уақытта «төмен тәуекелді» екенін көрсетеді. 2012 жылға дейін ауа мониторингі Форт МакМерри аймағында және мұнай құмдарын өңдеу зауыттарының жанында сутек сульфидінің (H2S) қалыптан асып түсуінде айтарлықтай өсім көрсетті. 2007 жылы Альберта үкіметі H2S-тің жер бетіндегі концентрациясы стандарттан асып кеткен көптеген жағдайларға жауап ретінде Suncor компаниясына қоршаған ортаны қорғау бұйрығын берді. Таза ауа стратегиялық альянсының (CASA Data Warehouse) Албертаның ауа айналымын басқару жүйесі (AAADMS) мәліметтері бойынша, 2015 жылдың 1 қарашасында аяқталған жыл ішінде H2S үшін 10 ppb шегінен асып түскен 6 сағаттық дерек тіркелді, ал 2013 жылы – 4, 2014 жылы – 11, ал 2012 жылы – 73 болған. 2015 жылдың қыркүйегінде Pembina институты «Альбертаның солтүстігінде мұнай құмдарын кеңейтуге байланысты иіс пен ауа сапасының күрт нашарлауы» туралы қысқаша есеп жариялады, сонымен қатар Бейбітшілік өзені мен Форт МакКейдегі осы мәселеге берілген жауаптарды салыстырды. Форт МакКейде ауа сапасы WBEA-да өкілдік еткен мүдделі тараптармен белсенді түрде қарастырылады, ал Бейбітшілік өзені қауымдастығы Альберта Энергия реттеушісінің жауабына сенеді. Форт МакКей қауымдастығындағы жағымсыз иіс көздерін анықтау үшін Форт МакКей ауа сапасы индексі құрылды, ол провинциялық ауа сапасының денсаулық индексін кеңейтіп, мәселеге ықпал етуі мүмкін факторларды – SO2, TRS және THC-ні қамтиды. Осы артықшылықтарға қарамастан, Бейбітшілік өзені қауымдастығында иіс проблемаларын шешуде үлкен прогресс жасалды, бірақ бұл кейбір отбасылар үйлерін тастағаннан кейін ғана мүмкін болды. Форт МакКейдегі иіс мәселесі әлі де шешілмеген болып отыр.

The Alberta government computes an Air Quality Health Index (AQHI) from sensors in five communities in the oil sands region, operated by a "partner" called the Wood Buffalo Environmental Association (WBEA). Each of their 17 continuously monitoring stations measure 3 to 10 air quality parameters among carbon monoxide (CO), hydrogen sulfide (H2S), total reduced sulfur (TRS), Ammonia (NH3), nitric oxide (NO), nitrogen dioxide (NO2), nitrogen oxides (NOx), ozone , particulate matter (PM2.5), sulfur dioxide (SO2), total hydrocarbons (THC), and methane/non methane hydrocarbons (CH4/NMHC). These AQHI are said to indicate "low risk" air quality more than 95% of the time. Prior to 2012, air monitoring showed significant increases in exceedances of hydrogen sulfide (H2S) both in the Fort McMurray area and near the oil sands upgraders. In 2007, the Alberta government issued an environmental protection order to Suncor in response to numerous occasions when ground level concentration for H2S) exceeded standards. The Alberta Ambient Air Data Management System (AAADMS) of the Clean Air Strategic Alliance (aka CASA Data Warehouse) records that, during the year ending on 1 November 2015, there were 6 hourly reports of values exceeding the limit of 10 ppb for H2S, and 4 in 2013, down from 11 in 2014, and 73 in 2012. In September 2015, the Pembina Institute published a brief report about "a recent surge of odour and air quality concerns in northern Alberta associated with the expansion of oilsands development", contrasting the responses to these concerns in Peace River and Fort McKay. In Fort McKay, air quality is actively addressed by stakeholders represented in the WBEA, whereas the Peace River community must rely on the response of the Alberta Energy Regulator. In an effort to identify the sources of the noxious odours in the Fort McKay community, a Fort McKay Air Quality Index was established, extending the provincial Air Quality Health Index to include possible contributors to the problem: SO2, TRS, and THC. Despite these advantages, more progress was made in remediating the odour problems in the Peace River community, although only after some families had already abandoned their homes. The odour concerns in Fort McKay were reported to remain unresolved.

