Athabasca-Ölsande - Athabasca oil sands

Athabasca Ölsand
Athabasca Ölsand map.png
Land Kanada
Region Nord-Alberta
Offshore/Onshore Onshore, Bergbau
Koordinaten 57°01′N 111°39′W / 57,02 ° N 111,65 ° W / 57,02; -111,65 Koordinaten : 57,02 ° N 111,65 ° W57°01′N 111°39′W /  / 57,02; -111,65
Betreiber Syncrude , Suncor Energy , Canadian Natural Resources , Total SA , Imperial Oil , Petro Canada , Devon Energy , Husky Energy , Statoil , Nexen
Partner Chevron Corporation , Marathon Oil , ConocoPhillips , BP , Occidental Petroleum
Feldverlauf
Entdeckung 1848
Produktionsstart 1967
Produktion
Aktuelle Ölförderung 1.300.000 Barrel pro Tag (~6,5 × 10 7  t/a)^
Geschätztes Öl vorhanden 133.000 Millionen Barrel (~1,81 × 10 10  t)^
Formationen produzieren McMurray , Clearwater , Grand Rapids

Der Ölsand Athabasca , auch bekannt als die Teersand Athabasca , sind große Vorkommen von Bitumen oder extrem schweres Rohöl , im Nordosten Alberta , Kanada - etwa auf dem zentrierten boom von Fort McMurray . Diese Ölsande , die hauptsächlich in der McMurray-Formation enthalten sind , bestehen aus einer Mischung aus Rohbitumen (eine halbfeste gesteinsähnliche Form von Rohöl), Quarzsand, Tonmineralien und Wasser. Die Lagerstätte Athabasca ist die größte bekannte Lagerstätte für Rohbitumen der Welt und die größte von drei großen Ölsandlagerstätten in Alberta, zusammen mit den nahegelegenen Lagerstätten Peace River und Cold Lake (letztere erstreckt sich bis nach Saskatchewan ).

Zusammen liegen diese Ölsandvorkommen unter 141.000 Quadratkilometern borealen Waldes und Muskeg ( Torfmoore ) und enthalten etwa 1,7 Billionen Barrel (270 × 10 9  m 3 ) Bitumen vor Ort, vergleichbar in der Größenordnung die weltweit nachgewiesenen Gesamtreserven an konventionellem Erdöl . Die International Energy Agency (IEA) listet die wirtschaftlich förderbaren Reserven zu Preisen von 2007 und moderner unkonventioneller Ölförderungstechnologie mit 178 Milliarden Barrel (28,3 × 10 9  m 3 ) oder etwa 10 % dieser Lagerstätten auf. Diese tragen dazu bei, dass Kanadas nachgewiesene Gesamtreserven nach Saudi-Arabien und Venezuelas Orinoco-Gürtel die drittgrößten der Welt sind . ^^

Bis 2009 wurden die beiden Extraktionsmethoden in-situ- Extraktion verwendet, wenn das Bitumen tiefer im Boden vorkommt (was 80 Prozent der Ölsandentwicklung ausmachen wird) und Tagebau oder Tagebau, wenn das Bitumen näher an der Oberfläche ist . Nur 20 Prozent des Bitumens können im Tagebau gewonnen werden, bei dem das Land mit riesigen Hydraulikbaggern und 400-Tonnen-Schwerlastzügen großflächig ausgehoben wird . Der Tagebau hinterlässt giftige Bergeteiche. Im Gegensatz dazu verwendet in situ spezialisiertere Techniken wie die dampfunterstützte Schwerkraftdrainage (SAGD). „Achtzig Prozent der Ölsande entwickelt werden in situ , die für 97,5 Prozent der gesamten Oberfläche der Ölsandregion in Alberta ausmacht.“ Im Jahr 2006 war die Athabasca-Lagerstätte die einzige große Ölsand- Lagerstätte der Welt, die für den großflächigen Tagebau geeignet war , obwohl die meisten dieser Lagerstätten nur mit neuer entwickelter In-Situ- Technologie gefördert werden können.

Geschichte

Die Athabasca-Ölsande sind nach dem Athabasca-Fluss benannt, der das Herz der Lagerstätte durchschneidet, und Spuren des Schweröls sind an den Flussufern leicht zu erkennen. Historisch wurde das Bitumen von den indigenen Cree- und Dene- Aborigines verwendet, um ihre Kanus wasserdicht zu machen. Die Ölvorkommen befinden sich innerhalb der Grenzen des Vertrags 8 und mehrere First Nations des Gebiets sind an den Sanden beteiligt.

Frühe Geschichte

Athabasca-Ölsand am Flussufer, um 1900

Die Athabasca-Ölsande wurden erstmals 1719 auf europäische Pelzhändler aufmerksam, als Wa-pa-su, ein Cree-Händler, eine Probe von bituminösem Sand zum Posten der Hudson's Bay Company in der York Factory an der Hudson Bay brachte, wo Henry Kelsey der Manager war . 1778 sah Peter Pond , ein weiterer Pelzhändler und Gründer der rivalisierenden North West Company , als erster Europäer die Athabasca-Lagerstätten, nachdem er die Methye Portage erkundet hatte, die den Zugang zu den reichen Pelzressourcen des Athabasca River-Systems von der Hudson Bay aus ermöglichte Wasserscheide.

Im Jahr 1788 reiste der Pelzhändler Alexander Mackenzie , nach dem der Mackenzie River später benannt wurde, auf Routen sowohl zum Arktischen als auch zum Pazifischen Ozean : einige bituminösen Brunnen , in dem ein Pol 20 Fuß [6,1 m] lang ohne den geringstenen Widerstand eingeführt werden kann. das Bitumen ist in einem flüssigen Zustand , und wenn sie mit Gummi, die harzige Substanz gesammelt aus der gemischten Fichte Tanne, dient es zum gum des Kanus der Indianer." Ihm folgten 1799 der Kartograph David Thompson und 1819 der britische Marineoffizier John Franklin .

John Richardson führte die erste ernsthafte wissenschaftliche Bewertung der Ölsande im Jahr 1848 auf seinem Weg nach Norden durch, um nach Franklins verlorener Expedition zu suchen . Die erste von der Regierung geförderte Untersuchung der Ölsande wurde 1875 von John Macoun initiiert , und 1883 versuchte G. C. Hoffman vom Geological Survey of Canada , das Bitumen mit Wasser von Ölsand zu trennen und berichtete, dass es sich leicht trennte. Im Jahr 1888 berichtete Robert Bell , der Direktor des Geological Survey of Canada, einem Senatsausschuss, dass „die Beweise ... ."

Athabasca-Ölsand der McMurray-Formation, wie er in Bohrkernen zu sehen ist.

Graf Alfred von Hammerstein (1870–1941), der 1897 in die Region kam, förderte über vierzig Jahre lang die Athabasca-Ölsande und machte Fotos mit beschreibenden Titeln wie "Tar Sands and Flowing Asphaltum in the Athabasca District", die heute in der Nationalbibliothek und den Nationalarchiven Kanadas. Fotos der Athabasca-Ölsande wurden auch in dem Bestseller-Buch der kanadischen Schriftstellerin und Abenteurerin Agnes Deans Cameron ( Cameron 1908 , S. 71) mit dem Titel The New North: Being Some Account of a Woman’s Journey through Canada to the Arctic gezeigt die von ihrer 16.000 km langen Rundreise zum Arktischen Ozean erzählte. Nach dieser Reise und der Veröffentlichung ihres Buches reiste sie als Dozentin mit magischen Laternenbildern ihrer Kodak-Bilder, um die Einwanderung nach Westkanada in Oxford, Cambridge, St. Andrew's University und der Royal Geographical Society zu fördern. Ihre Fotografien wurden 2011–2012 in einer Ausstellung im Canadian Museum of Civilization in Ottawa, Ontario, Kanada, reproduziert. ( Gismondi 2012 , S. 71) Cameron war besonders begeistert von der Region Athabaska und den Ölsanden von Athabaska, die Fotos von den Ölbohrarbeiten des Grafen Alfred von Hammerstein entlang des Athabasca River enthielten. Elefant Öllachen „Während der Graf erfolglose Bohrungen für war‚‘Cameron Buch und seine Bilder ... machte sie ein Medienstar.“ ( Gismondi 2012 , Seite 71) „In allen Kanada gibt es keine interessantere Strecke Wasserweg als die, in die wir eintreten.Eine Erdbewegung hat hier eine Verwerfungslinie geschaffen, die 70 oder 80 Meilen weit entlang des Flussufers deutlich sichtbar ist, aus der in häufigen Abständen Öl sickert. ... Teer gibt es ... ... Es sickert aus jedem Riss, und in einen bituminösen Teerbrunnen können wir eine sechs Meter lange Stange stoßen und finden keinen Widerstand ( Cameron 1909 , S. 71) zitiert in ( Gismondi 2012 , S. 71 )

1926 erhielt Karl Clark von der University of Alberta ein Patent für ein Heißwassertrennverfahren, das der Vorläufer der heutigen thermischen Extraktionsverfahren war. Mehrere Versuche, es umzusetzen, waren unterschiedlich erfolgreich.

Ein Pionier in der Entdeckung und Nutzung von Erdgas war Georg Naumann . Bereits um 1940 nutzte er Erdgas.

Projekt Ölsand

Project Oilsand, auch bekannt als Project Oilsands, war ein Vorschlag von 1958, die Athabasca-Ölsande durch unterirdische Detonation von Atomsprengstoffen auszubeuten ; hypothetisch würden die Hitze und der Druck, die durch eine unterirdische Detonation erzeugt werden, die Bitumenablagerungen zum Kochen bringen und ihre Viskosität so weit reduzieren , dass Standardtechniken für Ölfelder verwendet werden könnten. Die allgemeinen Mittel, mit denen der Plan funktionieren sollte, wurden im Bulletin of the Atomic Scientists vom Oktober 1976 erörtert . Für das beabsichtigte Verfahren wurde ein Patent erteilt: The Process for Stimulating Petroliferous Subterranean Formations with Contained Nuclear Explosions by Bray, Knutson and Coffer, das erstmals 1964 eingereicht wurde konventionelle Heizideen, die derzeit vorgeschlagen und verwendet werden, um Öl aus den Athabasca-Ölsanden der Region Alberta zu gewinnen.

Der ursprünglich als "Project Cauldron" bekannte Vorschlag wurde vom Geologen Manley L. Natland von der Richfield Oil Corporation mit Sitz in Los Angeles entwickelt . Natland glaubte, dass eine unterirdische Sprengung der effizienteste Weg sei, um die erforderliche Wärme zu erzeugen, um das zähflüssige Bitumen zu verflüssigen, damit es durch konventionelle Brunnen an die Oberfläche gepumpt werden kann. Das Projekt wurde als Teil der Operation Plowshare konzipiert , einem US-amerikanischen Projekt zur Nutzung der nuklearen Explosionen für friedliche Zwecke. Einige Experten hatten jedoch Zweifel. Im Jahr 1959 schrieb der Ölsand-Pionier Robert Fitzsimmons von der International Bitumen Company einen Brief an das Edmonton Journal , in dem er sagte: "Der Autor weiß zwar nichts über Kernenergie und ist daher nicht qualifiziert, eine definitive Aussage über ihre [ sic ] Ergebnisse zu machen er weiß etwas über die Wirkung trockener Hitze auf diese Sande und wagt eine Vermutung, dass sie, wenn sie nicht die gesamte Lagerstätte in ein brennendes Inferno verwandelt, sie mit ziemlicher Sicherheit zu einer festen Masse aus Halbglas oder Koks verschmelzen wird .

Im April 1959 genehmigte das Federal Mines Department das Projekt Oilsand. Bevor das Projekt jedoch über die vorläufigen Schritte hinaus fortgesetzt werden konnte, änderte sich die Haltung der kanadischen Regierung zum Einsatz von Nukleargeräten. Im April 1962 der kanadische Staatssekretär für auswärtige Angelegenheiten , Howard Charles Green sagte : „Kanada Atomtests entgegengesetzt ist, Punkt“. Diese Veränderungen in der kanadischen öffentlichen Meinung von 1962 werden vom Historiker Michael Payne als Folge der Verschiebung der öffentlichen Wahrnehmung von Nuklearsprengstoffen nach der Kubakrise von 1962 angesehen . Projekt Oilsand wurde daraufhin abgesagt. Premierminister John Diefenbaker sagte dem Parlament, dass die Entscheidung, eine Atombombe auf oder unter kanadischem Boden zu zünden, von Kanada und nicht von den Vereinigten Staaten getroffen werde, und ordnete an, das Projekt Cauldron/Oilsand dauerhaft auf Eis zu legen, unter Berufung auf das Risiko, die Sowjetunion während der Zeit zu verärgern In Genf werden Verhandlungen über nukleare Abrüstung geführt.

