Канаданың Альберта провинциясындағы мұнай және битум кен орындары

Канаданың Альберта провинциясындағы мұнай және битум кен орындары. 2024 ж. өндіріс 10% өсіп, рекордтық 5.3 млн баррель/күнге жетеді.

34 мин оқу

100%

Дереккөз: Athabasca oil sands — Wikipedia

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

Мазмұны

Кіріспе

Альбертадағы мұнай және битум кен орындары, Канада
битум кен орны
2023 жылғы мәліметтер бойынша, Канаданың мұнай құмдары индустриясы, Батыс Канада және Ньюфаундленд пен Лабрадор жағалауындағы мұнай қондырғылары өндірісті ұлғайтуды жалғастырды. 2024 жылы өндіріс шамамен 10%-ға өсуі күтілуде, бұл жыл соңында күніне шамамен 5,3 миллион баррельге (бпд) жетеді. Өндіріс өсімінің басты себебі – Альбертаның мұнай құмдарының өсуі. Альберта Энергетика министрлігі, Альберта Энергетика реттеушісі (AER) және Канада Мұнай өндірушілер қауымдастығы (CAPP) мәліметтеріне сәйкес, Аттабаска мұнай құмдары, сондай-ақ жақын орналасқан Бейбітшілік өзені және Салқын көл кен орындары боралдық орман мен мускегтің (торф батпақтарының) астында жатыр.

Тарих

Атабаска мұнай құмдары осы құмдардың ортасынан өтетін Атабаска өзенінің атымен аталған. Өзен жағаларында ауыр мұнайдың іздері оңай көрінеді. Тарихи тұрғыдан алғанда, кри және дене тайпалары битумды қайықтарын су өткізбейтін ету үшін пайдаланған. Мұнай кен орындары 8-ші шарттың шегінде орналасқан, ал аймақтың бірнеше түпкілікті халықтары осы құмдармен байланысты.

Ерте тарих

Атабаска мұнай құмдары алғаш рет 1719 жылы еуропалық тері саудагерлерінің назарына түсті, осы кезде кри саудагері Ва па су, Гудзон шығанағындағы Йорк фабрикасындағы Гудзон компаниясының постына битумді құмдардың үлгісін әкелді, оның басқарушысы Генри Келси болды. 1778 жылы Питер Понд, тағы бір тері саудагері және бәсекелес Солтүстік-Батыс компаниясының негізін қалаушы, Метье портын зерттегеннен кейін Атхабаска кен орындарын көрген алғашқы еуропалық болды, бұл Гудзон шығанағының су алабынан Атхабаска өзені жүйесінің бай тері ресурстарына қол жеткізуге мүмкіндік берді. 1788 жылы Арктика және Тынық мұхитына қарай бағытталған жолдармен саяхат жасаған тері саудагері Александр Маккензи былай деп жазды: «Атабаска және Клервотер өзендерінің қосылған жерінен шамамен 39 шақырым жерде битумді бұлақтар бар, онда 6 метрлік қаруды ешқандай қарсылықсыз енгізуге болады. Битум сұйық күйде және оны қарағайдан алынған шайырлы заттармен араластырғанда, ол үндістердің қайықтарын жабыстыруға қолданылады». 1799 жылы оған картограф Дэвид Томпсон, ал 1819 жылы британдық теңіз офицері Джон Франклин қосылды. Джон Ричардсон 1848 жылы Франклиннің жоғалған экспедициясын іздеу үшін солтүстікке бағытталған сапарында мұнай құмдарын алғашқы ғылыми бағалауын жасады. Мұнай құмдарын мемлекеттік деңгейде зерттеуді 1875 жылы Джон Макун бастады, ал 1883 жылы Канада геологиялық қызметінің қызметкері Г.С. Хоффман суды пайдаланып битумды мұнай құмынан бөліп алуге тырысып, оның оңай бөлінетінін хабарлады. 1888 жылы Канада геологиялық қызметінің директоры Роберт Белл Сенат комитетіне: «Дәлелдер Атабаска және Маккензи аңғарларында Америкада, тіпті әлемдегі ең ірі мұнай кен орындарының бар екенін көрсетеді» деп мәлімдеді. Оның фотосуреттері 2011–2012 жылдары Оттавадағы Канада мәдениеті музейінде көрсетілді, соның ішінде граф Альфред фон Хаммерштейннің Атхабаска өзені бойындағы мұнай бұрғылау жұмыстарының суреттері де болды. 1926 жылы Альберта университетінің профессоры Карл Кларк қазіргі жылумен өндіру процестерінің алдағысы болған ыстық суды бөлу процесіне патент алды. Оны іске асыруға жасалған бірнеше әрекет әртүрлі деңгейде сәттілікке жетті.

The Athabasca oil sands first came to the attention of European fur traders in 1719 when Wa pa su, a Cree trader, brought a sample of bituminous sands to the Hudson's Bay Company post at York Factory on Hudson Bay where Henry Kelsey was the manager. In 1778, Peter Pond, another fur trader and a founder of the rival North West Company, became the first European to see the Athabasca deposits after exploring the Methye Portage which allowed access to the rich fur resources of the Athabasca River system from the Hudson Bay watershed. In 1788, fur trader Alexander Mackenzie, after whom the Mackenzie River was later named, traveled along routes to both the Arctic and Pacific Ocean wrote: "At about 24 mile (39 km) from the fork (of the Athabasca and Clearwater Rivers) are some bituminous fountains into which a pole of 20 feet (6 m) long may be inserted without the least resistance. The bitumen is in a fluid state and when mixed with gum, the resinous substance collected from the spruce fir, it serves to gum the Indians' canoes." He was followed in 1799 by mapmaker David Thompson and in 1819 by British Naval officer John Franklin. John Richardson did the first serious scientific assessment of the oil sands in 1848 on his way north to search for Franklin's lost expedition. The first government sponsored survey of the oil sands was initiated in 1875 by John Macoun, and in 1883, G. C. Hoffman of the Geological Survey of Canada tried separating the bitumen from oil sand with the use of water and reported that it separated readily. In 1888, Robert Bell, the director of the Geological Survey of Canada, reported to a Senate Committee that "The evidence points to the existence in the Athabasca and Mackenzie valleys of the most extensive petroleum field in America, if not the world." Her photographs were reproduced in 2011–2012 in an exhibit at the Canadian Museum of Civilization in Ottawa, and included photos of Count Alfred Von Hammerstein's oil drill works along the Athabasca River. In 1926, Karl Clark of the University of Alberta received a patent for a hot water separation process which was the forerunner of today's thermal extraction processes. Several attempts to implement it had varying degrees of success.

Мұнай құмы жобасы

Мұнай құмы жобасы – 1958 жылғы Атабаска мұнай құмын пайдалану жөніндегі ұсыныс, онда атомдық жарылғыш заттарды жер астында жару арқылы мұнай алу көзделген; теориялық тұрғыда, жер астындағы жарылыстан туындайтын жылу мен қысым битум қорларын қайнатып, тұтқырлығын стандартты мұнай өндіру әдістерін қолдануға мүмкіндік беретін деңгейге дейін төмендетуі тиіс болған. Бұл жоспар 1976 жылғы қазан айында жарияланған "Атом ғалымдарының бюллетені"-нде талқыланды. Пайдалануға арналған әдіске 1964 жылы патент берілді. Ядролық қыздыру опциясы – бидайы құмдарынан мұнай алу үшін қолданылатын кейбір дәстүрлі қыздыру әдістерінің алға басушысы саналады. 1959 жылғы сәуірде Федералды тау-кен департаменті Мұнай құмы жобасын бекітті. Бірақ, ол 1962 жылы тоқтатылды.

Ұлы Канада мұнай құмдары

Мұнай құмдары әдетте қалың болып, салыстырмалы түрде жалпақ әктас тастың үстінде жатады, оларға қол жеткізу салыстырмалы түрде оңай. Олар суға толып жатқан мускак, балшық және құнарсыз құмның астында орналасқан. Осы оңай қол жетімділік нәтижесінде әлемдегі алғашқы мұнай құмдары кеніші Атабаска мұнай құмдарында ашылды. Атабаска мұнай құмдарынан мұнайды коммерциялық өндіру 1967 жылы Форт МакМюррейдегі Ұлы Канада мұнай құмдары (GCOS) зауытының ашылуымен басталды. Бұл әлемдегі алғашқы мұнай құмдары жобасы болды, оны американдық Sun Oil Company компаниясы иеленді және басқарды. 240 миллион АҚШ долларына салынған зауыт ресми түрде ашылғанда, ол Атабаска мұнай құмдарының коммерциялық дамуының басталуын белгіледі. 2013 жылы Маккензи Браун индустриалист Дж. Говард Пьюді Атабаска мұнай құмдарын құрған алты көрегеннің бірі деп атады. Ол 1971 жылы қайтыс болған кезде, Пью отбасы Forbes журналы бойынша Америкадағы ең бай отбасылардың жартысына кірді. The Great Canadian Oil Sands Limited (бұрын Sun Oil Company еншілес компаниясы, бірақ қазір Suncor Energy Inc. деп аталатын тәуелсіз компанияға біріктірілді) синтетикалық шикі мұнай өндірісін жүзеге асырды.

