Uljni pijesak

Ulje pijesaka, katranski pijesak ili, više tehnički, bitumenski pijesak, su vrsta nekonvencionalne naftne depozita .

Ulje pijesaka su ili labave pijeska ili djelomično konsolidirane pješčenjaka sadrži mješavinu prirodno prisutnu količinu pijeska , gline i vode, zasićena s gustom i vrlo viskozne obliku nafte tehnički tekstu bitumen (ili kolokvijalno kao katran zbog njegove površno slične pojave) . [1] [2] prirodnog bitumena depoziti iskazuju se u mnogim zemljama, ali posebno se nalaze u iznimno velikim količinama u Kanadi . [3] [4] Drugi veliki rezerve se nalaze u Kazahstanu i Rusiji . Procijenjeni su depoziti u svijetu nafte više od 2 bilijuna barela (320 milijardi kubičnih metara); [5] procjene uključuju depozite koji nisu otkriveni. Dokazane rezerve bitumena sadrže oko 100 milijardi barela, [6] a ukupne rezerve prirodnog bitumena procjenjuju se na 249.67 Gbbl (39,694 × 10 9 m 3) diljem svijeta, od čega 176,8 Gbbl (28.11 × 10 9 m 3) ili 70,8 %, su u Alberti, Kanada. [3]

Pijesak rezerve nafte su tek nedavno [ kada? ] Smatra da se dio svjetskih rezervi nafte , kao i viših cijena nafte i nove tehnologije omogućuju profitabilno eksploataciju i preradu. Ulje proizvedeno iz bitumenskih pijesaka se često naziva i nekonvencionalnim nafte ili sirove bitumena, kako bi se razlikovala od tekućih ugljikovodika proizvedenih od tradicionalnih naftnim bušotinama .

Sirovi bitumen koji se nalaze u kanadskom bitumenskog pijeska je opisan od strane National Energy odbora Kanade kao "visoko viskozne smjese ugljikovodika koji teže od pentanima koji u svom prirodnom stanju, obično nije nadoknadiva na komercijalnoj stopi kroz dobro jer je pregusta teći. " [7] Sirova bitumen je gusta, ljepljiva oblik sirove nafte, tako teška i viskozna (debljine) da ne curi, osim ako grije ili razrijeđen s lakšim ugljikovodika kao što su svjetlo sirove nafte ili prirodnog plina kondenzata , Na sobnoj temperaturi, to je slično kao hladne melase . [8] World Energy Council (WEC) definira prirodnog bitumena kao "ulje čija je viskoznost veća od 10.000 centipoise pod uvjetima spremnika i API težinu manju od 10 ° API". [ 9] the Orinoco pojas u Venezueli se ponekad opisuje kao bitumenskog pijeska, ali ovi depoziti nisu bitumenski, pada umjesto u kategoriju teških ili ekstra teške nafte zbog manjeg viskoziteta. [10] Prirodni bitumen i extra-heavy nafte razlikuju po stupnju kojim su razgrađeni iz izvornih konvencionalnih ulja pomoću bakterija . Prema WEC, iznimno teško ulje ima "težinu manju od 10 ° API i viskoznosti rezervoara od ne više od 10.000 centipoisa". [9]

Prema studiji naručio Vlade Alberta i izvodi Jacobs Engineering Group , emisije iz nafte pijeska sirove nafte su 12% veće nego iz konvencionalnih ulja. [11]Povijest [ uredi ]

Vidi također: Povijest naftne industrije u Kanadi (ulje pijesaka i gusto ulje)

Iskorištavanje bitumenskih naslaga i dospije datira paleolitskih vremena. [12] Najstarija poznata upotreba bitumena je od neandertalaca , prije nekih 40.000 godina. Bitumen je utvrđeno držeći se kamenim oruđem koriste neandertalaca na mjestima u Siriji. Nakon dolaska Homo sapiensa , ljudi koriste bitumen za izgradnju objekata i hidroizolacija trske brodova , među ostalim koristi. U starom Egiptu, upotreba bitumena je važno u pripremi egipatskih mumija. [13]

U davna vremena, bitumen je prvenstveno mezopotamski roba koristi od strane Sumerana i Babilonaca , iako je pronađen u Levantu i Perzije . Područje uz Tigrisa i Eufrata je puna stotina čistih bitumena seepages. Mezopotamijaca koristili bitumen za brtvljenje brodova i zgrade. U Europi su se u velikoj mjeri minirano blizini francuskom gradu Pechelbronn , gdje je proces odvajanje pare je bio u upotrebi u 1742. [14] [15]

Nomenklatura [ uredi ]

Ime terpijesak je primijenjena na bitumenskih pijesaka u kasnom 19. i početkom 20. stoljeća. [ Citat potreban ] Ljudi koji su vidjeli bitumenskog pijeska u tom periodu bili su upoznati s velikim količinama katrana ostatka proizvedenih u urbanim sredinama kao nusproizvod od proizvodnja ugljena plina za prostorno grijanje i rasvjetu. [16] riječ " katran " za opisivanje tih prirodnog bitumena depozite stvarno pogrešan naziv, jer je kemijski gledano, katran je ljudski-made tvar proizvedena u destruktivnom destilacijom od organskog materijala obično ugljena . [17]

Od tada, ugljen plin je gotovo u potpunosti zamijenjen je prirodni plin kao gorivo, a katran kao materijal za popločavanje cesta je zamijenjen naftni proizvod asfalta . Prirodno nastali bitumen je kemijski sličan asfalta nego katran, a izraz pijesak ulja (ili oilsands) je više uobičajeno koriste industrije u proizvodnim područjima od terpijesak jer sintetičko ulje se proizvodi od bitumena, [17] , a zbog na osjećaj da je terminologija terpijesak je manje politički prihvatljivo za javnost. [18] bitumenskog pijeska sada su alternativa konvencionalnim sirove nafte. [19]

Rani istraživači [ uredi ]

U Kanadi, prva zemlja narodi koristili bitumen iz seeps duž athabasca i Clearwater Rijeke za hidroizolaciju svojim breza kore kanuima iz ranih prapovijesti. Kanadski ulje pijesaka prvo postala poznata Europljana 1719. kada je Cree rodom imenom Wa-Pa-Su donio uzorak Hudsons Bay Company krzna trgovac Henry Kelsey , koji je sve to prokomentirao u svojim časopisima. trgovac Krzno Peter Ribnjak veslali niz rijeku Clearwater da Athabasca 1778, vidio depozita i pisao o "izvorima bitumena koje teku po zemlji." U 1787, krzno trgovac i istraživač Alexander MacKenzie na putu prema Arktičkom oceanu ugledao ulje pijesaka Athabasca, a komentirao je: "Na oko 24 milja od tanjura (od athabasca i Clearwater rijeke) su neke bitumenska fontane u kojoj je stup 20 stopa dug može se umetnuti i bez najmanjeg otpora. " [20]

Pioniri [ uredi ]

Komercijalne mogućnosti kanadskog golemih naftnih pijesaka ostvareni su rano kanadske vlade istraživača. U 1884, Robert Bell iz Geological Survey Kanade komentirao, "Obala Athabasca bi se dobilo još nepregledne zalihe goriva ... materijal javlja u takvim ogromnim količinama koje profitabilan način vađenja nafte ... može se naći" , Godine 1915., Sidney rod Savezne mina Branch je eksperimentirao s tehnikama razdvajanja i koristi materijal za asfaltiranje 600 stopa (200 m) od ceste u Edmonton, kao i na drugim mjestima. Godine 1920., kemičar Karl Clark od Alberta istraživačkog vijeća započeo eksperimentiranje s metodama za izdvajanje bitumena od pijeska nafte i, u 1928, on je patentirao prvi komercijalni proces vruće odvajanje vode. [21]

Poslovni razvoj je počeo 1923. godine kada je poduzetnik Robert Fitzsimmons započeo bušenje bušotina na Bitumount, sjeverno od Fort McMurray , ali dobiva razočaravajuće rezultate s konvencionalnim bušenja. Godine 1927. osnovao je Međunarodni bitumena tvrtke i 1930. godine izgradili malu tvornicu za odvajanje tople vode na temelju Clark dizajn. On je izradio oko 300 barela (50 m3) bitumena u 1930., a dostavljaju po teglenica i željeznicom do Edmontonu. Bitumen iz rudnika imao brojne koristi, ali većina je bila korištena za hidroizolaciju krovova. Troškovi su previsoki i Fitzsimmons bankrotirao. Godine 1941. tvrtka je preimenovana bitumenskog pijeska Limited i pokušao izgladiti tehničkih problema, ali nikada nije bila vrlo uspješna. To je prošao kroz nekoliko promjena vlasništva, a 1958. zatvoren zauvijek. Godine 1974. Bitumount postao Alberta provincijal povijesni lokalitet.

Godine 1930. poduzetnik Max Ball formirana kanadski naftni pijesak proizvoda, Ltd, koji je kasnije postao Abasand ulja. On je izgradio postrojenje za odvajanje sposoban za rukovanje 250 tona bitumenskog pijeska po danu, koji je otvoren 1936. godine i proizvedenih u prosjeku 200 barela dnevno (30 m 3 / d) ulja. Biljka izgorjelo je krajem 1941. godine, ali je obnovljena 1942. godine s još većim kapacitetom. Godine 1943. kanadska vlada preuzela kontrolu postrojenja Abasand pod rata Mjere Zakon i planira proširiti ga i dalje. Međutim, u 1945. tvornica izgorjela opet, a 1946. godine kanadska vlada odbacila projekt, jer je potreba za gorivo je smanjena s kraja rata. Abasand stranica je također Alberta povijesni lokalitet. [21]

Geologija [ uredi ]

Vidi također: Nafta Geologija , rezerve nafte u Kanadi , a rezerve nafte u Venecueli

Najveći svjetski ulje pijesaka u Venezueli i Kanadi. Geologiju depozita u dvije zemlje je uglavnom prilično slični. Oni su ogromne teško ulje , ekstra teška ulja i / ili bitumenske depoziti s uljem teži od 20 ° API, našao u velikoj mjeri u nekonsolidiranim pješčenjaka sa sličnim svojstvima. "Nekonsolidirani" u ovom kontekstu znači da je pijesak imaju visoku poroznost, nema značajne povezanosti i vlačnu čvrstoću blizu nule. Pijesak su zasićene s uljem koje ih je spriječeno konsolidiranja u tvrdom pješčenjaka. [22]

Veličina resursa [ uredi ]

Vidi također: Popis zemalja od strane dokazanih rezervi nafte

Magnituda sredstava u ove dvije zemlje je reda od 3,5 do 4 trilijuna barela (550 do 650 milijardi kubičnih metara) od izvorne ulja na mjestu (OOIP). Ulje na mjestu nije nužno rezerve nafte , a iznos koji se može proizvesti ovisi o tehnološkom razvoju . Rapid tehnološki razvoj u Kanadi u razdoblju od 1985-2000 rezultiralo tehnikama kao što su parna uz pomoć gravitacije odvodnje (SAGD) koji može oporaviti mnogo veći postotak OOIP od konvencionalnih metoda. Alberta Vlada procjenjuje da je s trenutnom tehnologijom, 10% od bitumena i teške nafte mogu se vratiti, što će mu dati oko 200 milijardi barela (32 milijarde m3) za rezervama nafte. Venecuela procjenjuje nadoknadivi ulje na 267 milijardi barela (42 milijarde m3). [22] Ovo stavlja Kanada i Venecuela u istoj ligi kao i Saudijske Arabije, koja ima tri najveće rezerve nafte u svijetu .

Kanada [ uredi ]

Vidi također: Western Canadian sedimenata Save § ulje pijesaka

Ulje pijesaka zapadne kanadske taložnih bazena (WCSB) nastali kao rezultat formiranja kanadskih Stjenjaka do pacifičke ploče overthrusting preko Sjevernoamerička ploča kao što je gurnuo sa zapada, noseći nekada veliki otok lance koji sada sastaviti većinu British Columbia . Sudar komprimirani Alberta ravnice i podigao Rockies preko ravnice, formiranje kanadski Rockies . Ovaj proces planina zgrada pokopali sedimentne stijene slojeva koji se zasniva većina Alberta vrlo dubok , stvaranje visoke temperature ispod površine, a proizvodeći ogromnu ekspres lonac koji konvertira kerogena u duboko zakopanih organsko-bogatih škriljaca do svjetlosne nafte i prirodnog plina. [22] [23] Ove Matične stijene bile su slične američke tzv uljnih škriljaca , osim potonji nikada nisu bili pokopani dovoljno duboko da se pretvori u kerogena u njima u tekućem ulja.

Overthrusting također naginje ranje krede sedimentne stijene na kojima se temelji većina pod-površine Alberta, depresivan je stijene u jugozapadnom Alberta do 8 km (5 milja) duboko u blizini Rockies, ali nula dubine na sjeveroistoku, gdje je oni stegnut se protiv magmatskih stijena iz kanadski štit , koji izdanaka na površini. Ovaj nagibni nije vidljiva na površini, jer je rezultiralo jarak je popunjava erodiranog materijala iz planina. Svjetlo ulje premješten up-dip preko hidro-dinamičkom prijevozom od Stjenjaka na jugozapadu prema Kanadski štit na sjeveroistoku nakon složenog prije krede nesuglasnosti koja postoji u postrojbi pod Alberta. Ukupna udaljenost migracije ulja jugozapad sjeveroistok je oko 500 do 700 km (300 - 400 ml). Na plitkim dubinama sedimentne formacije na sjeveroistoku, masivan mikrobni biorazgradnje kao ulje prilazi površina izazvao je ulje postalo vrlo viskozna i nepokretan. Gotovo sve preostale nafte nalazi se na krajnjem sjeveru Alberta, u srednjem krede (115 milijuna godina starosti) pijeska mulj škriljca depozita overlain debelim škriljaca, iako su velike količine teške nafte lakše od bitumena u teškom ulje pojas uz granicu Alberta-Saskatchewan, koja se širi u Saskatchewan i približavanje granice Montana. Imajte na umu da, iako uz Alberta, Saskatchewan nema masivne naslage bitumena, samo velike akumulacije teških ulja> 10 ° API. [22] [23]

Najveći kanadski ulje pijesaka pologa, Naftna polja Athabasca je u McMurray formacije , usmjeren na gradu Fort McMurray, Alberta . To izdancima na površini (nula dubina ukopa) oko 50 km (30 milja) sjeverno od Fort McMurray, gdje su uspostavljena ogromne bitumenskog pijeska mina, ali je 400 m (1300 ft) duboko jugoistočno od Fort McMurray. Samo 3% površine ulje pijesaka koji sadrži oko 20% nadoknadivog ulja može proizvesti površinskim kopovima , tako da preostalih 80% će morati biti proizvedena pomoću in-situ bunara. Ostali Kanadski depoziti su između 350 do 900 m (1.000 do 3.000 ft) duboko i zahtijevat će proizvodnju u situ. [22] [23]

Venecuela [ uredi ]

Ovaj odjeljak ne navode nikakve izvore . Molim pomoć poboljšati ovaj odjeljak dodavanjem citata na pouzdane izvore . Unsourced materijala svibanj biti izazvan i uklonjen . (Svibanj 2014) ( Saznajte kako i kada ukloniti ovaj predložak poruku )

The Eastern Venezuelanski Save ima strukturu sličnu WCSB, ali na kraće razmjera. Udaljenost ulje je premješten up-dip od Sierra Orientale planine ispred na Orinoco bitumenskog pijeska gdje se uzimaju iz protiv magmatskim stijenama Gvajana štit je samo oko 200 do 300 km (100 do 200 ml). Hidrodinamičkih uvjeta transporta nafte bile su slične, izvor stijene zakopani duboko rastom planinama Sierra Orientale proizvedeno svjetlo ulje koje se popela dnom prema jugu dok se postupno je imobilizirana zbog povećanja viskoznosti uzrokovane biodgradation blizu površine. Orinoco depoziti su rano tercijarnog (od 50 do 60 milijuna godina), pijesak mulj škriljca sekvence overlain stalnim debelim škriljaca, baš kao i kanadskim depozita.