Die US-Regierung setzte mit der Operation Plowshare die Erforschung der friedlichen Nutzung nuklearer Detonationen fort , wurde jedoch 1977 ebenfalls beendet.

Der Sozialwissenschaftler Benjamin Sovacool behauptet, dass das Hauptproblem darin bestand, dass das geförderte Öl und Gas radioaktiv war, was dazu führte, dass die Verbraucher es ablehnten. Im Gegensatz dazu sind Öl und Gas von vornherein teilweise erheblich natürlich radioaktiv und die Industrie ist darauf eingestellt, im Gegensatz zu früheren Stimulationsbemühungen war die Kontamination durch viele spätere Tests kein Showstopper, sondern veränderte in erster Linie die öffentliche Meinung aufgrund der gesellschaftlichen Ängste, die durch Ereignisse wie die Kubakrise verursacht wurden , die zu Protesten, Gerichtsverfahren und allgemeiner Feindseligkeit führten, die die US-Exploration beendeten. Des Weiteren , wie die Jahre ohne weitere Entwicklung und die Schließung / Nahme im US - Kernwaffenfabriken ging, ist dies die zu verdampfen begann Skalen Vorteil , dass früher bestanden hatte, mit diesem wurde es zunehmend festgestellt , dass die meisten US - Felder anstelle stimuliert werden könnte durch nichtnukleare Techniken, die sich als wahrscheinlich billiger erwiesen haben. Die erfolgreichste und profitabelste nukleare Stimulationsanstrengung , die nicht zu Problemen mit der Kontamination von Kundenprodukten führte, war das 1976- Projekt Neva auf dem Sredne-Botuobinsk-Gasfeld in der Sowjetunion , das durch mehrere sauberere Stimulationssprengstoffe, günstige Gesteinsschichten und die mögliche Schaffung von einen unterirdischen Lagerraum für Schadstoffe.

Große kanadische Ölsande

Die Ölsande, die typischerweise 40 bis 60 Meter (130 bis 200 Fuß) dick sind und auf relativ flachem Kalkstein sitzen , sind relativ leicht zugänglich. Sie liegen unter 1 bis 3 m (3 ft 3 in bis 9 ft 10 in) von durchnässten Muskeg , 0 bis 75 Meter (0 bis 246 ft) von Ton und kargen Sand. Aufgrund der leichten Erreichbarkeit befand sich in den Athabasca-Ölsanden die erste Ölsandmine der Welt.

Die kommerzielle Förderung von Öl aus den Athabasca-Ölsanden begann 1967 mit der Eröffnung des Werks Great Canadian Oil Sands (GCOS) in Fort McMurray . Es war das erste betriebsfähige Ölsandprojekt der Welt, das der amerikanischen Muttergesellschaft Sun Oil Company gehört und von ihr betrieben wird . Als die 240 Millionen US-Dollar teure Anlage mit einer Kapazität von 45.000 Barrel pro Tag (7.200 m 3 /d) offiziell eröffnet wurde , begann die kommerzielle Erschließung der Athabasca-Ölsande. 2013 listete McKenzie-Brown den Industriellen J. Howard Pew als einen der sechs Visionäre auf, die die Athabasca-Ölsande gebaut haben. Zum Zeitpunkt seines Todes im Jahr 1971 wurde die Familie Pew vom Forbes- Magazin als eine der reichsten Familien Amerikas eingestuft. Die Great Canadian Oil Sands Limited (damals eine Tochtergesellschaft der Sun Oil Company, aber jetzt eingegliedert in ein unabhängiges Unternehmen namens Suncor Energy Inc. ) produzierte täglich 30.000 Barrel (4.800 m 3 /d) synthetisches Rohöl.

Ölkrise

Die wahre Größe der kanadischen Ölsandvorkommen wurde in den 1970er Jahren bekannt. Die Syncrude- Mine ist heute die größte Mine (nach Fläche) der Welt, mit Minen, die potenziell 140.000 km 2 (54.000 Quadratmeilen) umfassen. (Obwohl es Öl 142.200 km zugrunde liegende 2 (54.900 sq mi), die durch Bohren gestört werden kann und in situ - Extraktion, nur 4.800 km 2 (1.900 Quadratmeilen) können potentiell abgebaut werden Oberfläche und 904 km 2 (349 Quadratmeilen) wurde bis heute abgebaut.)

Die Entwicklung wurde durch sinkende Weltölpreise gehemmt, und die zweite Mine, die vom Syncrude- Konsortium betrieben wird, nahm ihren Betrieb erst 1978 auf, nachdem die Ölkrise 1973 das Interesse der Investoren geweckt hatte. Der Ölpreis sank jedoch danach und obwohl die Energiekrise von 1979 den Ölpreis wieder in die Höhe trieb, sank der Ölpreis in den 1980er Jahren auf ein sehr niedriges Niveau, was zu erheblichen Einschnitten in der Ölindustrie führte.

1979 gründete Sun Suncor durch die Fusion seiner kanadischen Raffinerie- und Einzelhandelsbeteiligungen mit Great Canadian Oil Sands und seinen konventionellen Öl- und Gasbeteiligungen. 1981 erwarb die Regierung von Ontario einen Anteil von 25 % an dem Unternehmen, veräußerte es jedoch 1993. 1995 veräußerte auch Sun Oil seine Beteiligung an dem Unternehmen, obwohl Suncor die Einzelhandelsmarke Sunoco in Kanada beibehielt. Suncor nutzte diese beiden Veräußerungen ein unabhängiger zu werden, weit verbreiteten öffentlichen Unternehmen .

Suncor wuchs weiter und produzierte trotz schwankender Marktpreise immer mehr Öl aus seinem Ölsandgeschäft und wurde schließlich größer als seine frühere Muttergesellschaft. Im Jahr 2009 erwarb Suncor die ehemals kanadische staatliche Ölgesellschaft Petro-Canada , die Suncor zum größten Erdölunternehmen Kanadas und zu einem der größten kanadischen Unternehmen machte. Suncor Energy ist jetzt ein kanadisches Unternehmen, das mit seiner ehemaligen amerikanischen Muttergesellschaft völlig unabhängig ist. Die Sun Oil Company wurde als Sunoco bekannt , verließ jedoch später das Ölproduktions- und Raffineriegeschäft und ist seitdem ein Benzineinzelhändler im Besitz von Energy Transfer Partners aus Dallas , Texas. In Kanada hat Suncor Energy alle seine Sunoco-Stationen (die sich alle in Ontario befanden) auf Petro-Canada-Standorte umgestellt, um alle seine nachgelagerten Einzelhandelsaktivitäten unter dem Banner von Petro-Canada zu vereinen und die Zahlung von Lizenzgebühren für die Marke Sunoco einzustellen. Landesweit ist Suncor Energy der vorgelagerte Produktlieferant und die Muttergesellschaft von Petro-Canada. Suncor Energy betreibt weiterhin nur einen Sunoco-Einzelhandelsstandort in Ontario.

Ölsandproduktion im 21. Jahrhundert

An der Wende des 21. Jahrhunderts, Ölsandes Entwicklung in Kanada begann auszuziehen, mit einer Erweiterung an der Suncor Mine, eine neue Mine und Expansion bei Syncrude, und einer neuen Mine von Royal Dutch Shell , die mit ihrem neuen Scotford Upgrader in der Nähe von Edmonton . Drei neue große dampfunterstützte Schwerkraftdrainage (SAGD)-Projekte wurden hinzugefügt – Foster Creek, Surmont und MacKay River – von verschiedenen Unternehmen, die alle seitdem von größeren Unternehmen gekauft wurden.

Die dritte Mine von Shell Canada wurde 2003 in Betrieb genommen. Aufgrund der Ölpreiserhöhungen seit 2003 wurden die bestehenden Minen jedoch stark erweitert und neue gebaut.

Nach Angaben des Alberta Energy and Utilities Board war die Produktion von Rohbitumen im Jahr 2005 in den Athabasca-Ölsanden wie folgt:

2005 Produktion von Rohbitumen
Bergwerk (m 3 /Tag) Fässer pro Tag
Suncor-Mine 31.000 195.000
Syncrude-Mine 41.700 262.000
Shell-Kanada-Mine 26.800 169.000
In-situ-Projekte 21.300 134.000
Gesamt 120.800 760.000

Bis 2006 stieg die Ölsandproduktion auf 1.126.000 Barrel pro Tag (179.000 m 3 /d). Ölsande waren damals die Quelle von 62 % der gesamten Ölproduktion Albertas und 47 % des gesamten in Kanada geförderten Öls. Bis 2010 war die Ölsandproduktion auf über 1,6 Millionen Barrel pro Tag (250.000 m 3 /d) gestiegen, um die konventionelle Ölproduktion in Kanada zu übertreffen. 53 % davon wurden durch Tagebau und 47 % durch in-situ-Techniken produziert. Im Jahr 2012 betrug die Ölförderung aus Ölsanden 1,8 Millionen Barrel pro Tag (290.000 m 3 /d).

Schieferöl-Boom

Die massive Entwicklung der engen Ölförderung im Bakken- und Perm-Becken in den Vereinigten Staaten hat die Ölindustrie schnell verändert und den Import von ausländischem Öl dramatisch reduziert. Wie bei den Ölsanden sind die Produktionskosten von Schieferöl höher als die von konventionellem Öl. Eine Kombination von Faktoren, darunter Überangebot und geopolitische Rivalitäten, ließen den Ölpreis von über 100 Dollar pro Barrel im Jahr 2013 auf unter 40 Dollar drei Jahre später sinken. Der anhaltend niedrige Ölpreis veranlasste die Unternehmen, neue Investitionen in die Ölsande zu streichen.

Waldbrand in Fort McMurray

Satellitenbild des Feuers bei Nacht (5. Mai 2016).

Von Mai bis Juli 2016 breitete sich ein Lauffeuer von Fort McMurray aus über Nord-Alberta aus , verschlang ungefähr 590.000 Hektar (1.500.000 Acres) Waldflächen und zerstörte ungefähr 2.400 Häuser und Gebäude. 88.000 Menschen wurden bei der größten Evakuierung von Waldbränden in der Geschichte Albertas und der teuersten Katastrophe in der kanadischen Geschichte aus ihren Häusern vertrieben .

Der Waldbrand stoppte die Ölsandproduktion in Anlagen nördlich von Fort McMurray. Shell Canada hat die Produktion seines Bergbaubetriebs Albian Sands eingestellt. Auch Suncor Energy und Syncrude Canada reduzierten den Betrieb und evakuierten Mitarbeiter und deren Familien. Etwa eine Million Barrel Öl pro Tag, das entspricht einem Viertel der kanadischen Ölförderung, wurde infolge des Brandes im Mai gestoppt. Dies dauerte bis in den Juni hinein mit einer Rate von 700.000 Barrel pro Tag. Die Produktionseinbußen trugen zum Anstieg der weltweiten Ölpreise bei. Der zurückgefahrene Betrieb führte zusammen mit einem Raffinerieausfall in Edmonton dazu, dass vielen Tankstellen in ganz Westkanada das Gas ausging .

2015 Produktion von Rohbitumen
Bergwerk (m 3 /Tag) Fässer pro Tag
Suncor-Mine 80.000 501.000
Syncrude-Mine 65.000 407.000
Minen von Shell Canada 40.000 255.000
Imperiale Ölmine 35.000 220.000
CNRL-Mine 24.000 152.000
In-situ-Projekte 138.000 865.000
Gesamt 382.000 2.400.000

Im Jahr 2018 erreichte die Ölsandproduktion 3,1 Millionen Barrel pro Tag (490.000 m 3 /d).

Bis 2014 glaubten Branchengruppen, dass die Ölsandproduktion bis 2030 5 Mbbl/d (790.000 m 3 /d) erreichen könnte. Ab 2021, nach einer Verlangsamung der Investitionen, prognostizieren Analysten, dass sie 3,8 Mbbl/d (600.000 m 3 ) erreichen könnte /d) bis dahin.