Мұнай дағдарысы

Канаданың мұнай құмдарының нақты көлемі 1970-ші жылдары анықталды. Syncrude кеніші қазіргі таңда әлемдегі ең ірі кеніш (ауданы бойынша), оның астында мұнай кендері бар, олар бұрғылау және жер бетінен өндіру (in situ extraction) арқылы бұзылуы мүмкін, бірақ тек жер бетінен қазуға жарамды және осы күнге дейін осылай қазылған. Дамуға әлемдік мұнай бағасының төмендеуі кедеріс келтірді, ал Syncrude консорциумы басқаратын екінші кеніш 1978 жылға дейін жұмыс істеуге кіріспеді, себебі 1973 жылғы мұнай дағдарысы инвесторлардың қызығушылығын ояртты. Бірақ, мұнай бағасы кейіннен төмендеді, және 1979 жылғы энергетикалық дағдарыс мұнай бағасын қайтадан рекордтық деңгейге көтерсе де, 1980-ші жылдары мұнай бағасы өте төмен деңгейге түсіп, мұнай өнеркәсібінде айтарлықтай қысқартуларға әкелді. 1979 жылы Sun компаниясы өздерінің Канададағы мұнай өңдеу және бөлшек сауда қызметтерін Great Canadian Oil Sands және дәстүрлі мұнай мен газ қызметтерін біріктіре отырып Suncor компаниясын құрды. 1981 жылы Онтарио үкіметі компанияның 25% үлесін сатып алды, бірақ 1993 жылы одан бас тарды. 1995 жылы Sun Oil компаниясы да компаниядағы үлесінен бас тарды, бірақ Suncor Канадада Sunoco бөлшек сауда тауарлық белгісін сақтап қалды. Suncor осы екі сатудан пайдаланып, тәуелсіз, көпшілікке ашық компанияға айналды. Suncor өсуін жалғастырды және нарықтағы бағаның өзгеруіне қарамастан, мұнай құмдарынан мұнай өндіруді арттырып, ақырында бұрынғы бас компаниясынан басып өтті. 2009 жылы Suncor бұрынғыда Канада үкіметіне тиесілі болған Petro Canada мұнай компаниясын сатып алды, бұл Suncor компаниясын Канададағы ең ірі мұнай компаниясына және ең ірі канадтық компаниялардың біріне айналдырды. Suncor Energy қазір өзінің бұрынғы американдық бас компаниясымен ешқандай байланысы жоқ, толығымен канадалық компания. Sun Oil Company Sunoco болып танылды, бірақ кейіннен мұнай өндіру және өңдеу бизнесінен бас тарды және қазірде Техас штатының Даллас қаласындағы Energy Transfer Partners компаниясына тиесілі бөлшек бензин дистрибьюторы болып табылады. Канадада Suncor Energy барлық Sunoco станцияларын (барлығы Онтариода орналасқан) Petro Canada нысандарына айналдырды, барлық төменгі деңгейдегі бөлшек сауда операцияларын Petro Canada тауарлық белгісі астында біріктіру және Sunoco тауарлық белгісі үшін лицензиялық төлемдерді тоқтату мақсатында. Жалпыұлттық деңгейде Petro Canada компаниясының жоғары өнімдерін жеткізушісі және бас компаниясы Suncor Energy болып табылады. Suncor Energy Онтариодағы бір Sunoco бөлшек сауда орнын ғана пайдаланады.

The true size of the Canadian oil sands deposits became known in the 1970s. The Syncrude mine is now the largest mine (by area) in the world, with mines potentially covering (Although there is oil underlying , which may be disturbed by drilling and in situ extraction, only may potentially be surface mined, and has to date been mined.) Development was inhibited by declining world oil prices, and the second mine, operated by the Syncrude consortium, did not begin operating until 1978, after the 1973 oil crisis sparked investor interest. However, the price of oil subsided afterwards and although the 1979 energy crisis caused oil prices to peak again, during the 1980s, oil prices declined to very low levels causing considerable retrenchment in the oil industry. In 1979, Sun formed Suncor by merging its Canadian refining and retailing interests with Great Canadian Oil Sands and its conventional oil and gas interests. In 1981, the Government of Ontario purchased a 25% stake in the company but divested it in 1993. In 1995, Sun Oil also divested its interest in the company, although Suncor maintained the Sunoco retail brand in Canada. Suncor took advantage of these two divestitures to become an independent, widely held public company. Suncor continued to grow and continued to produce more and more oil from its oil sands operations regardless of fluctuating market prices, and eventually became bigger than its former parent company. In 2009, Suncor acquired the formerly Canadian government owned oil company, Petro Canada, which turned Suncor into the largest petroleum company in Canada and one of the biggest Canadian companies. Suncor Energy is now a Canadian company completely unaffiliated with its former American parent company. Sun Oil Company became known as Sunoco, but later left the oil production and refining business, and has since become a retail gasoline distributor owned by Energy Transfer Partners of Dallas, Texas. In Canada, Suncor Energy converted all of its Sunoco stations (which were all in Ontario) to Petro Canada sites in order to unify all of its downstream retail operations under the Petro Canada banner and discontinue paying licensing fees for the Sunoco brand. Nationwide, Petro Canada's upstream product supplier and parent company is Suncor Energy. Suncor Energy continues to operate just one Sunoco retail site in Ontario.

Мұнай шикізаты бумы

АҚШ-тағы Баккен және Пермь алабындағы тығыз мұнайды өндірудің қарқынды дамуы мұнай өнеркәсібін жылдам өзгертіп, шетелдік мұнай импортын күрт азайтты. Мұнай құмдары сияқты, тақтатас мұнайының өндіріс шығындары дәстүрлі мұнайға қарағанда жоғары. Артық өнім және геосаяси бәсекелестік сияқты бірқатар факторлар мұнай бағасын 2013 жылы барреліне 100 доллардан астам болған деңгейден үш жыл өткен соң 40 долларға дейін төмендетті. Бағаның ұзаққа созылған төмендігі компанияларды мұнай құмдарына жаңа инвестиция салудан бас тартуға мәжбүр етті.

Көлік

Канада АҚШ-тың мұнай импорттаушы ең ірі көзі болып табылады және 2019 жылдан бастап негізінен мұнай құмдарынан жабдықталады. Өнеркәсіп сарапшылары бірнеше құбыр желісі жобалары тоқтатылғаннан немесе күшін жойғаннан кейін, құбыр желілерінің артық сыйымдылығы болуы мүмкін деген сенімнен мұнай құмдары өндірісінің өсуін қамтамасыз етуге жеткіліксіздік туралы ескертулерге көшті. Enbridge құбыр желісі жүйесінің операторы Enbridge компаниясы салғысы жоспарланған Британдық Колумбияның Китимат қаласына бағытталған Солтүстік шлюз жобасы 2016 жылы тоқтатылды. Сол сияқты, ұзаққа созған экологиялық және жергілікті халықтар тобының қарсылығынан кейін, 2021 жылы Альбертадан Мексика шығанағындағы мұнай өңдеу зауыттарына дейінгі Keystone XL құбыр желісі жобасы да тоқтатылды. Басқа жобалар, қолданыстағы құқықтарды пайдалана отырып салынуда, мысалы, 2018 жылы мемлекеттік меншікке алынған Kinder Morgan компаниясының Trans Mountain кеңейтуі немесе Enbridge компаниясының 9-шы желісі, Квебек облысындағы мұнай өңдеу зауыттарына қайта бағытталды. 2019 жылдың қаңтар айынан 2020 жылдың желтоқсан айына дейін Альберта үкіметі құбыр желілерінің экспорттық сыйымдылығына сәйкес өндірісті реттеу үшін квота белгіледі. Құбыр желілерінің сыйымдылығының шектеулерін толықтыру үшін 2012 мен 2020 жылдар аралығында теміржол арқылы мұнай тасымалы 50 мыңнан астам көлемге өсті.

Басқару

Альберта мұнай құмдарының басқаруы экономикалық дамуға бағытталған және тарихи түрде екі негізгі қатысушының мүдделері басым болды: үкімет (федералды және провинциялық) және өнеркәсіп. Канада федерализмі әр деңгейдегі үкіметтің функциялары мен рөлдерін анықтайды, конституциялық билік екіге бөлінгендіктен, ешқайсысы екіншісінен жоғары емес. 1867 жылғы Конституциялық актінің 109-бабы провинцияға өз территориясындағы жерлер мен ресурстардың толық құқығын қамтамасыз етеді. Провинция жер иесі рөлінде әрекет етеді, ал федералды үкімет сауда, коммерция және салық салу саласындағы құзыреттілікті қадағалайды. Ресурстарды басқару саудаға, ал сауданы басқару ресурстарға әсер етеді, сондықтан байланыс бар. 1990-жылдардан бастап федералды және провинциялық үкіметтер реттеу, технология және жаңа экспорттық нарықтарды дамытуға бағытталды. "Негізгі" деңгейдегі басқарудың көп бөлігі бірнеше провинциялық институттар арқылы жүзеге асырылады. Оттава тікелей инвестициялардан аулақтап, инвестициялық ахуалды жақсартуға басымдық берді. Мысалы, 1994 жылы федералды үкімет мұнай құмдарына салынған капиталдық инвестициялардың 100% жылдамдандырылған капиталдық шығындар ретінде есептен шығарылуына мүмкіндік беретін салық жеңілдіктерін енгізді. Провинциялық үкімет дамуға тікелей қатысты: көптеген пилоттық жобаларға тікелей инвестиция жасады, өнеркәсіппен бірлескен кәсіпорындар құрды және ғылыми-зерттеу және дамуға үлкен инвестициялар жасады. Кейбір тараптар Альбертаның әлемдегі ең төменгі роялти ставкаларының біріне ие екенін мәлімдеді. Альберта, АҚШ штаттарынан айырмашылығы, жер астындағы мұнайдың көп бөлігіне ие болғандықтан, оны басқаруда көбірек құқыққа ие, ал АҚШ штаттары жұмыстан шығу салығымен шектеледі. Бұл өнеркәсіпке бағытталған роялти жүйесі "даму қарқынын тездетуге" ықпал етеді деп сынға ұшырады. Мұнай құмдарын дамытудың негізгі күші – өнеркәсіп. Алғашқы ірі ойыншылар Suncor Energy және Syncrude 1990-жылдарға дейін нарықта үстемдік құрды. Қазіргі уақытта бірнеше жүз жобаны жүзеге асыратын 64 компания жұмыс істеп тұр. Өндірістің көп бөлігі қазір шетелдік корпорацияларға тиесілі, және олар үшін жағдай жасау оларға азаматтар мен экологиялық ұйымдар сияқты өнімді емес мүдделі тараптардан гөрі әлдеқайда күшті ықпал береді. Осыған жауап ретінде провинция 2006 жылы Мұнай құмдары консультациясы бойынша көп тарапты комитет (MSC) құрды. MSC төрт ұйымды білдіреді: Кумулятивтік экологиялық басқару қауымдастығы (CEMA), Wood Buffalo Environmental Association (WBEA), Канаданың мұнай құмдары ғылыми-зерттеу және даму желісі (CONRAD) және Атабаска аймақтық мәселелер жөніндегі жұмыс тобы (RIWG). MSC-нің 2007 жылғы бірінші қорытынды есебіндегі ұсыныстар бірнеше министрлер мен үкімет өкілдері тарапынан мақталып, бірақ олардың ешқайсысы әлі заңмен бекітілген жоқ. 2012 жылдың 17 қазанында Альберта үкіметі мұнай құмдарының қоршаған ортаға тигізетін әсерін бақылайтын агенттік құру үшін жұмыс тобының ұсыныстарын қабылдайтынын мәлімдеді. "Жаңа ғылыми негіздегі агенттік мұнай құмдары аймағында жұмыс істей бастайды және не бақыланатынына, қалай бақыланатынына және қайда бақыланатынына назар аударады. Бұл жер, ауа, су және биоәртүрлілікке интеграцияланған және үйлестірілген мониторингті қамтиды", - делінген Энергетика және тұрақты даму министрі Диана Маккуиннің баспасөз хабарламасында. Провинциялық үкімет экологтар, аборигендер мен ғалымдардың кеңінен таралған сын-пікірлерінен кейін агенттікті дамытуға кірісті, олар мұнай құмдары бақыланбаса, қоршаған ортаға қайырсыздан әсер етеді деп мәлімдеді. 2013 жылдың 17 маусымында жаңадан құрылған корпорация, Альберта Энергия Регуляторы (AER), Альбертадағы мұнай, газ және көмірді дамытуды реттеу мандатымен, соның ішінде Атабаска мұнай құмдарын реттеу үшін енгізілді. AER "энергия ресурстарын сақтау жөніндегі кеңес пен Альбертаның қоршаған ортаны қорғау және тұрақты ресурстарды дамыту министрлігінің реттеу функцияларын бір орында біріктіреді". Альберта Энергия Регуляторы енді "жобаның басталуынан бастап, топыраққа қайтаруға дейінгі барлық жобаларға жауапты". Олар жобаның бастамашыларына, жер иелеріне және Альбертадағы энергетикалық ережелерге қатысты өнеркәсіпке жауап береді.