U Venezueli su Orinoco pojas ulje pijesaka u rasponu od 350 do 1000 m (1000 do 3000 ft) dubokih i nema površinskih ležišta postoji. Depozit je oko 500 km (300 milja) dugo istok-to-zapad i 50 do 60 km (30 do 40 ml) širine sjeverno-na-jugu, a još manje od zbroja područja koje pokriva kanadske depozita. Općenito, kanadski naslage nalaze se na mnogo širem prostoru, imaju širi spektar svojstava, i imaju širi spektar tipova sa spremnikom od onih venecuelanski, ali su geološke strukture i mehanizmi uključeni su slični. Glavne razlike je da je ulje u pijesak u Venezueli je manje viskozne nego u Kanadi, omogućujući nešto od toga biti proizvedena konvencionalnim tehnikama bušenja, ali ništa od toga pristupa površinu kao u Kanadi, što znači da ništa od toga se može proizvesti površina rudarstvo. Kanadski depoziti će gotovo svi moraju biti proizvedeni od strane rudarstvo ili pomoću nove nekonvencionalne tehnike.

Veliki depoziti [ uredi ]

Postoje brojni depoziti bitumenskog pijeska u svijetu, ali je najveći i najvažniji su u Kanadi i Venezueli , s manje depozita u Kazahstanu i Rusiji . Ukupni volumen nekonvencionalnog nafte u naftnim pijescima tih zemalja prelazi zalihe konvencionalne nafte u svim drugim zemljama zajedno. Ogromni depoziti bitumena - više od 350 milijardi kubičnih metara (2,2 bilijuna barela) od ulja na mjestu - postoje u kanadskom pokrajinama Alberta i Saskatchewan . Ako je samo 30% tog ulja mogu se izdvojiti, to bi mogao napajati cijeli potrebe Sjevernoj Americi već više od 100 godina. Ove naslage predstavljaju bogat uljem, ali nije jeftino ulje. Oni zahtijevaju napredne tehnologije za izdvajanje ulja i transport ga rafinerijama nafte . [24]

Većina kanadskih naftnih pijesaka su u tri glavne uloge u sjevernom Alberta . Oni su Athabasca-Wabiskaw ulje pijesaka u sjevernoj sjeveroistočna Alberta, Cold Lake depozita istočnoj sjeveroistočnom Alberta, i rijeke mir depoziti sjeverozapadnom Alberta. Između njih, oni pokrivaju više od 140.000 kvadratnih kilometara (54.000 kvadratnih milja) -an površine veće od Engleske -i sadrži oko 1,75 Tbbl (280 × 10 9 m 3) sirovih bitumena u njima. Oko 10% od ulja na mjestu , ili 173 Gbbl (27,5 × 10 9 m 3), procjenjuje se od strane vlade Alberta da će se moći u tekućim cijenama, koristeći trenutnu tehnologiju, što iznosi 97% od kanadskih naftnih rezervi i 75% od ukupnog broja sjevernoameričkih naftnih rezervi. [4] Iako je Athabasca depozit je jedina u svijetu koja ima područja dovoljno plitko da mine od površine, sva tri Alberta područja su pogodna za proizvodnju pomoću in-situ metode, kao što su ciklički stimulacija pare (CSS) i parne uz pomoć gravitacije drenaža (SAGD).

Athabasca [ uredi ]

Ovaj odjeljak ne navode nikakve izvore . Molim pomoć poboljšati ovaj odjeljak dodavanjem citata na pouzdane izvore . Unsourced materijala svibanj biti izazvan i uklonjen . (Svibanj 2014) ( Saznajte kako i kada ukloniti ovaj predložak poruku )

Glavni članak: Naftna polja Athabasca

Vidi također: Wabasca ulje pijesaka

Grad Fort McMurray na obalama rijeke athabasca

Ulje pijesaka athabasca leže duž rijeke athabasca i najveća prirodna bitumena polog u svijetu, koja sadrži oko 80% od Alberta ukupno, a jedini pogodni za površinskim kopovima . S modernim nekonvencionalnim tehnologije proizvodnje nafte, barem 10% tih depozita, ili oko 170 Gbbl (27 × 10 9 m 3) Smatra se da su ekonomski nadoknaditi, što Kanade ukupne dokazane rezerve treći po veličini u svijetu, nakon što je Saudijska Arabija 's konvencionalne nafte i Venezueli ulje pijesaka Orinoco .

Ulje pijesaka athabasca su manje ili više okupljenih oko daljinskog sjevernom gradu Fort McMurray . Oni su daleko najveći polaganja bitumena u Kanadi, vjerojatno sadrži više od 150 milijardi kubičnih metara (900 milijardi barela) od ulja na mjestu . Bitumen je vrlo viskozna i često je gušći od vode (10 ° API i 1000 kg / m3). Ulje zasićena pijesaka u rasponu od 15 do 65 metara (49 do 213 ft) gusta na mjestima, a zasićenje ulja u naftom bogatog područja je na red od 90% bitumena po težini. [24]

Rijeka Athabasca reže kroz srce depozita, a tragovi teških ulja lako se promatraju kao crne mrlje na obalu rijeke. Od dijelovi athabasca pijesaka su dovoljno plitko da se površinski eksploatacionih, oni su bili ti najraniji za vidjeti razvoj. Povijesno gledano , bitumen koristio autohtonih Cree i Dene aboridžinske naroda za hidroizolaciju svojim kanuima. Ulje pijesaka athabasca prvi put došao na pozornost europskih krzna trgovaca u 1719. kada je Wa-pa-su, A Cree trgovac, donio uzorak bitumenskih pijesaka do Hudson Bay Company post na York Factory na Hudson Bay .

Pijesak nafte na obalama Athabasca rijeke, c. 1900

U 1778., Peter Ribnjak , trgovac krznom za suparnika North West Company , bio je prvi Europljanin koji je vide athabasca naslage. U 1788, krzno trgovac i istraživač Alexander Mackenzie iz Hudson Bay Company, koji je kasnije otkrio rijeke Mackenzie i rute za obje Arktika i Tihom oceanu, opisao je pijesak nafte u velikoj detalj. On je rekao: "U oko 24 milja (39 km) od tanjura (od athabasca i Clearwater rijeke) su neke bitumenska fontane u kojoj je pol 20 stopa (6,1 m) dugo se može umetnuti i bez najmanjeg otpora. Bitumen je u tekućem stanju i kada je pomiješana s guma, smolasti tvari prikupljaju od smreke jele, on služi za gume Indijanci 'kanui. "

1883. godine, GC Hoffman Geological Survey Kanade pokušao odvajanja bitumena od nafte pijeska uz korištenje vode i izvijestio da je odvojena lako. Godine 1888. Robert Bell iz Geological Survey of Canada prijavljen senatskim Odboru da "dokazi ... ukazuje na postojanje u athabasca i Mackenzie dolinama najopsežnijeg naftnog polja u Americi, ako ne i na svijetu." Godine 1926., Karl Clark sa Sveučilišta Alberta patentirao proces vruće odvajanje vode koja je bila preteča današnjih procesa termičke ekstrakcije. Međutim, to je bio 1967 prije prvog velika komercijalna operacija počela s otvaranjem Velike kanadske nafte Sands moje strane Sun Oil Company Ohio.

Danas njegova tvrtka nasljednik, Suncor Energija (više nije povezana sa Sun Oil), je najveća naftna kompanija u Kanadi. Osim toga, druge tvrtke kao što su Royal Dutch Shell , ExxonMobil , kao i razne nacionalne naftne tvrtke razvijaju athabasca naftnih pijesaka. Kao rezultat toga, Kanada je sada daleko najveći izvoznik nafte u SAD-u.

Manji Wabasca (ili Wabiskaw) ulje pijesaka leže iznad zapadnog ruba naftnih pijesaka athabasca i preklapaju ih. Oni vjerojatno sadrže više od 15 milijardi kubičnih metara (90 milijardi barela) nafte na mjestu. Polog je pokopan od 100 do 700 metara (330 do 2300 stopa) duboko i kreće se od 0 do 10 metara (0 do 33 ft) debljine. U mnogim regijama Wabasca formiranje ulja bogatog naliježe na formiranje McMurray slično naftom bogata, a kao rezultat toga su dvije preklapajuće ulje pijesaka često se tretira kao jedna ulje pijesaka depozita. Međutim, dva depoziti su nepromjenjivi odvojene najmanje 6 metara (20 ft) od gline škriljaca i mulja. Bitumen u Wabasca kao vrlo viskozna kao i u Athabasca, već leži preduboko biti površinski minirano tako in situ mora koristiti metode proizvodnje za proizvodnju sirove bitumen, [24]

Hladno jezero [ uredi ]

Glavni članak: Hladno Lake ulje pijesaka

Vidi također: CFB Cold Lake

Hladno jezero gledano iz Meadow Lake Provincial Park , Saskatchewan.

Ulje pijesaka Cold Lake su sjeveroistočno od Alberta 's kapitalom, Edmonton , u blizini granice s Saskatchewan . Mali dio hladnog jezera depozita leži u Saskatchewan. Iako je manji od bitumenskog pijeska Athabasca, hladno jezero ulje pijesaka su važna, jer neke od ulja se tekućina dovoljno da se izdvojiti konvencionalnim metodama. The Cold Lake bitumen sadrži više alkana i manje asfalteni od ostalih velikih Alberta ulje pijesaka, a ulje je više tekućine. [25] Kao rezultat toga, ciklički stimulacija pare (CSS) obično se koristi za proizvodnju.

Ulje pijesaka Cold Lake su od oko kružnog oblika, sa središtem oko Bonnyville, Alberta . Oni vjerojatno sadrže više od 60 milijardi kubičnih metara (370 milijardi barela) ekstra teške nafte-in-mjestu. Ulje je vrlo viskozna, ali znatno manje nego naftnih pijesaka Athabasca, a nešto je manje sumporaste . Dubina depozita je 400 do 600 metara (1300 do 2000 ft) i oni su od 15 do 35 metara (49 do 115 ft) debljine. [24] Oni su previše duboko da kopa .

Velik dio pijeska nafte su na kanadskih snaga baze Cold Lake . CFB hladnog jezera CF-18 Hornet jet borci braniti zapadnu polovicu kanadski zračni prostor i pokriti kanadskog arktičkog teritorija. Hladno Lake zraka Oružje Raspon (CLAWR) je jedan od najvećih live-drop bombaških lanaca u svijetu, uključujući i testiranje krstarećih raketa. Kao što je proizvodnja nafte pijesaka i dalje raste, razni sektori otimati za pristup zračnom prostoru, zemljišta i resursa, a to komplicira ulja i bušenje i proizvodnju značajno.

Peace River [ uredi ]

Glavni članak: Peace River ulje pijesaka

Peace River

Rijeci Mir ulje pijesaka koji se nalazi u sjeverozapadnom i središnjem Alberta su najmanji od tri glavna bitumenskog pijeska depozita u Alberta. Ulje pijesaka Peace River leže uglavnom u sliv rijeke Peace , najveće rijeke u Alberta. Mir i Athabasca rijeka, koje su daleko Najveće rijeke u Alberta, teče kroz njihove bitumenskog pijeska i spajanje na jezeru Athabasca formirati River Slave , koja se ulijeva u rijeku Mackenzie , jedan od najvećih rijeka na svijetu. Sve vode iz ovih rijeka teče u Arktički ocean .

Ulje pijesaka Peace River vjerojatno sadrže više od 30 milijardi kubičnih metara (200 milijardi barela) nafte-in-mjestu. Debljina depozita u rasponu od 5 do 25 metara (16 do 82 stopa) i to je zakopano oko 500 do 700 metara (1600 do 2300 stopa) duboko. [24]

Dok athabasca ulje pijesaka lagati dovoljno blizu površini da bitumen može iskopanog u open-pit mina, manje River Mir depoziti su previše duboko, i mora se iskoristiti pomoću in situ metodama kao što su parna uz pomoć gravitacije odvodnju i hladnom Heavy Proizvodnja nafte s pijeskom (odresci). [26]

Orinoco [ uredi ]

Glavni članak: Orinoco ulje pijesaka

Vidi također: Povijest venecuelanski naftnoj industriji

Vidi također: PDVSA

Panorama rijeke Orinoco.

Orinoco pojas je područje u južnom pojasu istočnog Orinoco rijeke Save u Venezueli koji prekriva jednu od najvećih svjetskih depozita nafte. Orinoco pojas slijedi liniju rijeke. To je oko 600 km (370 milja) od istoka prema zapadu, a 70 km (43 milja) od sjevera prema jugu, s površinom oko 55,314 četvornih kilometara (21357 četvornih milja).

Ulje pijesaka se sastoje od velikih depozita ekstra teške nafte . Venecuela je teški ležišta nafte od oko 1.200 Gbbl (190 × 10 9 m 3) ulja u mjestu procjenjuju na približno jednakim svjetskih rezervi upaljača ulja. [3] Petroleos de Venezuela SA (PDVSA), Venezuele nacionalna naftna kompanija, ima procjenjuje se da se mogu ostvariti rezerve Orinoco pojas su do 235 Gbbl (37,4 × 10 9 m 3) [27] koji bi to najveći napraviti naftni rezervat na svijetu.

U 2009. godini, US Geological Survey (USGS) povećao svoju procjenu rezervi za 513 Gbbl (81,6 × 10 9 m 3) ulja koje je "tehnički nadoknadiva (mogu ostvariti korištenjem trenutno dostupne tehnologije i industrije prakse)." Nema procjena koliko ulja je ekonomski nadoknadivi je napravio. [28]

Ostali depoziti [ uredi ]

Lokacija Melville Island

Uz tri glavna Kanadski bitumenskog pijeska u Alberti, tu je i četvrti najveći ulje pijesaka polog u Kanadu, Melville Island ulje pijesaka u kanadskom Arktiku otocima koji su previše udaljena očekivati ​​komercijalnu proizvodnju u doglednoj budućnosti.

Izvan Kanade i Venezuele, brojne druge zemlje drže bitumenskog pijeska naslage koje su manje od reda veličine. U Kazahstanu, bitumen naslage nalaze se u Sjevernoj Kaspijskog bazena. Rusija ima nafte pijesak u dva glavna područja. Veliki resursi su prisutni u Tunguske Save, istočnom Sibiru , s najvećim depozita Biti Olenek i Siligir. Ostali depoziti se nalaze u Timan-Pečora i Volga-Ural bazenima (ui oko Tatarstan ), koji je važan, ali vrlo zreo pokrajina u smislu konvencionalne nafte, ima velike količine nafte pijesaka u plitkoj perma formacije. [3] [29]

U Madagaskara, Tsimiroro i Bemolanga su dvije teške bitumenskog pijeska naslage, a pilot i već proizvode male količine nafte Tsimiroro. [30] i većih razmjera eksploatacija u fazi ranog planiranja. [31] U Republici rezervi Kongo su procjenjuje se između 0,5 i 2,5 Gbbl (79 × 10 6 i 397 × 10 6 m 3 ).