Transport

Bürger demonstrieren gegen die Keystone-Pipeline und Teersande.

Kanada ist die größte Ölquelle, die von den Vereinigten Staaten importiert wird und liefert ab 2019 3 Millionen Barrel pro Tag (480.000 m 3 /d) hauptsächlich aus Ölsandquellen.

Branchenbeobachter gingen von der Annahme, dass es eine Überkapazität an Pipelines geben könnte, zur Warnung, dass diese nicht ausreichte, um das Wachstum der Ölsandproduktion zu bewältigen, nachdem mehrere Pipeline-Projekte aufgegeben oder abgebrochen wurden.

Das North-Gateway-Projekt nach Kitimat, British Columbia , das von Enbridge , dem Betreiber des Enbridge-Pipeline-Systems, das auch das Gebiet versorgt , gebaut worden wäre , wurde 2016 abgebrochen. Ebenso nach langem Widerstand von Umweltschützern und First Nation-Gruppen, Keystone XL , a Pipeline-Projekt von Alberta zu den Raffinerien an der Golfküste wurde 2021 storniert. Andere Projekte werden unter Nutzung bestehender Wegerechten gebaut, wie die Trans Mountain Expansion von Kinder Morgan, die 2018 verstaatlicht wurde, oder die Linie 9 von Enbridge , die umgekehrt wurde, um Raffinerien in Quebec zu versorgen. Zwischen Januar 2019 und Dezember 2020 verhängte die Regierung von Alberta eine Quote zur Anpassung der Produktion an die Exportkapazität der Pipeline.

Um die Beschränkungen der Pipeline-Kapazität auszugleichen, stieg der Transport von Öl per Bahn zwischen 2012 und 2020 von weniger als 50.000 auf 400.000 Barrel pro Tag (64.000 m 3 /d).

Zukünftige Produktion

Im Dezember 2008 revidierte die Canadian Association of Petroleum Producers ihre Rohölprognosen 2008–2020, um Projektstornierungen und -kürzungen infolge der Preisrückgänge in der zweiten Jahreshälfte 2008 zu berücksichtigen. Die überarbeitete Prognose prognostizierte, dass die kanadische Ölsandproduktion weiter wachsen, aber langsamer als bisher prognostiziert. Die Produktion von 2008 bis 2012 würde sich nur geringfügig ändern, aber bis 2020 könnte die Produktion um 300.000 Barrel pro Tag (48.000 m 3 /d) geringer sein als die vorherigen Vorhersagen. Dies würde bedeuten, dass die kanadische Ölsandproduktion von 1,2 Millionen Barrel pro Tag (190.000 m 3 /d) im Jahr 2008 auf 3,3 Millionen Barrel pro Tag (520.000 m 3 /d) im Jahr 2020 steigen würde, und dass die kanadische Gesamtölproduktion von 2,7 bis 4,1 Millionen Barrel pro Tag (430.000 bis 650.000 m 3 /d) im Jahr 2020. Auch unter Berücksichtigung von Projektabbrüchen würde Kanada bis 2020 zu den vier oder fünf größten Ölförderländern der Welt gehören.

Anfang Dezember 2007 gaben die in London ansässige BP und die in Calgary ansässige Husky Energy ein 50-50- Joint-Venture zur Herstellung und Veredelung von Bitumen aus den Athabasca-Ölsanden bekannt. BP würde seine Raffinerie in Toledo, Ohio, in das Joint Venture einbringen, während Husky sein Ölsandprojekt Sunrise einbringen würde. Sunrise sollte 2012 mit der Produktion von 60.000 Barrel pro Tag (9.500 m 3 /d) Bitumen beginnen und bis 2015–2020 200.000 bbl/d (32.000 m 3 /d) erreichen. BP würde seine Raffinerie in Toledo so modifizieren, dass sie 170.000 bbl/d (27.000 m 3 /d) Bitumen direkt zu raffinierten Produkten verarbeiten kann. Das Joint Venture würde für beide Unternehmen Probleme lösen, da Husky an Raffineriekapazitäten mangelte und BP in den Ölsanden nicht präsent war. Es war ein Strategiewechsel für BP, da das Unternehmen in der Vergangenheit die Bedeutung von Ölsanden heruntergespielt hat.

Mitte Dezember 2007 kündigte ConocoPhillips an, seine Ölsandproduktion in den nächsten 20 Jahren von 60.000 Barrel pro Tag (9.500 m 3 /d) auf 1 Million Barrel pro Tag (160.000 m 3 /d) zu steigern der größte private Ölsandproduzent der Welt. ConocoPhillips hält derzeit mit über 1 Million Acres (4.000 km 2 ) verpachteten Flächen die größte Position in den kanadischen Ölsanden . Andere große Ölsandproduzenten, die ihre Produktion erhöhen wollen, sind Royal Dutch Shell (auf 770.000 bbl/d (122.000 m 3 /d)); Syncrude Canada (bis 550.000 bbl/d (87.000 m 3 /d)); Suncor Energy (auf 500.000 bbl/d (79.000 m 3 /d)) und Canadian Natural Resources (auf 500.000 bbl/d (79.000 m 3 /d)). Wenn all diese Pläne in Erfüllung gehen, werden diese fünf Unternehmen bis 2028 über 3,3 Mbbl/d (520.000 m 3 /d) Öl aus Ölsand produzieren.

Betreiben und genehmigte Athabasca Oil Sands Projekte (Stand Dezember 2016)
Projektname Typ Wichtige Partner Nationale
Zugehörigkeit
2016 Produktion
(Fässer/Tag)
Geplante Produktion
(Fässer/Tag)
Jahrtausend Bergbau Suncor-Energie  Kanada 501.000 501.000
Fort Hills 180.000
Feuersack SAGD 273.000 398.000
MacKay-Fluss   38.000 58.000
Mildred Lake, Aurora Bergbau Suncor (60%) , Imperial Oil (25%) , Sinopec (9%), CNOOC (7%) ( Syncrude )  Kanada , China , USA   407.000 607.000
Jackpine, Muskega Bergbau Shell (10%) , Chevron (20%) , CNRL (70%) ( Albian Sands )  Kanada , Großbritannien / Niederlande , USA    255.000 570.000
Kearl Bergbau Imperiales Öl (70%) , ExxonMobil (30%)  Vereinigte Staaten von Amerika 220.000 345.000
Horizont Bergbau Canadian Natural Resources Limited  Kanada 197.000 277.000
Jackfish I und II, Hecht SAGD 105.000 175.000
Kirby 40.000 140.000
Foster Creek SAGD Cenovus-Energie  Kanada 180.000 260.000
Christina See 160.800 310.000
große Stromschnellen 10.000 180.000
Schmaler See 45.000 130.000
Surmont SAGD Gesamt SA (50 %) , ConocoPhillips (50 %)  Frankreich , USA  149.200 206.000
Langer See SAGD Nexen (65 %) , OPTI Kanada (35 %)  China 92.000 129.500
Sonnenaufgang SAGD Husky-Energie (50 %) , BP (50 %)  Kanada , Großbritannien  60.000 200.000
Christina See SAGD MEG Energy Corp  Kanada , China  60.000 210.000
Mackay-Fluss SAGD Brion-Energie  China 35.000 150.000
Leismer SAGD Athabasca Oil Corporation  Kanada , China  20.000 60.000
Hängestein 12.000 12.000
Große Kluft SAGD Connacher Öl und Gas  Kanada 20.000 48.000
Algar-See SAGD Grizzly-Ölsand  Kanada 6.000 12.000
Westelfen SAGD Sonnenschein Ölsand  China 5.000 10.000
Schwarzrute SAGD BlackPearl-Ressourcen  Kanada 800 80.000
Germain, Saleski SAGD Laricina-Energie (60%) , OSUM (40%)  Kanada 270.000
Hängestein SAGD JACOS (75%) , CNOOC (25%)  Japan , China  20.000
Erweiterter TriStar SAGD Wertschöpfung Inc  Kanada 60.000
Schwarzes Gold SAGD Korea National Oil Corporation  Südkorea   30.000
Hoole SAGD Kavalier Energie  Kanada 10.000
Muskwa Dampf & CO2 Renergy Petroleum  China 440
Gesamt 2.891.800 5.638.940

Führung

Die Verwaltung der Ölsandgebiete von Alberta konzentriert sich auf die wirtschaftliche Entwicklung und wurde in der Vergangenheit von den Interessen zweier Hauptakteure dominiert; Regierung (Bund und Provinz) und Industrie. Der kanadische Föderalismus bildet die Funktionen und Rollen jeder Regierungsebene, indem die verfassungsmäßige Macht so aufgeteilt ist, dass keine der anderen überlegen ist. Das Verfassungsgesetz von 1867 , Abschnitt 109, sichert der Provinz das volle Eigentum an dem Land und den Ressourcen innerhalb ihrer Grenzen. Die Provinz fungiert als Grundeigentümer und die Bundesregierung überwacht die Gerichtsbarkeit über Handel, Gewerbe und Steuern. Es gibt eine klare Überschneidung, da das Ressourcenmanagement den Handel beeinflusst und das Handelsmanagement die Ressourcen beeinflusst. Seit den 1990er Jahren sind sowohl die Bundes- als auch die Landesregierung aufeinander abgestimmt und konzentrieren sich auf Regulierung, Technologie und die Erschließung neuer Exportmärkte. Die Mehrheit der "Boden-Ebene"-Governance wird von einer Reihe von Provinzinstitutionen durchgeführt.

Ottawa hat Direktinvestitionen vermieden und es vorgezogen, das Investitionsklima zu verbessern. Ein Paradebeispiel dafür war 1994, als die Bundesregierung Steuererleichterungen einführte, die es ermöglichten, 100 % der Investitionen in Ölsand als beschleunigte Kapitalkostenzuschüsse abzuschreiben. Die Provinzregierung hatte eine viel direktere Rolle bei der Entwicklung; direkt in zahlreiche Pilotprojekte investieren, Joint Ventures mit der Industrie eingehen und konsequent massiv in Forschung und Entwicklung investieren. Einige Leute haben behauptet, dass Alberta eine der niedrigsten Lizenzgebühren der Welt aufweist. Da Alberta im Gegensatz zu den US-Bundesstaaten die überwiegende Mehrheit des Öls unter seiner Oberfläche besitzt, kann es mehr Kontrolle darüber ausüben, während US-Bundesstaaten auf Abfindungssteuern beschränkt sind. Dieses branchenorientierte Lizenzsystem wurde dafür kritisiert, dass es „ein rasantes Entwicklungstempo fördert“.

Die Industrie ist die Kernkraft der Ölsandentwicklung. Die ersten großen Player, Suncor Energy und Syncrude , dominierten bis in die 1990er Jahre den Markt. Derzeit betreiben 64 Unternehmen mehrere hundert Projekte. Der Großteil der Produktion stammt jetzt von ausländischen Konzernen, und die Aufrechterhaltung eines günstigen Klimas für diese Konzerne verleiht ihnen starken Einfluss; viel stärker als die von unproduktiven Interessengruppen wie Bürgern und Umweltgruppen.

Die Verwaltung (Politik, Verwaltung, Regulierung) über die Ölsande wird fast vollständig vom Energieministerium (Alberta) und seinen verschiedenen Abteilungen ausgeübt. Kritiker stellten einen klaren und systemischen Mangel an öffentlicher Beteiligung in allen wichtigen Phasen des Governance-Prozesses fest. Als Antwort darauf hat die Provinz 2006 das Oil Sands Consultations Multistakeholder Committee (MSC) ins Leben gerufen. Das MSC vertritt vier Organisationen: die Cumulative Environmental Management Association (CEMA), die Wood Buffalo Environmental Association (WBEA), das Canadian Oil Sands Network for Forschung und Entwicklung (CONRAD) und der Athabasca Regional Issues Working Group (RIWG). Die Rolle des MSC besteht darin, Managementprinzipien zu beraten und Empfehlungen auszusprechen. Die Empfehlungen des ersten Abschlussberichts des MSC 2007 wurden von mehreren Ministern und Regierungsvertretern gelobt, aber noch keine wurde wirksam in Gesetz umgesetzt.