The governance of the Alberta oil sands is focused on economic development, and has historically been dominated by the interests of two primary actors; government (federal and provincial) and industry. Canadian federalism forms the functions and roles of each level of government, in that constitutional power is split so that neither is superior to the other. The Constitution Act, 1867, Section 109 ensures the province full ownership of the lands and resources within its borders. The province acts as the landowner and the federal government oversees jurisdiction over trade, commerce and taxation. There is a clear overlap, as resource management influences trade, and trade management influences resources. As of the 1990s, both the federal and provincial government have been aligned, focusing on regulation, technology and the development of new export markets. The majority of "ground level" governance is carried out by a number of provincial institutions. Ottawa has avoided direct investment, preferring to improve the investment climate. A prime example of this occurred in 1994, when the federal government rolled out tax breaks allowing 100% of oil sands capital investments to be written off as accelerated capital cost allowances. The provincial government had a much more direct role in development; investing directly in numerous pilot projects, undertaking joint ventures with the industry and consistently making massive investments in research and development. Some people have claimed that Alberta features one of the lowest royalty rates in the world. Since Alberta, unlike US states, owns the vast majority of oil under its surface it can exercise more control over it, whereas US states are limited to severance taxes. This industry centric royalty system has been criticised for "promoting a runaway pace of development". Industry is the core force of oil sands development. The first major players, Suncor Energy and Syncrude, dominated the market until the 1990s. Currently there are 64 companies operating several hundred projects. The majority of production now comes from foreign owned corporations, and the maintenance of a favourable climate for these corporations grants them strong influence; much stronger than that of non productive stakeholders, such as citizens and environmental groups. In answer to this, the province initiated the Oil Sands Consultations Multistakeholder Committee (MSC) in 2006. The MSC represents four organisations: the Cumulative Environmental Management Association (CEMA), the Wood Buffalo Environmental Association (WBEA), the Canadian Oil Sands Network for Research and Development (CONRAD) and the Athabasca Regional Issues Working Group (RIWG). The recommendations contained in the MSC's first 2007 Final Report were lauded by several ministers and government representatives, but none have yet been effectively passed into law. On October 17, 2012, the Alberta government announced it would follow the recommendations of a working group to develop an agency that would monitor the environmental impact of the oil sands. "The new science based agency will begin work in the oil sands region and will focus on what is monitored, how it's monitored and where it's monitored. This will include integrated and coordinated monitoring of land, air, water and biodiversity," said a press release from Diana McQueen's office, the Minister of Energy and Sustainable Development. The provincial government moved to develop the agency after widespread public criticism by environmentalists, aboriginal groups and scientists, who claimed the oil sands would have a devastating, long term effect on the environment if left unchecked. On 17 June 2013 the newly formed corporation, Alberta Energy Regulator (AER) was phased in with a mandate to regulate oil, gas and coal development in Alberta including the Athabasca oil sands. The AER brings together "the regulatory functions from the Energy Resources Conservation Board and the Alberta Ministry of Environment and Sustainable Resource Development into a one stop shop" The Alberta Energy Regulator is now "responsible for all projects from application to reclamation." They will respond to project proponents, landowners and industry regarding energy regulations in Alberta.

Даму

Атабаска кен орнының ерекшелігі – ол жер бетіндегі кен өндіруге жарамды жалғыз тереңдігі аз кен орны. Атабаска мұнай құмдарының шамамен 10% -ы аз мөлшердегі қабатты қапшықпен жабылған. 2009 жылға дейін жер бетіндегі кен өндірілетін аймақ (SMA) Альберта үкіметінің ERCB агенттігімен Форт МакМюррейдің солтүстігіндегі 37 тікелей орналасқан қалашықтан (шамамен 200 шаршы километр) тұрды деп белгіленген. 2009 жылдың маусым айында SMA 51 1/2 қалашыққа дейін кеңейтілді, бұл ЮНЕСКО-ның Дүниежүзілік мұралық орны болып табылатын Вуд-Баффало ұлттық паркіне дейінгі SMA-ның солтүстік шекарасын 12 мильге (19 км) жақындатты. 2003 жылы "Shell Canada" компаниясы басқаратын "Albian Sands" кені ашылды. Бұл үш кеннің барлығы битумды жаңарту қондырғыларымен байланысты, олар қолданылмайтын битумды синтетикалық шикі мұнайға айналдырып, оны Канада мен АҚШ-тағы мұнай өңдеу зауыттарына жібереді. "Albian" үшін жаңарту орны 439 км оңтүстікке қарай Скотфордта орналасқан. Еріткішпен сұйылтылған битум арнайы құбыр желісі арқылы жеткізіледі. Энергия ресурстарын сақтау жөніндегі кеңес, қоршаған ортаға тигізетін зиянға қарамастан, 100-ден астам кен және жер астындағы жобаларды мақұлдады. 2012 жылы 9 ашық кен өндіру жобасы, 50-ден астам бекітілген жер астындағы жоба және 190 бастапқы өндіріс жобасы жұмыс істеді. ERCB сонымен қатар 20 жобаны мақұлдады, оларда сынақтан өтпеген технологиялар мен қолданыстағы технологиялардың жаңа түрлері сынақтан өтіп жатыр.

Жер бетіндегі тау-кен өндірісі

1967 жылы «Грейт Канадиан Ойл Сэндз» (қазіргі «Санкор») компаниясы кен орнын іске қосқаннан бері «Атабаска» мұнай құмдарынан битум коммерциялық масштабта ашық карьерлік әдіспен өндіріліп келеді. «Атабаска» құмдарында битумның өте көп мөлшері бар, олар аз қабатпен жабылады, сондықтан ашық карьерлік кен өндіру оны өндірудің ең тиімді әдісі болып табылады. Қабат – суға толы мускег (торф) балшықтан және құмнан тұрады. Мұнай құмдарының өзі әдетте терең, жалпақ әктас тастың үстінде орналасқан. Бастапқыда құмды сүйрегіш және шүмерек экскаваторларымен қазып, конвейерлік ленталармен өңдеу зауыттарына жеткізілетін. Бұл алғашқы кен орындарында битум өндіру техникасы тиімді бола бастағанға дейін, олармен жұмыс істеу үшін көп уақыт кетті. Осы жылдар ішінде тиімді ин-ситу өндіріс әдістері, әсіресе бумен көмектесетін гравитациялық дренаж (SAGD) әзірленді. In situ әдістері маңызды болды, өйткені «Атабаска» мұнай құмының шамамен 20% ғана ашық карьерлік кен өндіру арқылы өндіруге жеткілікті жақын орналасқан, ал SAGD әдісі әсіресе битумның үлкен көлемін тиімді түрде және қолайлы бағамен өндіруге мүмкіндік берді. Соңғы жылдары «Syncrude» және «Suncor» сияқты компаниялар әлемдегі ең үлкен экскаваторлар мен жүк машиналарын пайдалана отырып, әлдеқайда арзан экскаваторлық-жүк тасымалдау операцияларына көшті. Бұл синтетикалық шикі мұнайдың барреліне өндіріс шығындарын шамамен 27 АҚШ долларына дейін ұстап тұруға мүмкіндік берді, энергия және еңбек құнының өсуіне қарамастан. Қазбадан кейін құмға ыстық су және каустикалық сода (натрий гидроксиді) қосылады, ал алынған суспензияны экстракциялық қондырғыға жібереді, онда ол араластырылады және мұнай үстінен сыланып алынады. Егер су химиясы битумды құм мен балшықтан бөліп алуға мүмкіндік берсе, ыстық су мен араластырудың үйлесімі битумды мұнай құмынан шығарады және битум тамшыларына кішкентай ауа көпіршіктерінің жабысуына жағдай жасайды. Битум көбігі бөлгіш ыдыстардың жоғарғы жағына көтеріліп, қалдық су мен ұсақ қатты бөлшектерді жою үшін одан әрі өңделеді. Бір баррель мұнай өндіру үшін шамамен 1,5 тонна мұнай құмы қажет. Бастапқыда құмнан битумның шамамен 75% өндірілді. Алайда, осы әдістің жаңа жетістіктеріне қалдықтардан мұнайды қайтаруға арналған қондырғылар (TOR), көпіршіктен нафтаны қайтаруға арналған қондырғылар, көлбеу пластиналы тұндырғыштар (IPS) және дискілі центрифугалар кіреді. Бұл өндіріс орындарына құмнан битумның 90% астам бөлігін өндіруге мүмкіндік береді. Мұнайды өндіріп алғаннан кейін, пайдаланылған құм және басқа материалдар кенге қайтарылады, ол соңында қайта қалпына келтіріледі. Альберта Тациук процесі технологиясы мұнай құмдарынан битумды құрғақ ретортинг арқылы өндіреді. Бұл процесте мұнай құмы айналмалы барабан арқылы жылжып, битумды қыздыру арқылы жарып, жеңіл көмірсутектерді өндіреді. Сынақтан өткенімен, бұл технология әлі коммерциялық қолданысқа енбеген. Құмнан битумды өндірудің бастапқы процесін 1920 жылдары Альберта ғылыми-зерттеу кеңесімен жұмыс істеген доктор Карл Кларк әзірлеген. Бүгінгі таңда «Syncrude Canada», «Suncor Energy» және «Albian Sands Energy» сияқты ашық карьерлік кен өндірушілердің барлығы Кларк ыстық сумен өндіру (CHWE) процесінің түрлерін қолданады. Бұл процесте кендер ашық карьерлік кен өндіру технологиясын қолдана отырып өндіріледі. Өндірілген кен өлшемін кішірейти үшін ұнтақталады. Кенге ыстық су қосылады және пайда болған суспензия гидротранспорт желісі арқылы битумды битум көбігі ретінде флотация арқылы өндіруге арналған бастапқы бөлгіш ыдысына (PSV) тасымалданады. Өндірілген битум көбігінің құрамында 60% битум, 30% су және 10% қатты заттар бар. Өндірілген битум көбігін құрамындағы қатты заттар мен суды жою үшін тазалау қажет, содан кейін ол келесі өңдеу процестеріне сәйкес келеді. Кендегі битумның мөлшеріне байланысты, заманауи ыстық сумен өндіру әдістерін қолдану арқылы битумның 90-100% өндірілуі мүмкін. Мұнайды өндіріп алғаннан кейін, пайдаланылған құм және басқа материалдар кенге қайтарылады, ол соңында қайта қалпына келтіріледі.

