Нефтяные пески Альберты: история и современное состояние

Нефтяные пески Альберты (Канада): рост добычи нефти и битума в 2024 году. Обзор месторождений, история использования коренных народов.

38 мин чтения

100%

Источник: Athabasca oil sands — Wikipedia

Сравнивайте с английским: нажмите на абзац — оригинал откроется в окне. Кнопка EN под абзацем показывает его прямо в тексте.

Содержание

Введение

Нефтяные и битумные месторождения в Альберте, Канада.
Месторождение битума.

По состоянию на 2023 год нефтепромышленность Канады, вместе с Западной Канадой и морскими нефтедобывающими объектами у Ньюфаундленда и Лабрадора, продолжала наращивать производство, и прогнозировалось увеличение примерно на 10% в 2024 году, что потенциально станет рекордно высоким показателем в конце года – около 5,3 миллиона баррелей в сутки (б/с). Рост производства в основном связан с увеличением добычи на нефтеносных песках Альберты. Нефтяные пески Атабаски, а также расположенные поблизости месторождения реки Мир и Холодного озера, залегают под бореальными лесами и мускегами (торфяными болотами), согласно данным Министерства энергетики правительства Альберты, Энергетического регулятора Альберты (AER) и Канадской ассоциации производителей нефти (CAPP).

История

Нефтяные пески Атабаска получили своё название от реки Атабаска, прорезающей сердце месторождения, и следы тяжелой нефти легко видны на её берегах. В прошлом битум использовался коренными народами кри и дене для герметизации каноэ. Нефтяные залежи расположены в пределах Договора № 8, и ряд коренных общин этого региона вовлечены в разработку песков.

Ранняя история

Нефтяные пески Атабаски впервые привлекли внимание европейских торговцев мехом в 1719 году, когда Ва па су, торговец из племени кри, принес образец битуминозных песков на пост компании Гудзонова залива на фабрике Йорк в Гудзоновом заливе, где управляющим был Генри Келси. В 1778 году Питер Понд, другой торговец мехом и основатель конкурирующей Северо-Западной компании, стал первым европейцем, увидевшим месторождения Атабаски после исследования портажа Метье, который обеспечил доступ к богатым меховым ресурсам системы реки Атабаска из бассейна Гудзонова залива. В 1788 году торговец мехом Александр Маккензи, в честь которого позднее была названа река Маккензи, путешествуя по маршрутам к Северному Ледовитому и Тихому океанам, писал: «Примерно в 39 километрах от разветвления (рек Атабаска и Клервотер) находятся битуминовые источники, в которые можно погрузить шест длиной 6 метров без какого-либо сопротивления. Битум находится в жидком состоянии, и при смешивании с канифолью, смолистым веществом, собираемым из черной ели, он используется для законопачивания каноэ индейцев». За ним в 1799 году последовал картограф Дэвид Томпсон, а в 1819 году – британский военно-морской офицер Джон Франклин. Джон Ричардсон провел первую серьезную научную оценку нефтяных песков в 1848 году, направляясь на север в поисках пропавшей экспедиции Франклина. Первый государственный обзор нефтяных песков был начат в 1875 году Джоном Макуном, а в 1883 году Г. К. Хоффман из Геологической службы Канады попытался отделить битум от нефтяного песка с использованием воды и сообщил, что это происходит легко. В 1888 году Роберт Белл, директор Геологической службы Канады, доложил комитету Сената, что «имеющиеся данные указывают на существование в долинах Атабаски и Маккензи крупнейшего нефтяного месторождения в Америке, если не в мире». Его фотографии были воспроизведены в 2011–2012 годах на выставке в Канадском музее цивилизации в Оттаве, включая фотографии нефтяных буровых установок графа Альфреда фон Хаммерштейна вдоль реки Атабаска. В 1926 году Карл Кларк из Университета Альберты получил патент на процесс разделения горячей водой, который стал предшественником современных методов термической экстракции. Несколько попыток его внедрения имели различную степень успеха.

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.

Проект "Нефтяной песок"

Проект «Нефтяной песок» — это предложение 1958 года по разработке нефтяных песков Атабаски с использованием подземных ядерных взрывов. Предполагалось, что тепло и давление, создаваемые взрывом под землей, приведут к разжижению битумных отложений, снизив их вязкость до уровня, позволяющего использовать стандартные методы нефтедобычи. Этот план был рассмотрен в октябрьском выпуске «Бюллетеня ученых-атомщиков» за 1976 год. Патент на предполагаемый процесс был получен в 1964 году. Технология ядерного нагрева считается предшественницей некоторых из современных методов термического воздействия, применяемых для извлечения нефти из битуминозных песков. В апреле 1959 года Федеральное горное управление одобрило проект «Нефтяной песок», однако в 1962 году он был отменен.

Великие канадские нефтяные пески

Нефтяные пески, которые обычно густые и залегают на относительно плоском известняке, относительно легко доступны. Они находятся под слоем заболоченного торфяника, глины и неплодородного песка. Благодаря такой доступности, первая в мире разработка нефтяных песков была осуществлена в нефтяных песках Атабаска. Коммерческое производство нефти из нефтяных песков Атабаска началось в 1967 году с открытия завода Great Canadian Oil Sands (GCOS) в Форт-Макмюррей. Это был первый в мире действующий проект по добыче нефти из нефтяных песков, принадлежавший и управляемый американской материнской компанией Sun Oil Company. Когда завод стоимостью 240 миллионов долларов США был официально открыт с производительностью в [укажите производительность], это ознаменовало начало коммерческой разработки нефтяных песков Атабаска. В 2013 году Маккензи Браун назвал промышленника Дж. Говарда Пью одним из шести провидцев, которые создали нефтяную промышленность Атабаска. К моменту его смерти в 1971 году семья Пью была признана журналом Forbes одной из полудюжины самых богатых семей в Америке. Great Canadian Oil Sands Limited (тогда дочерняя компания Sun Oil Company, а ныне вошедшая в состав независимой компании Suncor Energy Inc.) производила синтетическую нефть.