Am 17. Oktober 2012 kündigte die Regierung von Alberta an, den Empfehlungen einer Arbeitsgruppe zu folgen, um eine Behörde zu entwickeln, die die Umweltauswirkungen der Ölsande überwacht. „Die neue wissenschaftsbasierte Agentur wird ihre Arbeit in der Ölsandregion aufnehmen und sich darauf konzentrieren, was überwacht wird, wie und wo es überwacht wird. Dazu gehört eine integrierte und koordinierte Überwachung von Land, Luft, Wasser und Biodiversität“, sagte a Pressemitteilung des Büros von Diana McQueen, der Ministerin für Energie und nachhaltige Entwicklung. Die Provinzregierung beschloss den Aufbau der Agentur nach weit verbreiteter öffentlicher Kritik von Umweltschützern, Ureinwohnergruppen und Wissenschaftlern, die behaupteten, dass die Ölsande verheerende langfristige Auswirkungen auf die Umwelt haben würden, wenn sie nicht kontrolliert würden.

Am 17. Juni 2013 wurde die neu gegründete Gesellschaft Alberta Energy Regulator (AER) schrittweise mit dem Mandat zur Regulierung der Öl-, Gas- und Kohleförderung in Alberta, einschließlich der Athabasca-Ölsande, eingeführt. Die VRE vereint "die Regulierungsfunktionen des Energy Resources Conservation Board und des Ministeriums für Umwelt und nachhaltige Ressourcenentwicklung von Alberta in einer einzigen Anlaufstelle". Sie werden auf Projektbefürworter, Landbesitzer und die Industrie bezüglich der Energievorschriften in Alberta eingehen. Der Responsible Energy Development Act gab der Alberta Energy Regulator "die Befugnis, den Public Lands Act , den Environmental Protection and Enhancement Act und den Water Act in Bezug auf die Energieentwicklung zu verwalten". Die Alberta Energy Regulator wird Umweltgesetze durchsetzen und Umwelt- und Wassergenehmigungen ausstellen, Aufgaben, die früher im Mandat von Alberta Environment liegen.

Entwicklung

Karte aller von der kanadischen Energiebehörde regulierten Pipelines , die aus Alberta stammen.

Das Hauptmerkmal der Athabasca-Lagerstätte ist, dass sie die einzige ist, die flach genug ist, um für den Tagebau geeignet zu sein . Etwa 10 % des Athabasca-Ölsands sind von weniger als 75 Metern (246 Fuß) Abraum bedeckt . Bis 2009 wurde das oberflächenabbaubare Gebiet (SMA) von der ERCB, einer Behörde der Regierung von Alberta, definiert, um 37 zusammenhängende Townships (etwa 3.400 km 2 oder 1.300 Quadratmeilen) nördlich von Fort McMurray abzudecken . Im Juni 2009 wurde die SMA auf 51 . erweitert+12 Townships oder etwa 4.700 km 2 oder 1.800 Quadratmeilen. Diese Erweiterung schiebt die nördliche Grenze des SMA bis auf 19 km vom Wood Buffalo National Park , einem UNESCO-Weltkulturerbe, vor .

Die Mine Albian Sands (betrieben von Shell Canada ) wurde 2003 eröffnet. Alle drei dieser Minen sind mit Bitumenveredelungsanlagen verbunden , die das unbrauchbare Bitumen in synthetisches Rohöl umwandeln, das an Raffinerien in Kanada und den Vereinigten Staaten geliefert wird . Für Albian befindet sich der Upgrader in Scotford, 439 km südlich. Dort wird das mit einem Lösungsmittel verdünnte Bitumen in einer 610 mm (24 in) Korridorleitung transportiert.

Das Energy Resource Conservation Board hat trotz der negativen Umweltauswirkungen über 100 Bergbau- und In-situ-Projekte genehmigt. 2012 gab es 9 aktive Tagebauprojekte, mehr als 50 genehmigte In-situ-Projekte sowie 190 Primärgewinnungsprojekte zur Gewinnung von frei fließendem Bitumen. Die ERCB hat außerdem 20 Projekte genehmigt, die nicht erprobte Technologien sowie neue Versionen bestehender Technologien testen.

Bitumenextraktion

Tagebau

Seit Great Canadian Oil Sands (jetzt Suncor) im Jahr 1967 den Betrieb seiner Mine aufgenommen hat, wird Bitumen im kommerziellen Maßstab aus den Athabasca Oil Sands durch Tagebau gewonnen . In den Athabasca-Sanden gibt es sehr große Mengen an Bitumen, die von wenig Abraum bedeckt sind, was den Tagebau zur effizientesten Methode zur Gewinnung macht. Die Deckschicht besteht aus wasserbeladenem Muskeg (Torfmoor) über Lehm und kargen Sand. Die Ölsande selbst sind typischerweise 40 bis 60 Meter (130 bis 200 Fuß) tief und sitzen auf flachem Kalksteinfelsen . Ursprünglich wurden die Sande mit Schleppseilen und Schaufelradbaggern abgebaut und über Förderbänder zu den Aufbereitungsanlagen transportiert .

Diese frühen Minen hatten eine steile Lernkurve zu bewältigen, bevor ihre Bitumenabbautechniken effizient wurden. In der Zwischenzeit wurden effektivere in-situ- Produktionstechniken entwickelt, insbesondere die dampfunterstützte Schwerkraftdrainage (SAGD). In-situ-Methoden wurden immer wichtiger, da nur etwa 20 % der Athabasca-Ölsande flach genug waren, um durch Tagebau gewonnen zu werden, und insbesondere die SAGD-Methode war sehr effizient bei der Gewinnung großer Bitumenmengen zu vertretbaren Kosten.

In den letzten Jahren haben Unternehmen wie Syncrude und Suncor mit den größten Schaufelbaggern (mindestens 100 Short-Tonnen, 91 t) und Muldenkippern (400 Short-Tonnen, 360 t) der Welt auf viel billigere Schaufel- und LKW-Betriebe umgestellt . Dies hat die Produktionskosten trotz steigender Energie- und Arbeitskosten auf rund 27 US-Dollar pro Barrel synthetisches Rohöl gehalten .

Nach dem Aushub wird dem Sand heißes Wasser und Natronlauge ( Natriumhydroxid ) zugesetzt, und die resultierende Aufschlämmung wird in die Extraktionsanlage geleitet, wo sie gerührt und das Öl von oben abgeschöpft wird. Vorausgesetzt, dass die Wasserchemie geeignet ist, Bitumen von Sand und Ton zu trennen, wird durch die Kombination von heißem Wasser und Rühren Bitumen aus dem Ölsand freigesetzt und kleine Luftblasen können sich an den Bitumentröpfchen anlagern. Der Bitumenschaum schwimmt auf die Oberseite der Trenngefäße und wird weiter behandelt, um Restwasser und feine Feststoffe zu entfernen.

Um ein Barrel ( 18 Short Tonne, 110 kg) Öl zu produzieren, werden etwa zwei Short-Tonnen (1,8 t) Ölsand benötigt . Ursprünglich wurden etwa 75 % des Bitumens aus dem Sand gewonnen. Jüngste Verbesserungen an diese Methode sind jedoch Tailings Oil Recovery (TOR) -Einheiten , das Öl von dem zu erholen Tailings , Diluent Rückgewinnungsanlagen erholen Naphtha aus dem Schaum, geneigte Platte Ansiedler (IPS) und Scheibenzentrifugen . Dadurch können die Gewinnungsanlagen weit über 90 % des Bitumens im Sand zurückgewinnen. Nach der Ölförderung werden der Altsand und andere Materialien in die Mine zurückgeführt, die schließlich aufgearbeitet wird .

Die Alberta Taciuk Process Technologie extrahiert Bitumen aus Ölsanden durch eine Trockenretorte. Während dieses Vorganges wird Öl Sand durch eine rotierende Trommel bewegt, Cracken des Bitumens mit Wärme und leichtere Kohlenwasserstoffe zu erzeugen. Obwohl getestet, ist diese Technologie noch nicht im kommerziellen Einsatz.

Das ursprüngliche Verfahren zur Gewinnung von Bitumen aus Sand wurde in den 1920er Jahren von Dr. Karl Clark in Zusammenarbeit mit dem Alberta Research Council entwickelt . Heute verwenden alle Produzenten, die Tagebau betreiben, wie Syncrude Canada, Suncor Energy und Albian Sands Energy etc., eine Variante des Clark Hot Water Extraction (CHWE)-Verfahrens. Dabei werden die Erze im Tagebauverfahren abgebaut. Das abgebaute Erz wird dann zur Zerkleinerung zerkleinert. Dem Erz wird heißes Wasser von 50–80 °C (122–176 °F) zugesetzt und die gebildete Aufschlämmung wird über eine Hydrotransportleitung zu einem primären Trennbehälter (PSV) transportiert, wo Bitumen durch Flotation als Bitumenschaum gewonnen wird. Der wiedergewonnene Bitumenschaum besteht aus 60 % Bitumen, 30 % Wasser und 10 Gew.-% Feststoffen.

Der zurückgewonnene Bitumenschaum muss gereinigt werden, um die enthaltenen Feststoffe und Wasser abzuscheiden, um die Anforderungen nachgeschalteter Aufbereitungsprozesse zu erfüllen. Je nach Bitumengehalt im Erz können mit modernen Heißwassergewinnungsverfahren zwischen 90 und 100 % des Bitumens zurückgewonnen werden. Nach der Ölförderung werden der Altsand und andere Materialien in die Mine zurückgeführt, die schließlich aufgearbeitet wird.

Dampfunterstützte Schwerkraftentwässerung

Die dampfunterstützte Schwerkraftdrainage (SAGD) ist eine verbesserte Ölrückgewinnungstechnologie zur Herstellung von schwerem Rohöl und Bitumen . Es handelt sich um eine fortschrittliche Form der Dampfstimulation, bei der ein paar horizontale Bohrlöcher einige Meter übereinander in das Ölreservoir gebohrt werden . Hochdruckdampf wird kontinuierlich in das obere Bohrloch injiziert , um das Öl zu erhitzen und seine Viskosität zu verringern , wodurch das erhitzte Öl in das untere Bohrloch abfließt, wo es zu einer Bitumenrückgewinnungsanlage gepumpt wird. Dr. Roger Butler, Ingenieur bei Imperial Oil von 1955 bis 1982, erfand in den 1970er Jahren die dampfunterstützte Schwerkraftdrainage (SAGD). Butler "entwickelte das Konzept, horizontale Bohrlochpaare zu verwenden und Dampf injiziert, um bestimmte Bitumenvorkommen zu erschließen, die für den Bergbau als zu tief angesehen werden."

In jüngerer Zeit wurden in-situ- Methoden wie die dampfunterstützte Schwerkraftdrainage (SAGD) und die zyklische Dampfstimulation (CSS) entwickelt, um Bitumen aus tiefen Lagerstätten zu extrahieren, indem Dampf injiziert wird, um den Sand zu erhitzen und die Bitumenviskosität zu reduzieren, damit sie abgepumpt werden kann wie herkömmliches Rohöl.

Der Standard-Extraktionsprozess benötigt riesige Mengen an Erdgas. Im Jahr 2007 verbrauchte die Ölsandindustrie etwa 4% der Erdgasproduktion im westlichen Kanada-Sedimentbecken. Bis 2015 könnte sich diese verdoppeln.

Nach Angaben des National Energy Board benötigt es etwa 1.200 Kubikfuß (34 m 3 ) Erdgas, um ein Barrel Bitumen aus in-situ- Projekten zu produzieren und etwa 700 Kubikfuß (20 m 3 ) für integrierte Projekte. Da ein Barrel Öl äquivalent etwa 6.000 Kubikfuß (170 m 3 ) von Gas, stellt dies einen großen Gewinn an Energie. Daher ist es wahrscheinlich, dass die Aufsichtsbehörden von Alberta die Erdgasexporte in die Vereinigten Staaten reduzieren werden, um die Ölsandwerke mit Brennstoff zu versorgen. Da die Gasreserven erschöpft sind, werden jedoch Öl Upgrader wahrscheinlich zu Bitumen drehen Vergasung ihren eigenen Kraftstoff zu erzeugen. So wie Bitumen in synthetisches Rohöl umgewandelt werden kann, kann es auch in synthetisches Erdgas umgewandelt werden.

Umwelteinflüsse

Bergbaubetriebe in den Athabasca-Ölsanden. Das Bild zeigt den Athabasca River etwa 600 m vom Tailings pond entfernt . NASA Earth Observatory Foto, 2009.