U Sjedinjenim Američkim Državama, ulje pijesaka resurse primarno koncentrirana u istočnoj Utah , s ukupno 32 Gbbl (5,1 × 10 9 m 3 ) ulja (poznat i potencijala) u osam velikih depozita u Carbon , Garfield , Grand , Uintah i Wayne županije. [32] Osim što je znatno manji od bitumenskog pijeska depozita u Alberti, Kanada, SAD ulje pijesaka su ugljikovodici-mokro, dok kanadski ulje pijesaka su vlažni. [33] Kao rezultat ove razlike , ekstrakcije za bitumenskog pijeska Utah će biti drugačiji od onih koji se koriste za ulje pijesaka Alberta.

Proizvodnja [ uredi ]

Bitumenske pijesaka su glavni izvor nekonvencionalne nafte, iako je samo Kanada ima velikih komercijalnih bitumenskog pijeska industriju. U 2006. godini, bitumenske proizvodnja u Kanadi u prosjeku 1,25 Mbbl / d (200.000 m 3 / d) do 81 pijesci projekte nafte. 44% kanadske proizvodnje nafte u 2007. godini bio je iz naftnih pijesaka. [34] Taj udio se očekuje povećanje u sljedećih nekoliko desetljeća, kao proizvodnja bitumena raste dok konvencionalne proizvodnje nafte opada, iako je zbog 2008 gospodarskog usporavanja rada na novim projektima na odgođeno. [4] Petroleum nije proizveden iz ulja pijesaka na značajnu razinu u drugim zemljama. [33]

Kanada [ uredi ]

Glavni članak: Nafta proizvodnja u Kanadi

Vidi također: Povijest naftne industrije u Kanadi (ulje pijesaka i gusto ulje)

Ulje pijesaka Alberta su u komercijalnoj proizvodnji od izvornih Velika kanadski ulje pijesaka (sada Suncor Energy ) minski započeo je s radom u 1967. Unatoč povećanju razine proizvodnje, proces ekstrakcije i obrade bitumenskog pijeska i dalje može smatrati da se u povojima; s novim tehnologijama i dionicima nadzor pruža sve niži utjecaja na okoliš [ citat potreban ] . Druga moja, upravlja Syncrude konzorcij, započeo je s radom 1978. godine, a najveći je moja bilo koje vrste u svijetu. Treći mina u athabasca Oil Sands, na Albian Sands konzorcij Shell Canada , Chevron Corporation i zapadnog Oil Sands Inc [kupio Marathon Oil Corporation u 2007] započeo je s radom u 2003. Petro-Canada također razvija 33 milijardi dolara Fort Hills projekt, u suradnji s UTS Energy Corporation i Teck Cominco , koji je izgubio zamah nakon spajanja 2009. od Petro-Canada u Suncor. [35]

Do 2013. bilo je devet bitumenskog pijeska rudarske projekte u ulje pijesaka polaganja athabasca: Suncor Energy Inc. (Suncor), Syncrude Kanada Limited (Syncrude) 's Mildred Lake i Aurora North, Shell Kanada Limited (Shell)' s River Muskeg i Jackpine kanadski Prirodni resursi ograničeni (CNRL), Horizon, Imperial Oil resursi Ventures Limited (Imperial), Kearl Oil Sands projekta (KOSP), Total E & P Canada Ltd. Joslyn Sjeverna mina i Fort Hills Energy Corporation (FHEC). [36] U 2011 sami su proizvodili više od 52 milijuna kubičnih metara bitumena. [36]

Venecuela [ uredi ]

Glavni članak: Povijest venecuelanski naftnoj industriji

Vidi također: PDVSA

Nema značajne razvoj Venezuele ekstra teških naftnih depozita je provedena prije 2000. godine, osim za rad BITOR koja je proizvela nešto manje od 100 tisuća barela nafte dnevno (16.000 m 3 / d) 9 ° API ulja za primarnu proizvodnju. To je bilo uglavnom dostavljaju u obliku emulzije ( Orimulsion ) 70% ulja i 30% vode sa sličnim karakteristikama kao i mazuta za spaljivanje u termoelektranama. [22] Međutim, kada se glavni udar pogodio venecuelanski državna naftna kompanija PDVSA , većina od inženjera ispaljene kao kaznu. [ citat potreban ] Orimulsion je bio ponos PDVSA inženjera, tako Orimulsion pao u nemilost s ključnim političkim liderima. Kao rezultat toga, Vlada je pokušava "vjetar dolje" na Orimulsion programa. [ Citat potreban ]

Unatoč činjenici da su Orinoco ulje pijesaka sadržavati ekstra gusto ulje koje je lakše proizvesti nego kanadskih slično velikim rezervama bitumena, proizvodnja nafte Venezuele je u padu u posljednjih nekoliko godina, zbog političkih i ekonomskih problema u zemlji, a Kanada je u porastu , Kao rezultat toga, kanadski teška ulja i bitumen izvoza su podloga venecuelanski teške i ekstra teške nafte iz tržištu SAD i Kanadi je ukupni izvoz nafte u SAD-u su sada nekoliko puta tako velik kao Venezuele.

Ostale zemlje [ uredi ]

U svibnju 2008. godine, talijanska naftna kompanija Eni je najavio projekt za razvoj malog bitumenskog pijeska depozita u Republici Kongo . Proizvodnja je trebala započeti u 2014. godini, a procjenjuje se da bi na kraju dobilo ukupno 40.000 bbl / d (6.400 m 3 / d). [37]

Metode ekstrakcije [ uredi ]

Osim za djeliću extra-heavy nafte ili bitumen koji se može ekstrahirati konvencionalne nafte i tehnologije, ulje pijesaka moraju biti proizvedeni od strane strip rudarstvo ili ulja da utječe u bušotinama koriste sofisticirane in-situ tehnikama. Ove metode se obično koriste više vode i zahtijevaju veće količine energije od konvencionalnih vađenjem nafte. Dok je veliki dio Kanade naftnih pijesaka su proizvedeni koristeći open-jama rudarska , oko 90% kanadskih bitumenskog pijeska i svi Venezuele naftnih pijesaka su previše daleko ispod površine koristiti površinskim kopovima. [38]

Primarna proizvodnja [ uredi ]

Konvencionalna nafta obično je izvađen iz zemlje bušenjem bušotina u naftni rezervoar , čime ulja da se u njih pod prirodni rezervoar pritiscima, iako umjetno dizanje i tehnike kao što su horizontalno bušenje , voda poplave često se traži i ubrizgavanje plina za održavanje proizvodnje , Kada se koristi primarna proizvodnja u venecuelanski bitumenskog pijeska, gdje se extra-heavy nafte je oko 50 stupnjeva Celzija , tipična iscrpka nafte cijene su oko 8-12%. Kanadski ulje pijesaka su mnogo hladnije i biološki razgrađeno, pa bitumen oporavak cijene su obično samo oko 5-6%. Povijesno gledano, primarni oporavak je bio korišten u područjima više tekućine kanadskih naftnih pijesaka. Međutim, oporavio samo mali dio ulja na mjestu , tako da nije često se koristi i danas. [39]

Površina rudarstvo [ uredi ]

Glavni članak: Povijest naftne industrije u Kanadi (ulje pijesaka i teško ulje) § ekstrakcije površina

Vidi također: Naftna polja Athabasca § površinskim kopovima

Vidi također: površinskim kopovima

Rudarskih radova u ulju pijesaka Athabasca. NASA Earth Observatory slika, 2009.

U ulje pijesaka athabasca su samo glavne bitumenskog pijeska naslage koje su dovoljno plitko da kopa. U athabasca pijesaka postoje vrlo velike količine bitumena obuhvaćene malo nadsloja , što površinskim kopovima najučinkovitiji način da ga izdvaja. Preopteretiti se sastoji od vode natovaren muskeg (tresetište) preko vrha gline i neplodne pijeska. Ulje sami pijesaka su obično od 40 do 60 metara (130 do 200 ft) debele naslage sirove bitumena ugrađen u nekonsolidiranim pješčenjaka , sjedi na vrhu ravnu vapnenačkog kamena. Od velike kanadske naftne Sands (sada Suncor Energy ) započeo rad prve velike bitumenskog pijeska mina 1967. godine, bitumen je izvađen na komercijalnoj razini, a volumen je narasla na neprekidan stopa otkad.

Veliki broj bitumenskog pijeska mina su trenutno u pogonu i još su u fazi odobravanja ili razvoj. Syncrude Kanada moja je drugi za otvaranje u 1978, Shell Kanada otvorila svoju Muskeg River minu (Albian Sands) 2003. godine, a kanadski Natural Resources Ltd (CNRL) otvorila je svoj ​​Horizon Oil Sands projekt u 2009. Noviji rudnicima su Shell kanadskog rudnika Jackpine, [40] Imperial Oil 's Kearl Oil Sands Projekt je Synenco energiju (sada u vlasništvu Total SA ) Polarno svjetlo moje, i Suncor je Fort Hills moja.

Ulje pijesaka pljeva bare [ uredi ]

Glavni članak: pijesak Ulje pljeva bare

Syncrude je Mildred jezero stranice, postrojenja i pljeva bare Fort McMurray , Alberta

Ulje pijesaka pljeva bare su projektirana brana i nasipa sustave koji sadrže soli, suspendirane tvari i drugih topivih kemijskih spojeva kao što su kiseline, benzena , ugljikovodika [41] zaostalih bitumen , fina muljeva (zrele fine repove MFT) i voda. [42] Veliki količine pljeva su nusprodukt površinskim kopovima od pijeska nafte i upravljanje tim pljeva je jedan od najtežih izazova za zaštitu okoliša s kojima se suočava bitumenskog pijeska industrije. [42] Vlada Alberta izvijestio 2013. da pljeva bare u bitumenskog pijeska Alberta pokrivena područje od oko 77 četvornih kilometara (30 kvadratnih milja). [42] Syncrude pljeva brane ili Mildred Lake Rješavanje Save (MLSB) je obalni nasip koji je, po obujmu građevinskih materijala, najveće strukturu tla u svijetu u 2001. godini . [43]

Proizvodnja Hladno teških ulja s pijeskom (odresci) [ uredi ]

Glavni članak: Hladno teška proizvodnja nafte s pijeskom

Nekoliko godina prije kanadske naftne tvrtke su otkrili da ako se uklonio pijesak filtere od teških naftnih bušotina i proizvedeno što više pijeska što je više moguće s uljem, proizvodnja stope znatno poboljšana. Ova tehnika je postao poznat kao hladno teško ulje proizvodnja s pijeskom (odresci). Daljnja istraživanja otkrila da ispumpavanje pijesak otvorio "crvotočine" u stvaranju pijeska, što je omogućilo više nafte do bušotina . Prednost ove metode je bolje proizvodne cijene i oporavak (oko 10% u odnosu na 5-6% s pješčanim filtrima u mjestu) i štetu koje može raspolagati proizvedene pijeska je problem. Roman način za to je da širi na seoskim cestama , koje ruralna vlade svidio jer je masna pijesak smanjuje prašinu i naftne tvrtke učinila svoje održavanje cesta za njih. Međutim, vlasti su postali zabrinuti za veliki volumen i sastav ulja proširila na cestama. [44] pa je u posljednjih nekoliko godina koje raspolažu masnu pijeska u podzemnim slanim spiljama je postao češći.

Ciklički Parna stimulacija (CSS) [ uredi ]

Vidi također: ubrizgavanjem pare (naftna industrija)

Korištenje parnog injekcije za oporavak gusto ulje je u uporabi u naftnim poljima u Kaliforniji još od 1950-ih godina. Ciklički pare stimulacija (CSS) "Huff-and-puff" metoda je sada široko koristi u proizvodnji teške nafte u svijetu zbog svojih brzih ranim proizvodnim cijenama; međutim oporavak faktori su relativno niska (10-40% ulja na mjestu) u odnosu na SAGD (60-70% OIP). [45]

CSS je u uporabi od strane Imperial Oil na hladnom jezeru od 1985. a također se koristi od strane kanadske prirodne resurse na Primrose i Wolf Lake i Shell Canada u rijeci za mir. U ovoj metodi, dobro je staviti kroz cikluse ubrizgavanjem pare, upiti i proizvodnje nafte. Prvo, para se ubrizgava u jažice na temperaturi od 300 do 340 stupnjeva Celzijusa u trajanju od nekoliko tjedana do mjeseci; dakle, dobro je ostaviti da stoji dana do nekoliko tjedana kako bi se omogućilo topline za natapanje u formaciji; i, kasnije, vruće ulje se pumpa iz bunara u trajanju od nekoliko tjedana ili mjeseci. Nakon što je brzina proizvodnje padne, dobro je staviti kroz još jedan ciklus ubrizgavanja, potopiti i proizvodnja. Ovaj postupak se ponavlja sve dok se troškovi ubrizgavanje pare postaje veći od novca dobivenog iz proizvodnje ulja. [46]

Parna Assisted Gravitacijski odvodni (SAGD) [ uredi ]

Glavni članak: Para pomaže Gravitacijski odvodni

Para pomaže gravitacija drenaža je razvijen u 1980 od strane Alberta Oil Sands tehnologiju i istraživanje tijela i slučajno poklopio s poboljšanjima u Usmjereno bušenje tehnologije koje je napravio je brz i jeftin za napraviti od sredine 1990-ih. U SAGD, dvije horizontalne bušotine su izbušene u bitumenskog pijeska, jednim na dnu formacije i još oko 5 metara iznad njega. Te jažice su obično bušenih u skupinama izvan središnje jastučići i može produžiti kilometrima u svim smjerovima. U svaku jažicu para, para ubrizgava u gornjem bunaru, toplina topi bitumena, koji omogućuje da teče u niža dobro, gdje je pumpa na površinu. [46]

SAGD je dokazao da je veliki napredak u tehnologiji proizvodnje, jer je jeftinije nego što su CSS, omogućuje vrlo visoke stope proizvodnje nafte, i oporavlja do 60% ulja na mjestu. Zbog svoje ekonomske izvedivosti i primjenjivost na ogromnom području bitumenskog pijeska, ova metoda sama učetverostručila Sjeverna američke zalihe nafte i dopustio Kanada da se presele na drugo mjesto u svjetskih rezervi nafte nakon Saudijske Arabije. Većina velikih Kanadski naftne tvrtke sada imaju SAGD projekte u proizvodnji ili u izgradnji u Alberti je bitumenskog pijeska područjima te u Wyoming. Primjeri uključuju Japan Kanada bitumenskog pijeska doo-a (JACOS) projekt, projekt Suncor je Firebag, Nexen 's Long Lake Projekt Suncor-a (bivši Petro-Canada-a) Projekt MacKay Rijeka, Husky Energy "Tucker Lake i Sunrise projekti s, Shell Kanada je projekt Peace River, Cenovus Energija je Foster Creek [47] i Christina Lake [48] zbivanja, ConocoPhillips 'Surmont projekt, Devon kanadski Jackfish projekt, a projekt LAK Ranch Derek Oil & Gas-a. Alberta je OSUM Corp je u kombinaciji dokazanu podzemno rudarstvo tehnologiju s SAGD kako bi se omogućilo veće stope oporavka trčanjem bunara u podzemlje unutar ulje pijesaka depozita, čime se također smanjuje energetske potrebe u odnosu na tradicionalne SAGD. Ovaj tehnologije primjena je u fazi testiranja.

Vapor ekstrakcija (VAPEX) [ uredi ]

Nekoliko metoda koristiti otapala, umjesto vodene pare, za odvajanje bitumena od pijeska. Neki otapala metode ekstrakcije može raditi bolje u in situ proizvodnju i druge u rudarstvu. [49] otapala može biti korisno ako se proizvodi više nafte, a koji zahtijevaju manje energije za proizvodnju pare.