Since Great Canadian Oil Sands (now Suncor) started operation of its mine in 1967, bitumen has been extracted on a commercial scale from the Athabasca Oil Sands by surface mining. In the Athabasca sands there are very large amounts of bitumen covered by little overburden, making surface mining the most efficient method of extracting it. The overburden consists of water laden muskeg (peat bog) over top of clay and barren sand. The oil sands themselves are typically deep, sitting on top of flat limestone rock. Originally, the sands were mined with draglines and bucket wheel excavators and moved to the processing plants by conveyor belts. These early mines had a steep learning curve to deal with before their bitumen mining techniques became efficient. In the intervening years, more effective in situ production techniques were developed, particularly steam assisted gravity drainage (SAGD). In situ methods became increasingly important because only about 20% of the Athabasca oil sands were shallow enough to recover by surface mining, and the SAGD method in particular was very efficient at recovering large amounts of bitumen at a reasonable cost. In recent years, companies such as Syncrude and Suncor have switched to much cheaper shovel and truck operations using the biggest power shovels (at least ) and dump trucks in the world. This has held production costs to around US$27 per barrel of synthetic crude oil despite rising energy and labour costs. After excavation, hot water and caustic soda (sodium hydroxide) is added to the sand, and the resulting slurry is piped to the extraction plant where it is agitated and the oil skimmed from the top. Provided that the water chemistry is appropriate to allow bitumen to separate from sand and clay, the combination of hot water and agitation releases bitumen from the oil sand, and allows small air bubbles to attach to the bitumen droplets. The bitumen froth floats to the top of separation vessels, and is further treated to remove residual water and fine solids. About of oil sands are required to produce one barrel of oil. Originally, roughly 75% of the bitumen was recovered from the sand. However, recent enhancements to this method include Tailings Oil Recovery (TOR) units which recover oil from the tailings, Diluent Recovery Units to recover naphtha from the froth, inclined plate settlers (IPS) and disc centrifuges. These allow the extraction plants to recover well over 90% of the bitumen in the sand. After oil extraction, the spent sand and other materials are then returned to the mine, which is eventually reclaimed. Alberta Taciuk Process technology extracts bitumen from oil sands through a dry retorting. During this process, oil sand is moved through a rotating drum, cracking the bitumen with heat and producing lighter hydrocarbons. Although tested, this technology is not in commercial use yet. The original process for extraction of bitumen from the sands was developed by Dr. Karl Clark, working with the Alberta Research Council in the 1920s. Today, all of the producers doing surface mining, such as Syncrude Canada, Suncor Energy and Albian Sands Energy etc., use a variation of the Clark Hot Water Extraction (CHWE) process. In this process, the ores are mined using open pit mining technology. The mined ore is then crushed for size reduction. Hot water at is added to the ore and the formed slurry is transported using hydrotransport line to a primary separation vessel (PSV) where bitumen is recovered by flotation as bitumen froth. The recovered bitumen froth consists of 60% bitumen, 30% water and 10% solids by weight. The recovered bitumen froth needs to be cleaned to reject the contained solids and water to meet the requirement of downstream upgrading processes. Depending on the bitumen content in the ore, between 90 and 100% of the bitumen can be recovered using modern hot water extraction techniques. After oil extraction, the spent sand and other materials are then returned to the mine, which is eventually reclaimed.

Бумен қамтамасыз етілген ауырлық дренажы

Бумен көмектесетін гравитациялық дренаж (SAGD) – ауыр шикі мұнай мен битум өндіруге арналған, мұнайды күшейтілген қалыпқа келтіру технологиясы. Бұл – бумен стимуляцияның жетілдірілген түрі, онда мұнай қоймасына бірінен бірнеше метр жоғары орналасқан екі көлденең ұңғыма бұрғыланады. Жоғары қысымды бу үнемі жоғарғы ұңғымаға мұнайды қыздыру және оның тұтқырлығын азайту үшін жіберіледі, нәтижесінде қыздырылған мұнай төменгі ұңғымаға ағып түседі, онда ол битумды өндіру орнатылысына сорғыланады. 1955 жылдан 1982 жылға дейін Imperial Oil компаниясының инженері болған доктор Роджер Батлер 1970 жылдары бумен көмектесетін гравитациялық дренаж (SAGD) технологиясын ойлап тапты. Батлер «көндіруге қиын деп есептелген битум кендерін өңдеу үшін көлденең ұңғымалар жұбын және бу инъекциялау концепциясын әзірледі». Соңғы кезде, бумен көмектесетін гравитациялық дренаж (SAGD) және циклдық бу стимуляциясы (CSS) сияқты in situ әдістер, битумды терең кендерден құмды қыздыру арқылы және битумның тұтқырлығын азайту арқылы, дәстүрлі шикі мұнай сияқты сорғылауға мүмкіндік беру үшін әзірленді. Стандартты өндіру процесіне табиғи газдың көп мөлшері қажет. 2007 жылы мұнай құмдары индустриясы Батыс Канада шөгінді алабындағы табиғи газ өндірісінің шамамен 4%-ын пайдаланды. 2015 жылға қарай бұл көрсеткіш екі жарым есеге артуы мүмкін. Ұлттық энергетикалық кеңес мәліметінше, in situ жобаларында бір баррель битум өндіру үшін шамамен бір тонна табиғи газ, ал интеграцияланған жобалар үшін шамамен бір тонна газ қажет. Мұнай бағаны шамамен газға тең есептегенде, бұл энергияның айтарлықтай үнемдеуін білдіреді. Осыған байланысты Альбертаның реттеуші органдары АҚШ-қа табиғи газ экспортын азайтып, мұнай құмдары зауыттарын отынмен қамтамасыз етуі мүмкін. Газ қоры таусылған жағдайда, мұнай өңдеуші зауыттар өздерінің отын өндіру үшін битумды газдандыруға көшуі мүмкін. Битумды синтетикалық шикі мұнайға айналдырғандай, оны синтетикалық табиғи газға да айналдыруға болады.

Жер

Мұнай құмдарын алғашқы халықтар, ғалымдар, заңгерлер, журналистер және экологиялық топтар экоцид деп сипаттады. Альберта үкіметі компаниялардан жерді "теңдес жер мүмкіндіктеріне" қайта жаңартуды талап етеді. Бұл дегеніміз, қалпына келтіруден кейін жердің әртүрлі мақсатта қолданылуын қамтамасыз ету қабілеті бұрынғыдай болуы керек, бірақ жекелеген жер пайдалану түрлері міндетті түрде толықтай сәйкес келе бермейді. Кейбір жағдайларда үкімет егістік жерді орманды жерге теңейді. Мұнай құмдарын өндіруші компаниялар өндірілген жерді бастапқы боралдық орман мен мускегке қайтарудың орнына, ағаш бизондары үшін жайылым ретінде пайдалануға қалпына келтірді. Syncrude өздерінің бұзылған жерлерінің 22 пайызын қалпына келтіргенін мәлімдейді, бірақ бұл көрсеткіш басқа дереккөздермен дауланып, Syncrude-тің бұзылған жерлерінің тек 0,2 пайызын ғана қалпына келтіргені анықталды.

Су

Pembina институтының баяндамасында былай делінген: "Кендік әдіспен синтетикалық шикі мұнайдың (SCO) (жаңартылған битум) бір текше метрін (м3) өндіру үшін шамамен су қажет (нетіжелі көрсеткіштер). Қазіргі уақытта мұнай құмдарын өндіруге рұқсат етілген операциялар 359 миллион м3 суды Аттабаска өзенінен алуға лицензияланған, бұл Калгари қаласының жылдық коммуналдық қажеттіліктерін қанағаттандыруға қажетті су көлемінен екі еседен астам. Одан әрі айтылған: "жердегі (in situ) өндіріс кезінде бір текше метр мұнай өндіруге қажетті су мөлшері қайта өңдеуге байланысты кем болуы мүмкін". Аттабаска өзені Альбертаның батыс-орталық бөлігіндегі Аттабаска мұздығынан солтүстік-шығыстағы Аттабаска көліне дейін ағып жатыр. Форт МакМюррейден кейінгі орташа жылдық ағын секундына 1200 текше метрді құрайды, ал ең жоғары тәуліктік орташа көрсеткіш – секундына 1200 текше метр. Су лицензиялары бойынша бөлінген қаражат Аттабаска өзенінің орташа жылдық ағынының шамамен 1% құрайды, бірақ 2006 жылы барлық қолданыс үшін алынған судың көлемі шамамен 0,4% болды. Сонымен қатар, Альберта үкіметі мұнай құмдары компанияларының Аттабаска өзенінен қанша су алатынына қатаң шектеулер қояды. Төменгі Аттабаска өзеніне қатысты Суды басқару аясында, өзеннің деңгейі төмендеген кезде Аттабаска өзенінен су тұтыну жылдық орташа ағынның 1,3% лимитіне дейін шектеледі. Альберта провинциясы мұнай құмдары операторлары арасындағы өзара әрекеттесу келісімдерін де қарастырып жатыр. Мұнай құмдарын игеру басталғаннан бері Аттабаска өзеніне мұнайдың бірнеше ағып кетуі болды, бұл оны ластады. Құйрық тоғандарының өзенге жақын орналасуы жер асты суларының ағып кетуіне байланысты ластану қаупін күрт арттырады. 1997 жылы Suncor компаниясы олардың құйрық тоғандарынан күніне улы судың ағып жатқанын мойындады. Бұл судың құрамында нафтен қышқылы, сынап, кадмий және басқа да ластаушы заттар бар. Аттабаска өзені әлемдегі ең ірі тұщы су дельтасы болып табылады, бірақ Suncor және Syncrude компанияларының құйрық тоғандарынан ағып жатқан ластанған судың мөлшері 2020 жылға қарай 1 миллиард текше метрден асып кетеді. Солтүстік Альбертадағы битумнан алынған табиғи уытты заттар аймақта тұратын адамдардың денсаулығы мен экологиясына қауіп төндіреді. Мұнай құмдарын өндіру Аттабасканың салалары мен өзендеріне арсениктің, кадмийдің, хромның, қорғасынның, сынаптың, никельдің және басқа да металл элементтерінің, тіпті төмен концентрацияда да зиянды әсер ететін түрлерін әкеледі.