Нефтяной кризис

Истинный размер канадских нефтяных песков стал известен в 1970-х годах. Шахта Syncrude в настоящее время является крупнейшей шахтой (по площади) в мире, с потенциально охватываемыми шахтами (хотя под землей залегает нефть, которая может быть потревожена бурением и разработкой пласта, только часть залежей потенциально может быть добыта открытым способом, и на сегодняшний день именно эта часть была добыта). Развитие было заторможено снижением мировых цен на нефть, и второй рудник, управляемый консорциумом Syncrude, начал работу только в 1978 году, после того как нефтяной кризис 1973 года вызвал интерес инвесторов. Однако цены на нефть впоследствии снизились, и хотя энергетический кризис 1979 года привел к новому пику цен, в 1980-х годах цены упали до очень низкого уровня, что вызвало значительное сокращение в нефтяной отрасли. В 1979 году Sun создала Suncor путем слияния своих канадских активов в области переработки и розничной торговли с Great Canadian Oil Sands и ее традиционными интересами в области нефти и газа. В 1981 году правительство провинции Онтарио приобрело 25% акций компании, но продало их в 1993 году. В 1995 году Sun Oil также продала свою долю в компании, хотя Suncor сохранила розничный бренд Sunoco в Канаде. Suncor воспользовалась этими двумя продажами, чтобы стать независимой публичной компанией с широким кругом акционеров. Suncor продолжала расти и увеличивать добычу нефти из своих нефтяных песков, несмотря на колебания рыночных цен, и в конечном итоге превзошла свою бывшую материнскую компанию. В 2009 году Suncor приобрела Petro Canada, ранее принадлежавшую правительству Канады, что сделало Suncor крупнейшей нефтяной компанией в Канаде и одной из крупнейших канадских компаний. Suncor Energy теперь является канадской компанией, полностью независимой от своей бывшей американской материнской компании. Sun Oil Company стала известна как Sunoco, но позже вышла из бизнеса по производству и переработке нефти и теперь является оптовым дистрибьютором бензина, принадлежащим Energy Transfer Partners из Далласа, штат Техас. В Канаде Suncor Energy переоборудовала все свои станции Sunoco (которые находились только в провинции Онтарио) в станции Petro Canada, чтобы объединить все свои розничные операции под брендом Petro Canada и прекратить выплату лицензионных сборов за бренд Sunoco. По всей стране Suncor Energy является материнской компанией и поставщиком нефтепродуктов для Petro Canada. Suncor Energy продолжает управлять одной станцией Sunoco в розничной продаже в провинции Онтарио.

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.

Сланцевая нефть

Массовое развитие добычи плотной нефти в формациях Баккен и Пермский бассейн в Соединенных Штатах стремительно преобразило нефтяную отрасль, резко сократив импорт иностранной нефти. Как и в случае с битуминозными песками, себестоимость добычи сланцевой нефти выше, чем добычи традиционной нефти. Сочетание факторов, включая переизбыток предложения и геополитическое соперничество, привело к падению цены на нефть с более чем 100 долларов за баррель в 2013 году до менее 40 долларов три года спустя. Затяжные низкие цены на нефть заставили компании отказаться от новых инвестиций в битуминозные пески.

Транспортировка

Канада является крупнейшим источником нефти, импортируемой в Соединенные Штаты, поставляя ее преимущественно из нефтяных песков с 2019 года. После отмены или приостановки нескольких проектов трубопроводов, отраслевые наблюдатели перешли от уверенности в избыточных мощностях до опасений их недостаточности для обеспечения роста добычи из нефтяных песков. Проект "Northern Gateway" в Китимат, Британская Колумбия, который должна была построить компания Enbridge, оператор трубопроводной системы Enbridge, обслуживающей данный регион, был отменен в 2016 году. Аналогично, после продолжительного противодействия экологических организаций и представителей коренных народов, проект трубопровода Keystone XL из Альберты до нефтеперерабатывающих заводов на побережье Мексиканского залива был отменен в 2021 году. Другие проекты, использующие существующие полосы отвода земель, находятся в стадии строительства, такие как расширение Trans Mountain от Kinder Morgan, национализированное в 2018 году, или Line 9 от Enbridge, направление которой было изменено для снабжения нефтеперерабатывающих заводов в Квебеке. В период с января 2019 года по декабрь 2020 года правительство Альберты ввело квоты для корректировки объемов производства в соответствии с пропускной способностью трубопроводов. В целях компенсации ограничений пропускной способности трубопроводов, отправка нефти по железной дороге увеличилась с менее чем 50 тысяч до [значение] между 2012 и 2020 годами.