Vapor Ekstrakcija proces (VAPEX) je in situ tehnologija, slično SAGD. Umjesto pare ugljikovodika otapala se ubrizgava u gornju dobro razrijediti bitumen i omogućuje razrijeđene bitumen teče u niže dobro. To je prednost puno bolju energetsku učinkovitost preko ubrizgavanjem pare, i to ne neku djelomičnu nadogradnju bitumena od nafte izravno u formiranju. Proces je privukao pozornost od naftnih tvrtki, koji su eksperimentiranje s njom.

Navedene metode se međusobno ne isključuju. Ona postaje zajednička za bušotine da se stavi preko jedne CSS injekcijskim potopiti-proizvodnog ciklusa za uvjetovanje formiranja prije odlaska na proizvodnju SAGD, a tvrtke su eksperimentiranje s kombiniranjem VAPEX s SAGD poboljšanja stope oporavka i niže troškove energije. [50]

Toe do pete Air Injection (Tajlandski) [ uredi ]

To je vrlo novo i eksperimentalna metoda koja kombinira okomiti ubrizgavanje zraka i sa horizontalnom proizvodnjom dobro. Proces se zapali ulje u spremniku i stvara okomiti zid vatre kreće od "pete" na horizontalnoj zdenca prema "peta", koji spaljuje teže komponente nafte i nadogradnje neke od teških bitumena u upaljač prava nafte u formiranju , Povijesno fireflood projekti nisu razrađen i zbog poteškoća u kontroli prednji plamen i sklonost za postavljanje proizvodnju bunara na vatru. Ipak, neke naftne tvrtke osjećaju THAI metoda će biti više kontrolirati i praktičan, a imaju prednost ne zahtijevaju energiju za stvaranje pare. [51]

Zagovornici ove metode ekstrakcije stanju da koristi manje slatku, proizvodi 50% manje stakleničkih plinova , a ima manji otisak od drugih tehnika proizvodnje. [52]

Petrobank Energija i resursi izvijestio je ohrabrujuće rezultate od svojih testnih bunara u Alberti, s proizvodne stope do 400 bbl / d (64 m 3 / d) po udubini, a ulje nadograđen od 8 do 12 API stupnjeva . Tvrtka se nada da će dobiti još jedan upgrade 7 stupnjeva od svog CAPRI (kontrolirani tlak zraka smola infuzija) [53] sustav, koji vuče ulje kroz katalizator oblaže donji cijev. [54] [55] [56]

Nakon nekoliko godina proizvodnje in situ, postalo je jasno da sadašnji thai metode ne rade kao što je planirano. Usred ustaljenim kapi u proizvodnji od svojih thai bunara na Kerrobert, Petrobank je zapisana vrijednost svojih thai patenata i rezervi u pogonu na nulu. Oni imaju u planu da isprobaju novu konfiguraciju koju nazivaju "multi-THAI", koji uključuje dodavanje više ubrizgavanje zraka bunara. [57]

Izgaranje Nadzemni Gravitacijski odvodni (COGD) [ uredi ]

Ovo je eksperimentalna metoda koja zapošljava određeni broj vertikalnih ubrizgavanja zraka bunara iznad vodoravne proizvodnje te se nalazi u podnožju zone bitumena platiti. Početni Parni ciklus sličan CSS se koristi za pripremu bitumena za paljenje i mobilnosti. Nakon tog ciklusa, zrak se ubrizgava u vertikalnim bušotinama, paljenje gornjih bitumena i mobilizacije (putem grijanje) niže bitumen teče u proizvodnji dobro. Očekuje se da će COGD rezultirati uštedama vode od 80% u odnosu na SAGD. [58]

Unos energije [ uredi ]

Glavni članak: Prirodni plin u Kanadi

Vidi također: plin iz škriljca , plina iz škriljca u SAD-u i plina iz škriljca u Kanadi

Oko 1.0-1.25 gi gadžuli (280-350 kWh) energije, potrebno je izdvojiti bačvu bitumena i nadograditi na sintetske nafte. Od 2006. godine, većinu toga nastaje izgaranjem prirodnog plina. [59] Budući da je barel ekvivalenta nafte je oko 6,117 gi gadžuli (1.699 kWh), njegova EROEI je 5-6. To znači da je ovo izdvaja oko 5 ili 6 puta više energije kako se konzumira. Energetska učinkovitost se očekuje da će poboljšati s prosjekom od 900 kubičnih stopa (25 m 3 ) plina ili 0.945 gi gadžuli (262 kWh) energije po barelu do 2015. godine, dajući EROEI od oko 6,5. [60]

Alternative prirodnog plina postoje i dostupni su na području ulje pijesaka. Bitumen sam može se koristiti kao gorivo, troši oko 30-35% od sirovog bitumena po jedinici proizvoda od sintetičke nafte. Nexen Long Lake Projekt će upotrijebiti prikladno deasphalting tehnologiju za nadogradnju bitumena pomoću asfaltenskih ostatak puni u rasplinjač čiji Sintetički plin će se koristiti od strane kogeneracijskog turbine i vodik proizvodnju jedinice, pod uvjetom da sve energetske potrebe projekta: pare, vodik, i električne energije. [61] Dakle, to će proizvesti syncrude bez konzumiranja prirodni plin, ali trošak kapitala je vrlo visoka.

Nedostatak prirodnog plina za projekt goriva su prognoza da će biti problema za kanadsku proizvodnju ulje pijesaka prije nekoliko godina, ali nedavna povećava u SAD-u plin iz škriljca proizvodnja eliminirali mnogo problema za Sjevernu Ameriku. Sa povećanjem korištenje hidrauličkog frakturiranja odluka američke uglavnom samodostatna u prirodnom plinu i izvoz više prirodnog plina na istočnoj Kanadi zamijeniti Alberta plina, Alberta vlada koristi svoje ovlasti pod NAFTA i kanadskog Ustava kako bi se smanjila isporuke prirodnog plina SAD i istočnoj Kanadi i preusmjeriti plin uporabu u kućanstvu Alberta, osobito za ulje pijesaka goriva. Cjevovodi prirodnog plina na istoku i jugu se pretvaraju da nose veću proizvodnju nafte pijesak do tih odredišta umjesto plina. Kanada ima ogromne nerazvijenih depozite škriljca plina osim onih u SAD-u, pa prirodni plin za buduće bitumenskog pijeska proizvodnja ne činiti se biti ozbiljan problem. Niska cijena prirodnog plina kao rezultat nove proizvodnje znatno je poboljšana ekonomičnost proizvodnje nafte pijesaka.

Nadogradnja i / ili miješanje [ uredi ]

Vidi također: Upgrader

Ekstra teška nafta ili sirove bitumen izvađen iz uljnih pijesaka je vrlo viskozna polu-čvrst oblik ulje koje se lako ne teče na normalnim temperaturama, zbog čega je teško prevesti na tržištu cjevovodima. Za protok kroz naftovode, mora biti ili nadograditi na lakši sintetička sirove nafte (SCO), pomiješan sa sredstvima za razrjeđivanje u obliku dilbit ili grijani smanjiti svoju vicosity.

Kanada [ uredi ]

U kanadskim naftnim pijescima, bitumen proizvode površinskim kopovima općenito je nadograđen na licu mjesta i isporučuje kao sintetička sirove nafte. To čini isporuka nafte na tržištu kroz konvencionalne naftovoda vrlo jednostavno. S druge strane, bitumen produkciji projekata in-situ općenito nije nadograđen, ali isporučuju na tržište u sirovom obliku. Ako je sredstvo koje se upotrebljava za nadogradnju bitumen koji sintetičke nafte nije proizveden na gradilištu, mora biti izvor negdje drugdje i transportirati do mjesta usavršavanja. Ako je nadograđena sirova se prevozi od mjesta cjevovodima, a dodatni cjevovod će biti potrebna kako bi u dovoljnoj dogradnji agenta. Troškovi proizvodnje usavršavanja agenta, cjevovod za transport se i troškovi za rad plinovoda moraju biti uračunati u cijenu proizvodnje sintetičkog sirove nafte.

Kada su došli do rafineriju, sintetička sirove obradi i značajan dio modernizacije agent će biti uklonjeni tijekom procesa rafiniranja. Može se koristiti i za druge frakcije goriva, ali krajnji rezultat je da tekuće gorivo mora biti spojen na dogradnji objekta jednostavno napraviti bitumen transportirati cjevovodima. Ako se u obzir svi troškovi, sintetička sirove proizvodnje i prijenosa pomoću bitumena i nadogradnja sredstvo može dokazati ekonomski neodrživ.

Kada je prvi naftnih pijesaka biljke su izgrađeni prije više od 50 godina, većina rafinerija nafte na njihovom području tržišta su dizajnirani za obradu svjetlo ili srednje sirove nafte s nižim sadržajem sumpora nego 4-7% koji se obično nalaze u bitumen. Originalni ulje pijesaka upgraders su dizajnirani za proizvodnju visoko kvalitetne sintetičke nafte (SCO) u niže gustoće i manjim sadržajem sumpora. To su velike, skupe biljke koje su mnogo kao što su teški rafinerija nafte. Istraživanje se trenutno radi na dizajniranju jednostavnije upgraders koji ne proizvode SCO već jednostavno tretirati bitumena za smanjenje viskoznosti, čime se prevoze nepomiješan kao i konvencionalno teške nafte.

Western Canadian Select , pokrenut je 2004. godine kao novi teški tok nafte, uklopljena u Husky Energy terminala u Hardisty , Alberta , [62] je najveća naftna struja sirove dolaze iz kanadske nafte pijeska i mjerilo za nove teške, visoka TAN ( kiseli) nafti. [63] [64] : 9 [65] [66] WCS se trguje na Cushing, Oklahoma , glavni opskrbe naftom hub povezuje dobavljača nafte na obali zaljeva, koji je postao najznačajniji trgovinski čvorište za sirovu naftu u Sjevernoj Americi. Dok je njegov glavni sastojak je bitumen, ona također sadrži kombinaciju slatkog sintetičkih i kondenzata razrjeđivača i 25 postojećih struje i konvencionalne i nekonvencionalne nafte [67] što ga čini syndilbit- oboje dilbit i synbit. [68] : 16

Prvi korak u nadogradnji je vakuumska destilacija odvojiti lakše frakcije. Nakon toga, de-asfaltiranje koristi za odvajanje asfalt iz sirovine. Pucanje se koristi za razbiti teže molekule ugljikovodika dolje u jednostavnije one. Od pucanja proizvodi proizvode koji su bogati sumporom, odsumporavanje mora biti učinjeno da se sadržaj sumpora ispod 0,5% i stvoriti slatko, svjetlo sintetička sirove nafte. [69]

U 2012. godini, Alberta proizvedeno oko 1,9 milijuna bbl / d (300.000 m 3 / d) sirovih bitumena od svoja tri glavna bitumenskog pijeska depozita, od čega je oko 1.044.000 bbl / d (166.000 m 3 / d) je nadograđen na lakše proizvoda i ostatka prodaje kao sirovina bitumena. Volumen oba nadograđena i nenadograđena bitumena raste godišnje. Alberta ima pet bitumenskog pijeska upgraders proizvodnju raznih proizvoda. To su: [70] [71]

Suncor Energija se može nadograditi 440,000 bbl / d (70.000 m 3 / d) bitumena na svjetlo slatko i srednje kiselo sintetička sirove nafte (SCO), plus proizvodnju dizelskog goriva po bitumenskog pijeska poslove na Upgrader.

Syncrude može nadograditi 407,000 bbl / d (64.700 m 3 / d) bitumena za slatke svjetlosti SCO.

Kanadski Prirodni resursi Limited (CNRL) može nadograditi 141,000 bbl / d (22.400 m 3 / d) bitumena za slatko svjetlo SCO.

Nexen , od 2013 u potpunom vlasništvu China National Offshore Oil Corporation (CNOOC), može se nadograditi 72.000 bbl / d (11.400 m 3 / d) bitumena za slatke svjetlosti SCO.

Shell Canada radi svoj ​​Scotford Upgrader u kombinaciji s rafinerije nafte i kemijskih postrojenja u Scotford, Alberta , u blizini Edmonton. Kompleks se može nadograditi 255,000 bbl / d (40.500 m 3 / d) bitumena za slatkim i teškim SCO, kao i niz rafinerijskih i kemijskih proizvoda.

Modernizirana i nove velike rafinerije, kao što se nalaze u Srednjem zapadu SAD- a na obali zaljeva u SAD-u , kao i mnogi u Kini , može nositi nadogradnju gusto ulje i sami, pa im je potražnja za nenadograđena bitumena i ekstra- teško ulje umjesto SCO. Glavni problem je u tome što se otpad će biti previše viskozan da protok kroz cjevovode, pa ako je isporučio tanker ili željezničkom vozilu, ona mora biti pomiješan s razrjeđivačem kako bi ona mogla teći. To zahtijeva miješanje sirove bitumena s lakšim ugljikovodika razrjeđivačem kao što kondenzata iz plinskih bušotina, pentanima i drugih lakih proizvoda iz rafinerije nafte ili plina biljaka ili sintetička sirove nafte iz uljnih pijesaka upgraders kako bi se omogućilo da se protok kroz cjevovode na tržište.

Tipično, uklopljena bitumen sadrži oko 30% prirodnog plina kondenzat ili druge razrjeđivače i 70% bitumen. Alternativno, bitumen i može biti isporučen na tržište putem posebno oblikovanih željeznički tenk automobila , autocisternama , tekućih tereta barže ili prekoocean- tankera nafte . One ne zahtijeva nužno bitumen se miješati s razrjeđivačem, budući da spremnici mogu biti zagrijana kako bi se ulje koji se ispumpava.