A Pembina Institute report stated "To produce one cubic metre (m3) [] of synthetic crude oil (SCO) (upgraded bitumen) in a mining operation requires about of water (net figures). Approved oil sands mining operations are currently licensed to divert 359 million m3 from the Athabasca River, or more than twice the volume of water required to meet the annual municipal needs of the City of Calgary." It went on to say " the net water requirement to produce a cubic metre of oil with in situ production may be as little as , depending on how much is recycled". The Athabasca River runs from the Athabasca Glacier in west central Alberta to Lake Athabasca in northeastern Alberta. The average annual flow just downstream of Fort McMurray is with its highest daily average measuring 1,200 cubic metres per second. Water licence allocations total about 1% of the Athabasca River average annual flow, though actual withdrawals for all uses, in 2006, amount to about 0.4%. In addition, the Alberta government sets strict limits on how much water oil sands companies can remove from the Athabasca River. According to the Water Management Framework for the Lower Athabasca River, during periods of low river flow water consumption from the Athabasca River is limited to 1.3% of annual average flow. The province of Alberta is also looking into cooperative withdrawal agreements between oil sands operators. Since the beginning of the oil sands development, there have been several leaks into the Athabasca River polluting it with oil and tailing pond water. The close proximity of the tailing ponds to the river drastically increases the likelihood of contamination due to ground water leakages. In 1997, Suncor admitted that their tailing ponds had been leaking of toxic water into the river a day. This water contains naphthenic acid, trace metals such as mercury and other pollutants. The Athabasca River is the largest freshwater delta in the world but with Suncor and Syncrude leaking tail ponds the amount of polluted water will exceed 1 billion cubic meters by 2020. Natural toxicants derived from bitumen in Northern Alberta pose potential ecological and human health risks to people living in the area. Oil sands development contributes arsenic, cadmium, chromium, lead, mercury, nickel and other metal elements toxic at low concentrations to the tributaries and rivers of the Athabasca.

Шығарындылар

2024 жылға қарай мұнай құмдары Канаданың жалпы шығарындыларының 8% құрайды. Мұнай құмдарынан шығатын эмиссиялар артып келеді, ал көптеген басқа көздерден шығатын эмиссиялар азайып барады. 2009 жылы CERA жүргізген зерттеуде Канаданың мұнай құмдарынан өндірілген мұнай, отынның «құдықтан дөңгелекке» дейінгі өмірлік циклінің толық талдауы бойынша, «орташа шикі мұнайға қарағанда шамамен 5-15 пайызға көбірек көмірқышқыл газын шығарады» деп есептелді. Сол жылы автор және журналист-тергеуші Дэвид Страхан IEA деректерінің мұнай құмдарынан шығатын көмірқышқыл газының эмиссиясы орташа мұнайдан 20% жоғары екенін көрсеткенін айтты, бұл айырмашылықты эмиссияның бастапқы кезеңі мен өмірлік цикл арасындағы ерекшеліктермен түсіндірді. Оның сөзіне göre, 2005 жылы АҚШ үкіметінің баяндамасында қазіргі технологиялармен дәстүрлі мұнайдың бір барреліне 40 кг көмірқышқыл газы шығарылса, дәстүрлі емес мұнайдың бір барреліне 80-115 кг көмірқышқыл газы шығарылады. Альберта энергетика министрлігі технологияны жақсарту арқылы эмиссияны азайтуға мүмкіндік бар екенін көрсетеді, 1990 мен 2008 жылдар арасында бір баррельге шаққандағы эмиссия 39% төмендегенін, бірақ 1990 мен 2009 жылдар арасында 29% ғана төмендегенін атап өтеді. Альбертадағы синтетикалық мұнай өндірісінің күтілетін өсуі Канаданың халықаралық міндеттемелеріне де қауіп төндіреді. Киото протоколын ратификациялау кезінде Канада 2012 жылға дейін парниктік газдар эмиссиясын 1990 жылғы деңгейге қарағанда 6% азайтуға келісті. 2002 жылы Канаданың парниктік газдар эмиссиясы 1990 жылдан бері 24% артты. Әлемдегі парниктік газдарды ең көп шығаратын сегізінші ел ретінде Канада халық санына шаққанда салыстырмалы түрде үлкен эмиссия көлеміне ие және Киото мақсаттарына жетпейді. Канаданың «Интеграцияланған желі» (ICO2N) деп аталатын маңызды бастамасы, экономикалық өсімді қолдаумен қатар, климаттың өзгеруіне қатысты мақсаттарға жетуге көмектесу үшін көмірқышқыл газын (CO2) ауқымды түрде ұстау, тасымалдау және сақтауды дамытуға бағытталған. ICO2N мүшелері – көптеген мұнай құмдары өндірушілерін қоса, өнеркәсіптік қатысушылардың тобы, олар Канадада көміртегіді ұстау және сақтауды дамыту үшін платформа ұсынады. Қазан айында «ЭксонМобилге қарсы Альбертаның мұнай құмдарына қатысты» екі алаяқтыққа қатысты сот ісі қозғалды. Бірі Нью-Йоркте, екіншісі 24 қазанда Массачусетс штатында тіркелді. Массачусетс штатының сот ісінде ExxonMobil инвесторларды «жалған» ақпаратпен алдап, «оның ең тәуекелді ұзақ мерзімді инвестицияларын, соның ішінде Канаданың битумдық мұнай құмдары жобаларын» негірлендіргені айтылды. Компания инвесторларды «климаттың өзгеруі шаралары операцияларына, әсіресе мұнай құмдарында қандай шығындар әкелуі мүмкін екендігі туралы» ескертпеген. 2022 жылдың желтоқсанында Pathways Alliance, алты компаниядан – Canadian Natural Resources, Cenovus Energy, Imperial Oil, MEG Energy, Suncor Energy және ConocoPhillips – тұратын консорциум, олар Канаданың мұнай құмдары өндірісінің шамамен 95% жауапты, сол қыста Солтүстік Альбертадағы жер асты резервуарларын құру үшін барлау бұрғылауларын бастайтынын жариялады, онда мұнай құмдарын өндіру кезінде ұсталған көміртек сақталады. Реттеуші органдардың келісімін алуға бірнеше жыл қажет болатын ұсынысқа, 20-дан астам мұнай құмдары объектілерінен ұсталған көміртекты Колд-Лейк маңындағы жер асты сақтау орнына тасымалдау үшін құбыржол салу кіреді. Athabasca Oil компаниясы 2025 жылға қарай өндіру процесінен шығатын эмиссияны 30% азайтуды көздеп отыр. Атабаска өзені маңында тіршілік ететін жануарлар дүниесі су жүйесіне енген ластаушы заттардың салдарынан қатты зардап шекті. Жыл сайын белгісіз саны құстар өледі. Көшпенді құстар, олар тоқталып демалу үшін келгенде, ерекше көзге түседі және көп зардап шегеді. Көптеген үйректер құмға қонды және көп ұзамай өлді деген көптеген хабарламалар бар. 1970 жылдан бері құмдарда табылған құстардың саны туралы деректер тіркелді. Бұл аймақта тіршілік ететін және шаруашылық көтеретін балықтарға да үлкен әсер етті. Мұнай құмдарының салдарынан өзендегі уытты заттардың жиналуына байланысты, ерекше мутациялар, ісіктер және деформацияланған балық түрлері пайда бола бастады. Аймақтың денсаулық сақтау органы тапсырысымен жүргізілген зерттеуде бірнеше белгілі уытты және канцерогенді заттардың деңгейі жоғары екені анықталды. Өзен маңында тұратын аборигендер олар жейтін жануарлар мен ішетін судың қалай зардап шегетініне алаңдаушылық білдіруде. Мұнай құмдары мен денсаулық мәселелері арасында әлі байланыс болмаса да, Environmental Defense ұйымының Мэтт Прайсы бұл байланыс логикалық екенін айтады. Балықтардың деформациясы және жануарлардағы уытты заттардың жоғары концентрациясы да анықталды.

As of 2024, oilsands account for 8% of the total of Canadian emissions. Emissions from the oilsands continue to increase, while most other sources are decreasing. A 2009 study by CERA estimated that production from Canada's oil sands emits "about 5 percent to 15 percent more carbon dioxide, over the "well to wheels" 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 oil, explaining the discrepancy as the difference between upstream emissions and life cycle emissions. He goes on to say that a US government report in 2005 suggested with current technology conventional oil releases 40 kg of carbon dioxide per barrel while non conventional oil releases 80–115 kg of carbon dioxide. Alberta energy suggests lower releases of carbon with improving technology, giving a value of 39% drop in emissions per barrel between 1990 and 2008, however only a 29% reduction between 1990 and 2009. The forecast growth in synthetic oil production in Alberta also threatens Canada's international commitments. In ratifying the Kyoto Protocol, Canada agreed to reduce, by 2012, its greenhouse gas emissions by 6% with respect to 1990. In 2002, Canada's total greenhouse gas emissions had increased by 24% since 1990. Ranked as the world's eighth largest emitter of greenhouse gases, Canada is a relatively large emitter given its population and is missing its Kyoto targets. A major Canadian initiative called the Integrated Network (ICO2N) promotes the development of large scale capture, transport and storage of carbon dioxide (CO2) as a means of helping Canada to help meet climate change objectives while supporting economic growth. ICO2N members represent a group of industry participants, many oil sands producers, providing a framework for carbon capture and storage development in Canada. Two separate fraud lawsuits were filed against "ExxonMobil involving Alberta's oilsands" in October. One was in New York and the second was filed in Massachusetts on October 24. The Massachusetts lawsuit says that ExxonMobil misled investors by "falsely" justifying to them "its riskiest long term investments, including Canadian bitumen oilsands projects." The company did not warn investors "about what climate change measures could cost its operations — especially those in the oilsands." In December 2022, the Pathways Alliance, a consortium of six companies Canadian Natural Resources, Cenovus Energy, Imperial Oil, MEG Energy, Suncor Energy and ConocoPhillips, which together are responsible for about 95% of Canada's oil sands production, announced that exploratory drilling would begin that winter to create underground reservoirs in northern Alberta, where carbon captured during the process of oil sands extraction would be stored. The proposal, which may take several years to gain regulatory approval, includes the construction of a pipeline to transport captured carbon from over twenty oil sands facilities to an underground storage facility near Cold Lake. Athabasca Oil said that it aims for a 30% reduction in emissions from the extraction process by 2025. Wildlife living near the Athabasca River have been greatly impacted due to pollutants entering the water system. An unknown number of birds die each year. Particularly visible and hard hit are migrating birds that stop to rest at tailing ponds. There have been numerous reports of large flocks of ducks landing in tailing ponds and perishing soon after. Data has been recorded since the 1970s on the number of birds found on tailing ponds. There has also been a large impact on the fish that live and spawn in the area. As toxins accumulate in the river due to the oil sands, bizarre mutations, tumors, and deformed fish species have begun to appear. A study commissioned by the region's health authority found that several known toxins and carcinogens were elevated. Aboriginal communities that live around the river are becoming increasingly worried about how the animals they eat and their drinking water are being affected. While there has been no link yet made between the oil sands and health issues, Matt Price of Environmental Defense says the connection makes common sense. Deformities in fish and high concentrations of toxic substances in animals have also been identified.