Управление

Управление нефтяными песками Альберты сосредоточено на экономическом развитии и исторически было доминировано интересами двух основных участников: правительства (федерального и провинциального) и промышленности. Канадский федерализм определяет функции и роли каждого уровня власти, при котором конституционная власть разделена таким образом, что ни один уровень не является превосходящим. Конституционный акт 1867 года, статья 109, гарантирует провинции полную собственность на земли и ресурсы в пределах ее границ. Провинция выступает в качестве землевладельца, а федеральное правительство осуществляет юрисдикцию в области торговли, коммерции и налогообложения. Существует явное пересечение, поскольку управление ресурсами влияет на торговлю, а управление торговлей – на ресурсы. Начиная с 1990-х годов, федеральное и провинциальное правительства действовали согласованно, уделяя внимание регулированию, технологиям и развитию новых экспортных рынков. Большая часть управления на "местном" уровне осуществляется рядом провинциальных учреждений. Оттава избегала прямых инвестиций, предпочитая улучшать инвестиционный климат. Ярким примером этого стало 1994 год, когда федеральное правительство ввело налоговые льготы, позволяющие списывать 100% капитальных инвестиций в нефтяные пески в качестве ускоренных амортизационных отчислений. Провинциальное правительство играло более прямую роль в развитии, напрямую инвестируя в многочисленные пилотные проекты, осуществляя совместные предприятия с промышленностью и последовательно вкладывая значительные средства в исследования и разработки. Некоторые утверждают, что в Альберте одни из самых низких роялти в мире. Поскольку Альберта, в отличие от штатов США, владеет подавляющим большинством нефти под своей поверхностью, она может осуществлять больший контроль над ней, в то время как штаты США ограничены налогами на добычу. Эта ориентированная на промышленность система роялти подверглась критике за "стимулирование безудержных темпов развития". Промышленность является основной движущей силой развития нефтяных песков. Первые крупные игроки, Suncor Energy и Syncrude, доминировали на рынке до 1990-х годов. В настоящее время 64 компании реализуют несколько сотен проектов. Большая часть добычи сейчас приходится на компании с иностранным капиталом, и поддержание благоприятного климата для этих компаний дает им сильное влияние, значительно большее, чем у непроизводящих заинтересованных сторон, таких как граждане и экологические группы. В ответ на это провинция в 2006 году инициировала многосторонний комитет по консультациям по нефтяным пескам (MSC). MSC представляет четыре организации: Ассоциацию кумулятивного экологического менеджмента (CEMA), Ассоциацию охраны окружающей среды Вуд-Баффало (WBEA), Канадскую сеть исследований и разработок нефтяных песков (CONRAD) и Рабочую группу по региональным вопросам Атабаски (RIWG). Рекомендации, содержащиеся в первом заключительном докладе MSC за 2007 год, получили высокую оценку нескольких министров и представителей правительства, но ни одна из них до сих пор не была эффективно принята в закон. 17 октября 2012 года правительство Альберты объявило о намерении следовать рекомендациям рабочей группы по созданию агентства, которое будет осуществлять мониторинг воздействия нефтяных песков на окружающую среду. "Новое агентство, основанное на научных данных, начнет работу в регионе нефтяных песков и сосредоточится на том, что, как и где осуществляется мониторинг. Это будет включать в себя комплексный и скоординированный мониторинг земли, воздуха, воды и биоразнообразия", – говорится в пресс-релизе офиса Дианы Маккуин, министра энергетики и устойчивого развития. Провинциальное правительство приняло решение о создании агентства после широкой общественной критики со стороны экологов, представителей коренных народов и ученых, которые утверждали, что нефтяные пески окажут разрушительное и долгосрочное воздействие на окружающую среду, если их не контролировать. 17 июня 2013 года вновь образованная корпорация Alberta Energy Regulator (AER) приступила к работе с мандатом регулировать разработку нефти, газа и угля в Альберте, включая нефтяные пески Атабаски. AER объединяет "регулирующие функции Совета по сохранению энергетических ресурсов и Министерства окружающей среды и устойчивого развития ресурсов Альберты в единый центр". Регулятор энергетики Альберты теперь "несет ответственность за все проекты, от подачи заявки до рекультивации". Они будут отвечать перед инициаторами проектов, землевладельцами и промышленностью по вопросам энергетического регулирования в Альберте.

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.

Разработка

Ключевой характеристикой месторождения Атабаска является то, что оно единственное залегает на такой небольшой глубине, что подходит для открытой добычи. Около 10% нефтяных песков Атабаска покрыто менее чем слоем вскрышных пород. До 2009 года зона открытой добычи (SMA) определялась ERCB, агентством правительства Альберты, и охватывала 37 смежных тауншипов (около 200 км²) к северу от Форт-Макмюррей. В июне 2009 года SMA была расширена до 51 ½ тауншипов, или около 324 км². Это расширение приблизило северную границу SMA на расстояние 19 км (12 миль) от Национального парка Вуд-Буффало, объекта Всемирного наследия ЮНЕСКО. Шахта Albian Sands (оператор – Shell Canada) была открыта в 2003 году. Все три шахты связаны с установками первичной переработки битума, которые превращают некондиционный битум в синтетическую нефть для отправки на нефтеперерабатывающие заводы в Канаде и Соединенных Штатах. Для Albian установка расположена в Скоттфорде, в 439 км к югу. Битум, разбавленный растворителем, транспортируется туда по специальному трубопроводу. Совет по сохранению энергетических ресурсов одобрил более 100 проектов по добыче полезных ископаемых и кустовой добыче, несмотря на негативное воздействие на окружающую среду. По состоянию на 2012 год действовало 9 проектов открытой добычи, было одобрено более 50 проектов кустовой добычи, а также 190 проектов первичной добычи, извлекающих текучий битум. ERCB также одобрил 20 проектов, в рамках которых тестируются непроверенные технологии и новые версии существующих технологий.

Поверхностная добыча полезных ископаемых

С тех пор как в 1967 году компания Great Canadian Oil Sands (ныне Suncor) начала добычу битума, он добывался в коммерческих масштабах из нефтяных песков Атабаска открытым способом. В песках Атабаски содержится очень большое количество битума, покрытого небольшим слоем вскрыши, что делает открытую добычу наиболее эффективным методом его извлечения. Вскрыша состоит из водонасыщенного мускега (торфяного болота), залегающего поверх глины и неплодородного песка. Сами нефтяные пески обычно залегают глубоко, на плоской известняковой породе. Изначально пески добывались драглайнами и роторными экскаваторами, а затем транспортировались на перерабатывающие заводы конвейерами. Эти первые карьеры столкнулись с крутой кривой обучения, прежде чем их методы добычи битума стали эффективными. В последующие годы были разработаны более эффективные методы добычи на месте, в частности, гравитационный дренаж с помощью пара (SAGD). Методы in situ становились все более важными, поскольку только около 20% нефтяных песков Атабаски залегали достаточно близко к поверхности для извлечения открытым способом, а метод SAGD, в частности, был очень эффективен для извлечения больших объемов битума по разумной цене. В последние годы такие компании, как Syncrude и Suncor, перешли на гораздо более дешевые операции с использованием экскаваторов и самосвалов, применяя самые большие в мире экскаваторы (по крайней мере) и самосвалы. Это позволило удержать производственные затраты на уровне около 27 долларов США за баррель синтетической сырой нефти, несмотря на рост цен на энергоносители и рабочую силу. После разработки карьера в песок добавляют горячую воду и каустическую соду (гидроксид натрия), а полученная шлам подается на добывающие заводы, где его перемешивают и масло отделяют с поверхности. При условии, что химический состав воды подходит для разделения битума от песка и глины, сочетание горячей воды и перемешивания высвобождает битум из нефтяного песка и позволяет мелким пузырькам воздуха прикрепляться к каплям битума. Битумная пена всплывает на поверхность сепарационных емкостей и подвергается дальнейшей обработке для удаления остаточной воды и мелких твердых частиц. Для производства одного барреля нефти требуется около двух тонн нефтяных песков. Изначально из песка извлекалось примерно 75% битума. Однако недавние усовершенствования этого метода включают в себя установки для извлечения битума из отходов (TOR), которые извлекают нефть из хвостовых отходов, установки для извлечения разбавителя для восстановления нафты из пены, наклонные пластинчатые отстойники (IPS) и дисковые центрифуги. Это позволяет добывающим заводам извлекать более 90% битума из песка. После добычи нефти отработанный песок и другие материалы возвращаются в карьер, который в конечном итоге рекультивируется. Технология Alberta Taciuk Process извлекает битум из нефтяных песков путем сухого ретортирования. В этом процессе нефтяной песок перемещается через вращающийся барабан, который нагревается, разлагая битум и образуя более легкие углеводороды. Хотя эта технология и была испытана, она пока не используется в коммерческих целях. Первоначальный процесс извлечения битума из песков был разработан доктором Карлом Кларком, работавшим с Исследовательским советом Альберты в 1920-х годах. Сегодня все производители, занимающиеся открытой добычей, такие как Syncrude Canada, Suncor Energy и Albian Sands Energy и т.д., используют модификации процесса экстракции горячей водой Кларка (CHWE). В этом процессе руда добывается с использованием технологии открытой разработки. Затем добытая руда измельчается для уменьшения размера частиц. К руде добавляется горячая вода, а образовавшийся шлам транспортируется по гидротранспортной линии в первичный сепарационный сосуд (PSV), где битум извлекается флотацией в виде битумной пены. Полученная битумная пена состоит из 60% битума, 30% воды и 10% твердых веществ по весу. Полученную битумную пену необходимо очистить от содержащихся в ней твердых веществ и воды, чтобы соответствовать требованиям процессов дальнейшей переработки. В зависимости от содержания битума в руде, с помощью современных методов экстракции горячей водой можно извлечь от 90 до 100% битума. После добычи нефти отработанный песок и другие материалы возвращаются в карьер, который в конечном итоге рекультивируется.