Жерді пайдалану және қалдықтарды басқару

Мұнай құмдарын өндіру операцияларының үлкен бөлігі – учаскеден ағаштар мен бұталарды тазарту және мұнай құмдарының үстіндегі қабатты – жоғарғы топырақ, мускаг, құм, саз және қиыршық тасты – алып тастауды қамтиды. Бір баррель мұнай өндіру үшін шамамен 2,5 тонна мұнай құмы қажет (шамамен 1/8 тонна). Лицензиялау шарты ретінде жобалар рекультивация жоспарын іске асыруға міндетті. Тау-кен өнеркәсібі боралдық орманның ақырында қалпына келтірілген жерлерге енуін күтеді, бірақ олардың операциялары ауқымды және ұзақ мерзімді перспективада жұмыс істейді. 2013 жылғы мәліметтер бойынша, мұнай құмдары аймағындағы жердің шамамен 70 пайызы бұзылған, ал оның бір бөлігі рекультивацияда. 2008 жылдың наурыз айында Альберта провинциясы Syncrude компаниясына Форт МакМерриден шамамен солтүстікке қарай орналасқан Gateway Hill деп аталатын жер учаскесі үшін мұнай құмдарын қалпына келтіру жөніндегі алғашқы сертификатты берді. Келесі 10 жыл ішінде мұнай құмдары жобалары бойынша бірнеше рекультивация сертификатын алуға өтініштер күтілуде.

Суды басқару

Судың 2 мен 4,5 көлем бірліктері аралығында синтетикалық шикі мұнайдың әрбір көлем бірлігін өндіру үшін қолданылады. Greenpeace ұйымының мәліметінше, Канаданың мұнай құмдарындағы операциялар Калгари қаласы қолданатын судың екі есе мөлшерін пайдаланады. Дегенмен, SAGD операцияларында судың 90–95% қайта өңделеді және өндірілген битумның бір көлем бірлігіне шамамен 0,2 көлемдік бірлік су жұмсалады. Атабаска мұнай құмдары операцияларына су Канададағы тоғызыншы ең ұзын өзен – Атабаска өзенінен жеткізіледі. Форт МакМюрриден төменгі ағыстағы орташа су ағыны, ең жоғары тәуліктік орташа көрсеткішпен бірге, мұнай құмдары индустриясының су лицензиясына бөлінген Атабаска өзенінің жалпы ағынының шамамен 1,8% құрайды. 2006 жылы нақты пайдаланылған су көлемі шамамен 0,4% болды. Сонымен қатар, Төменгі Атабаска өзенінің суларын басқару аясында, өзен ағыны төмендеген кезде Атабаска өзенінен су тұтыну жылдық орташа ағынның 1,3%-ына дейін шектеледі. 2010 жылдың желтоқсанында бұрынғы қоршаған орта министрі Джим Прентистің тапсыруымен құрылған Мұнай құмдары жөніндегі кеңесшілер тобы, аймақтағы су сапасын бақылау жүйесінің, оның ішінде Аймақтық су мониторингі бағдарламасының, Альберта су зерттеу институтының, Ұжымдық экологиялық басқару қауымдастығының және басқалардың жұмысы фрагментті екенін және оны толықтырып, үйлестіру қажет деп тапты.