Potražnja za kondenzat za ulje pijesaka razrjeđivačem se očekuje da će biti više od 750 tisuća bbl / d (119.000 m 3 / d) do 2020. godine, a dvostruki 2012 svezaka. Od Zapadna Kanada proizvodi samo oko 150.000 bbl / d (24.000 m 3 / d) kondenzata, dovod se očekivalo da će postati najveće ograničenje bitumena prijevoza. Međutim, nedavna ogroman porast u SAD-u čvrsto ulje proizvodnja uglavnom je riješio ovaj problem, jer veliki dio proizvodnje je prelagan za US korištenje rafinerija, ali idealan za razrjeđivanje bitumen. Višak Američki kondenzata i svijetlo ulje se izvozi u Kanadi i pomiješan s bitumenom, a zatim ponovno uvozi u SAD-u, kao sirovine za rafinerije. Budući da je razrjeđivač je jednostavno izvesti, a zatim odmah ponovno uvozi, nije predmet američke zabrane izvoza nafte. Nakon što se vratio u SAD-u, rafinerije odvojiti razrjeđivač i to ponovni izvoz u Kanadu, što opet zaobilazi američke sirove nafte za izvoz nafte zakone, jer to je sada rafinerija proizvoda. Kao pomoć u ovom procesu, Kinder Morgan Energy Partners preokreće njegov Cochin cjevovoda, koja se koristi za nošenje propana iz Edmontona u Chicago, za prijevoz 95.000 bbl / d (15.100 m 3 / d) kondenzata iz Chicaga u Edmonton do sredine 2014. godine; i Enbridge razmatra širenje svoje južna polarna svjetlost cjevovoda, koji trenutno brodovi 180.000 bbl / d (29.000 m 3 / d) sredstva za razrjeđivanje iz Chicaga za Edmonton, dodavanjem još 100.000 bbl / d (16.000 m 3 / d). [72]

Venecuela [ uredi ]

Iako Venezuelanski ekstra teško ulje je manje viskozne od kanadske bitumena, mnogo razlika je zbog temperature. Nakon što je ulje dolazi iz zemlje i hladi, ona ima isti problem u tome što je previše viskozno da protok kroz cjevovode. Venecuela sada proizvodi više dodatni teške sirove nafte u naftnim pijescima Orinoco od četiri upgraders, koje su građene od strane stranih naftnih kompanija prije više od desetljeća, može nositi. U upgraders imaju kombinirani kapacitet od 630.000 bbl / d (100.000 m 3 / d), što je samo polovica po proizvodnji ekstra teške nafte. Osim toga Venecuela proizvodi dovoljno količine benzina koristiti kao podloge za kretanje ekstra teške nafte na tržištu. Za razliku od Kanade, Venezuela ne proizvodi mnogo prirodnog plina kondenzat iz vlastitih plinskih bušotina, a za razliku od Kanade, to ne imati jednostavan pristup do kondenzata iz novog američkog plina iz škriljca proizvodnje. Budući da Venecuela ima dovoljno kapaciteta rafinerija za opskrbu domaćeg tržišta, zalihe naptha nedovoljni za korištenje kao plinovoda razrjeđivačem, a to je da se uvoz naptha popuniti prazninu. Budući da Venecuela ima problema s novcem, kao rezultat svojih ekonomskih problema, a ima i političke nesuglasice s Vladom i naftnih kompanija u SAD, situacija ostaje neriješen. [73]

Promet [ uredi ]

Vidi također: naftovoda

Mreža sakupljanja i napojne cjevovoda prikuplja sirove bitumen i SCO od Alberta sjevernih bitumenskog pijeska depozita (prvenstveno Athabasca, Cold Lake i rijeke mir), a hrani ih u dvije glavne točke prikupljanja za jug isporuke: Edmonton, Alberta i Hardisty, Alberta . Većina feeder cjevovoda kretati pomiješan bitumen ili SCO jug i razrjeđivač Prema sjeveru, ali neki potez proizvod bočno u ulje pijesaka regiji. U 2012. godini, kapacitet jug feeder linija je preko 300.000 m³ / d (2.000.000 bbl / d) i dodaju više kapaciteta. Zgrada novih bitumenskog pijeska napojne cjevovoda zahtijeva samo odobrenje od Alberta Energy regulatoru, agencija koja se bavi pitanjima u cijelosti u roku od Alberta te je vjerojatno da će dati malo razmotriti miješanja političkih i okolišni interes izvana Alberta. [74]

Postojeći cjevovodi [ uredi ]

Od Edmonton i Hardisty, glavni prijenos cjevovodima kretati pomiješan bitumen i SCO, kao i konvencionalne nafte i raznih ulja i prirodne produkcije na tržištu destinacije diljem Sjeverne Amerike. Glavni prijenosnih sustava su: [74]

Enbridge ima kompleks postojeći sustav cjevovoda koji uzima sirove nafte iz Edmontona i Hardisty istoka na Montrealu i jug sve do obale zaljeva u SAD-u , s ukupnim kapacitetom od 2,5 × 10 6 bbl / d (400.000 m 3 / d ). Ona također ima put sjevera plinovod koji vodi razrjeđivač iz rafinerija u Illinoisu i drugim zapadnim državama u Edmonton s kapacitetom od 160.000 bbl / d (25.000 m 3 / d) lakih ugljikovodika.

Kinder Morgan ima Trans Mountain cjevovod koji uzima sirova nafta od Edmontona preko Stjenjaka na zapad obala Britanske Kolumbije i države Washington, s postojećim kapacitetom od 300.000 bbl / d (48.000 m 3 / d). Ona ima planove za dodavanje dodatnih 450.000 bbl / d (72.000 m 3 / d) sposobnost da se tog plinovoda unutar postojećeg plinovoda služnosti .

Spectra Energy ima sustav cjevovoda koji uzima sirova nafta od Hardisty jugu do Casper, Wyoming , a zatim na istok do Wood River, Illinois . Prvi segment ima kapacitet od 280.000 bbl / d (45.000 m 3 / d) i drugi segment 160.000 bbl / d (25.000 m 3 / d).

TransCanada Corporation ima Keystone cjevovoda sustava. Faza 1 je trenutno uzima sirova nafta od Hardisty jugu do Steele City, Nebraska , a zatim na istok do Wood River, Illinois . Postojeći Faza 2 pomakne sirove nafte iz Steele City u glavnom američkom ulje marketinške čvorište u Cushing, Oklahoma . Faze 1 i 2 su kombinirani kapacitet od 590,000 bbl / d (94.000 m 3 / d).

Sve u svemu, ukupni kapacitet plinovoda za kretanje nafte iz Edmontona i Hardisty na ostatak Sjevernoj Americi je oko 3.5 × 10 6 bbl / d (560.000 m 3 / d). Međutim, druge tvari kao što su konvencionalne nafte i naftnih derivata i podijeliti ovu plinovoda mrežu. Sve veći čvrsto ulje proizvodnja od formiranja Bakken od Sjeverne Dakote također natječe za prostor na kanadskom sustavu izvoznih plinovoda. Sjeverna Dakota proizvođači ulja koristite kanadske cjevovode za isporuku svoje nafte u američkim rafinerijama.

U 2012. godini, kanadski sustav izvoz plinovoda počeo postati preopterećena s novim proizvodnje nafte. Kao rezultat toga, Enbridge provodi plinovoda raspodjelu na svojim jug linijama i Kinder Morgan na svojoj Westbound liniji. To odmjereno cjevovod prostor smanjenjem mjesečne dodjele svakog špeditera da određeni postotak svojih zahtjeva. Chevron Corporation Burnaby Rafinerija , posljednji preostali rafinerija nafte na kanadskoj zapadnoj obali, koja se primjenjuje na Nebraska za povlašteni pristup kanadske nafte od američkih rafinerija u Washingtonu i Kaliforniji su ga outbidding za cjevovod prostora, ali je bio odbijen, jer bi to krši Nafta jednak pristup energetskim pravilima. Isto tako, novi Sjeverna Dakota čvrsto ulje proizvodnja počela blokirati novi kanadski proizvodnje od korištenja Enbridge, Kinder Morgan i TransCanada jug sustava. [70]

Osim toga, SAD ulja marketinga čvorište na Cushing je potopljena s novim uljem, jer većina novih sjevernoameričke proizvodnje iz Kanade, Sjeverna Dakota, Texas konvergentne u tom trenutku, a nije bilo dovoljno kapaciteta da se to od tamo do rafinerije na obali zaljeva , gdje je polovica američke kapaciteta rafinerije nafte nalazi. Američki sustav plinovoda je dizajniran da se uvezene nafte iz Gulf Coast i Teksasa do rafinerija u sjevernoj Americi i nova ulje teče u suprotnom smjeru, prema Gulf Coast. Cijena West Texas Intermediate dostavljene na Cushing, koja je glavna referentna za cijene američkih ulje, pao je na neviđenih niskim razinama ispod drugih međunarodnih referentnih ulja kao što su Brent sirova i Dubai Nepročišćeni . Budući da je cijena WTI na Cushing se obično citira američki mediji kao cijene nafte , to dali mnogi Amerikanci imaju iskrivljen pogled na cijene u svijetu nafte kao manji nego što su bili, a ponuda bude bolje nego što je bilo na međunarodnoj razini. Kanada je nekad bila u sličnoj poziciji u SAD u tom nafta je jeftinija od domaće nafte, pa su naftovodi koristiti za pokretanje prema zapadu od istočne obale do središnje Kanade, a sada su se poništavaju nositi jeftiniju domaću proizvodnju nafte pijesak iz Alberta na istočnoj obali.

Novi cjevovodi [ uredi ]

Nedostatak pristupa tržištima, ograničene izvozne kapacitete i prezasićenosti američkom tržištu su problem za bitumenskog pijeska proizvođača u posljednjih nekoliko godina. Oni su uzrokovali niže cijene kanadskim bitumenskog pijeska proizvođača i smanjene naknade i prihodi od poreza na kanadskim vlastima. Cjevovod tvrtke su krenuli naprijed s nizom rješenja za probleme prijevoza: [70]

Enbridge linija iz Sarnia, Ontario se WESTOVER, Ontario blizu glave Lake Erie je obrnuta. Ova linija se koristi da se nafta za rafinerije u Sarnia području. Sada je potrebno Alberta SCO i uklopljena bitumen za većinu rafinerija u Ontario.

Enbridge je podnijela zahtjev da preokrenu svoju liniju iz WESTOVER za Montreal , Quebec . Ova linija se koristi da se nafta za rafinerije u južnoj Ontario. Nakon ukidanja, to će potrajati Alberta SCO i bitumen u Montrealu. Od Suncor Energija posjeduje veliku bitumenskog pijeska moje i Upgrader u Alberta, a također posjeduje veliku rafineriju nafte u Montrealu, nađe ovaj projekt privlačan. Alternativa zatvara rafineriju, jer je nekonkurentna pomoću nafta.

TransCanada procjenjuje pretvaranje dijela svoje mainline sustava za transport prirodnog plina iz zapadne Kanade u istočnoj Sjevernoj Americi za transport nafte. Istočnoj Sjevernoj Americi se opskrbljuje prirodnim plinom kao rezultat nedavnih povećanja SAD plin iz škriljca proizvodnje, ali ima problema s opskrbom nafte budući da je većina njihove nafte dolazi iz offshore.

Enbridge je morski put cjevovod koji se koristi da se ulje iz US Gulf Coast na trgovanje ulje čvorište na Cushing bio je preokrenut u 2012. godini da se ulje iz Cushing na obalu, pomaže u ublažavanju usko grlo na Cushing. Ona ima kapacitet od 400.000 bbl / d (64.000 m 3 / d), ali Enbridge je twinning plinovoda dodati dodatnih 400.000 bbl / d (64.000 m 3 / d).

Nakon uskraćivanja američke regulatorne dozvole za njegovo Keystone XL naftovoda , TransCanada otišao naprijed s južne nogu projekta Keystone. To će isporučiti 830.000 bbl / d (132.000 m 3 / d) Cushing na obali. Budući da je u potpunosti u državama Oklahoma i Teksas, to ne zahtijeva Američki savezni odobrenje vlade.

Buduće cjevovodi [ uredi ]

Sa glavnim ograničenje razvoja kanadski ulje pijesaka sve raspoloživost kapaciteta izvoz plinovoda, naftovoda tvrtke su predložili niz velikih novih prijenosnih cjevovoda. Mnogi od njih su postali zaustavljen u državnim regulatornim procesima, kako od strane kanadskih i američkih vlasti. Drugi faktor je natjecanje za cjevovod prostora od naglo povećanje uskoj nafte proizvodnje iz Sjeverne Dakote, koji je pod NAFTA pravilima struke ima jednak pristup kanadske cjevovoda. [70]

Enbridge je najavila svoju namjeru da proširi svoje Alberta Clipper liniju od 450.000 bbl / d (72.000 m 3 / d) do 570.000 bbl / d (91.000 m 3 / d) i njegove južne pristupne linije od 400.000 bbl / d (64.000 m 3 / d) 560.000 bbl / d (89.000 m 3 / d). Također se predlaže da se izgradi Flanagan Južnu liniju s početnim kapacitetom od 585.000 bbl / d (93.000 m 3 / d) može proširiti na 800.000 bbl / d (130.000 m 3 / d).

Enbridge predlaže za izgradnju sjeverne Gateway cjevovod od Bruderheim , blizu Edmonton, Alberta u luku kitimat, BC za utovar na supertankera s početnim kapacitetom od 525.000 bbl / d (83.500 m 3 / d) s obrnutog kondenzata tok plinovoda prema uzeti razrjeđivač iz tankera na kitimat za Alberta. To je odobren od strane kanadske savezne vlade 17. lipnja 2014., pod uvjetom da 209 uvjetima. Nakon ove točke, tvrtka mora zadovoljiti većinu uvjeta za nacionalni energetski Board zadovoljstvo prije nego što izgradnja može početi. Zadovoljavanje uvjeta očekuje se da će potrajati godinu dana ili više. Čelnici obje glavne oporbene stranke obećao da će preokrenuti odluku ako se formirati vladu u 2015 izborima. [75] dogodio To je činjenica, kao što je liberalna stranka pod Justin Trudeau osvojio većinski vlade. [76]

Kinder Morgan predlaže povećati kapacitet svog Trans Mountain plinovoda kroz British Columbia do 900.000 bbl / d (140.000 m 3 / d) 2017. Kinder Morgan također predlaže za izgradnju Trans Mountain proširenja cjevovoda koji će dodati 550.000 bbl / d (87.000 m 3 / d) kapaciteta na zapadnoj obali Kanade i SAD-a.

TransCanada je predložio gradnju Keystone XL produžetak njegove Keystone plinovod koji će dodati 700.000 bbl / d (110.000 m 3 / d) kapaciteta od Alberta na US Gulf Coast. 6. studenoga 2015., američki predsjednik Barack Obama najavio je da će State Department odbio predloženu ekspanzije. [77]

TransCanada je također predložio da se izgraditi 4.600 km (2.900 milja) Energy East cjevovod, koji će nositi 1,1 × 10 6 bbl / d (170.000 m 3 / d) ulja iz Alberte do rafinerija u istočnoj Kanadi, uključujući Quebecu i New Brunswick. To će također imati pomorske objekte koji bi omogućili Alberta proizvodnje koji će biti isporučen na atlantskim tržištima tankera za ulje. [78] Rafinerija Irving nafte u New Brunswick, koja je najveća rafinerija nafte u Kanadi, posebno je zainteresiran za to jer njegovim tradicionalnim izvorima kao što su North Sea ulje se smanjuju i međunarodni ulje je skuplje od Alberta ulje dostavlja na atlantskoj obali.

Osim toga, postoji veliki broj novih plinovoda predložene za Alberta. To će vjerojatno biti brzo odobren od strane Alberta Energy regulatoru, tako da postoji vjerojatnost da će biti malo kapaciteta problemi unutar Alberta.

Željeznički [ uredi ]

Kretanje sirove nafte željeznicom je daleko od nove, ali to je sada brzo rastuće tržište za sjevernoameričke pruga . Rast je potaknut nekoliko čimbenika. Jedan od njih je da se prijenos cjevovodi od Alberta djeluju na ili blizu kapaciteta i tvrtke koje se ne mogu dobiti plinovoda prostor morati premjestiti ulje željeznicom umjesto. Druga je da su mnoge rafinerije na istoku, zapadu i Gulf obale Sjeverne Amerike pod-služio cjevovoda jer pretpostavlja da će dobiti njihovu naftu strane oceana tankera. Proizvođači novo ulje u Alberta, u Sjevernoj Dakoti i West Texas sada isporučivati ​​naftu željeznicom do obalnih prerađivača koji imaju poteškoća prilikom dobivanja međunarodne nafte koja konkurentnim s onima u unutrašnjosti Sjevernoj Americi. Osim toga, sirova bitumena može se staviti izravno u spremnik vozila s parom grijanje zavojnice, izbjegavajući potrebu za sljubljivanje s skupom kondenzata kako bi se brod na tržištu. Tank automobila također može biti izgrađen za transport kondenzata na stražnjoj-vući iz rafinerije na pijesku nafte kako bi dodatni prihod, a ne vraćaju praznih ruku. [74]

Singl pruga nosi 10 vlakova dnevno, svaki sa 120 tenk automobila, može pomaknuti 630,000 bbl / d (100.000 m 3 / d) 780.000 bbl / d (124.000 m 3 / d), što je svojstvo veliki prijenos cjevovodima. To bi zahtijevalo 300 lokomotive i 18.000 tenkovskih automobila, što je mali dio flote od 1 željeznice klase. Za usporedbu, dva kanadska Klasa 1 željeznice, kanadski Pacific željeznice (CP) i kanadski National Railway (CN), imaju 2.400 lokomotive i 65.000 teretnih vagona između njih, a CP seli 30-35 vlakova dnevno na svojoj glavnoj liniji do Vancouvera. Dva SAD Klasa 1 željeznice, Union Pacific Railroad (UP) i BNSF željeznice obrađuju više od 100 vlakova dnevno na svojim zapadnim hodnika. [74] CN Rail je rekao da bi to moglo pomaknuti 1.500.000 bbl / d (240.000 m 3 / d) bitumen iz Edmontona do deepwater luka Prince Rupert, BC , ako je Sjeverna Gateway plinovod od Edmontona u luku kitimat, BC nije odobren.