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.

Гравитационный дренаж с помощью пара

Дренаж с помощью пара и гравитации (SAGD) – это технология повышения нефтеотдачи, используемая для добычи тяжелой нефти и битума. Это усовершенствованный метод паровой стимуляции, при котором в нефтяной пласт бурятся две горизонтальные скважины, расположенные одна над другой на расстоянии нескольких метров. Высокотемпературный пар непрерывно закачивается в верхнюю скважину для нагрева нефти и снижения ее вязкости, что приводит к стеканию нагретой нефти в нижнюю скважину, откуда она перекачивается на установку по извлечению битума. Доктор Роджер Батлер, инженер компании Imperial Oil с 1955 по 1982 год, изобрел дренаж с помощью пара и гравитации (SAGD) в 1970-х годах. Батлер «разработал концепцию использования парных горизонтальных скважин и закачки пара для разработки определенных залежей битума, которые считались слишком глубокими для разработки открытым способом». В последнее время были разработаны такие внутрипластовые методы, как дренаж с помощью пара и гравитации (SAGD) и циклическая паростимуляция (CSS), для извлечения битума из глубоких залежей путем закачки пара для нагрева песков и снижения вязкости битума, чтобы его можно было выкачивать подобно обычной сырой нефти. Стандартный процесс добычи требует огромного количества природного газа. По состоянию на 2007 год нефтепесчаная промышленность использовала около 4% добычи природного газа в Западном Канадском осадке. К 2015 году этот показатель мог увеличиться в два с половиной раза. По данным Национального энергетического совета, для производства одного барреля битума на внутрипластовых проектах требуется около [значение] кубических метров природного газа, а для интегрированных проектов – около [значение]. Поскольку баррель нефтяного эквивалента составляет примерно [значение] кубических метров газа, это представляет собой значительный энергетический выигрыш. В связи с этим, вероятно, что регулирующие органы Альберты сократят экспорт природного газа в Соединенные Штаты, чтобы обеспечить топливом нефтепесчаные заводы. Однако по мере истощения запасов газа нефтеперерабатывающие предприятия, вероятно, перейдут к газификации битума для производства собственного топлива. Подобно тому, как битум можно превратить в синтетическую сырую нефть, его также можно преобразовать в синтетический природный газ.

Земля

Нефтяные пески были названы первыми народами, учеными, юристами, журналистами и экологическими группами экоцидом. Правительство Альберты требует от компаний восстановить землю до "эквивалентного потенциала землепользования". Это означает, что способность земли поддерживать различные виды землепользования после рекультивации сопоставима с исходной, однако конкретные виды землепользования не обязательно должны быть идентичными. В определенных случаях правительство считает сельскохозяйственные земли эквивалентными лесным. Компании, занимающиеся разработкой нефтяных песков, используют рекультивированные земли в качестве пастбищ для лесных бизонов вместо восстановления первоначального бореального леса и торфяников. Syncrude заявляет о восстановлении 22% нарушенных земель, однако эта цифра оспаривается другими источниками, которые оценивают восстановленные Syncrude земли в 0,2% от нарушенных.

Вода

В отчете Института Pembina говорится: "Для производства одного кубического метра (м3) синтетической сырой нефти (SCO) (модернизированный битум) в добывающей операции требуется около [значения не указано] воды (чистые показатели). В настоящее время утвержденные разработки нефтепесков имеют лицензию на отбор 359 миллионов м3 из реки Атабаска, что более чем в два раза превышает объем воды, необходимый для удовлетворения ежегодных муниципальных потребностей города Калгари". Далее в отчете говорится, что "чистые потребности в воде для производства кубического метра нефти при разработке пластовых залежей могут составлять всего [значения не указано], в зависимости от объема перерабатываемой воды". Река Атабаска берет начало от ледника Атабаска в западной центральной Альберте и впадает в озеро Атабаска в северо-восточной Альберте. Среднегодовой расход воды сразу ниже Форт МакМюррея составляет [значения не указано], при этом максимальный среднесуточный расход достигает 1200 кубических метров в секунду. Выделенные лицензии на водопользование составляют около 1% среднегодового стока реки Атабаска, хотя фактический забор воды для всех нужд в 2006 году составил около 0,4%. Кроме того, правительство Альберты устанавливает строгие ограничения на объем воды, который компании по разработке нефтяных песков могут забирать из реки Атабаска. В соответствии с Рамочной структурой управления водными ресурсами реки Нижняя Атабаска, в периоды низкого уровня воды потребление воды из реки Атабаска ограничено 1,3% среднегодового стока. Провинция Альберта также рассматривает возможность заключения соглашений о совместном водозаборе между операторами нефтяных песков. С начала разработки нефтяных песков в реку Атабаска произошло несколько утечек, загрязнивших ее нефтью и водой из отстойников. Близость отстойников к реке значительно повышает вероятность загрязнения из-за утечек грунтовых вод. В 1997 году Suncor признала, что ее отстойники ежедневно сбрасывали в реку [значения не указано] токсичной воды. Эта вода содержит нафтеновую кислоту, микроэлементы, такие как ртуть, и другие загрязняющие вещества. Река Атабаска является крупнейшей дельтой пресной воды в мире, но из-за утечек отстойников Suncor и Syncrude объем загрязненной воды превысит 1 миллиард кубических метров к 2020 году. Естественные токсины, образующиеся из битума в Северной Альберте, представляют потенциальную экологическую и опасность для здоровья людей, проживающих в этом районе. Разработка нефтяных песков вносит в притоки и реки Атабаски мышьяк, кадмий, хром, свинец, ртуть, никель и другие металлические элементы, токсичные даже в низких концентрациях.