Land

Ungefähr 20 % der Ölsande von Alberta können durch Tagebau gewonnen werden , während 80 % in-situ- Extraktionstechnologien erfordern (hauptsächlich aufgrund ihrer Tiefe). Der Tagebau zerstört den borealen Wald und den Muskeg , während in-situ- Extraktionstechnologien weniger bedeutende Schäden verursachen. Ungefähr 0,19% des borealen Waldes von Alberta wurden durch den Tagebau zerstört. Die Regierung von Alberta verlangt von den Unternehmen, das Land wieder auf "äquivalente Landfähigkeit" zu bringen. Dies bedeutet, dass die Fähigkeit des Landes, verschiedene Landnutzungen nach der Rekultivierung zu unterstützen, der bestehenden ähnlich ist, dass jedoch die einzelnen Landnutzungen nicht unbedingt identisch sein müssen.

Unter bestimmten Umständen betrachtet die Regierung landwirtschaftliche Flächen als Waldflächen. Ölsandfirmen haben abgebauten Land zurückgewonnen, um es als Weide für Waldbison zu nutzen, anstatt es in den ursprünglichen borealen Wald und Muskeg wiederherzustellen. Syncrude behauptet, dass sie 22% ihres gestörten Landes zurückerobert haben, eine Zahl, die von anderen Quellen bestritten wird, die genauer einschätzen, dass Syncrude nur 0,2% seines gestörten Landes zurückerobert hat.

Wasser

In einem Bericht des Pembina Institute heißt es: „Um einen Kubikmeter (m 3 ) [35 cu ft] synthetisches Rohöl (SCO) (aufbereitetes Bitumen) in einem Bergbaubetrieb zu produzieren, werden etwa 2–4,5 m 3  [71–159 cu ft] Wasser (Nettozahlen). Genehmigte Ölsandbergbaubetriebe sind derzeit lizenziert, 359 Millionen m 3 aus dem Athabasca River abzuleiten, oder mehr als das Doppelte der Wassermenge, die erforderlich ist, um den jährlichen kommunalen Bedarf der Stadt Calgary zu decken." Weiter hieß es: "...  der Nettowasserbedarf für die Produktion eines Kubikmeters Öl mit in-situ- Produktion kann nur 0,2 m 3  [7.1 cu ft] betragen, je nachdem, wie viel recycelt wird".

Der Athabasca River verläuft 1.231 Kilometer (765 Meilen) vom Athabasca-Gletscher in West-Zentral-Alberta bis zum Lake Athabasca im Nordosten von Alberta. Der durchschnittliche jährliche Fluss direkt flussabwärts von Fort McMurray beträgt 633 Kubikmeter pro Sekunde (22.400 cu ft/s), wobei der höchste Tagesdurchschnitt 1.200 Kubikmeter pro Sekunde beträgt.

Die Zuteilung von Wasserlizenzen beläuft sich auf etwa 1% des durchschnittlichen jährlichen Flusses des Athabasca River, obwohl die tatsächlichen Entnahmen für alle Nutzungen im Jahr 2006 etwa 0,4% betragen. Darüber hinaus setzt die Regierung von Alberta strenge Grenzen dafür, wie viel Wasser Ölsandunternehmen aus dem Athabasca River entfernen dürfen. Gemäß dem Water Management Framework für den Lower Athabasca River ist der Wasserverbrauch des Athabasca River in Zeiten mit geringem Fluss auf 1,3% des jährlichen Durchschnittsflusses begrenzt. Die Provinz Alberta prüft auch kooperative Rücknahmevereinbarungen zwischen Ölsandbetreibern.

Seit Beginn der Ölsanderschließung gab es mehrere Lecks in den Athabasca River, die ihn mit Öl und Teichwasser verunreinigten. Die unmittelbare Nähe der Tailing ponds zum Fluss erhöht die Wahrscheinlichkeit einer Kontamination durch Grundwasserleckagen drastisch. Im Jahr 1997 gab Suncor zu, dass aus ihren Absetzbecken täglich 1.600 Kubikmeter giftiges Wasser in den Fluss gelangt waren. Dieses Wasser enthält Naphthensäure, Spurenmetalle wie Quecksilber und andere Schadstoffe. Der Athabasca River ist das größte Süßwasserdelta der Welt, aber mit den undichten Sumpfbecken von Suncor und Syncrude wird die Menge an verschmutztem Wasser bis 2020 1 Milliarde Kubikmeter überschreiten.

Natürliche Giftstoffe aus Bitumen in Nord-Alberta stellen potenzielle ökologische und menschliche Gesundheitsrisiken für die in der Region lebenden Nordländer dar. Die Erschließung von Ölsanden trägt Arsen , Cadmium , Chrom , Blei , Quecksilber , Nickel und andere Metallelemente bei, die in geringen Konzentrationen giftig für die Nebenflüsse und Flüsse des Athabasca sind.

Erdgasverbrauch und Treibhausgase

Für die Verarbeitung von Bitumen zu synthetischem Rohöl wird Energie benötigt, die derzeit durch die Verbrennung von Erdgas gewonnen wird. Im Jahr 2007 verbrauchten die Ölsande etwa 1 Milliarde Kubikfuß (28.000.000 m 3 ) Erdgas pro Tag, etwa 40 % des Gesamtverbrauchs von Alberta. Basierend auf den Gaskäufen wird der Erdgasbedarf vom Canadian Energy Resource Institute mit 2,14 GJ (2,04 Tausend cu ft) pro Barrel für zyklische Dampfstimulationsprojekte , 1,08 GJ (1,03 Tausend cu ft) pro Barrel für SAGD- Projekte, 0,55 GJ ( 0,52 Tausend cu ft) pro Barrel für die Bitumengewinnung im Bergbaubetrieb ohne Veredelung oder 1,54 GJ (1,47 Tausend cu ft) pro Barrel für die Gewinnung und Veredelung im Bergbau.

Eine Studie von CERA aus dem Jahr 2009 schätzte, dass die Produktion aus Kanadas Ölsanden "über die Lebensdaueranalyse des Kraftstoffs "von der Welle bis zum Rad" etwa 5 bis 15 Prozent mehr Kohlendioxid ausstößt als durchschnittliches Rohöl. Der Autor und investigative Journalist David Strahan erklärte im selben Jahr, dass die IEA-Zahlen zeigen, dass die Kohlendioxidemissionen aus den Ölsanden um 20 % höher sind als die durchschnittlichen Emissionen aus Öl, und erklärt die Diskrepanz als Unterschied zwischen den vorgelagerten Emissionen und den Emissionen aus dem Lebenszyklus. Er fährt fort, dass ein Bericht der US-Regierung aus dem Jahr 2005 vorschlug, dass konventionelles Öl 40 kg Kohlendioxid pro Barrel freisetzt, während nicht konventionelles Öl 80 bis 115 kg Kohlendioxid freisetzt. Alberta Energy schlägt eine geringere Kohlenstofffreisetzung mit verbesserter Technologie vor, was zwischen 1990 und 2008 einen Rückgang der Emissionen um 39 % pro Barrel ergibt, jedoch zwischen 1990 und 2009 nur um 29 %.

Das prognostizierte Wachstum der Syntheseölproduktion in Alberta bedroht auch Kanadas internationale Verpflichtungen. Mit der Ratifizierung des Kyoto-Protokolls hat Kanada zugestimmt, seine Treibhausgasemissionen bis 2012 um 6 % gegenüber 1990 zu reduzieren. Im Jahr 2002 waren Kanadas gesamte Treibhausgasemissionen seit 1990 um 24 % gestiegen.

Kanada, das als achtgrößter Emittent von Treibhausgasen weltweit eingestuft wird, ist angesichts seiner Bevölkerung ein relativ großer Emittent und verfehlt seine Kyoto-Ziele. Eine große kanadische Initiative namens Integrated CO2 Network (ICO2N) fördert die Entwicklung einer groß angelegten Abscheidung, des Transports und der Speicherung von Kohlendioxid (CO 2 ), um Kanada dabei zu helfen, die Ziele des Klimawandels zu erreichen und gleichzeitig das Wirtschaftswachstum zu unterstützen. ICO2N-Mitglieder repräsentieren eine Gruppe von Branchenteilnehmern, viele Ölsandproduzenten, die einen Rahmen für die Entwicklung der Kohlenstoffabscheidung und -speicherung in Kanada bieten .

Im Oktober wurden zwei separate Betrugsklagen gegen "ExxonMobil mit den Ölsanden von Alberta" eingereicht. Eine war in New York und die zweite wurde am 24. Oktober in Massachusetts eingereicht. Die Klage in Massachusetts besagt, dass ExxonMobil Investoren irregeführt hat, indem es ihnen "fälschlicherweise" "seine riskantesten langfristigen Investitionen, einschließlich kanadischer Bitumenölsandprojekte" rechtfertigte. Das Unternehmen warnte die Investoren nicht davor, „welche Maßnahmen zum Klimawandel seine Geschäfte kosten könnten – insbesondere die in den Ölsanden“.

Tiere

In Nord-Alberta bringen Ölförderungsaktivitäten eine enorme Anzahl von Menschen in ein fragiles Ökosystem. Historisch gesehen waren die Bevölkerungszahlen für diese Region sehr niedrig. Wasser wird leicht verunreinigt, da der Grundwasserspiegel in den meisten Gebieten von Muskeg die Oberfläche erreicht . Mit der ständig zunehmenden Erschließung und Gewinnung von Ressourcen sind Wildtiere sowohl direkten als auch indirekten Auswirkungen der Umweltverschmutzung ausgesetzt. Woodland Caribou ist besonders empfindlich auf menschliche Aktivitäten, und wird als solche von ihrem bevorzugten Lebensraum während der Zeit des Jahres , wenn ihr Kalorienbedarf am größten ist weggeschoben und das Essen ist das knappste. Der Einfluss des Menschen auf das Karibu wird durch den Straßenbau und die Fragmentierung von Lebensräumen verstärkt, die das Gebiet für Hirsche und Wölfe öffnen.

Wildtiere, die in der Nähe des Athabasca-Flusses leben, wurden durch Schadstoffe, die in das Wassersystem gelangen, stark beeinträchtigt. Jedes Jahr stirbt eine unbekannte Anzahl von Vögeln. Besonders sichtbar und hart getroffen sind Zugvögel, die an Absetzbecken rasten. Es gab zahlreiche Berichte über große Entenschwärme, die in Absetzbecken landeten und kurz darauf starben. Seit den 1970er Jahren werden Daten über die Anzahl der auf Absetzbecken gefundenen Vögel aufgezeichnet.

Es hat auch einen großen Einfluss auf die Fische, die in der Gegend leben und laichen. Da sich Toxine aufgrund des Ölsandes im Fluss ansammeln, sind bizarre Mutationen, Tumore und deformierte Fischarten aufgetreten. Eine von der Gesundheitsbehörde der Region in Auftrag gegebene Studie ergab, dass mehrere bekannte Toxine und Karzinogene erhöht waren. Aborigines-Gemeinden, die rund um den Fluss leben, machen sich zunehmend Sorgen darüber, wie die Tiere, die sie essen, und ihr Trinkwasser beeinträchtigt werden.

Obwohl noch keine Verbindung zwischen den Ölsanden und Gesundheitsproblemen hergestellt wurde, sagt Matt Price von Environmental Defense, dass die Verbindung vernünftig ist. Auch Missbildungen bei Fischen und hohe Konzentrationen giftiger Stoffe bei Tieren wurden festgestellt.