Парниктік газдар шығарындылары

Битум және синтетикалық шикі мұнай өндірісі конвенциялық шикі мұнай өндірісіне қарағанда көбірек парниктік газдар шығарады. 2009 жылы IHS CERA консалтингтік фирмасы жүргізген зерттеуде Канаданың мұнай құмдарынан өндірілген мұнай "жанармайдың толық өмірлік циклі (WTW) бойынша орташа шикі мұнайға қарағанда шамамен 5-15% көбірек көмірқышқыл газын шығарады" деп есептелді. Сол жылы автор және журналист-тергеуші Дэвид Стрехан IEA деректері мұнай құмдарынан шығатын көмірқышқыл газының орташа мұнай өндірісінен 20% жоғары екенін көрсетті. 2011 жылы ЕО тапсырысымен жүргізілген Стэнфорд университетінің зерттеуі мұнай құмдары шикізатының көміртектік интенсивтілігі басқа отынға қарағанда 22% жоғары екенін анықтады. "Карнеги халықаралық бейбітшілік қорының" талдауына сәйкес, мұнай құмдары Солтүстік Американың орташа шикі мұнайына қарағанда 31% көбірек парниктік газ шығарады. 2023 жылы федералды зерттеу мұнай құмдарынан шығатын нақты шығарындылар өнеркәсіпте айтылғаннан 65% жоғары екенін анықтады. Greenpeace мұнай құмдары индустриясы Канададағы парниктік газдар шығарындыларының өсуіне ең үлкен үлес қосатынын, себебі ол жылына 40 миллион тонна шығарынды шығарады дейді. Канаданың мұнай өндірушілер қауымдастығы мен Экология Канадасының мәліметтері бойынша мұнай құмдарын өндіруге арналған өнеркәсіптік қызмет Канаданың парниктік газдар шығарындыларының шамамен 5% -ын немесе әлемдік парниктік газдар шығарындыларының 0,1% -ын құрайды. Олардың болжамы бойынша, мұнай құмдары 2015 жылға қарай Канаданың парниктік газдар шығарындыларының 8% -ын құрайтын болады. 1992-2002 жылдар аралығында өндіріспен байланысты өндірістік қызметтің бір баррель битумға шаққандағы шығарындылары 26% -ға төмендеді, бірақ өндіріс деңгейінің жоғарылауы нәтижесінде өндіріс қызметінің жалпы шығарындыларының өсуі күтілуде. 2006 жылдан бастап мұнай құмдарынан мұнай өндіруге арналған бір баррель 2015 жылға қарай жылына шамамен IHS CERA зерттеуінің қорытындысы бойынша, Канаданың мұнай құмдарынан жасалған отынның салдарынан парниктік газдар шығарындылары жиі келтірілген бағалауларға қарағанда әлдеқайда төмен. 2012 жылы Swart and Weaver зерттеулері бойынша, егер мұнай құмдарының экономикалық тұрғыдан тиімді қоры ғана өртелетін болса, әлемдік орташа температура 0,02-0,05 °C-қа дейін көтеріледі. Егер 1,8 триллион баррельдің орнындағы барлық мұнай өртеліп жіберілсе, болжамды әлемдік орташа температураның өсуі 0,24-0,50 °C-қа дейін болады. Бергерсон және басқалар мұнай шығаратын газдар мұнайға қарағанда жоғары болуы мүмкін, бірақ төменгі шығаратын мұнай құмдары жоғары шығаратын кәдімгі мұнайға қарағанда жақсы нәтиже бере алады. Мұнай құмдарынан және Альбертаның басқа жерлерінен шығатын парниктік газдар шығарындыларын өтеу үшін, мұнай мен газдың сарқылып қалған резервуарларындағы көмірқышқыл газының шығарындыларын бөлуге ұсыныс жасалды. Бұл технология мұнайды қайта өңдеудің жетілдірілген әдістерінен алынған. 2008 жылдың шілдесінде Альберта үкіметі Альберта электр станцияларында және мұнай құмдарын өндіру және жаңарту нысандарында секвестрлеу жобаларын қолдау үшін 2 миллиард канад доллары қоры туралы жариялады. 2014 жылдың қарашасында Халықаралық энергия агенттігінің бас экономисі Фатих Бирол Канаданың мұнай құмдарынан шығатын парниктік газдардың қосымша шығарындыларын "өте аз" деп сипаттады. Халықаралық энергия агенттігі алдағы 25 жылда Канададағы мұнай құмдарының өндірісі 200 миллионнан астамға өседі деп болжайды, бірақ доктор Бирол "бұл қосымша өндірістің шығарындылары Қытайдың 23 сағаттық шығарындыларына тең, тіпті бір күн емес" деді. Халықаралық энергия агенттігі климаттың өзгеруіне қарсы күреске жауапты, бірақ доктор Бирол мұнай құмдарынан шығатын көміртегі шығарындыларына көп көңіл бөлмейтінін айтты. "Канада мен АҚШ-та және әлемнің басқа елдерінде мұнай құмдарын өндіру жобалары туралы көп талқылаулар жүріп жатыр, бірақ шын айтсақ, мұнай құмдарынан шығатын қосымша CO2 шығарындылары өте аз". Д-р Бирол климаттың өзгеруіне қатысты іс-қимылдар туралы пікірлердің айтарлықтай әртүрлі екенін мойындады, бірақ: "Бұл реакциялардың барлығы ғылыми фактілерге және дұрыс талдауға негізделген деп үміттенемін" деп қосты. 2014 жылы АҚШ Конгрессінің зерттеу қызметі Keystone XL құбыржолының құрылысына рұқсат беру туралы шешімді дайындау үшін есеп жариялады. Есептің бір бөлігінде былай делінген: "Канаданың мұнай құмдарынан алынатын шикізат, әдетте, АҚШ-тың мұнай өңдеу зауыттарынан шығатын басқа шикізатты ығыстырады және орташа шикі мұнай барреліне қарағанда өмірлік цикл бойынша шамамен 17% көбірек парниктік газдар шығарады". Natural Resources Canada (NRCan) мәліметтері бойынша, 2017 жылға қарай Канададағы 2005 жылдан 2017 жылға дейінгі парниктік газдар шығарындыларының 23% өсуі "көбінесе мұнай құмдары өндірісінің өсуіне, әсіресе in situ өндірісіне" байланысты. Ғалымдар, жергілікті дәрігерлер және тұрғындар 2010 жылдың қыркүйегінде премьер-министрге жолданған хатты қолдады, онда мұнай құмдарынан төмен ағында орналасқан Атабаска көлінің (fish caught there) тәуелсіз зерттеуін бастауға шақыруылды, себебі сонда ұсталған балықтардағы деформациялар мен ісіктердің көбеюі байқалды. Мұнай құмдарын дамытуды қорғайтын зерттеулердің көп бөлігі Regional Aquatics Monitoring Program (RAMP) бағдарламасымен жүзеге асырылады, оның басқару комитетіне мұнай және газ компанияларының өкілдері көптеп кіреді. RAMP зерттеулері деформация деңгейінің тарихи деректермен және мұнай құмдарынан жоғары орналасқан өзендердегі деформация деңгейімен салыстырғанда қалыпты екенін көрсетеді.