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.

Выбросы

В 2024 году на долю нефтяных песков приходится 8% от общего объема выбросов в Канаде. Выбросы от нефтяных песков продолжают расти, в то время как по большинству других источников наблюдается снижение. Исследование CERA, проведенное в 2009 году, оценило, что добыча нефти из нефтяных песков Канады приводит к выбросам на "примерно 5–15% больше углекислого газа, чем при добыче и переработке средней нефти, если рассматривать весь жизненный цикл топлива". В том же году автор и журналист-расследователь Дэвид Страхан заявил, что данные МЭА показывают, что выбросы углекислого газа от нефтяных песков на 20% выше, чем средние выбросы от нефти, объясняя расхождение разницей между выбросами на этапе добычи и выбросами за весь жизненный цикл. Он также отметил, что отчет правительства США за 2005 год показал, что при использовании современных технологий обычная нефть выделяет 40 кг углекислого газа на баррель, а нетрадиционная – 80–115 кг. Энергетическое ведомство Альберты предполагает, что с развитием технологий выбросы углерода снижаются, указывая на сокращение выбросов на 39% на баррель в период с 1990 по 2008 год, однако с 1990 по 2009 год сокращение составило лишь 29%. Прогнозируемый рост производства синтетической нефти в Альберте также представляет угрозу для международных обязательств Канады. Ратифицируя Киотский протокол, Канада взяла на себя обязательство к 2012 году сократить выбросы парниковых газов на 6% по сравнению с уровнем 1990 года. К 2002 году общий объем выбросов парниковых газов в Канаде увеличился на 24% по сравнению с 1990 годом. Канада входит в число восьми крупнейших эмитентов парниковых газов в мире, и, учитывая ее население, является относительно крупным эмитентом, не достигшим целей Киотского протокола. Крупная канадская инициатива под названием "Интегрированная сеть" (ICO2N) способствует развитию крупномасштабного улавливания, транспортировки и хранения углекислого газа (CO2) как средства помощи Канаде в достижении целей по борьбе с изменением климата и одновременно поддержании экономического роста. Члены ICO2N представляют группу участников отрасли, включая многих производителей нефтяных песков, и создают основу для развития технологий улавливания и хранения углерода в Канаде. В октябре против "ExxonMobil, деятельность которой связана с нефтяными песками Альберты", были поданы два отдельных иска о мошенничестве: один в Нью-Йорке, а второй – в Массачусетсе 24 октября. В иске, поданном в Массачусетсе, утверждается, что ExxonMobil ввела инвесторов в заблуждение, "ложно" оправдывая перед ними "свои наиболее рискованные долгосрочные инвестиции, включая проекты по разработке битуминозных нефтяных песков в Канаде". Компания не предупредила инвесторов "о потенциальных затратах мер по борьбе с изменением климата для ее деятельности, особенно в нефтяных песках". В декабре 2022 года Pathways Alliance, консорциум из шести компаний – Canadian Natural Resources, Cenovus Energy, Imperial Oil, MEG Energy, Suncor Energy и ConocoPhillips, на долю которых приходится около 95% добычи нефтяных песков в Канаде, объявил о начале разведочного бурения в ту же зиму для создания подземных резервуаров в северной Альберте, где будет храниться углерод, уловленный в процессе добычи нефтяных песков. Реализация этого предложения, на получение одобрения регулирующих органов для которого могут потребоваться годы, включает строительство трубопровода для транспортировки уловленного углерода с более чем двадцати объектов по добыче нефтяных песков в подземное хранилище вблизи Колд-Лейк. Athabasca Oil заявила о намерении сократить выбросы от процесса добычи на 30% к 2025 году. Дикая природа, обитающая вблизи реки Атабаска, серьезно пострадала из-за загрязнения водной системы. Ежегодно погибает неизвестное количество птиц. Особенно сильно пострадали перелетные птицы, которые останавливаются на отдых у хвостовых прудов. Зафиксировано множество случаев, когда большие стаи уток садились в хвостовые пруды и вскоре погибали. Данные о количестве птиц, обнаруженных в хвостовых прудах, собираются с 1970-х годов. Также значительное влияние оказано на рыбу, которая живет и нерестится в этом районе. По мере накопления токсинов в реке из-за нефтяных песков, стали появляться странные мутации, опухоли и деформированные виды рыб. Исследование, заказанное региональными органами здравоохранения, показало повышенный уровень нескольких известных токсинов и канцерогенов. Местные общины, проживающие вблизи реки, все больше обеспокоены воздействием на животных, которых они употребляют в пищу, и на их питьевую воду. Хотя прямой связи между нефтяными песками и проблемами со здоровьем пока не установлено, Мэтт Прайс из Environmental Defense считает, что такая связь вполне логична. Также были выявлены деформации рыб и высокие концентрации токсичных веществ в животных.

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.