Таңбалы тоғандар

Мұнай құмдарынан битум өндірудің қосалқы өнімі болып табылатын қалдықтардың үлкен көлемі бар, және осы қалдықтарды басқару мұнай құмдары индустриясы алдында тұрған ең қиын экологиялық міндеттердің бірі болып табылады. Бұл шөгінді бассейндері уақытша деп есептелген. Мұнай құмдарынан алынған суларды бақылаудағы негізгі кедергі – құрамындағы жекелеген қосылыстарды анықтаудың қиындығы. Қосылыстардың, соның ішінде нафтен қышқылдарының өте күрделі қоспасының сипатын жақсырақ түсіну арқылы, өзендердегі сіңінділерді бақылауға және сондай-ақ улы компоненттерді жоюға мүмкіндік тууы мүмкін. Жеке қышқылдарды анықтау көп жылдар бойы мүмкін емес болып келді, бірақ 2011 жылы талдау саласындағы жаңалық мұнай құмдарының қалдықтар тоғандарында не бар екенін анықтауға көмектесті. Қалдық судың 90 пайызын мұнай өндіру үшін қайта пайдалануға болады. Мұнай құмдарын басқару жөніндегі базалық құрылым Мұнай құмдарын прогрессивті түрде қалпына келтіру стратегиясының бір бөлігі болып табылады, бұл қалдықтарды мүмкіндігінше жылдам қалпына келтіруді қамтамасыз етеді. Suncor компаниясы 1,2 миллиард доллар көлемінде инвестиция жасады, оның ішінде Тайыздарды азайту операциялары (TROTM) әдісіне, ол қалдықтар тоғандарынан пісіп-жетілген ұсақ құйрықтарды (MFT) химиялық флокулянтпен, анионды полиакриламидпен өңдейді, бұл су тазарту станцияларында жалпы органикалық көміртегінің (TOC) жойылуын жақсартуға және оларды оңай қалпына келтірілетін материалға жылдам кептіруге мүмкіндік береді. Суға толыған шұңқырдың түбінен алынған толыған қалдықтар полимерлік флокулянтпен араластырылып, "жағажай" сияқты аз көлбеу бетке жайылып, онда қалдықтар судан арылып, қоршаған ортаның жағдайларында кептіріледі. Кептірілген MFT сол жерде қайта өңделеді немесе соңғы қалпына келтіру үшін басқа жерге көшіріледі. Suncor бұл суды қалдықтардан қайта өңдеу уақытын жылдар емес, апталарға дейін қысқартады деп үміттенеді, ал қалпына келтірілген су мұнай құмдары зауытына қайта өңделеді. Suncor компаниясы қазіргі уақыттағы таза қалдықтарды өңдеу процесінде қалдықтар жиналатын тоғандардың санын азайтып, қалдықтар жиналатын тоғандарды қалпына келтіру уақытын 40 жылдан 7-10 жылға дейін қысқартады, ал жерді қалпына келтіру кен өндіру жұмыстарынан кейін 7-10 жылға дейін жалғасады деп мәлімдеді. 2010-2012 жылдардағы есеп беру кезеңдерінде Suncor осы технологиядан күтілгеннен төмен нәтижелерді алды. 2012 жылдың наурыз айында Канаданың мұнай құмдары инновациялық альянсы (COSIA) құрылды, оның мандаты мұнай құмдарынан өндірістің қоршаған ортаға тигізетін кері әсерін азайту үшін зерттеулер мен технологияларды бөлісу болып табылады, бұл қалдықтар тоғандары, парниктік газдар, су және жерге қатысты. Бумен өндіру әдісімен шикі мұнай өндіру үшін пайдаланылатын судың көбісі қалдықтар тоғандарына түседі. Бұл әдістің соңғы жетілдірулеріне қалдықтардан мұнайды қайтару (TOR) қондырғылары, көпіршіктен нафтаны қайтару үшін сұйытқыштарды қайтару қондырғылары, иілген пластиналы шөгіндіргіштер (IPS) және дискілі центрифугалар кіреді. Бұл өндіріс орындарына құмнан битумның 90 пайызынан астамын қайтаруға мүмкіндік береді. 2013 жылдың қаңтар айында Куинс университетінің ғалымдары Аттабаска аймағындағы көл шөгінділерін соңғы 50 жылдағы зерттеулерді талдаған есеп жариялады. Олар полициклді ароматты көмірсутектердің (ПАҚ) деңгейі битум өндірісі 1960 жылдары басталғаннан бері 23 есеге өскенін анықтады. Карциногенді, мутагенді және тератогенді ПАҚ деңгейі 1999 жылы Канаданың Қоршаған орта министрлері кеңесі белгілеген көл шөгінділеріне қатысты нұсқаулықтан әлдеқайда жоғары болды. Команда залалдың бұрын ойлағаннан да кең тарағанын анықтады. Pembina институтының пікірінше, Канаданың мұнай құмдарына көптеген компаниялардың жасаған үлкен инвестициялары өндірісті арттырып, сақтауға орын жоқ битумның артық мөлшеріне әкеледі. Ол 2022 жылға қарай айлық шығарылымның нәтижесінде Нью-Йорк қаласының Орталық паркінің көлемімен тең 3 метрлік (11 фут) уытты су қоймасы пайда болуы мүмкін екенін қосты. Мұнай құмдары индустриясы қазба жұмыстары аяқталғаннан кейін ескі шахталарды сумен толтыру арқылы отызға дейін көлдер құруы мүмкін, олардың түбінде уытты ағынды су қалдырылып, биологиялық процестер оны қалпына келтіреді. Бұрынғы ашық шахталарды топырақпен емес, сумен толтыру арзан. Инженерлік су айдыны, мұнай құмдарының кен орнын толтырудан кейінгі шұңқырында орналасқан. Ол мұнай құмдарының өнімдерін қамтуы мүмкін және айналадағы қалпына келтірілген және бұзылмаған ландшафттардан жерүсті және жер асты суларын алады. EPL соңғы қалпына келтірілген ландшафтта тұрақты элемент болады, суды төмен ағысқа шығарады. CEMA 2012

Large volumes of tailings are a byproduct of bitumen extraction from the oil sands and managing these tailings is one of the most difficult environmental challenges facing the oil sands industry. These settling basins were meant to be temporary. A major hindrance to the monitoring of oil sands produced waters has been the lack of identification of individual compounds present. By better understanding the nature of the highly complex mixture of compounds, including naphthenic acids, it may be possible to monitor rivers for leachate and also to remove toxic components. Such identification of individual acids has for many years proved to be impossible but a breakthrough in 2011 in analysis began to reveal what is in the oil sands tailings ponds. Ninety percent of the tailings water can be reused for oil extraction. The Tailings Management Framework for Mineable Oil Sands is part of Alberta's Progressive Reclamation Strategy for the oil sands to ensure that tailings are reclaimed as quickly as possible. Suncor invested $1.2 billion in their Tailings Reduction Operations (TROTM) method that treats mature fine tails (MFT) from tailings ponds with chemical flocculant, an anionic Polyacrylamide, commonly used in water treatment plants to improve removal of total organic content (TOC), to speed their drying into more easily reclaimable matter. Mature tailings dredged from a pond bottom in suspension were mixed with a polymer flocculant and spread over a "beach" with a shallow grade where the tailings would dewater and dry under ambient conditions. The dried MFT can then be reclaimed in place or moved to another location for final reclamation. Suncor hoped this would reduce the time for water reclamation from tailings to weeks rather than years, with the recovered water being recycled into the oil sands plant. Suncor claimed the mature fines tailings process would reduce the number of tailing ponds and shorten the time to reclaim a tailing pond from 40 years at present to 7–10 years, with land rehabilitation continuously following 7 to 10 years behind the mining operations. For the reporting periods from 2010 to 2012, Suncor had a lower than expected fines capture performance from this technology. In March 2012 an alliance of oil companies called Canada's Oil Sands Innovation Alliance (COSIA) was launched with a mandate to share research and technology to decrease the negative environmental impact of oil sands production focusing on tailings ponds, greenhouse gases, water and land. Almost all the water used to produce crude oil using steam methods of production ends up in tailings ponds. Recent enhancements to this method include Tailings Oil Recovery (TOR) units which recover oil from the tailings, Diluent Recovery Units to recover naphtha from the froth, Inclined Plate Settlers (IPS) and disc centrifuges. These allow the extraction plants to recover well over 90% of the bitumen in the sand. In January 2013, scientists from Queen's University published a report analyzing lake sediments in the Athabasca region over the past fifty years. They found that levels of polycyclic aromatic hydrocarbons (PAHs) had increased as much as 23 fold since bitumen extraction began in the 1960s. Levels of carcinogenic, mutagenic, and teratogenic PAHs were substantially higher than guidelines for lake sedimentation set by the Canadian Council of Ministers of the Environment in 1999. The team discovered that the contamination spread farther than previously thought. The Pembina Institute suggested that the huge investments by many companies in Canadian oil sands leading to increased production results in excess bitumen with no place to store it. It added that by 2022 a month's output of waste water could result in a 11 feet (3 m) toxic reservoir the size of New York City's Central Park []. The oil sands industry may build a series of up to thirty lakes by pumping water into old mine pits when they have finished excavation leaving toxic effluent at their bottoms and letting biological processes restore it to health. It is less expensive to fill abandoned open pit mines with water instead of dirt. as

An engineered water body, located below grade in an oil sands post mining pit. It may contain oil sands by product material and will receive surface and groundwater from surrounding reclaimed and undisturbed landscapes. EPLs will be permanent features in the final reclaimed landscape, discharging water to the downstream environment.|CEMA 2012

CEMA acknowledged that the "main concern is the potential for EPLs to develop a legacy of toxicity and thus reduce the land use value of the oil sands region in the future." Syncrude Canada was planning the first end pit lake in 2013 with the intention of "pumping fresh water over 40 vertical metres of mine effluent that it has deposited in what it calls 'base mine lake.'" David Schindler argued that no further end pit lakes should be approved until we "have some assurance that they will eventually support a healthy ecosystem." There is to date no "evidence to support their viability, or the 'modelled' results suggesting that outflow from the lakes will be non toxic."