The production of bitumen and synthetic crude oil emits more greenhouse gases than the production of conventional crude oil. A 2009 study by the consulting firm IHS CERA estimated that production from Canada's oil sands emits "about 5% to 15% more carbon dioxide, over the "well to wheels" (WTW) lifetime analysis of the fuel, than average crude oil." Author and investigative journalist David Strahan that same year stated that IEA figures show that carbon dioxide emissions from the oil sands are 20% higher than average emissions from the petroleum production. A Stanford University study commissioned by the EU in 2011 found that oil sands crude was as much as 22% more carbon intensive than other fuels. According to the "Carnegie Endowment for International Peace" analysis, oil sands emit 31% more GHG that the average North American crude oil. In 2023 a federal study found that the real emissions from oil sands are 65% higher than reported by the industry. Greenpeace says the oil sands industry has been identified as the largest contributor to greenhouse gas emissions growth in Canada, as it accounts for 40 million tons of emissions per year. According to the Canadian Association of Petroleum Producers and Environment Canada the industrial activity undertaken to produce oil sands make up about 5% of Canada's greenhouse gas emissions, or 0.1% of global greenhouse gas emissions. It predicts the oil sands will grow to make up 8% of Canada's greenhouse gas emissions by 2015. While the production industrial activity emissions per barrel of bitumen produced decreased 26% over the decade 1992–2002, total emissions from production activity were expected to increase due to higher production levels. As of 2006, to produce one barrel of oil from the oil sands released almost of greenhouse gases with total emissions estimated to be per year by 2015. A study by IHS CERA found that fuels made from Canadian oil sands resulted in significantly lower greenhouse gas emissions than many commonly cited estimates. A 2012 study by Swart and Weaver estimated that if only the economically viable reserve of oil sands was burnt, the global mean temperature would increase by 0.02 to 0.05 °C. If the entire oil in place of 1.8 trillion barrels were to be burnt, the predicted global mean temperature increase is 0.24 to 0.50 °C. Bergerson et al. found that while the WTW emissions can be higher than crude oil, the lower emitting oil sands cases can outperform higher emitting conventional crude cases. To offset greenhouse gas emissions from the oil sands and elsewhere in Alberta, sequestering carbon dioxide emissions inside depleted oil and gas reservoirs has been proposed. This technology is inherited from enhanced oil recovery methods. In July 2008, the Alberta government announced a C$2 billion fund to support sequestration projects in Alberta power plants and oil sands extraction and upgrading facilities. In November 2014, Fatih Birol, the chief economist of the International Energy Agency, described additional greenhouse gas emissions from Canada's oil sands as "extremely low". The IEA forecasts that in the next 25 years oil sands production in Canada will increase by more than , but Dr. Birol said "the emissions of this additional production is equal to only 23 hours of emissions of China — not even one day." The IEA is charged with responsibility for battling climate change, but Dr. Birol said he spends little time worrying about carbon emissions from oil sands. "There is a lot of discussion on oil sands projects in Canada and the United States and other parts of the world, but to be frank, the additional CO2 emissions coming from the oil sands is extremely low." Dr. Birol acknowledged that there is tremendous difference of opinion on the course of action regarding climate change, but added, "I hope all these reactions are based on scientific facts and sound analysis." In 2014, the U. S. Congressional Research Service published a report in preparation for the decision about permitting construction of the Keystone XL pipeline. The report states in part: "Canadian oil sands crudes are generally more GHG emission intensive than other crudes they may displace in U. S. refineries, and emit an estimated 17% more GHGs on a life cycle basis than the average barrel of crude oil refined in the United States". According to Natural Resources Canada (NRCan), by 2017, the 23 percent increase in GHG emissions in Canada from 2005 to 2017, was "largely from increased oil sands production, particularly in situ extraction". Scientists, local doctors, and residents supported a letter sent to the Prime Minister in September 2010 calling for an independent study of Lake Athabasca (which is downstream of the oil sands) to be initiated due to the rise of deformities and tumors found in fish caught there. The bulk of the research that defends the oil sands development is done by the Regional Aquatics Monitoring Program (RAMP), whose steering committee is composed largely of oil and gas companies. RAMP studies show that deformity rates are normal compared to historical data and the deformity rates in rivers upstream of the oil sands.