Озеро для отходов

Большие объемы хвостов являются побочным продуктом извлечения битума из песков и управление этими хвостами – одна из сложнейших экологических задач, стоящих перед нефтепесчаной промышленностью. Эти отстойные бассейны изначально предназначались для временного использования. Серьезным препятствием для мониторинга производственных вод нефтепесков является отсутствие идентификации отдельных соединений, входящих в их состав. Более глубокое понимание природы этой сложной смеси соединений, включая нафтеновые кислоты, может позволить отслеживать утечки в реки и удалять токсичные компоненты. Идентификация отдельных кислот на протяжении многих лет оказывалась невозможной, но прорыв в анализе в 2011 году начал раскрывать состав хвостов нефтепесков. Девяносто процентов воды из хвостов можно повторно использовать для добычи нефти. Рамочная структура управления хвостами для разрабатываемых нефтепесков является частью Стратегии прогрессивной рекультивации нефтепесков Альберты, направленной на обеспечение максимально быстрой рекультивации хвостов. Suncor инвестировала 1,2 миллиарда долларов в свой метод "Операции по снижению объема хвостов" (TROTM), который обрабатывает зрелые мелкие хвосты (MFT) из отстойных прудов химическим флокулянтом – анионным полиакриламидом, обычно используемым на водоочистных сооружениях для повышения эффективности удаления общего органического углерода (TOC) и ускорения их высыхания для облегчения рекультивации. Зрелые хвосты, извлеченные со дна отстойного пруда в виде суспензии, смешивались с полимерным флокулянтом и распределялись по "пляжу" с небольшим уклоном, где хвосты обезвоживались и высыхали в естественных условиях. Высушенные MFT затем могут быть рекультивированы на месте или перемещены в другое место для окончательной рекультивации. Suncor рассчитывала, что это сократит время рекультивации воды из хвостов с лет до недель, а восстановленная вода будет перерабатываться на нефтеперерабатывающем заводе. Suncor утверждала, что процесс обработки зрелых мелких хвостов позволит сократить количество отстойных прудов и уменьшить время рекультивации отстойного пруда с нынешних 40 лет до 7–10 лет, при этом восстановление земель будет непрерывно отставать от горных работ на 7–10 лет. В период отчетности с 2010 по 2012 год Suncor показала более низкую, чем ожидалось, эффективность улавливания мелких частиц с использованием этой технологии. В марте 2012 года был создан альянс нефтяных компаний под названием "Канадский альянс инноваций в области нефтепесков" (COSIA) с целью обмена исследованиями и технологиями для снижения негативного воздействия производства нефтепесков на окружающую среду, уделяя особое внимание отстойным прудам, парниковым газам, воде и земле. Почти вся вода, используемая для производства сырой нефти паровыми методами, попадает в отстойные пруды. Недавние усовершенствования этого метода включают установки извлечения хвостового масла (TOR) для извлечения нефти из хвостов, установки извлечения разбавителя для извлечения нафты из пены, наклонные пластинчатые отстойники (IPS) и дисковые центрифуги. Они позволяют добывающим предприятиям извлекать более 90% битума из песка. В январе 2013 года ученые из Университета Квинс опубликовали отчет об анализе озерных отложений в регионе Атабаска за последние пятьдесят лет. Они обнаружили, что уровень полициклических ароматических углеводородов (ПАУ) увеличился в 23 раза с начала добычи битума в 1960-х годах. Уровень канцерогенных, мутагенных и тератогенных ПАУ значительно превышал руководящие принципы для осадочных отложений озер, установленные Канадским советом министров по вопросам окружающей среды в 1999 году. Команда обнаружила, что загрязнение распространилось дальше, чем считалось ранее. Институт Pembina предположил, что огромные инвестиции многих компаний в канадские нефтепески, приводящие к увеличению добычи, приводят к избытку битума, для которого нет места для хранения. Он добавил, что к 2022 году месячный объем сточных вод может привести к образованию токсичного резервуара объемом 3 метра размером с Центральный парк Нью-Йорка. Нефтепесчаная промышленность может построить серию до тридцати озер, закачивая воду в старые карьерные выработки после завершения разработки, оставляя токсичные отходы на дне и позволяя биологическим процессам восстановить их. Заполнение заброшенных открытых карьеров водой обходится дешевле, чем засыпка землей.

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

Инженерный водоем, расположенный ниже уровня земли в пост-шахтной выработке нефтепесков. Он может содержать побочные продукты нефтепесков и получать поверхностные и грунтовые воды из окружающих рекультивированных и нетронутых ландшафтов. EPL будут постоянными элементами в окончательном рекультивированном ландшафте, сбрасывая воду в нижележащую среду. |CEMA 2012

CEMA признала, что "основная проблема заключается в потенциале EPL для развития долгосрочной токсичности и, следовательно, снижения ценности земель нефтепесчаного региона в будущем". Syncrude Canada планировала создание первого конечного озера в 2013 году с намерением "перекачивать пресную воду над 40-метровым слоем шахтных стоков, которые она отложила в том, что она называет 'базовым шахтным озером'". Дэвид Шиндлер утверждал, что не следует утверждать создание новых конечных озер, пока у нас "не будет уверенности, что они в конечном итоге будут поддерживать здоровую экосистему". На сегодняшний день нет "доказательств их жизнеспособности или 'смоделированных' результатов, указывающих на то, что сток из озер будет нетоксичным".

Загрязнение от трубопроводной обработки

Нефтяные пески и, особенно, связанные с ними проекты, такие как строительство нового трубопровода, также оказывают социальное воздействие. Больше всего от последствий нового нефтепровода пострадают местные общины. Помимо риска крупных разливов нефти, теперь появилась и опасность для продовольственной безопасности из-за загрязнения земель и водоемов. Несмотря на то, что большинство жителей этих районов живут в стесненных обстоятельствах, средства направляются на строительство новых проектов, а не на улучшение качества их жизни. Более того, добавление нового трубопровода к уже существующей сети увеличит нашу зависимость от ископаемого топлива. В июле 2015 года произошла одна из крупнейших утечек в истории Канады: с трубопровода Nexen Energy на объекте по добыче нефтяных песков Лонг-Лейк, расположенном к югу от Форт-Макмюррей, вылилось 5000 кубических метров эмульсии – около 5 миллионов литров битума, песка и сточных вод. Автоматизированные системы безопасности дочерней компании китайской CNOOC Ltd. не обнаружили дефект трубопровода, который привел к разливу на площади около 16 000 квадратных метров до проведения ручной проверки. Регулятор энергетики провинции Альберта (AER) сообщил, что число "инцидентов" с трубопроводами в Альберте увеличилось на 15% в прошлом году, несмотря на активную кампанию регулятора по сокращению разрывов и утечек.