Tailings Teiche

Große Mengen an Tailings sind ein Nebenprodukt der Bitumenextraktion aus den Ölsanden und die Bewirtschaftung dieser Tailings ist eine der schwierigsten Umweltherausforderungen für die Ölsandindustrie. Tailings ponds sind konstruierte Damm- und Deichsysteme, die Lösungsmittel enthalten, die beim Trennprozess verwendet werden, sowie Restbitumen, Salze und lösliche organische Verbindungen, Feinschlamm und Wasser. Die Konzentrationen von Chemikalien können für Fische schädlich sein und Öl auf der Oberfläche schädlich für Vögel. Diese Absetzbecken sollten vorübergehend sein. Ein Haupthindernis für die Überwachung von Ölsand-produzierten Wässern war die fehlende Identifizierung der einzelnen vorhandenen Verbindungen. Durch ein besseres Verständnis der Natur des hochkomplexen Gemisches von Verbindungen, einschließlich Naphthensäuren , könnte es möglich sein, Flüsse auf Sickerwasser zu überwachen und auch toxische Komponenten zu entfernen. Eine solche Identifizierung einzelner Säuren hat sich viele Jahre lang als unmöglich erwiesen, aber ein Durchbruch in der Analyse im Jahr 2011 begann zu enthüllen, was sich in den Ölsand-Tailings ponds befindet. Neunzig Prozent des Abraumwassers können für die Ölförderung wiederverwendet werden. Im Jahr 2009, als sich die Abraumhalden weiter vermehrten und die Mengen an flüssigem Abraum zunahmen, erließ das Alberta Energy Resources Conservation Board die Richtlinie 074, um Ölunternehmen zu zwingen, Abraum auf der Grundlage neuer aggressiver Kriterien zu verwalten. Die Regierung von Alberta berichtete 2013, dass Tailings ponds in den Ölsanden von Alberta eine Fläche von etwa 77 Quadratkilometern (30 Quadratmeilen) bedeckten. Das Tailings Management Framework for Mineable Oil Sands ist Teil von Albertas Progressive Reclamation Strategy für die Ölsande, um sicherzustellen, dass die Tailings so schnell wie möglich zurückgewonnen werden.

Suncor investierte 1,2 Milliarden US-Dollar in seine Tailings Reduction Operations (TROTM)-Methode, die reife Feinabfälle (MFT) aus Tailings ponds mit chemischem Flockungsmittel, einem anionischen Polyacrylamid , behandelt, das üblicherweise in Wasseraufbereitungsanlagen verwendet wird, um die Entfernung des gesamten organischen Inhalts (TOC) zu verbessern beschleunigen ihre Trocknung zu leichter wiederverwertbarem Material. Reifer Rückstand, der in Suspension von einem Teichboden ausgebaggert wurde, wurde mit einem Polymer- Flockungsmittel vermischt und über einen "Strand" mit einem flachen Grad verteilt, wo der Rückstand unter Umgebungsbedingungen entwässert und trocknete. Die getrocknete MFT kann dann an Ort und Stelle regeneriert oder zur endgültigen Rekultivierung an einen anderen Ort gebracht werden. Suncor hoffte, dass dies die Zeit für die Wasserrückgewinnung aus Abraum auf Wochen statt auf Jahre verkürzen würde , wobei das zurückgewonnene Wasser in die Ölsandanlage recycelt würde . Suncor behauptete, dass der ausgereifte Feinabraumprozess die Anzahl der Abraumbecken reduzieren und die Zeit für die Rückgewinnung eines Abraumbeckens von derzeit 40 Jahren auf 7 bis 10 Jahre verkürzen würde, wobei die Landrehabilitierung kontinuierlich 7 bis 10 Jahre nach den Bergbaubetrieben folgt. In den Berichtszeiträumen von 2010 bis 2012 verzeichnete Suncor mit dieser Technologie eine niedriger als erwartete Leistung bei der Erfassung von Geldbußen. Syncrude nutzte die ältere Composite Tailings (CT)-Technologie, um Feinanteile bei seinem Projekt Mildred Lake zu erfassen. Syncrude verzeichnete 2011/2012 eine unter den Erwartungen liegende Leistung bei der Erfassung von Geldbußen, übertraf jedoch 2010/2011 die Erwartungen. Shell verwendete die atmosphärische Feinstofftrocknungstechnologie (AFD), die "Flüssigkeitsrückstände und Flockungsmittel kombiniert und die Mischung in einem geneigten Bereich ablagert, damit das Wasser abfließen und die Ablagerung trocknen kann" und hatte eine niedriger als erwartete Feinstaubabscheidungsleistung.

Bis 2010 hatte Suncor seinen ersten Bergeteich, Pond One, in Wapisiw Lookout umgewandelt, das erste zurückgewonnene Absetzbecken im Ölsand. Im Jahr 2007 war das Gebiet ein 220 Hektar großer Teich mit giftigem Abwasser, aber einige Jahre später gab es festes Land, das mit Schwarzfichte und Zitterpappel bepflanzt war. Wapisiw Lookout machte 2011 nur ein Prozent der Tailings ponds aus, aber Pond One war 1967 der erste Abwasserteich in der Ölsandindustrie und wurde bis 1997 genutzt. Bis 2011 wurden nur 65 Quadratkilometer gereinigt und etwa ein Quadratkilometer von Alberta zertifiziert als sich selbst erhaltende natürliche Umgebung. Wapisiw Lookout ist noch nicht zertifiziert. Die Stilllegung von Pond One begann im Jahr 2007. Die jello-like Mature Fine Tails (MFT) wurden aus dem Teich gepumpt und ausgebaggert und zur langfristigen Lagerung und Behandlung in einen anderen Tailings pond umgelagert. Der MFT wurde dann durch 30 Millionen Tonnen sauberen Sand und dann Mutterboden ersetzt, der in den 1960er Jahren von der Baustelle entfernt worden war. Die 1,2 Millionen Kubikmeter (42 × 10 6  cu ft) Mutterboden über der Oberfläche, bis zu einer Tiefe von 50 cm (1 ft 8 in), wurden in Form von Hügeln und Mulden auf den Sand gelegt. Es wurde dann mit Rekultivierungspflanzen bepflanzt. ^

Im März 2012 wurde eine Allianz von Ölunternehmen namens Canada's Oil Sands Innovation Alliance (COSIA) mit dem Auftrag gegründet, Forschung und Technologie auszutauschen, um die negativen Umweltauswirkungen der Ölsandproduktion mit Schwerpunkt auf Absetzbecken, Treibhausgasen, Wasser und Land zu verringern. Nahezu das gesamte Wasser, das zur Gewinnung von Rohöl mit Dampfproduktion verwendet wird, landet in Tailings ponds. Jüngste Verbesserungen diese Methode sind Tailings Oil Recovery (TOR) Einheiten , das Öl aus dem erholen Tailings , Diluent Recovery - Units erholen Naphtha aus dem Schaum, geneigte Platte Settlers (IPS) und Scheibenzentrifugen . Dadurch können die Gewinnungsanlagen weit über 90 % des Bitumens im Sand zurückgewinnen.

Im Januar 2013 veröffentlichten Wissenschaftler der Queen's University einen Bericht, in dem die Seesedimente in der Region Athabasca in den letzten fünfzig Jahren analysiert wurden. Sie fanden heraus, dass der Gehalt an polyzyklischen aromatischen Kohlenwasserstoffen (PAK) seit Beginn der Bitumenförderung in den 1960er Jahren um das 23-Fache gestiegen war. Die Konzentrationen an krebserregenden, mutagenen und teratogenen PAK lagen deutlich über den Richtlinien des kanadischen Umweltministerrates für die Sedimentation von Seen im Jahr 1999. Das Team stellte fest, dass sich die Kontamination weiter ausbreitete als bisher angenommen.

Das Pembina Institute schlug vor, dass die enormen Investitionen vieler Unternehmen in kanadische Ölsande, die zu einer erhöhten Produktion führten, zu einem Überschuss an Bitumen führen, das keinen Platz für seine Lagerung hat. Es fügte hinzu, dass bis 2022 die Abwassermenge eines Monats zu einem 3 m tiefen giftigen Reservoir von der Größe des New Yorker Central Parks führen könnte [840,01 Acres (339,94 ha) (3,399 km 2 )].

Die Ölsandindustrie kann eine Reihe von bis zu dreißig Seen bauen, indem sie nach Beendigung der Ausgrabungen Wasser in alte Minengruben pumpt, wobei giftige Abwässer an ihrem Grund zurückbleiben und biologische Prozesse sie wieder gesund machen. Es ist kostengünstiger, verlassene Tagebaue mit Wasser statt mit Erde zu füllen. Im Jahr 2012 beschrieb die Cumulative Environmental Management Association (CEMA) End Pit Lakes (EPL) als

Ein künstlicher Wasserkörper, der sich unter der Erdoberfläche in einer nach dem Bergbau befindlichen Ölsandgrube befindet. Es kann Ölsand-Nebenproduktmaterial enthalten und wird Oberflächen- und Grundwasser aus den umliegenden aufbereiteten und ungestörten Landschaften aufnehmen. EPLs werden dauerhafte Merkmale in der endgültig zurückgewonnenen Landschaft sein und Wasser in die stromabwärts gelegene Umgebung ableiten.

—  CEMA 2012

CEMA räumte ein, dass "das Hauptanliegen das Potenzial von EPLs ist, ein Vermächtnis an Toxizität zu entwickeln und somit den Landnutzungswert der Ölsandregion in Zukunft zu verringern". Syncrude Canada plante 2013 den ersten Endgrubensee mit der Absicht, "Süßwasser über 40 Höhenmeter des Minenabwassers zu pumpen, das es in den sogenannten "Basisminensee" abgelagert hat." David Schindler argumentierte, dass keine weiteren Endgrubenseen sollten genehmigt werden, bis wir "eine gewisse Gewissheit haben, dass sie schließlich ein gesundes Ökosystem unterstützen werden". Es gibt bis heute keine "Beweise für ihre Lebensfähigkeit oder die 'modellierten' Ergebnisse, die darauf hindeuten, dass der Abfluss aus den Seen ungiftig sein wird".

Verschmutzung durch Pipeline-Verarbeitung

Auch Ölsande und insbesondere die damit verbundenen Projekte, wie der Bau einer neuen Pipeline, haben soziale Auswirkungen. Unter den Auswirkungen einer neuen Ölpipeline würden vor allem die lokalen Bevölkerungsgruppen leiden. Neben der Gefahr allgemeiner Ölverschmutzungen besteht nun auch die Gefahr des Sammelns von Nahrung durch die Verschmutzung der Felder und Gewässer. Obwohl es den meisten Menschen in diesen Gegenden nicht gut geht, wird das Geld dennoch für den Bau neuer Projekte verwendet, anstatt es für die Verbesserung der Lebensqualität dort auszugeben. Darüber hinaus würde das Hinzufügen einer neuen Pipeline zu den bereits bestehenden Ölpipelines unsere Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen erhöhen.

Im Juli 2015 verschüttete eines der größten Lecks in der kanadischen Geschichte 5.000 Kubikmeter Emulsion – etwa 5 Millionen Liter Bitumen, Sand und Abwasser – aus einer Nexen Energy- Pipeline in einer Ölsandanlage in Long Lake südlich von Fort McMurray. Die Tochtergesellschaft von Chinas automatisierten Sicherheitssystemen CNOOC Ltd. hatte den Pipelinefehler, der dazu führte, dass die Leckage eine Fläche von etwa 16.000 Quadratmetern bedeckte, vor der manuellen Inspektion nicht entdeckt. Die Alberta Energy Regulator (AER) gab bekannt, dass die Zahl der Pipeline-„Vorfälle“ in Alberta im vergangenen Jahr um 15 % gestiegen ist, trotz der gut publizierten Bemühungen der Aufsichtsbehörde, Brüche und Leckagen zu reduzieren.

Arbeits-und Gesundheitsschutz

Bei einer Explosion starb ein Arbeiter in der chinesischen Nexen Energy- Anlage in den Long Lake-Ölsanden in der Nähe von Anzac südlich von Fort McMurray Schweröl in leichteres Rohöl, in der Hauptverarbeitungsanlage der Anlage, bekannt als Upgrader.

Bevölkerung

Die Athabasca-Ölsande befinden sich im nordöstlichen Teil der kanadischen Provinz Alberta, in der Nähe der Stadt Fort McMurray. Das Gebiet ist nur dünn besiedelt und war in den späten 1950er Jahren vor allem ein Außenposten in der Wildnis von einigen Hundert Menschen, deren Hauptwirtschaftsaktivitäten Pelzfang und Salzabbau waren. Von 37.222 Einwohnern im Jahr 1996 wuchs die Boomtown Fort McMurray und die umliegende Region (bekannt als Regional Municipality of Wood Buffalo ) auf 79.810 Menschen im Jahr 2006, darunter eine "Schattenbevölkerung" von 10.442 in Arbeitslagern. Die Gemeinde hatte Mühe, Dienstleistungen und Unterkünfte für Wanderarbeiter bereitzustellen, von denen viele aus Ostkanada, insbesondere Neufundland , stammten . Fort McMurray hörte 1995 auf, eine eingetragene Stadt zu sein und ist jetzt ein städtisches Versorgungsgebiet innerhalb von Wood Buffalo.