Қоғамдық денсаулыққа әсері

2007 жылы майлы құмдардың жабайы табиғатқа теріс әсер ететіні айтылды; мысалы, 2006 жылғы зерттеуде бұланның денесіндегі арсеннің мөлшері рұқсат етілген деңгейден 453 есе артық болған, бірақ кейінгі зерттеулер бұл көрсеткішті 17-33 есеге дейін төмендетті (бірақ тұтынуға қатысты халықаралық шектің төменінде). Майлы құмдардың халық денсаулығына тигізетін жағымсыз әсерлеріне қатысты алаңдаушылықтар туды, оның ішінде Форт Чипевян тұрғындары арасында қатерлі ісік ауруларының қалыпты деңгейден жоғары болуы. Алайда, бастапқыда қатерлі ісік ауруларының жоғары деңгейі туралы хабарлаған және оны майлы құмдардың дамуымен байланыстырған Джон О'Коннор дәрігері кейіннен Альберта дәрігерлер мен хирургтар коллегиясымен тергелді. Коллегия кейін О'Коннордың мәлімдемелерінде "жалғандықтар, қателіктер және расталмаған ақпараттар" болғанын хабарлады. 2014 жылы Альбертаның бас медициналық қызметкері, доктор Джеймс Талбот, "осы қатерлі ісіктердің [майлы құмдарға] байланысты екенін көрсететін нақты дәлелдер жоқ" деді. Керісінше, Талбот Форт Чипевяндағы қатерлі ісік ауруларының деңгейі провинциялық орташа көрсеткіштен сәл жоғары екенін, мұның себебі темекі шегу, семіздік, қант диабеті және алкоголизм сияқты факторлардың жиынтығы болуы мүмкін деп болжады, сондай-ақ вакцинация деңгейінің төмендігі де ықпал етуі мүмкін.