Здоровье и безопасность на рабочем месте

Взрыв унес жизни одного рабочего и серьезно ранил другого на нефтедобывающем комплексе Nexen Energy, принадлежащем китайской компании, в районе Лонг-Лейк вблизи Анзака, к югу от Форт-МакМюррей. Два сотрудника, занимавшиеся техническим обслуживанием, были обнаружены рядом с оборудованием для компрессии природного газа, используемым в гидрокрекинге – процессе преобразования тяжелой нефти в более легкую сырую нефть – на основном перерабатывающем комплексе, известном как установке глубокой переработки.

Население

Нефтяные пески Атабаска расположены в северо-восточной части канадской провинции Альберта, вблизи города Форт-Макмюррей. Этот район малонаселён, и в конце 1950-х годов представлял собой преимущественно дикий форпост, где проживало всего несколько сотен человек, чья основная экономическая деятельность заключалась в охоте на пушного зверя и добыче соли. Население Форт-Макмюррея и окружающего региона (известного как Региональный муниципалитет Вуд-Баффало) выросло с 37 222 человек в 1996 году до 79 810 человек по данным на 2006 год, включая так называемое "теневое население" в 10 442 человека, проживающих в рабочих поселках. Местное сообщество испытывало трудности с обеспечением услуг и жильём для приезжих рабочих, многие из которых были из Восточной Канады, особенно из Ньюфаундленда. В 1995 году Форт-Макмюррей утратил статус города и теперь является городской зоной обслуживания в составе Вуд-Баффало.

Оценочные запасы нефти

По данным NRCAN, к 2015 году на Венесуэлу приходилось 18%, на Саудовскую Аравию – 16,1%, а на Канаду – 10,3% доказанных мировых запасов нефти. В 2007 году Совет по энергетике и коммунальным услугам правительства Альберты (EUB) оценил, что около [укажите количество] тонн битума можно было экономически извлечь из трех районов нефтяных песков Альберты, исходя из технологий, доступных на тот момент, и прогнозов цен на 2006 год – рыночной цены в 62 доллара США за баррель эталонной нефти West Texas Intermediate (WTI), с ожидаемым ростом до 69 долларов США за баррель. Это соответствовало примерно 10% от предполагаемого объема битума в недрах. Альберта оценила, что только месторождения Атабаска содержат [укажите количество] тонн битума, пригодного для добычи открытым способом, и [укажите количество] тонн битума, извлекаемого методами in situ. Эти оценки запасов Канады первоначально вызывали сомнения, но в настоящее время в основном признаны международной нефтяной промышленностью. Такой объем вывел доказанные запасы Канады на второе место в мире после Саудовской Аравии. С момента начала коммерческой добычи в 1967 году было добыто всего 3% от первоначально оцененных запасов сырого битума. При прогнозируемом уровне добычи в 2015 году, составляющем [укажите количество], запасов нефтяных песков Атабаска хватило бы более чем на 170 лет. Однако для поддержания таких уровней добычи требуется приток рабочей силы в район, который до недавнего времени был малонаселенным. К 2007 году эта потребность в северной Альберте привела к снижению уровня безработицы в Альберте и соседней Британской Колумбии до исторического минимума. Даже в Атлантических провинциях, откуда рабочие уезжали на работу в Альберту, уровень безработицы упал до показателей, не наблюдаемых более ста лет. Месторождение нефтяных песков Ориноко в Венесуэле может содержать больше нефтяных песков, чем Атабаска. Однако, хотя вложения Ориноко менее вязкие и их легче добывать традиционными методами (венесуэльское правительство предпочитает называть их «сверхтяжелой нефтью»), они залегают слишком глубоко для разработки открытым способом.

Экономика

Несмотря на значительные запасы, исторически высокая стоимость добычи нефти из битуминозных песков делала её нерентабельной – выручка от продажи добытой нефти не покрывала прямых затрат на её извлечение, включая оплату труда шахтеров и топливо для экстракции. В середине 2006 года Национальный энергетический совет Канады оценил операционные затраты на новую горнодобывающую операцию в нефтяных песках Атабаска в диапазоне от … до … долларов за баррель, в то время как стоимость операции SAGD (с использованием двух горизонтальных скважин) на месте составляла от … до … долларов за баррель. Несмотря на все усилия компаний по переносу максимального объема строительных работ за пределы района Форт-Макмюррей и даже за пределы провинции Альберта, дефицит квалифицированных рабочих распространяется на всю провинцию. Даже без разработки нефтяных песков экономика Альберты была бы очень сильной, однако освоение нефтяных песков привело к самому продолжительному периоду экономического роста, который когда-либо наблюдался в канадской провинции.

Геополитическое значение

Нефтяные пески Атабаски имеют геополитическое значение. Между PetroChina и Enbridge было подписано соглашение о строительстве трубопровода из Эдмонтона, провинция Альберта, в порт Китимат на западном побережье провинции Британская Колумбия. Если он будет построен, трубопровод поможет экспортировать синтетическую сырую нефть из нефтяных песков в Китай и другие страны Тихоокеанского региона. Однако в 2011 году представители коренных народов и экологические группы протестовали против предлагаемого трубопровода, заявляя, что его строительство и эксплуатация нанесут ущерб окружающей среде. Представители коренных народов также утверждают, что реализация проекта трубопровода нарушает обязательства, которые правительство Канады взяло на себя в рамках различных договоров и Декларации ООН о правах коренных народов. Параллельно будет построен трубопровод меньшего диаметра для импорта конденсата, необходимого для разбавления битума. Sinopec, крупнейшая нефтеперерабатывающая и химическая компания Китая, и Китайская национальная нефтяная корпорация приобрели или планируют приобрести доли в крупных проектах по разработке нефтяных песков. 20 августа 2009 года Государственный департамент США выдал президентское разрешение на строительство трубопровода "Альберта-Клиппер", который пройдет от Хардисти, провинция Альберта, до Супериора, штат Висконсин. Трубопровод сможет транспортировать до определенного объема сырой нефти в сутки на нефтеперерабатывающие заводы в США.

Коренные народы этого района

Коренные народы этого региона включают в себя первую нацию Форт-МакКей. Сами нефтяные пески расположены в границах Договора № 8, подписанного в 1899 году, который гласит:

«Не представляется вероятным, что условия в стране по обе стороны рек Атабаска и Слейв или в районе озера Атабаска изменятся настолько, чтобы повлиять на охоту или рыболовство, и можно с уверенностью сказать, что пока существуют пушные звери, основная часть индейцев продолжит охотиться и заниматься рыболовством». Договор № 8, Виннипег, Манитоба, 22 сентября 1899 года.