Uz mnoge od svojih linija bude iskorištena, željeznice naći prijevoz sirove nafte atraktivan izvor prihoda. Uz dovoljno novih tankova automobili su mogli nositi sve novo ulje se proizvodi u Sjevernoj Americi, iako po višim cijenama od cjevovoda. U kratkom roku, uporaba željeznicom vjerojatno će i dalje rasti kao proizvođači pokušavaju zaobići kratkoročne plinovoda uska grla iskoristiti višim cijenama u područjima s rafinerijama u stanju nositi teže nafti. Dugoročno rast u željezničkom prometu uvelike će ovisiti o stalnoj cjevovod uskih grla zbog povećane proizvodnje u Sjevernoj Americi i regulatorne odgode za nove cjevovode. Trenutačno željezničkih pomiče preko 90.000 bbl / d (14.000 m 3 / d) sirove nafte, a uz kontinuirani rast proizvodnje i izgradnju novih terminala ulja, željeznički pokreti vjerojatno će nastaviti rasti u bliskoj budućnosti. [70]

Do 2013. godine izvoz nafte iz Kanade u SAD željeznicom porastao 9 puta u manje od dvije godine, od 16.000 bbl / d (2.500 m 3 / d) početkom 2012. godine na 146.000 bbl / d (23.200 m 3 / d ) krajem 2013. godine, uglavnom zbog toga što su bili održani novi izvozni cjevovodi od strane regulatornih kašnjenja. Kao rezultat toga, kanadski poljoprivrednici pretrpjeli akutni nedostatak željezničke kapacitete za izvoz svojih žitarice jer toliko kanadskog kapaciteta željezničkog bila zavezana od naftnih derivata. Sigurnost željezničkog prometa nafte bio doveden u pitanje nakon nekoliko derailments, pogotovo nakon što je vlak sa 74 tenkovskih automobila nafte iskočio je iz tračnica i zapalio se u Lac megantic, Quebec . [79]

Vidi također: Lac-megantic iskliznuća

Uslijedila eksplozija i Firestorm izgorjelo 40 zgrada u centru grada i ubio 47 ljudi. Čišćenja od iskliznuća području mogao uzeti 5 godina, a još 160 zgrada morati biti srušeni. Ironično, ulje nije bio kanadski bitumen se izvozi u SAD-u, ali Bakken formiranje svjetlo sirove nafte koja se uvozi u Kanadu iz Sjeverne Dakote do Rafinerije Irving nafte u New Brunswick . Iako je u blizini ogromnog uvoza nafte luke na Atlantiku je Irving rafinerija uvozi SAD Bakken ulje željeznicom, jer ulje iz izvan Sjeverne Amerike je preskupo da se ekonomski, a ne postoje plinovodi da dostavi teže, ali jeftinije Western Canadian ulje na Novo Brunswick. Zatim je istakao da je Bakken svijetlo ulje je puno više zapaljiva od Alberta bitumena, a željeznički automobili su pogrešno označeni od strane proizvođača Sjevernoj Dakoti što na njihovu zapaljivost.

Do 2014, kretanje nafte željeznicom je postala vrlo profitabilna za naftne tvrtke. Suncor Energy , Kanada je najveći naftna tvrtka proglasila rekordne profite i pripisuju mnogo toga za transport nafte na tržište željeznicom. To se kretao oko 70.000 bbl / d (11.000 m 3 / d) u Cushing, Oklahoma , i stavljajući ga u TransCanada novi Gulf Coast cjevovoda - koji je izvorno će biti južni krak Keystone XL naftovoda, prije sjevernoj nogu preko granica iz Kanade bio je u zastoju od strane savezne vlade SAD kašnjenja. [80]

Suncor također kreće od 20.000 bbl / d (3.200 m 3 / d) Alberta bitumena i Sjeverne Dakote uskoj nafte željeznicom svoje rafinerije u Montrealu s planovima da ga povećati na 35.000 bbl / d (5600 m 3 / d). Suncor tvrdio spasio oko 10 $ / bbl od cijene kupnje nafta. Međutim, također je nagovijestio ukidanje Enbridge 's Line 9 iz jugozapadne Ontario u Montreal isporučiti 300.000 bbl / d (48.000 m 3 / d) ulja čak i jeftiniji. Suncor je s obzirom dodajući koksari svoje Montreal rafinerije nadograditi teške bitumenskog pijeska bitumen, koji bi bili jeftiniji od dodavanja još Upgrader svoje ulje pijesaka rada. Također je kupac brodske terete na "oportunistički osnovi" iz Teksasa i Louisiane "na značajne popuste na međunarodnim nafti bismo obično rade u Montrealu", na taj način iskorištavanjem nedavnog američkog uskoj ulja zasićenost uz povećanje isporuke jeftinog Canadian ulje pijesaka bitumen. [81]

Rafinirajući [ uredi ]

Vidi također: Rafinerija nafte

Teška sirove sirovina treba pre-obrada prije nego što je prikladan za uobičajene rafinerija, iako teška ulja i bitumen rafinerije može učiniti sami pred-obradu. Ovaj pre-obrada se naziva "nadogradnja", ključne komponente od kojih su kako slijedi:

uklanjanje vode, pijeska, fizički otpada i lakši proizvoda

Katalitička pročišćavanje pomoću hydrodemetallisation (HDM), hidrodesulfurizacije (HDS) i hidrodenitriranje (HDN)

hidrogeniranje kroz odbacivanje ugljika ili katalitičkim hidrokreking (HCR)

Kao odbacivanje ugljik je vrlo neučinkovit i štetna u većini slučajeva, katalitička hidrokrekiranje poželjno je u većini slučajeva. Svi ti procesi se velike količine energije i vode, a emitiraju više ugljičnog dioksida od konvencionalnog ulja.

Katalitička pročišćavanje i hidrokreking zajedno su poznati kao hidroobrade . Veliki izazov u hidroobrade je da se bavi nečistoća koje se nalaze u teškim nafte, kao i oni truju katalizatore tijekom vremena. Su napravljene mnogo napora da se bave ovim bi se osigurala visoka aktivnost i dugi vijek trajanja katalizatora. Catalyst materijali i Raspodjele veličina pora su ključni parametri koji moraju biti optimizirane kako bi se bavio s ovim izazovom, a varira od mjesta do mjesta, ovisno o vrsti sirovine danas. [82]

Alberta [ uredi ]

Vidi također: List_of_oil_refineries § Alberta

Postoje četiri glavne naftne rafinerije u Alberta koji pružaju većinu zapadnoj Kanadi s naftnih proizvoda , a od 2012. godine njih obrađuje manje od 1/4 od približno 1,9 milijuna bbl / d (300.000 m 3 / d) bitumena i SCO proizveden u Alberta , Neki od velikih uljnih pijesaka upgraders također producirao dizelsko gorivo kao dio svojih operacija. Neki od bitumenskog pijeska bitumena i SCO otišao u rafinerijama drugim pokrajinama, ali većina je bila izvozi u SAD-u. Četiri glavne Alberta rafinerije su: [83]

Suncor Energija , najveća naftna kompanija u Kanadi, djeluje Petro-Canada rafinerije u blizini Edmonton, Alberta koji može obraditi 142.000 bbl / d (22.600 m 3 / d) sve vrste ulja i bitumena u sve vrste proizvoda.

Imperial Oil , kontrolira ExxonMobil , djeluje Strathcona Rafinerije u blizini Edmonton, koja se može obraditi 187,200 bbl / d (29.760 m 3 / d) SCO i konvencionalne nafte u sve vrste proizvoda.

Shell Canada , podružnica Royal Dutch Shell , djeluje Scotford Rafinerije u blizini Edmonton, koja je integrirana sa Scotford Upgrader , a koji se mogu obraditi 100,000 bbl / d (16.000 m 3 / d) svih vrsta ulja i bitumena u svim vrstama proizvoda.

Husky Energy , kanadska tvrtka kontrolira Hong Kong milijarder Li Ka-Shing , djeluje haski Rafinerija lloydminster u lloydminster na granici Alberta / Saskatchewan, koja se može obraditi 28.300 bbl / d (4.500 m 3 / d) sirovine iz susjedne Husky Upgrader u asfalt i drugih proizvoda.

Milijarde 8,5 $ Sturgeon Rafinerija, a peti glavni Alberta rafinerija, je u izgradnji u blizini Fort Saskatchewan s datumom završetka 2017. [84] [85] Predlagatelji su Alberta Petroleum Marketing komisija, kanadski Prirodni resursi ograničeni i North West Nadogradnja Inc. NWU, koja je osnovana u 2004, je privatna, Alberta-based tvrtka sa sjedištem u Calgary. [85] kanadski Prirodni resursi ograničeni 50/50 ušao u joint venture suradnji s NWU u veljači 2011. [85] formiranje North West Redwater partnerstvo , Ovo je prva rafinerija nafte biti izgrađen u Alberti u trideset godina - posljednja je Shell-a Scotford rafinerija koja je dovršena 1984. [84] [86] U Rafineriji nafte u Sturgeon je "prvi novi Rafinerija će biti izgrađen s hvatanje ugljika i skladištenje sustava ". [87] biljka je dizajniran za pretvoriti i do 150.000 bbl / d (24.000 m 3 / d) sirovih bitumena direktno na dizelsko gorivo . "Osim za proizvodnju ultra low-sumpor dizel i benzin, projekt će uhvatiti ugljični dioksid, koji će se prodavati za povećanje energetske je Alberta Carbon prtljažniku Linija za uporabu u povećanja iscrpka nafte." [84] Rafinerija će obraditi bitumena u dizelsko gorivo ne SCO tako da je više od Upgrader nego rafinerije. Naftne Coker je potrebno nadograditi sirovi proizvod prije nego ga se može pretvoriti u dizel. " [87]

Do lipnja 2014. procjena troškova gradnje je porasla sa 5,7 milijardi $ na 8,5 milijardi $ [84] -. Ili 170.000 $ po barelu novih kapaciteta [87]

Alberta Vlada je jamčila NWU krediti i potpisao čvrstu ugovor za sirovine isporuka zbog nekih ekonomskih pitanja. Alberta vrbuje honorar na bitumena na "prije isplate" (2%) i "nakon isplate" (25%) stopa, a prihvaća plaćanje "u naturi", a ne "u novcu". (Brik), Alberta će dobiti 300.000 bpd bitumena pod ovim Brik programa. Uz proizvodnju bitumena očekuje do 5,000,000 bbl / d (790.000 m 3 / d) do 2035., to znači da nakon što su projekti isplaćuju, Alberta Vlada će imati 1.250.000 bbl / d (200.000 m 3 / d) bitumena na prodaju. Od Alberta ima kronični nedostatak dizelskog goriva, Vlada bi radije prodavati dizel gorivo umjesto bitumena za Alberta i međunarodne naftne tvrtke. [86]

Ostatak Kanade [ uredi ]

Vidi također: List_of_oil_refineries § Kanada

Kanadski izvoz nafte su udeseterostručio od 1980. godine, uglavnom kao rezultat novih bitumenskog pijeska bitumena i teške proizvodnje nafte, ali u isto vrijeme potrošnje Kanadski nafte i rafinerijskih kapaciteta teško je narasla na sve. Od 1970-ih, broj rafinerija nafte u Kanadi je u padu od 40 do 19 godina nije zabilježen novi rafinerija nafte (osim bitumenskog pijeska upgraders) izgrađena u Kanadi od 1984. godine.

Većina kanadske nafte rafinerijama je u stranom vlasništvu, a osim Alberta, međunarodne tvrtke radije za izgradnju rafinerijskih kapaciteta drugdje nego u Kanadi. Rezultat je ozbiljna neravnoteža između kanadske proizvodnje nafte u odnosu na kanadski preradi nafte. Iako Kanada proizvodi puno više nafte nego što oplemenjuje, a izvozi više nafte i naftnih proizvoda nego što troši, većina nove proizvodnje je teži od tradicionalnog ulja i koncentrirani u zatvorenim pokrajinama Alberta i Saskatchewan. Kanadski rafinerije imaju pristup cjevovoda do i može obraditi samo oko 25% od proizvedene nafte u Kanadi. Ostatak kanadske proizvodnje nafte izvozi gotovo sve to u SAD-u. U isto vrijeme Kanada uvozi 700.000 bbl / d (110.000 m 3 / d) sirove nafte iz drugih zemalja i izvoz veći dio naftnih proizvoda u druge zemlje, a većina nje u SAD-u. [88]

Kanadski rafinerije, izvan glavnih proizvođača nafte provincijama Alberta i Saskatchewan, izvorno izgrađene su na pretpostavci da je svjetlo i srednje sirove nafte će i dalje biti jeftin u dugoročno, i da uvoze ulje će biti jeftiniji od proizvodnje nafte pijesaka. Uz proizvodnju novih naftnih pijesaka koji dolaze na proizvodnju po nižim cijenama od međunarodne ulja, tržišna cijena neravnoteže uništili ekonomiju rafinerija koje nije mogao obraditi. Većina kanadskih rafinerija nafte koja zatvorene su u deficitarnim područjima nafte od Quebeca , u atlantskih provincija , a British Columbia , gdje su imali pristupa jeftinije domaće kanadske proizvodnje. Oni također nisu bili dizajnirani kako bi oplemenili teže ocjene koje čine većinu novih kanadske proizvodnje. Ove Rafinerija zatvarači su dio međunarodne trenda, jer su desetak rafinerija u Europi, na Karibima i uz istočne obale SAD zatvorena posljednjih nekoliko godina zbog oštrih povećanja troškova uvoza nafte i pada domaće potražnje za gorivom. [88 ]

Sjedinjene Američke Države [ uredi ]

Vidi također: Popis rafinerijama § Sjedinjene Američke Države , Sjeverna američke energetske neovisnosti i Western Canadian Select

Prije 2013. godine, kada je Kina je nadmašila, Sjedinjene Države bila je najveća naftna uvoznik na svijetu. [89] Za razliku od Kanade, SAD ima na stotine rafinerija nafte, od kojih su mnogi bili modificirani za obradu teških ulja kao američki proizvodnji svjetla i srednja ulja odbio. Glavno tržište za kanadske bitumena, kao i venecuelanski ekstra teške nafte se pretpostavlja da je SAD. Sjedinjene Države su u prošlosti bio Kanada je najveći kupac sirove nafte i naftnih derivata, osobito u posljednjih nekoliko godina. Američki uvoz nafte i naftnih derivata iz Kanade porastao je sa 450.000 barela dnevno (72.000 m 3 / d) u 1981. na 3,120,000 barela dnevno (496.000 m 3 / d) u 2013. godini, kao kanadskih naftnih pijesaka proizvedeno više i više nafte, dok se u SAD, domaće proizvodnje i uvoza iz drugih zemalja odbio. [90] Međutim, taj odnos postaje napeta zbog fizičkih, ekonomskim i političkim utjecajima. Kapacitet izvoza plinovoda približava svoje granice; Kanadska nafta prodaje na popust na svjetskom tržištu cijena; i SAD potražnja za naftom i proizvoda uvoza sirove opao zbog američkih ekonomskih problema.