CEMA "EPL-дің уыттылық мұрасын дамыту және осылайша мұнай құмдары аймағының болашақтағы жер пайдалану құндылығын төмендету мүмкіндігі – басты мәселе" екенін мойындады. Syncrude Canada 2013 жылы алғашқы шеткі көлді жоспарлап отырды, оның мақсаты "депозиттеген 40 метрлік кен ағынды суының үстінен таза суды қақпақтап беру" еді. Дэвид Шиндлер енді шеткі көлдерге рұқсат берілмеуі керек деп мәлімдеді, себебі "олардың ақыр соңында салауатты экожүйені қолдайтынына сенімділік болғанша" біз күтуіміз керек. Көлілердің өнімділігіне қолдау көрсететін ешқандай дәлел жоқ, немесе "көлдерден шығатын сулар уытты емес" деген модельдік нәтижелер де жоқ.

Құбырлар арқылы өңделетін ластану

Мұнай құмдары және оған байланысты жобалар, мысалы, жаңа құбыржол салу, әлеуметтік әсер етеді. Жаңа мұнай құбырының салдарынан ең көп зардап шегетін – жергілікті тұрғындар. Жалпы мұнай төгілу қаупінен өзге, егістік пен судың ластануынан азық-түлік табу да қауіпті болып тұр. Бұл аймақтардағы адамдардың көпшілігінің жағдайы жақсы болмаса да, ақша олардың өмір сапасын жақсартуға емес, жаңа жобаларға жұмсалады. Сонымен қатар, қазіргі бар құбырларға жаңа құбыр қосылуы біздің қазылған отынға тәуелділігімізді күшейтеді. 2015 жылдың шілдесінде Канада тарихындағы ең ірі төгілулердің бірі Форт МакМюррейдің оңтүстігіндегі Лонг Лейк мұнай құмдары орналасқан жердегі Nexen Energy құбырынан 5000 текше метр эмульсия – шамамен 5 миллион литр битум, құм және сарсу төгілді. Қытайдың CNOOC Ltd. еншілес компаниясының автоматты қауіпсіздік жүйелері құбырдағы ақауды, оның салдарынан 16000 шаршы метр аумаққа төгілуді, қолмен тексеру алдында анықтамады. Алберта Энергетикалық реттеуші органы (AER) өткен жылы Альбертадағы құбырлардағы "оқиғалар" саны 15%-ға артқанын хабарлады, бұл реттеуші органның жарылыстар мен төгілулерді азайту бойынша белсенді жұмыстарына қарамастан болды.

Еңбек қауіпсіздігі және денсаулығы

Қытайлық Nexen Energy нысанында болған жарылыс салдарынан бір жұмысшы қаза болып, тағы біреуі ауыр жарақат алды. Оқиға Fort McMurray қаласының оңтүстігіндегі Anzac өңіріндегі Long Lake мұнай құмдарындағы өңдеу орнында, яғни жаңартушы құрылғысында болды. Зардап шеккен екі техникалық жұмыскер гидрокрекингке арналған табиғи газды қысу жабдығының жанынан табылды, бұл жабдық ауыр мұнайды жеңілдетілген шикі мұнайға айналдырады.

Халық саны

Атабаска мұнай құмдары Канаданың Альберта провинциясының солтүстік-шығыс бөлігінде, Форт-Макмюррей қаласының жанында орналасқан. Бұл аймақ сиреп қоныстанған, ал 1950 жылдардың аяғында ол негізінен бірнеше жүз адамның тұрақты мекені болды, олардың басты экономикалық қызметтері – тері аулау және тұз өндіру еді. 1996 жылы 37 222 адамды құраған Форт-Макмюррей және оны қоршаған аймақ (Вуд-Баффало аймақтық муниципалитеті ретінде танылған) 2006 жылға қарай 79 810 адамға жетті, оның ішінде жұмыс лагерьлерінде тұратын 10 442 "көлеңкелі халық" та бар. Бұл қауым көшіп келген жұмысшыларға қызмет көрсету және тұрғын үймен қамтамасыз ету үшін күресті, олардың көп бөлігі Шығыс Канададан, әсіресе Ньюфаундлендтен келді. Форт-Макмюррей 1995 жылы қала мәртебесінен бас тартып, қазір Вуд-Баффало аймағындағы қалалық қызмет көрсету аймағы болып табылады.

Мұнай қоры болжамы

2015 жылы Венесуэланың дәлелденген мұнай қоры әлемдік қордың 18%-ын, Сауд Арабиясы – 16,1%-ын, ал Канада – 10,3%-ын құрады, деп хабарлайды NRCAN. Альберта үкіметінің Энергия және пайдалы қазбалар жөніндегі кеңесі (EUB) 2007 жылы бағалағандай, Альбертаның үш мұнай құмдары аймағынан қазіргі технологиялар мен 2006 жылғы нарық бағаларына (батыс Техас аралық (WTI) мұнайының барреліне 62 доллар, кейін барреліне 69 долларға дейін көтерілуі) сәйкес шамамен шикі битум экономикалық тұрғыдан өндірілуі мүмкін. Бұл көрсеткіш аймақтағы битумның шамамен 10%-ына тең. Альберта тек Атабаска кен орындарында ғана жер бетінен өндірілуге жарамды битумның және in situ әдістерімен өндірілетін битумнің бар екенін есептеді. Канаданың қорларына қатысты бұл бағалаулар алғаш жарияланғанда күмәндік тудырғанмен, қазір халықаралық мұнай өнеркәсібінде кеңінен қабылданып жүр. Бұл көлем Канаданың дәлелденген мұнай қорын Сауд Арабиясынан кейін әлемде екінші орынға қойды. 1967 жылы коммерциялық өндіріс басталғалы бері бастапқыда анықталған шикі битум қорларының бар болғаны 3% өндірілді. 2015 жылғы өндіріс деңгейімен есептегенде, шамамен, Атабаска мұнай құмдарының қоры 170 жылдан астам уақытқа жетеді. Дегенмен, мұндай өндіріс деңгейіне дейін бұрын сирек қоныстанған аймаққа жұмыс күшінің көптеп келуі қажет. 2007 жылға қарай, Солтүстік Альбертадағы бұл қажеттілік Альберта мен іргелес Британдық Колумбиядағы жұмыссыздық деңгейін тарихи төмен деңгейге түсірді. Ал Альбертаға жұмыс істеуге кеткен Атлантик провинцияларында жұмыссыздық деңгейі соңғы жүз жылда байқалмаған деңгейге жетті. Венесуэладағы Ориноко мұнай құмдары Атабаскадан гөрі көбірек мұнай құмдарына ие болуы мүмкін. Алайда, Ориноко кен орындарындағы битум аз тұтқыр және дәстүрлі әдістермен оңай өндіріледі (Венесуэла үкіметі оларды «өте ауыр мұнай» деп атайды), бірақ олар жер бетінен кен өндіру үшін тым тереңде жатыр.

Экономика

Үлкен қорларға қарамастан, битумді құмдардан мұнайды өндірудің жоғары құны тарихи тұрғыдан мұнай құмдарын өндіруді тиімсіз етіп келді – өндірілген шикі мұнайды сатудан түскен пайда, өндірудің тікелей шығындарын (құмды қазуға жұмсалатын еңбек және шикі мұнайды өндіруге жұмсалатын отын) жаба алмады. 2006 жылдың ортасында Канаданың Ұлттық энергетикалық кеңесі Атхабаска мұнай құмдарындағы жаңа кен өндіру операциясының операциялық шығыны барреліне шамамен долларға, ал SAGD (екі көлденең ұңғыма қолданылатын) операциясының құны барреліне шамамен долларға жетеді деп бағалады. Компаниялар құрылыс жұмыстарын Форт МакМюррей аймағынан, тіпті Альбертадан тысқары жерлерге көшіруге бар күштерін салса да, білікті жұмысшылардың жетіспеушілігі провинцияның басқа да аймақтарына таралуда. Мұнай құмдары болмаған жағдайда да Альберта экономикасы өте күшті болар еді, бірақ мұнай құмдарын дамыту Канада провинциясының тарихындағы ең қарқынды экономикалық өсім кезеңіне алып келді.

Геосаяси маңызы

Атабаска мұнай құмдары геосаяси маңызы бар. PetroChina және Enbridge компаниялары арасында Эдмонтоннан (Альберта штаты) Британдық Колумбияның батыс жағалауындағы Китимат портына дейін құбыр салу туралы келісімге қол қойылды. Егер ол салынса, құбыр мұнай құмдарынан синтетикалық шикі мұнайды Қытайға және Тынық мұхитының басқа да аймақтарына экспорттауға көмектеседі. Алайда, 2011 жылы алғашқы халықтар мен экологиялық ұйымдар жоспарланған құбыр желісіне қарсылық білдіріп, оның құрылысы мен жұмыс істеуі қоршаған ортаға зиян келтіретінін мәлімдеді. Алғашқы халықтар тобы сондай-ақ, аталған құбыр желісін дамыту Канада үкіметінің түрлі шарттар мен БҰҰ-ның Түпкі халықтардың құқықтары туралы декларациясында берген міндеттемелерін бұзатынын айтты. Битумды сұйыту үшін конденсат импорттауға арналған тағы бір кіші құбыр желісі салынады. Қытайдың ең ірі мұнай өңдеу және химия өнеркәсіп компаниясы Sinopec және Қытай Ұлттық мұнай корпорациясы ірі мұнай құмдары жобаларындағы үлестерді сатып алды немесе сатып алуды жоспарлап отыр. 2009 жылдың 20 тамызында АҚШ Мемлекеттік департаменті Альберта штатының Хардисти қаласынан Висконсин штатының Супериор қаласына дейін созылатын Альберта Клипер құбыр желісіне президенттік рұқсат берді. Бұл құбыр желісі күніне АҚШ-тағы мұнай өңдеу зауыттарына 500 мың тоннаға дейін шикі мұнай тасымалдауға қабілетті.

Жергілікті халықтар

Бұл аймақтың жергілікті халықтарының ішінде Форт МакКей бірінші ұлты бар. Мұнай құмдарының өзі 1899 жылы қол қойылған 8-ші келісім шегінде орналасқан, онда былай делінген:

Атабаска және Слейв өзендерінің екі жағындағы немесе Атабаска көлі маңындағы елдің жағдайы аң аулауға немесе қаптап беруге әсер ететіндей өзгеруі екіталай, және терілі жануарлар бар болғанша, үндістердің басым көпшілігі аң аулау мен қаптап беруді жалғастыра береді деп айтуға болады. 8-ші келісім.