Geschätzte Ölreserven

Laut NRCAN entfielen 2015 auf Venezuela 18 %, Saudi-Arabien 16,1 % und Kanada 10,3 % der nachgewiesenen Ölreserven der Welt.

Das Energy and Utilities Board (EUB) der Regierung von Alberta schätzte 2007, dass etwa 173 Milliarden Barrel (27,5 × 10 9  m 3 ) Rohbitumen aus den drei Ölsandgebieten von Alberta auf der Grundlage der damals aktuellen Technologie und Preisprognosen der Marktpreise 2006 von 62 US-Dollar pro Barrel für die Benchmark West Texas Intermediate (WTI) steigen auf voraussichtlich 69 US-Dollar pro Barrel. Dies entsprach etwa 10 % der geschätzten 1.700 Milliarden Barrel (270 × 10 9  m 3 ) Bitumen-in-place. Alberta schätzte, dass allein die Athabasca-Lagerstätten 35 Milliarden Barrel (5,6 × 10 9  m 3 ) tagebaufähiges Bitumen und 98 Milliarden Barrel (15,6 × 10 9  m 3 ) Bitumen enthalten, das durch in-situ- Verfahren gewonnen werden kann. Diese Schätzungen der kanadischen Reserven wurden bei ihrer ersten Veröffentlichung angezweifelt, werden aber heute von der internationalen Ölindustrie weitgehend akzeptiert. Dieses Volumen platzierte kanadische nachgewiesene Reserven weltweit an zweiter Stelle hinter denen von Saudi-Arabien. ^^^^

Syncrude's Mildred Lake-Mine und -Anlage

Nur 3% der ursprünglichen etablierten Rohbitumen Reserven sind seit der kommerziellen Produktion produziert begann im Jahre 1967 mit einer Rate von Produktion projiziert für 2015 etwa 3 Millionen Barrel pro Tag (480 × 10 3  m 3 / d), die Athabasca Ölsand - Reserven würde über 170 Jahre halten. Diese Produktionsmengen erfordern jedoch einen Zustrom von Arbeitskräften in ein bis vor kurzem weitgehend unbewohntes Gebiet. 2007 trieb dieser Bedarf im Norden Albertas die Arbeitslosenquoten in Alberta und dem angrenzenden British Columbia auf den niedrigsten Stand der Geschichte. Bis in die Atlantikprovinzen, wo Arbeiter nach Alberta gingen, sanken die Arbeitslosenquoten auf ein Niveau, das seit über hundert Jahren nicht mehr gesehen wurde. ^

Der venezolanische Standort Orinoco Oil Sands enthält möglicherweise mehr Ölsand als Athabasca. Obwohl die Orinoco-Lagerstätten weniger viskos sind und mit herkömmlichen Techniken leichter gefördert werden können (die venezolanische Regierung nennt sie lieber "Extra-Heavy Oil"), liegen sie jedoch zu tief, um durch Tagebau zugänglich zu werden.

Wirtschaft

Trotz der großen Reserven haben die Kosten für die Gewinnung des Öls aus bituminösen Sanden die Produktion der Ölsande in der Vergangenheit unrentabel gemacht – die Kosten für den Verkauf des geförderten Rohöls würden die direkten Kosten der Gewinnung nicht decken; Arbeit, um den Sand und Brennstoff abzubauen, um das Rohöl zu gewinnen.

Ölpreise 1996–2008 (nicht inflationsbereinigt)

Mitte 2006 schätzte das National Energy Board of Canada die Betriebskosten für einen neuen Bergbaubetrieb in den Athabasca-Ölsanden auf 9 bis 12 CAD pro Barrel, während die Kosten für einen SAGD- Vorgang vor Ort (mit zwei horizontalen Bohrlöchern) ) würde zwischen 10 und 14 CAD pro Barrel liegen. Dies steht im Vergleich zu den Betriebskosten für konventionelle Ölquellen, die von weniger als einem Dollar pro Barrel im Irak und Saudi-Arabien bis zu über sechs Dollar pro Barrel in den Vereinigten Staaten und Kanadas konventionellen Ölreserven reichen können.

Die Kapitalkosten der Ausrüstung, die erforderlich ist, um den Sand abzubauen und ihn zur Verarbeitung zu transportieren, sind ein wichtiger Aspekt beim Beginn der Produktion. Die NEB schätzt, dass die Kapitalkosten die Gesamtproduktionskosten auf 18 bis 20 CAD pro Barrel für einen neuen Bergbaubetrieb und auf 18 bis 22 CAD pro Barrel für einen SAGD-Betrieb erhöhen. Darin nicht enthalten sind die Kosten für die Aufwertung des Rohbitumens zu synthetischem Rohöl, wodurch die Endkosten für einen neuen Bergbaubetrieb zwischen 36 und 40 CAD pro Barrel betragen.

Obwohl hohe Rohölpreise die Produktionskosten sehr attraktiv machen, können die Produzenten durch plötzliche Preisrückgänge ihre Kapitalkosten jedoch nicht decken – obwohl die Unternehmen gut finanziert sind und lange Perioden niedriger Preise tolerieren können, da das Kapital bereits ausgegeben wurde und sie können in der Regel zusätzliche Betriebskosten decken.

Die Entwicklung einer kommerziellen Produktion wird jedoch dadurch erleichtert, dass die Explorationskosten sehr niedrig sind. Solche Kosten sind ein wichtiger Faktor bei der Beurteilung der Wirtschaftlichkeit von Bohrungen in einem traditionellen Ölfeld. Die Lage der Ölvorkommen in den Ölsanden ist gut bekannt und eine Schätzung der Förderkosten ist in der Regel leicht möglich. Es gibt keine andere Region der Welt mit Energievorkommen vergleichbarer Größenordnung, in der es weniger wahrscheinlich wäre, dass die Anlagen von einer feindlichen Regierung beschlagnahmt oder durch einen Krieg oder eine Revolution gefährdet würden .

Als Folge der Ölpreiserhöhungen seit 2003 hat sich die Wirtschaftlichkeit von Ölsanden dramatisch verbessert. Bei einem Weltmarktpreis von 50 US-Dollar pro Barrel schätzte die NEB, dass ein integrierter Bergbaubetrieb eine Zinsrendite von 16 bis 23 % erzielen würde, während ein SAGD-Betrieb eine Rendite von 16 bis 27 % erzielen würde. Die Preise sind seit 2006 gestiegen und haben Mitte 2008 145 US-Dollar überschritten, sind aber aufgrund der weltweiten Finanzkrise wieder auf unter 40 US-Dollar gefallen, der Ölpreis erholte sich langsam und viele der geplanten Projekte (voraussichtlich über 100 Mrd 2006 und 2015) wurden gestoppt oder geplant. In den Jahren 2012 und 2013 war der Ölpreis wieder hoch, aber die US-Produktion steigt aufgrund neuer Technologien, während die Benzinnachfrage sinkt, es kommt also zu einer Überproduktion an Öl. Aber die Erholung der Wirtschaft kann dies in ein paar Jahren ändern.

Gegenwärtig hat das Gebiet um Fort McMurray die stärksten Auswirkungen der erhöhten Aktivität in den Ölsanden. Obwohl es viele Arbeitsplätze gibt, ist Wohnraum knapp und teuer. Arbeitssuchende kommen oft in die Gegend, ohne eine Unterkunft zu organisieren, was die Preise für temporäre Unterkünfte in die Höhe treibt. Das Gebiet ist isoliert, mit nur einer zweispurigen Straße, dem Alberta Highway 63 , die es mit dem Rest der Provinz verbindet, und es besteht Druck auf die Regierung von Alberta, die Straßenverbindungen sowie Krankenhäuser und andere Infrastruktur zu verbessern.

Trotz aller Bemühungen der Unternehmen, möglichst viele Bauarbeiten aus der Gegend von Fort McMurray und sogar aus Alberta zu verlagern, breitet sich der Fachkräftemangel auf den Rest der Provinz aus. Auch ohne die Ölsande wäre die Wirtschaft Albertas sehr stark, aber die Entwicklung der Ölsande hat zu der stärksten Periode des Wirtschaftswachstums geführt, die jemals in einer kanadischen Provinz verzeichnet wurde.

Geopolitische Bedeutung

Die Athabasca-Ölsande sind oft ein Thema in internationalen Handelsgesprächen, wobei die Energierivalen China und die Vereinigten Staaten mit Kanada über einen größeren Anteil der schnell steigenden Produktion verhandeln. Die Produktion soll sich zwischen 2005 und 2015 vervierfachen und 4 Millionen Barrel (640.000 m 3 ) pro Tag erreichen, mit zunehmender politischer und wirtschaftlicher Bedeutung. Derzeit wird der größte Teil der Ölsandproduktion in die Vereinigten Staaten exportiert.

Zwischen PetroChina und Enbridge wurde eine Vereinbarung über den Bau einer Pipeline von 400.000 Barrel pro Tag (64.000 m 3 /d) von Edmonton , Alberta, zum Westküstenhafen Kitimat, British Columbia, unterzeichnet . Wenn sie gebaut wird, wird die Pipeline helfen, synthetisches Rohöl aus den Ölsanden nach China und anderswo im Pazifik zu exportieren. Im Jahr 2011 protestierten jedoch First Nations und Umweltgruppen gegen die geplante Pipeline und erklärten, dass ihr Bau und Betrieb die Umwelt zerstören würde. First Nations-Gruppen behaupten auch, dass die Entwicklung der geplanten Pipeline gegen die Verpflichtungen verstößt, die die kanadische Regierung durch verschiedene Verträge und die UN-Erklärung der Rechte indigener Völker eingegangen ist. Daneben wird eine kleinere Pipeline gebaut, um Kondensat zur Verdünnung des Bitumens zu importieren. Sinopec , das größte Raffinerie- und Chemieunternehmen in China, und die China National Petroleum Corporation haben Anteile an einer großen Ölsand-Erschließung gekauft oder planen den Kauf.

Am 20. August 2009 erteilte das US-Außenministerium eine Genehmigung des Präsidenten für eine Alberta Clipper Pipeline , die von Hardisty , Alberta, nach Superior, Wisconsin verlaufen wird . Die Pipeline wird bis zu 450.000 Barrel (72.000 m 3 ) Rohöl pro Tag zu Raffinerien in den USA transportieren können

Indigene Völker der Region

Zu den indigenen Völkern des Gebiets gehört die Fort McKay First Nation . Die Ölsande selbst liegen innerhalb der Grenzen des 1899 unterzeichneten Vertrags 8 , der besagt:

Es erscheint nicht wahrscheinlich, dass sich die Bedingungen des Landes auf beiden Seiten des Athabasca- und Slave-Flusses oder um den Athabasca-See so ändern werden, dass die Jagd oder das Fallenstellen beeinträchtigt wird, und man kann mit Sicherheit sagen, dass solange die Pelztiere bleiben, wird die große Masse der Indianer weiterhin jagen und fangen.

—  Vertrag 8

Wir mussten ihnen feierlich versichern, dass nur solche Gesetze über Jagd und Fischfang erlassen würden, die im Interesse der Indianer und zum Schutz der Fische und Pelztiere für notwendig befunden wurden, und dass sie ebenso frei sein würden jagen und fischen nach dem Vertrag, als ob sie ihn nie geschlossen hätten. ... Es ist nicht wahrscheinlich, dass sich die Bedingungen des Landes auf beiden Seiten des Athabasca- und Slave-Flusses oder um den Athabasca-See so ändern werden, dass die Jagd oder das Fallenstellen beeinträchtigt wird, und man kann mit Sicherheit sagen, dass solange das Fell -tragende Tiere bleiben, wird der Großteil der Indianer weiterhin jagen und fangen.