Za dobrobit nafte marketingu, 2004. godine zapadni Kanadski proizvođač stvorio novu referentnu sirove nafte pod nazivom Western Canadian Select , (WCS), teški ulja mješavina sirove bitumen-izvedeni koji je sličan u svojim transporta i prerade obilježja u Kaliforniju, Meksiko Maya, ili Venezuela teška sirovu naftu. Ova teška ulje ima API težinu 19-21 i unatoč sadrži velike količine bitumena i sintetičkih sirove nafte, protječe kroz cjevovode i te je klasificiran kao "konvencionalne teške nafte" vlade. Postoji nekoliko stotina tisuća barela dnevno ove mješavine koja se uvoze u SAD-u, uz veće količine sirovih bitumena i sintetičkih sirove nafte (SCO) iz pijesaka nafte.

Potražnja iz američkih rafinerija je sve za nenadograđena bitumena nego SCO. Kanadski nacionalni energetski odbor (NEB) očekuje SCO količine udvostručiti na oko 1,9 milijuna bbl / d (300.000 m 3 / d) do 2035., ali ne držati korak s ukupno povećanje proizvodnje bitumena. Ona predviđa da dio proizvodnje ulje pijesaka koji je nadograđen na SCO pasti sa 49% u 2010. godini na 37% u 2035. To znači da više od 3,2 milijuna bbl / d (510.000 m 3 / d) bitumena morat će se pomiješati s razrjeđivač za isporuku na tržište.

Vidi također: Petroleum uprave za obrambene četvrti

Za administrativne svrhe američka vlada dijeli SAD u pet naftnog uprave za obranu okruga (PADDs). Oni su stvoreni za vrijeme Drugog svjetskog rata kako bi se organizirati raspodjelu energije, uključujući benzin i dizel gorivo. Danas, ta područja i dalje koriste za prikupljanje podataka.

PADD 1 (East Coast) [ uredi ]

PADD 1 pokriva istočnoj obali SAD-a . Zbog svog položaja, rafinerije u središnjem SAD-u su uživali jeftinu domaću čvrsto ulje proizvodnja i diskontirane bitumenskog pijeska iz Kanade. U međuvremenu, rafinerije na istočnoj obali su bili prisiljeni kupiti ulje iz inozemstva po višim svjetskim cijenama zbog Sjeverne Amerike cjevovoda grla. Pet rafinerije na istočne obale SAD su bili prisiljeni zatvoriti od 2010, a još tri su prijetili zatvaranjem prije nego što su prodane na diskontirane cijene. Cjevovodi su najjeftiniji i najsigurniji način transporta nafte u Sjevernoj Americi. Međutim, zbog nedostatka cjevovoda, East Coast rafinerije moraju dovesti u domaćem Sjeverna Dakota Bakken ulja i uvoziti Western Canadian proizvodnju nafte pijesak željeznicom. [91] Uvoz čine veliku većinu PADD 1 rafinerijske sirovine, ali samo jedan mali dio od ona dolazi iz Kanade, govore kanadski Atlantic offshore proizvodnje. Vrlo malo dolazi iz kanadske nafte pijesaka. Većina rafinerija može nositi samo slatko, svjetlo sirove nafte, pa čak i heavy, kiselo Western Canadian Odaberi ne bi bila dobra sirovina. Uvoz teške nafte iz zapadne Kanade mogla porasti u sljedećih nekoliko godina, preko isporuke željeznicom, ali je malo vjerojatno da je proizvodnja znatno ulje pijesaka će se tamo obraditi. [92]

PADD 2 (Midwest) [ uredi ]

PADD 2 pokriva zapadnim Sjedinjenim Državama . U posljednjih nekoliko godina, mnogi od prerađivača u PADD 2. dodaje se Coker jedinica za obradu teže kanadske sirovina za zamjenu pada domaće proizvodnje nafte. Kanadski ulje je lako dostupna od Kanadski naftovodi iz Alberte do Ontaria vodio kroz američkog Srednjeg zapada, i to je gotovo u potpunosti odustao natječu izvore uvezene nafte zbog niže cijene. SAD Midwest rafinerije su postali daleko najveće rafinerije kanadske proizvodnje nafte pijesaka. Neočekivano, Sjeverna Dakota proizvodnja porasla zbog hidrauličkog frakturiranja u formiranju Bakken , što ND drugi po veličini američki proizvodnju stanje nakon Teksasu. Proizvodnja nafte iz ND je isporučio preko kanadske sustav cjevovoda, tako da je zasićenost novo ulje prisiljeni cijene sirovine u SAD-u rafinerije na kanadskom cjevovoda prema dolje i sve ih puno više isplativo nego rafinerija drugdje u SAD-u ili Europi. [91] [92]

PADD 3 (Gulf Coast) [ uredi ]

PADD 3 ( United States Gulf Coast ) ima pola kapaciteta za preradu nafte u SAD-u. Velika većina rafinerija u Teksasu i Louisiani. Sirova potražnja za naftom od Gulf Coast rafinerija je gotovo 8.000.000 barela dnevno (1,3 milijuna m 3 / d) u 2012. godini, od čega 2,200,000 barela dnevno (350.000 m 3 / d) se uvoze gusto ulje. [92]

Većina Gulf Coast rafinerije imaju sposobnost da se proces vrlo teške sirove nafte iz Venezuele i Meksika. Međutim, izvoz iz tih zemalja je u padu u posljednjih nekoliko godina, a više od Venezuele izvoza ide u druge zemlje, posebno u Kini. SAD domaća proizvodnja nafte u porastu od 2010. godine, zbog horizontalnog bušenja i hidrauličkog frakturiranja u skučenim naftnim poljima, poglavito Eagle Ford formacije u Teksasu. Neki Gulf Coast rafinerije u potpunosti zamijeniti uvezene svjetlo i srednje ulje s novim Texas tijesnim ulja. Nažalost, većina od toga je previše svjetla za rafinerije Zaljeva. Mnogo novi američki čvrsto ulje se izvozi u Kanadi za upotrebu kao ulje pijesaka razrjeđivačem i vraća se u mješavinama koje su boljim sirovina za teške rafinerija nafte.

Za kanadski ulje pijesaka proizvođača, ovo je prilika za sigurnosno venecuelanski, meksička i arapske teška ulja iz Gulf Coast tržištu i pomoći u postizanju sjevernoameričku energetsku neovisnost . Glavni problem je bio kapacitet plinovoda. Kao rezultat kašnjenja u SAD-u suglasnost Vlade Keystone XL sustava i drugih cjevovoda, samo 100.000 barela dnevno (16.000 m 3 / d) od kanadske nafte dosegla Gulf Coast u 2012. Budući da je kanadski teška ulja i bitumen je znatno niža u cijena od teških ulja iz drugih zemalja, naftne tvrtke počeo otkup i unazad miruje cjevovoda koji se koriste za obavljanje uvozi naftu iz Gulf Coast na Srednjem zapadu nositi kanadske nafte u drugom smjeru. Kanadski izvoz nafte željeznicom porastao 900% od početka 2012. do kraja 2013. To je bio skuplji i vjerojatno opasniji nego se kreće ulje cjevovodima, ali isplativo za rafinerije s obzirom na niži troškovi teških uvoza nafte iz Kanade u odnosu na druge zemlje.

PADD 4 (Rocky Mountain) [ uredi ]

PADD 4 pokriva Rocky Mountain država u SAD-u. Rafinerija u regiji su u sličnoj poziciji Midwest rafinerije, imaju pristup jeftinim kanadskih uvoza. Nedavni porast u Sjevernoj Dakoti proizvodnje također je potopljena tržištu sa domaćim uljem i nižim cijenama. Iako su njihove količine na tržištu je mnogo manje nego u drugim regijama, rafinerije u Stjenjaku uglavnom su prodali gorivo po najnižim cijenama u SAD-u zbog svojih manjih troškova sirovine. Ako Kanadski teško ulje i dalje će se po cijeni od atraktivnim popust, rafinerije Očekuje se da će nastaviti uzimati velike količine unatoč višku svjetlo sirove nafte u regiji. [92]

PADD 5 (West Coast) [ uredi ]

PADD 5 ( Zapadna obala SAD-a ) je velika potencijalno tržište za povećanje kanadski naftni pijesak izlaz kao proizvodnju nafte iz svojih povijesnih izvora na Aljasci i Kaliforniji je naglo opada u posljednjih nekoliko desetljeća, a to nema pristup plinovoda na novoj američkoj proizvodnji u Sjevernoj Dakoti ili Teksasu. Uvoz iz zemalja izvan Sjeverne Amerike su povećanje volumena, iako većina od toga je znatno skuplji od kanadske ili domaće American ulja. Mnogi od rafinerija u Kaliforniji i Washingtonu države su sposobna za obradu teških ulja, jer veliki dio proizvodnje nafte u Kaliforniji je teška, kao što je mnogo uvozi nafte. Također je naveo da je mješavina 55% Sjeverna Dakota Bakken ulja i 45% Western Canadian Select je razumna zamjena za loše smanjenih isporuka Alaska sjevernoj padini ulja. PADD V je fizički odvojen od cjevovodima od ostatka SAD-a, ali je Trans Mountain cjevovod isporučuje naftu svih vrsta od Alberta diljem British Columbia do rafinerija u Washingtonu, koji je u 2012 obrađenih 240.000 barela po danu (38.000 m 3 / d) uvozne nafte, od čega 60% dolazi iz Kanade. Ako su Trans Mountain proširenje i Sjeverna Gateway cjevovodi završena, ukupni kapacitet od zapadne Kanade na Zapadnu obalu mogao premašiti 1.400.000 barela dnevno (220.000 m 3 / d) do 2018. [92] [93]

California nema plinovoda veze koja bi mogla isporučiti naftu iz drugih proizvodnih Državama i Kanadi, te u 2012. godini uvezeno 780.000 barela dnevno (124.000 m 3 / d) ulja, od kojih je samo 5% su došli iz Kanade i dvije trećine iz Saudijske Arabije. Kanadski (i North Dakota) ulje je bilo mnogo jeftinije od arapske nafte, tako postoji potencijal za isporuku proizvodnja bitumenskog pijeska u Kaliforniju sa zapada obale Britanske Kolumbije i Washingtonu od tankera. Međutim, veliki znak pitanja visi nad Kaliforniji rafiniranja tržištu je California Low Carbon goriva standard .

Azija [ uredi ]

Vidi također: naftne industrije u Kini

Potražnja za naftom u Aziji raste mnogo brže nego u Sjevernoj Americi ili Europi. U 2013, Kina je zamijenio Sjedinjene Države kao najveći svjetski uvoznik nafte, a potražnja i dalje raste mnogo brže od svoje proizvodnje. Glavna prepreka kanadski izvoz u Aziji je kapacitet plinovoda - Jedina cjevovod sposoban za isporuku proizvodnja bitumenskog pijeska na kanadskoj pacifičkoj obali je Trans Mountain cjevovod od Edmontona u Vancouver, koji sada djeluje u svojstvu 300.000 barela dnevno (48.000 m 3 / d) opskrba rafinerije u BC i državi Washington. Međutim, nakon što završi, Sjeverna Gateway plinovod i proširenje Trans Mountain trenutno prolazi kroz državnu reviziju se očekuje da dostavi dodatnih 500.000 barela po danu (79.000 m 3 / d) za 1.100.000 barela dnevno (170.000 m 3 / d) za tankere na pacifičke obale, odakle su mogli dostaviti bilo gdje u svijetu. Postoji dovoljno teška rafinerija nafte kapaciteta u Kini i Indiji kako bi oplemenili još kanadski volumen, eventualno uz neke modifikacije na rafinerijama. [93] U posljednjih nekoliko godina, kineske naftne tvrtke, kao što su Kina Petrokemija Corporation (Sinopec), China National Offshore Oil Corporation (CNOOC), a PetroChina koji su došli preko 30 milijardi $ u aktivi u kanadskim bitumenskog pijeska projekata, tako da bi vjerojatno željeli izvesti neke od svojih novostečenih nafte u Kinu. [94]

Ekonomija [ uredi ]

Najveći svjetski depoziti bitumena u Kanadi, iako Venezueli depoziti ekstra teške sirove nafte su još i veći. Kanada ima ogromne izvore energije svih vrsta i njegove nafte i prirodnog plina baza resursa će biti dovoljno velik da zadovolji potrebe kanadske generacijama ako je potražnja bila kontinuirana. Obilje hidroelektrane sredstva račun za većinu Kanade proizvodnje električne energije i vrlo malo električne energije proizvedene iz ulja. U scenariju s cijenama nafte iznad 100 USD, Kanada će imati više nego dovoljno energije da zadovolji svoje rastuće potrebe, a višak proizvodnje nafte iz njegove ulje pijesaka vjerojatno ide za izvoz. Glavni zemlja uvoznica će vjerojatno i dalje biti Sjedinjene Države, iako je prije kretanja u 2014. godini, bilo je povećanje potražnje za naftom, osobito teško ulje, iz azijskih zemalja poput Kine i Indije. [95]

Kanada ima u izobilju resursa bitumena i nafte, a procjenjuje se preostali krajnji izvor potencijal od 54 milijardi kubičnih metara (340 milijardi barela). Od toga, bitumenskog pijeska bitumen račune za 90 posto. Alberta trenutačno čini sve Kanade bitumena sredstava. Sredstva postati rezerve tek nakon što je dokazano da je gospodarski oporavak može postići. U 2013. cijena koriste trenutnu tehnologiju, Kanada je imala preostale zalihe nafte od 27 milijardi m 3 (170 milijardi bbls), uz 98% pripisuje bitumenskog pijeska bitumena. To staviti svoje rezerve na trećem mjestu u svijetu iza Venezuele i Saudijskoj Arabiji . Na mnogo nižim cijenama od 2015, rezerve su puno manji.

Troškovi [ uredi ]

Troškovi proizvodnje i transporta prodajne nafte iz naftnih pijesaka je obično znatno veći nego iz konvencionalnih globalnih izvora. [96] [97] Stoga je ekonomska isplativost proizvodnje nafte pijesaka je više osjetljiva na cijenu nafte. Cijena benchmark West Texas Intermediate (WTI) ulje na Cushing, Oklahoma iznad US $ 100 / bbl koja je prevladavala do kraja 2014. bio je dovoljan za promicanje aktivnog rasta proizvodnje nafte pijesaka. Glavni kanadski naftne tvrtke su najavili planove za proširenje i inozemne tvrtke ulažu značajne količine kapitala, u mnogim slučajevima formiraju partnerstva s kanadskim tvrtkama. Investicija je prebacuje prema in-situ pare uz pomoć gravitacije odvodnje (SAGD) projekata i daleko od rudarstva i nadogradnje projekata, kao što je ulje pijesaka operateri predviđaju bolje prilike od prodaje bitumen i gusto ulje izravno na rafinerijama nego da ga nadogradnje na sintetske nafte . Trošak procjene za Kanadu uključuju efekte miniranja kada mine se vrati u okruženje u "dobar kao ili bolji od prvobitno stanje". Čišćenje od krajnjih produkata potrošnje odgovornost su konzumiranje nadležnosti, koje su uglavnom u pokrajinama ili zemljama koje nisu u njihovu izradu.

Alberta vlada procjenjuje da će u 2012. godini, cijena opskrba bitumenskog pijeska novih rudarskih operacija je $ 70 do 85 $ po barelu, dok je cijena novih SAGD projekata bio je $ 50 do $ 80 po barelu. [70] Ovi troškovi uključuju kapitalne i operativne troškove, tantijeme i poreza, plus razuman profit investitora. Budući da je cijena WTI porastao je na 100 $ / bbl početkom u 2011, [98] pa se očekivalo proizvodnja iz naftnih pijesaka biti vrlo isplativo pod pretpostavkom da je proizvod može biti dostavljen na tržištima. Glavno tržište je ogroman rafinerijskih kompleksa na US Gulf Coast, koji su uglavnom sposobni za obradu kanadske bitumen i venecuelanski ekstra gusto ulje bez nadogradnje.