Біз оларға, егер үндістерге пайдалы болса және балықтар мен терілі жануарларды қорғау үшін қажет болса, аң аулау және балық аулау саласындағы заңдар ғана қабылданатынына қатысты айқын уәде бердік, және келісімге қол қойғаннан кейін олар келісімге қол қоймағандағыдай еркін аң аулау мен балық аулау мүмкіндігіне ие болады. Атабаска және Слейв өзендерінің екі жағындағы немесе Атабаска көлі маңындағы елдің жағдайы аң аулауға немесе қаптап беруге әсер ететіндей өзгеруі екіталай, және терілі жануарлар бар болғанша, үндістердің басым көпшілігі аң аулау мен қаптап беруді жалғастыра береді деп айтуға болады. – Һәм Құрметті Клиффорд Сифтон, Үндістер ісі жөніндегі Бас Басқарушы|8-ші келісім Комиссарларының есебі, Виннипег, Манитоба, 22 қыркүйек, 1899 жыл.

Форт МакКей бірінші ұлты мұнай құмдары индустриясын қамтамасыз ету үшін бірнеше компания құрды және өз аумағында кенді игеруді жоспарлап отыр. Бірінші ұлт ішіндегі қарсылық қоршаған ортаны қорғау, жер құқықтары және денсаулық мәселелеріне, мысалы Форт Чипевянда қатерлі ісікке шалдыққандардың санының артуы және Атабаска көлінде коммерциялық балықшылар тапқан деформацияланған балықтарға бағытталған. Альбертаның Онкологиялық кеңесі 2009 жылы Альберта штатының Форт Чипевян қаласында тұратын адамдардың арасындағы қатерлі ісік көрсеткіштерін зерттеу нәтижелерін жариялады. Көптеген компаниялар мұнай құмдарын игеруге байланысты судағы химиялық заттар мен улы материал жеткіліксіз десе де, бұл есеп осы қауымдастықта қатерлі ісік деңгейінің айтарлықтай жоғары екенін көрсетеді. Бұл қауымдастықта қатерлі ісік деңгейінің жоғары болу себептерін анықтау үшін көптеген болжамдар жасалды; олардың кейбіреулері өзен мен мұнай құмдарының ластануы, сондай-ақ қазіргі уран өндірісі. Әлемдегі ең ірі уран өндірісі осы аймақта және Атабаска өзені бойында жүзеге асырылады, бұл өзеннің оңай ластануына жағдай жасайды. 2010 жылдан 2014 жылға дейін, жергілікті әйелдер құрған «Мұнай құмдарынан ем іздеу» (Tar Sands Healing Walk) мұнай өндіруге және оның жергілікті қауымдастықтар мен қоршаған ортаға келтірген зиянына қарсы наразылық ретінде жыл сайын өткізілді.

Мұнай құмдары мен құбыржолдарды дамытудың жергілікті топтарға әсері

Кейбір экологиялық белсенділердің пікірінше, құбыржол құрылысы Канаданың түпкі халықтарының мәдени, әлеуметтік және экономикалық тіршілік салтына қауіп төндіреді. Тарихи тұрғыдан алғанда, кейбір түпкі халықтар құбыржолдарды салуға екі негізгі себеппен қарсылық көрсеткен: 1) зиянды мұнай және газ өнімдерін тасымалдаумен байланысты қоршаған ортаға туындайтын қауіптер туралы түсінік, және 2) федералды үкіметтің өз жерлерінде ресурстарды дамыту мәселесінде түпкі халықтардың алаңдаушылықтарын тиісінше қарастырмауы және барынша азайта алмауы. Мысалы, көптеген түпкі халықтар тіршілік ету үшін жергілікті жануарлар мен өсімдіктерге зор тәуелді. Канадада мұнай өндірісінің өсуі олардың дәстүрлі жерлері арқылы мұнай тасымалдау көлемін арттыруды талап етеді, бұл кейбір адамдарға түпкі халықтардың өмір сүруіне және дәстүрлі тіршілік салтына, сондай-ақ айналасындағы экожүйелердің қауіпсіздігі мен сақталуына қауіп төндіреді деген ой тудырады. Альбертадағы түпкі халықтар мұнай құмдарынан шығатын зиянды газдардың денсаулыққа тигізетін кері әсерлеріне ерекше назар аударды, су сапасын нақты химиялық элементтерге (ауыр металдарға) тексеру жеткіліксіз деп мәлімдеді. Қоршаған ортаға қатысты алаңдаушылықтардан бөлек, көптеген түпкі халықтар федералды үкіметпен жүргізілген консультация процестерінің жеткіліксіздігіне байланысты құбыржол құрылысына қарсылық көрсетті. Канада Конституциясының 35-бабына сәйкес, Канададағы түпкі халықтарға өздерінің жерлерінде ресурстарды дамытуды жоспарлаған кезде мағыналы түрде кеңесу және олардың қажеттіліктерін ескеру құқығы кепілдендірілген. Канада Жоғарғы Сотының бірқатар шешімдері мен түпкі халықтардың саяси наразылықтары (мысалы, Haida Nation v. British Columbia [Орман министрі], Taku River Tlingit First Nation v British Columbia және Tsilhqot'in Nation v British Columbia) арқылы соттар мемлекеттің кеңесу міндеттемелерін одан әрі нақтылауға және түпкі халықтардың дәстүрлі аумақтары мен ресурстарды дамытуға қатысты құқықтарын заңды түрде мойындауға тырысты. Алайда, мұнай құмдарын дамыту түпкі халықтар үшін, әсіресе Батыс Канадада көптеген оң әсерлер мен мүмкіндіктер ұсынады. Шындығында, соңғы екі онжылдықта энергия секторында түпкі халықтардың қатысуы жұмыс және бизнес мүмкіндіктерінен бастап жобаларды мақұлдау процестері мен экологиялық бағалауға дейін айтарлықтай өсті. Өнеркәсіппен жасалған көптеген ынтымақтастық келісімдері, әдетте әсер ету пайдасы туралы келісімдер (IBA) түрінде, түпкі халықтардың белсенді қатысуын ынталандырды, олар жұмыспен қамту және бизнес-жобаларды ғана емес, сонымен қатар жұмыс орындарына оқыту мен қоғамдық пайданы да қамтамасыз етеді. Энергетика секторына қатысудың артуы көптеген түпкі халықтарға құбырлар мен битум сақтау жобаларына меншік үлесін келіссөздер арқылы алуға мүмкіндік берді, осылайша олардың белсенділігін арттырды. Альбертадағы осындай серіктестіктің жарқын мысалы – Suncor және Fort McKay және Mikisew Cree түпкі халықтары арасындағы келісім. Екі түпкі халық Suncor-дың East Tank Farm Development компаниясының 49% акциясын 500 миллион долларға бағаланған акциялармен сатып алды, бұл Канададағы түпкі халықтарға тиесілі компанияның бүгінгі күнге дейінгі ең ірі бизнес инвестициясы болып табылады. Ресурстарды дамытуды қолдау және тікелей қатысуға деген ниетті Алғашқы халықтар басқарған 17 миллиард долларлық Eagle Spirit Energy Holding Ltd. құбыр желісі және Альберта мен Солтүстік Британдық Колумбия жағалауы арасындағы энергия дәлізі көрсетеді (Британдық Колумбиядағы танкерлерге тыйым салуды айналып өту үшін Аляскада терминал салудың резервтік жоспарымен). Жобаға ұсынылған бағыт бойындағы 35 түпкі халық қолдау білдірді; топтар жерді пайдалану құқығы үшін кем дегенде 35% меншікке ие болуға құқылы.

According to some environmental activists, pipeline development poses risks to the cultural, social, and economic way of life of Canada's Indigenous populations. Historically, some Indigenous groups have opposed pipeline development for two primary reasons: 1) the perception of inherent environmental risks associated with transporting harmful oil and gas products, and 2) failure by the federal government to properly consider and mitigate Indigenous groups' concerns regarding resource development on their lands. For instance, many Indigenous groups rely heavily on local wildlife and vegetation for their survival. Increased oil production in Canada requires greater oil transport through their traditional lands, which, to some, poses the perception of threats to the survival and traditional way of life of Indigenous groups, as well as the safety and preservation of the surrounding ecosystems. First Nations in Alberta have called particular attention to adverse health impacts related to oil sands emissions, asserting that the water quality testing for specific chemicals (heavy metals) has been insufficient. Aside from environmental concerns, many Indigenous groups have pushed back against pipeline development due to inadequate consultation processes by the federal government. As per Section 35 of the Canadian Constitution Act Indigenous peoples in Canada are guaranteed the right to be meaningfully consulted with and accommodated when the Crown is contemplating resource development on their lands see Duty to Consult. Through a series of Supreme Court of Canada rulings and political protests from Indigenous peoples (see Haida Nation v. British Columbia [Minister of Forests], Taku River Tlingit First Nation v British Columbia, and Tsilhqot'in Nation v British Columbia), among others, the courts have attempted to further define the Crown's consultation responsibilities and give legal recognition to Indigenous traditional territory and rights regarding resource development. Contrarily, oil sands development also presents many positive impacts and opportunities for Indigenous groups, particularly in Western Canada. In fact, over the past two decades, First Nations participation in the energy sector has increased dramatically, from employment and business opportunities to project approval processes and environmental evaluation. Increased Indigenous participation has been encouraged by numerous collaboration agreements with industry, typically in the form of impact benefit agreements (IBAs), which provide not only employment and business ventures, but also job training and community benefits. Enhanced participation in the energy sector has empowered many Indigenous groups to push for wider involvement by negotiating ownership stakes in proposed pipelines and bitumen storage projects. Perhaps the best example of such partnering in Alberta is the agreement between Suncor and Fort McKay and Mikisew Cree First Nations. The two First Nations acquired a 49% ownership in Suncor's East Tank Farm Development with shares valued at about $500 million making it the largest business investment to date by a First Nation entity in Canada. Support for resource development and desire for direct involvement is further illustrated by the First Nations' led $17 billion Eagle Spirit Energy Holding Ltd. pipeline and energy corridor between Alberta and the northern B. C. coast (with a back up plan to site its terminal in Alaska to get around the tanker ban in B. C.). The project has secured support from 35 First Nations along the proposed route; the bands are entitled to at least 35% ownership in exchange for the land use.

Сот санкцияларды тағайындады

2008–2009 жылдары суды тиісінше пайдаланбағандығы үшін Statoil Canada Ltd. компаниясы 2012 жылы 5000 доллар көлемінде айып төлеуге және 185 000 долларды оқу жобасына жұмсауға міндеттелді (Бұл үкім Альберта провинциялық сотының қылмыстық бөлімшесінде жарияланды).