—  The Honourable Clifford Sifton, Superintendent General of Indian Affairs, Report of Commissioners for Treaty No. 8, Winnipeg, Manitoba, 22. September 1899

Die Fort McKay First Nation hat mehrere Unternehmen gegründet, um die Ölsandindustrie zu bedienen und wird auf ihrem Territorium eine Mine entwickeln. Die in der First Nation verbleibende Opposition konzentriert sich auf Umweltverantwortung, Landrechte und Gesundheitsprobleme, wie erhöhte Krebsraten in Fort Chipewyan und deformierte Fische, die von kommerziellen Fischern im Lake Athabasca gefunden wurden. Archiviert 2010-09-19 bei der Wayback Machine

Das Alberta Cancer Board veröffentlichte 2009 eine Studie über die Krebsraten der Einwohner von Fort Chipewyan, Alberta. Während viele Unternehmen argumentieren, dass aufgrund der Entwicklung des Ölsands nicht genügend Chemikalien und giftige Stoffe im Wasser enthalten sind, weist dieser Bericht darauf hin Zufälligerweise gibt es in dieser Gemeinschaft eine signifikant höhere Krebsrate. Es gab viele Spekulationen darüber, warum es in dieser Gemeinde eine höhere Krebsrate gibt; Einige dieser Spekulationen sind Kontaminationen mit dem Fluss und den Ölsanden sowie der derzeit im Gange befindliche Uranabbau. In diesem Gebiet sowie entlang des Athabasca River wird die weltweit größte Uranproduktion gefördert, was eine leichte Kontamination des Flusses ermöglicht.

Auswirkungen der Ölsand- und Pipeline-Entwicklung auf indigene Gruppen

Die Entwicklung von Pipelines birgt erhebliche Risiken für die kulturelle, soziale und wirtschaftliche Lebensweise der indigenen Bevölkerung Kanadas. In der Vergangenheit haben sich viele indigene Gruppen aus zwei Hauptgründen gegen die Entwicklung von Pipelines ausgesprochen: 1) die inhärenten Umweltrisiken, die mit dem Transport schädlicher Öl- und Gasprodukte verbunden sind, und 2) das Versäumnis der Bundesregierung, die Bedenken der indigenen Gruppen in Bezug auf die Ressourcenentwicklung in Bezug auf die Ressourcenentwicklung angemessen zu berücksichtigen und zu mildern ihre Ländereien. Zum Beispiel sind viele indigene Gruppen für ihr Überleben stark von der lokalen Tierwelt und Vegetation abhängig. Die erhöhte Ölproduktion in Kanada erfordert einen größeren Öltransport durch ihr traditionelles Land, was das Überleben und die traditionelle Lebensweise indigener Gruppen sowie die Sicherheit und Erhaltung der umliegenden Ökosysteme ernsthaft gefährdet. Außerdem haben die First Nations in Alberta besondere Aufmerksamkeit auf die gesundheitsschädlichen Auswirkungen von Ölsandemissionen gelenkt und behauptet, dass die Wasserqualitätstests auf bestimmte Chemikalien (Schwermetalle) unzureichend waren.

Abgesehen von Umweltbedenken haben sich viele indigene Gruppen aufgrund unzureichender Konsultationsverfahren der Bundesregierung gegen die Entwicklung von Pipelines gewehrt. Gemäß Abschnitt 35 des kanadischen Verfassungsgesetzes wird indigenen Völkern in Kanada das Recht auf sinnvolle Konsultation und Unterbringung garantiert, wenn die Krone die Ressourcenerschließung auf ihrem Land erwägt – siehe Konsultationspflicht . Durch eine Reihe von Urteilen des Obersten Gerichtshofs von Kanada und politischen Protesten indigener Völker (siehe unter anderem Haida Nation gegen British Columbia [Minister of Forests] , Taku River Tlingit First Nation gegen British Columbia und Tsilhqot'in Nation gegen British Columbia ). , haben die Gerichte versucht, die Beratungspflichten der Krone weiter zu definieren und indigenen traditionellen Territorien und Rechten in Bezug auf die Ressourcenentwicklung rechtliche Anerkennung zu verleihen.

Im Gegensatz dazu bietet die Erschließung von Ölsanden auch viele positive Auswirkungen und Chancen für indigene Gruppen, insbesondere in Westkanada. Tatsächlich hat die Beteiligung der First Nations im Energiesektor in den letzten zwei Jahrzehnten dramatisch zugenommen, von Beschäftigungs- und Geschäftsmöglichkeiten bis hin zu Projektgenehmigungsverfahren und Umweltbewertungen. Eine verstärkte Beteiligung der indigenen Bevölkerung wurde durch zahlreiche Kooperationsvereinbarungen mit der Industrie gefördert, typischerweise in Form von Impact Benefit Agreements (IBAs), die nicht nur Beschäftigung und Geschäftsvorhaben, sondern auch Berufsausbildung und Gemeinschaftsleistungen vorsehen. Die verstärkte Beteiligung am Energiesektor hat viele indigene Gruppen befähigt, durch Verhandlungen über Eigentumsanteile an geplanten Pipelines und Bitumenspeicherprojekten auf eine breitere Beteiligung zu drängen. Das vielleicht beste Beispiel für eine solche Partnerschaft in Alberta ist die Vereinbarung zwischen Suncor und Fort McKay und den Mikisew Cree First Nations . Die beiden First Nations erwarben einen Anteil von 49 % an der East Tank Farm Development von Suncor mit Anteilen im Wert von etwa 500 Millionen US-Dollar, was dies zur bisher größten Geschäftsinvestition eines First Nation-Unternehmens in Kanada macht.

Die Unterstützung für die Ressourcenerschließung und der Wunsch nach direkter Beteiligung wird durch die von den First Nations geführte Pipeline und den Energiekorridor von Eagle Spirit Energy Holding Ltd Alaska, um das Tankerverbot in BC zu umgehen). Das Projekt hat sich die Unterstützung von 35 First Nations entlang der vorgeschlagenen Route gesichert; die Bänder haben im Austausch für die Landnutzung Anspruch auf mindestens 35 % des Eigentums.

Ölsandfirmen

Geplanter Bergbaubetrieb Ölförderung durch verschiedene Unternehmen. Daten aus der Tabelle unten.

Derzeit gibt es in dem Gebiet drei große Ölsandabbaubetriebe, die von Syncrude Canada Limited, Suncor Energy und Albian Sands im Besitz von Shell Canada, Chevron und Marathon Oil Corp.

Zu den wichtigsten produzierenden oder geplanten Entwicklungen in den Athabasca Oil Sands gehören die folgenden Projekte:

  • Die Minen Steepbank und Millennium von Suncor Energy produzieren derzeit 263.000 Barrel pro Tag (41.800 m 3 /d) und das In-situ-Projekt Firebag produziert 35.000 bbl/d (5.600 m 3 /d).
  • Die Minen Mildred Lake und Aurora von Syncrude können derzeit 360.000 bbl/d (57.000 m 3 /d) produzieren.
  • Shell Canada betreibt derzeit seine Muskeg River Mine mit einer Produktion von 155.000 bbl/d (24.600 m 3 /d) und den Scotford Upgrader in Fort Saskatchewan , Alberta .
  • Das in-situ-SAGD-Projekt Long Lake von Nexen produziert derzeit 70.000 bbl/d (11.000 m 3 /d).
  • Die Tochtergesellschaft von Total SA , Deer Creek Energy, betrieb ein SAGD-Projekt auf ihrem Pachtgebiet Joslyn, das 10.000 bbl/d (1.600 m 3 /d) produzierte. Es beabsichtigte, seine Mine bis 2010 zu bauen, um seine Produktion um 100.000 bbl/d (16.000 m 3 /d) zu erhöhen , dies war jedoch bis Mai 2014 nicht erfolgt, als das Unternehmen das Projekt auf Eis legte, während es die Wirtschaftlichkeit des Projekts überprüfte.
Bergbauprojekte (2021)
Operator Projekt Phase Kapazität Anlaufen Regulatorischer Status
Albian Sands Jackpine 1A 100.000 bbl/d (16.000 m 3 /d) 2010 Betriebs
  1B 100.000 bbl/d (16.000 m 3 /d) noch offen Zugelassen
  2 100.000 bbl/d (16.000 m 3 /d) noch offen Zugelassen
Muskeg-Fluss Bestehende 175.000 bbl/d (27.800 m 3 /d) 2002 Betriebs
  Erweiterung 115.000 bbl/d (18.300 m 3 /d) noch offen Zugelassen
Kanadische natürliche Ressourcen Horizont 1 135.000 bbl/d (21.500 m 3 /d) 2009 Betriebs
  2A 12.000 bbl/d (1.900 m 3 /d) 2014 Betriebs
  2B 45.000 bbl/d (7.200 m 3 /d) 2016 Betriebs
  3 80.000 bbl/d (13.000 m 3 /d) 2017 Betriebs
Horizont Süd Erweiterung 95.000 bbl/d (15.100 m 3 /d) 2022 Zugelassen
Nördliche Grube 2031 Angekündigt
Pierre-Fluss 1 100.000 bbl/d (16.000 m 3 /d) noch offen Zugelassen
  2 100.000 bbl/d (16.000 m 3 /d) noch offen Zugelassen
Imperiales Öl Kearl 1 120.000 bbl/d (19.000 m 3 /d) 2013 Betriebs
  2 120.000 bbl/d (19.000 m 3 /d) 2015 Betriebs
  3 80.000 bbl/d (13.000 m 3 /d) noch offen Zugelassen
  Engpass 45.000 bbl/d (7.200 m 3 /d) noch offen Zugelassen
Suncor-Energie Basispflanze 130.000 bbl/d (21.000 m 3 /d) 1967 Erschöpft
  Engpass 4.000 Barrel/Tag (640 m 3 /Tag) 2007 Betriebs
  Erweiterung 150.000 bbl/d (24.000 m 3 /d) 2011 Betriebs
Jahrtausend   294.000 bbl/d (46.700 m 3 /d) 2001 Betriebs
  Engpass 23.000 bbl/d (3.700 m 3 /d) 2008 Betriebs
  Erweiterung 225.000 bbl/d (35.800 m 3 /d) 2030 Angekündigt
Fort Hills 1 165.000 bbl/d (26.200 m 3 /d) 2018 Betriebs
  Engpass 20.000 bbl/d (3.200 m 3 /d) noch offen Zugelassen
Voyageur Süd 1 250.000 bbl/d (40.000 m 3 /d) noch offen Zugelassen
Syncrude Mildred-See 150.000 bbl/d (24.000 m 3 /d) 1978 Betriebs
Aurora Nord 1 225.000 bbl/d (35.800 m 3 /d) 2001 Betriebs
  2 116.300 bbl/d (18.490 m 3 /d) 2006 Betriebs
  3 184.000 bbl/d (29.300 m 3 /d) 2023 Zugelassen
Aurora Süd 1 100.000 bbl/d (16.000 m 3 /d) noch offen Angekündigt
  2 10.000 bbl/d (1.600 m 3 /d) noch offen Angekündigt
Synenco-Energie Nordlichter 1 160.000 bbl/d (25.000 m 3 /d) Abgesagt
Gesamt-SA Joslyn Nord 1 100.000 bbl/d (16.000 m 3 /d) Abgesagt
UTS/ Teck Cominco Tagundnachtgleiche Miete 14 50.000 bbl/d (7.900 m 3 /d) noch offen Angekündigt
Grenze 1 100.000 bbl/d (16.000 m 3 /d) Abgesagt

Gericht ordnete Sanktionen an

Wegen unsachgemäßer Wasserableitung in den Jahren 2008/2009 wurde Statoil Canada Ltd. 2012 verurteilt, eine Geldstrafe von 5000 US-Dollar zu zahlen und 185.000 US-Dollar für ein Schulungsprojekt bereitzustellen (Das Urteil wurde vom Provinzgericht Alberta , Criminal Division) gefällt.

Siehe auch

Anmerkungen

Verweise

Weiterlesen

Videomaterial

  • Schmutziges Öl . Dokumentarfilm von Leslie Iwerks, 2009
  • H2Öl . Dokumentarfilm von Shannon Walsh , 2009
  • Tar Sands – Canada for Sale Dokumentarfilm von Tom Radford , 2008
  • Menschen & Macht – Albertas Ölsand . Al Jazeera Englisch , 2008
  • Riz Khan – Kanadas schmutziges Öl . Al Jazeera Englisch , 2009
  • 60 Minuten – Die Alberta Oil Sands . CBS , 22. Januar 2006
  • Bis zum letzten Tropfen . Dokumentarfilm von Tom Radford über die Auswirkungen auf lokale Gemeinschaften, ausgestrahlt in der Sendung Witness von Al Jazeera English , 2011
  • Die Ölsande von Alberta . Regierung of Alberta Dokumentarfilm, 2009

Externe Links