Нам торжественно было обещано, что будут приниматься только такие законы об охоте и рыболовстве, которые отвечают интересам индейцев и оказываются необходимыми для защиты рыб и пушных зверей, и что они будут столь же свободны охотиться и ловить рыбу после заключения договора, как если бы они никогда и не вступали в него. «Не представляется вероятным, что условия в стране по обе стороны рек Атабаска и Слейв или в районе озера Атабаска изменятся настолько, чтобы повлиять на охоту или рыболовство, и можно с уверенностью сказать, что пока существуют пушные звери, основная часть индейцев продолжит охотиться и заниматься рыболовством». Почетный Клиффорд Сифтон, генеральный суперинтендант по делам индейцев. Отчет комиссаров по Договору № 8, Виннипег, Манитоба, 22 сентября 1899 года.

Первая нация Форт-МакКей создала несколько компаний для обслуживания нефтепромышленного комплекса и планирует разрабатывать шахту на своей территории. Оппозиция внутри первой нации сосредоточена на экологической ответственности, правах на землю и проблемах здравоохранения, таких как повышенный уровень заболеваемости раком в Форт-Чипевьяне и обнаружение деформированной рыбы коммерческими рыбаками в озере Атабаска. В 2009 году Совет по борьбе с раком провинции Альберта опубликовал исследование заболеваемости раком среди жителей Форт-Чипевьяна. Несмотря на утверждения многих компаний о недостаточном содержании химических веществ и токсичных материалов в воде из-за разработки нефтяных песков, этот отчет указывает на статистически значимое повышение уровня заболеваемости раком в этом сообществе. Существует множество предположений о причинах повышенного уровня заболеваемости раком в этом сообществе, включая загрязнение реки и нефтяных песков, а также текущую добычу урана. В этом регионе, а также вдоль реки Атабаска, производится крупнейшая в мире добыча урана, что создает условия для легкого загрязнения реки. С 2010 по 2014 год ежегодно проводилась «Исцеляющая прогулка по смолистым пескам», основанная коренными женщинами, в качестве протеста против добычи нефти и ущерба, наносимого местным общинам и окружающей среде.

Влияние нефтяных песков и строительства трубопроводов на группы коренных народов

По мнению некоторых экологических активистов, развитие трубопроводной инфраструктуры создает риски для культурного, социального и экономического уклада жизни коренных народов Канады. Исторически сложилось так, что некоторые группы коренных народов выступали против строительства трубопроводов по двум основным причинам: 1) восприятие неотъемлемых экологических рисков, связанных с транспортировкой опасных нефтегазовых продуктов, и 2) неспособность федерального правительства должным образом учитывать и смягчать опасения коренных народов в отношении разработки ресурсов на их землях. Например, многие группы коренных народов в значительной степени зависят от местной дикой природы и растительности для обеспечения своей жизнедеятельности. Увеличение объемов добычи нефти в Канаде требует расширения транспортировки нефти по их традиционным территориям, что, по мнению некоторых, создает угрозу выживанию и традиционному образу жизни коренных народов, а также безопасности и сохранению окружающей среды. Первые народы провинции Альберта особо отметили негативное влияние на здоровье, связанное с выбросами от разработки нефтяных песков, утверждая, что тестирование качества воды на содержание определенных химических веществ (тяжелых металлов) было недостаточным. Помимо экологических проблем, многие группы коренных народов выступали против строительства трубопроводов из-за неадекватных консультационных процедур, проводимых федеральным правительством. В соответствии с Разделом 35 Закона о конституции Канады коренным народам Канады гарантируется право на содержательные консультации и учет их интересов, когда Корона рассматривает вопросы разработки ресурсов на их землях (см. Обязанность проводить консультации). В результате ряда решений Верховного суда Канады и политических протестов коренных народов (см. Haida Nation v. British Columbia [Minister of Forests], Taku River Tlingit First Nation v British Columbia и Tsilhqot'in Nation v British Columbia, среди прочих), суды предприняли попытки более четко определить обязанности Короны по проведению консультаций и придать юридическое признание традиционным территориям и правам коренных народов в отношении разработки ресурсов. Вместе с тем, разработка нефтяных песков также предоставляет множество положительных возможностей для коренных народов, особенно на западе Канады. Фактически, за последние два десятилетия участие коренных народов в энергетическом секторе значительно возросло, начиная от возможностей трудоустройства и ведения бизнеса и заканчивая процессами утверждения проектов и экологической оценкой. Увеличение участия коренных народов стимулируется многочисленными соглашениями о сотрудничестве с промышленностью, как правило, в форме соглашений о воздействии и выгодах (IBAs), которые обеспечивают не только трудоустройство и предпринимательские возможности, но и профессиональное обучение и социальные льготы. Расширенное участие в энергетическом секторе позволило многим группам коренных народов добиваться более широкого участия, ведя переговоры о доле собственности в планируемых трубопроводах и проектах хранения битума. Ярким примером такого партнерства в Альберте является соглашение между компаниями Suncor и Fort McKay и Mikisew Cree First Nations. Эти две общины приобрели 49% акций в проекте East Tank Farm Development компании Suncor, стоимость которых оценивается примерно в 500 миллионов долларов, что делает это крупнейшей бизнес-инвестицией, сделанной общиной коренных народов в Канаде на сегодняшний день. Поддержка разработки ресурсов и стремление к непосредственному участию дополнительно иллюстрируется проектом трубопровода и энергетического коридора Eagle Spirit Energy Holding Ltd. стоимостью 17 миллиардов долларов, возглавляемым коренными народами, между Альбертой и северным побережьем Британской Колумбии (с альтернативным планом размещения терминала на Аляске для обхода запрета на танкеры в Британской Колумбии). Проект получил поддержку 35 коренных народов, расположенных вдоль предлагаемого маршрута; общины имеют право на владение не менее чем 35% в обмен на использование земли.

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.

Суд назначил санкции

За ненадлежащее использование водных ресурсов в 2008–2009 годах, Statoil Canada Ltd. в 2012 году была обязана выплатить штраф в размере 5000 долларов и направить 185 000 долларов на реализацию учебного проекта (Решение было вынесено Провинциальным судом Альберты, Уголовным отделом).