Kanadski Energy Research Institute (Ceri) obavila analizu, procjenjujući da je u 2012. godini prosječni troškovi postrojenja vrata (uključujući 10% profitna marža, ali isključujući miješanje i transport) od primarnog oporavka je 30,32 $ / bbl, od SAGD je 47.57 $ / bbl, od rudarstva i nadogradnja je 99,02 $ / bbl i rudnike bez nadogradnje je 68,30 $ / bbl. [99] Dakle, sve vrste ulja pijesci projekata, osim novih rudarskih projekata s integriranim upgraders se očekuje da će biti dosljedno isplativo od 2011. godine nadalje, pod uvjetom da globalno nafte cijene su ostale povoljna. Budući da su veće i sofisticiranije rafinerije radije kupiti sirovu bitumen i teške nafte, a ne sintetička nafta, nove bitumenskog pijeska projekte izbjeći troškove izgradnje novih upgraders. Iako je primarna oporavak, kao što je učinjeno u Venezueli je jeftinije nego SAGD, to samo oporavlja oko 10% ulja u mjestu u odnosu na 60% ili više na SAGD i više od 99% za rudarstvo. Kanadski naftne tvrtke su u konkurentnijem tržištu i imao pristup više kapitala nego u Venezueli, i radije potrošiti dodatni novac na SAGD ili rudarstvo oporaviti više ulja.

Onda je krajem 2014. godine dramatično povećanje proizvodnje SAD-a iz šejlova formacija, u kombinaciji s globalnom ekonomskom slabost koja je smanjila potražnju, izazvao cijena WTI pasti ispod $ 50, gdje je ostao od pokojnog 2015. [100] U 2015, kanadski Energetski institut (Ceri) ponovno procjenjuje prosječnih troškova postrojenja vrata (opet uključujući 10% profitna marža) od SAGD biti 58.65 $ / bbl, a 70,18 / bbl za rudarstvo bez nadogradnje. Uključujući troškove miješanje i transport, a WTI ekvivalent troškovi opskrbe za isporuku u Cushing postati američki 80,06 $ / bbl za SAGD projekte, a US $ 89.71 / bbl za samostalan mina. [96] U ovom gospodarskom okruženju, planovi za daljnji razvoj proizvodnje iz ulje pijesaka su usporeno ili odgođeno, [101] [102] ili čak napuštena tijekom izgradnje. [103] Proizvodnja sintetičkog nafte iz rudarske operacije i dalje u gubitku zbog troškova isključivanje i ponovno pokretanje, kao i obveza da se nabavi . [104]

Prognoze proizvodnje [ uredi ]

Proizvodnja nafte pijesaka prognoze koje je objavio Canadian Association of Petroleum proizvođača (CAPP), u Alberta Energy regulatoru (AER), i Institut kanadske Energy Research (Ceri) su usporedivi s nacionalnom energetskom odbora (osobe izvan) projekcije, u smislu ukupne proizvodnje bitumena , Niti jedan od tih predviđanja uzeti u obzir vjerojatni međunarodni ograničenja biti nametnute izgaranjem svih ugljikovodika kako bi se ograničio porast globalne temperature, što dovodi do situacije koju predstavlja pojam " ugljik bubble ". [105] Ne obazirući se takva ograničenja, ali i uz pretpostavku da je cijena nafte oporavlja od svoje propasti krajem 2014., popis trenutno predloženih projekata, od kojih su mnogi u fazi ranog planiranja, sugeriraju da će do 2035. kanadski proizvodnja bitumena potencijalno mogao doseći čak 1,3 milijuna m 3 / d (8,3 milijuna barela dnevno), ako su mnogi bili da ide naprijed. Pod istim pretpostavkama, više vjerojatan scenarij je da će do 2035, kanadski naftni pijesak bitumen proizvodnja će do 800.000 m 3 / d (5,0 milijuna barela / dan), 2,6 puta više od proizvodnje za 2012. godinu je većina rasta vjerojatno će se pojaviti u in-situ kategorija, kao i in-situ projekti obično imaju bolje ekonomiju nego rudarskih projekata. Također, 80% kanadskih bitumenskog pijeska rezerve su dobro pogodna za vađenje in-situ, u odnosu na 20% za rudarstvo metoda.

Dodatna pretpostavka je da će biti dovoljno cjevovod infrastruktura za pružanje povećane proizvodnje kanadski ulja na izvoznim tržištima. Da je ovo ograničavajući faktor, tu bi mogao biti utjecaj na kanadskim cijena sirove nafte, čime se ograničava budući rast proizvodnje. Druga pretpostavka je da će američkim tržištima i dalje apsorbiraju povećanu kanadski izvoz. Brz rast široka ulja proizvodnje u SAD-u, Kanadi primarne izvozne nafte na tržištu, uvelike je smanjio američku ovisnost o uvozne nafte . Potencijal za kanadski izvoz nafte na alternativna tržišta kao što su Azija je neizvjesna. Sve je više političke prepreke za izgradnju nove cjevovode za isporuku nafte u Kanadi i SAD-u. U studenom 2015. godine, američki predsjednik Barack Obama odbacio prijedlog za izgradnju Keystone XL plinovod od Alberta u Steele City, Nebraska. [106] U nedostatku novih kapaciteta plinovoda, tvrtke se sve više utovar bitumena u SAD-tržišta, a željeznički, riječni teglenica, tanker, i druge metode prijevoza. Osim morskih tankera, one su sve skuplji od cjevovoda. [97]

Nedostatak kvalificiranih radnika u kanadskom pijesaka ulja razvijenih tijekom razdoblja brzog razvoja novih projekata. U nedostatku drugih ograničenja na daljnji razvoj, industrija nafte i plina će morati ispuniti nekoliko desetaka tisuća radnih mjesta u narednih nekoliko godina, kao rezultat razina aktivnosti u industriji, kao i senilne trenje. U dugoročno, u scenariju viših cijena nafte i plina, a nedostatak radne snage će i dalje pogoršati. Potencijalni nedostatak radne snage može povećati troškove izgradnje i usporiti tempo razvoja ulje pijesaka. [95]

Stručnjak nestašica radnik je bio mnogo teža u Venezueli jer je vlada kontrolira naftna kompanija PDVSA otpustio većinu svojih teških stručnjaka nafte nakon venecuelanski općeg štrajka 2002-03 , i spustio proizvodnju Orimulsion , što je bio primarni proizvod iz svoje ulje pijesak. Nakon toga, Vlada je ponovno nacionalizirala venecuelanski naftne industrije i povećanje poreza na njemu. Rezultat je bio da inozemne tvrtke je napustio Venezuela, kao i većina njegovih elitnih teške nafte tehničkih stručnjaka. U posljednjih nekoliko godina, Venezuele teška proizvodnja nafte je padala, a dosljedno je ne ispunjava svoje proizvodne ciljeve.

Od kraja 2015. godine, razvoj novih ulja pijeska projekata zastrašeni cijenu WTI ispod 50 US $, što je jedva dovoljno za proizvodnju iz postojećih operacija. [101] Potražnja oporavak je potisnuto gospodarskih problema koji se mogu nastaviti na neodređeno vrijeme na namučiti kako Europske zajednice i Kina. Proizvodnja Low-cost strane OPEC nastavio s maksimalnim kapacitetom, učinkovitost proizvodnje iz američkih škriljaca i dalje poboljšati, i ruski izvoz bilo naredjeno da čak i ispod troškova proizvodnje, kao jedini izvor tvrdi valute. [107] Tu je i mogućnost da postoji pojavit će se međunarodni sporazum o uvođenju mjera za ograničavanje sagorijevanje ugljikovodika u nastojanju da ograniči porast globalne temperature nominalne 2 ° C da konsenzualno postoji mogućnost da se ograniči oštećenja okoliša na podnošljivih razina. [108] Rapid tehnološki napredak je postignut na smanjiti troškove konkurentnih obnovljivih izvora energije. [109] Stoga, ne postoji konsenzus o tome kada, ako ikada, cijene nafte su plaćene proizvođača može značajno oporaviti. [107] [109] [110]

Detaljan akademsku studiju o posljedicama za proizvođače različitih ugljikovodičnih goriva zaključen je početkom 2015. godine da je trećina svjetskih zaliha nafte, pola rezervi plina i više od 80% tekućih rezervi ugljena treba ostati pod zemljom od 2010. do 2050. godine, kako bi se zadovoljili meta 2 ° C. Stoga je nastavio istraživanje i razvoj rezervi bilo bi suvišno potrebama. Kako bi zadovoljili C cilj 2 °, jake mjere će biti potrebno za suzbijanje potražnje, kao što je znatan ugljični porez ostavljajući nižu cijenu za proizvođača iz manjem tržištu. Utjecaj na proizvođače u Kanadi će biti daleko veći nego u US Open-pit rudarstvo prirodnog bitumena u Kanadi će uskoro pasti na zanemarive razine nakon 2020. godine u svim razmatrane scenarije, jer to je znatno manje ekonomski od drugih metoda proizvodnje. [111] [112] [113]

Problemi zaštite okoliša [ uredi ]

Vidi također: utjecaj na okoliš athabasca bitumenskog pijeska i utjecaj na okoliš naftnoj industriji

File: Rudarstvo kanadske nafte Sands.ogv

Satelitske slike pokazuju rast jame rudnika preko Kanade bitumenskog pijeska između 1984. i 2011. godine.

U njihovom 2011. naručila izvješće pod nazivom "Prudent razvoj: ostvarivanje potencijala Sjeverne Amerike Obilje prirodnog plina i nafte resursa", rekao je Nacionalni naftni vijeće , savjetodavno povjerenstvo za američkog ministra energetike, priznao zdravstvene i sigurnosne probleme u vezi pijesaka ulja koji uključuju "količine vode potrebne za generiranje pitanja voda izvor, uklanjanje preopteretiti za površinskim kopovima može fragmentiraju divljih životinja staništa i povećati rizik od erozije tla ili površinskih run-off događanja na obližnje vodovodnih sustava;. stakleničkih plinova i ostalih emisija u zrak iz proizvodnje" [ 114]

Pijesak nafte ekstrakcije mogu utjecati na zemlju kad bitumen početku je minirano, vodnih resursa po zahtjevu za velikim količinama vode tijekom odvajanja ulja i pijeska, a zraku zbog oslobađanja ugljičnog dioksida i drugih štetnih emisija. [115] Heavy metale kao prirodno prisutan u bitumenskog pijeska i može koncentrirati postupka ekstrakcije. [116] utjecaja na okoliš uzrokovan vađenje nafte pijesak često kritiziran od strane grupe za zaštitu okoliša, kao što su Greenpeace , Klima Reality Project , Pembina instituta , 350.org , MoveOn.org , Liga očuvanja birača , Patagoniji , Sierra Cluba , a energetski koalicije . [117] [118] posebno, kontaminacija živinim je pronađeno oko proizvodnje nafte pijesaka u Alberta, Kanada. [119] Europska unija je pokazala da se može glasati za označavanje ulje pijesaka ulje kao "vrlo zagađuju". Iako ulje pijesaka izvoz u Europu su minimalne, pitanje je izazvalo trenje između EU-a i Kanade. [120] Prema Kalifornija-temeljen Jacobs savjetovanja , Europska unija koristi netočne i nepotpune podatke u dodjeljivanjem visoki stupanj stakleničkih plinova na benzin izvedene od Alberta je oilsands. Također, Iran, Saudijska Arabija, Nigerija i Rusija ne daju podatke o tome koliko prirodni plin se ispušta preko plamteći ili ispuštanjem u postupku ekstrakcije ulja. Izvješće Jacobs je istakao da dodatna emisija ugljičnog dioksida iz ulja pijeska sirove nafte su 12 posto viši nego iz redovne sirove nafte, iako je bio dodijeljen GHG rejting 22% iznad konvencionalne mjerilo strane EU-a. [121] [122] 

U 2014. rezultatima istraživanja objavljenom u Proceedings of the National Academy of Sciences pokazala je da se službena izvješća o emisijama nisu bili dovoljno visoka. Autori izvješća naveo da "emisije organskih tvari s potencijalne toksičnosti za ljude i okoliš su glavna briga oko brzog industrijskog razvoja u athabasca ulje pijesaka regiji (AOSR)." Ovo istraživanje je pokazalo da pljeva bare su posredni put transport nekontrolirano oslobađanje isparljive emisije tri zastupnička policiklički aromatski ugljikovodik (PAH) s ( fenantren , piren , i benzo (a) pirena ) i da su te emisije je prethodno neprijavljen. [123] [124]

Upravljanje Onečišćenje zraka [ uredi ]

Alberta Vlada izračunava se indeks kakvoće zraka Health (AQHI) od senzora u pet zajednica u ulje pijesaka regiji, koji se aktiviraju pod "partner" pod nazivom Wood Buffalo udruge za zaštitu okoliša (WBEA). Svaki od svojih 17 stalno mjernih postaja mjeri od 3 do 10 kakvoće zraka parametara među ugljičnog monoksida (CO), sumporovodik ( H 

2 S ), ukupno smanjeni sumpora (TRS), amonijak ( NH 

3 ), dušičnog oksida (NO), dušikov dioksid ( NO 

2 ), dušikovi oksidi (NO x ), ozon ( O 

3 ), čestica (PM2,5), sumporni dioksid ( SO 

2 ), ukupne ugljikovodike (THC), te metan / nemetanski ugljikovodici ( CH 

4 / NMHC). [125] Ta AQHI su, kako pokazuju "nizak rizik" 'kvalitetu zraka više od 95% vremena. [126] Prije 2012. godine, praćenje zraka pokazali značajno povećanje u prelaženja sumporovodik ( H 

2 s ) i u Fort McMurray području te u blizini ulje pijesaka upgraders. [127] u 2007, Alberta vlada izdala nalog za zaštitu okoliša kako bi Suncor odgovor na brojnim prilikama kad je koncentracija na razini tla za H 

2 s ) prekoračeni standardi. [128] Alberta sustav okolnog zraka Data Management (AAADMS) od čistog zraka strateški savez [129] (aka CASA Data Warehouse) bilježi da je tijekom godinu koja je završila 1. studenoga 2015. bilo je 6 po satu izvješća o vrijednostima koje prelaze granicu od 10 ppb za H 

2 s , a četiri u 2013. godini, u usporedbi s 11 u 2014. godini, a 73 u 2012. [130]

U rujnu 2015. Pembina institut objavio je kratki izvještaj o "nedavnom val mirisa i kvalitete zraka zabrinutosti u sjevernom Alberta povezan sa širenjem razvoja oilsands", kontrastne odgovore na ta pitanja u rijeci za mir i Fort McKay . U Fort McKay, kvaliteta zraka aktivno rješavati dionici zastupljene u WBEA, dok je rijeka mira zajednica mora osloniti na odgovoru Alberta Energy regulatoru . U nastojanju da se identificiraju izvore štetne mirise u Fort McKay zajednici, Fort McKay indeks kakvoće zraka je osnovana, koja se širi pokrajinski kvalitete zraka Index Zdravlje uključiti mogućih suradnika na problem: SO 

2 , TRS i THC. Usprkos ovim prednostima, još je postignut napredak u remediating problema neugodnih mirisa u zajednici rijeke Mir, iako tek nakon neke obitelji već napustili svoje domove. Miris briga u Fort McKay su prijavili da ostane neriješeno. [131]

Korištenje zemljišta i gospodarenje otpadom [ uredi ]

Veliki dio ulje pijesaka rudarskih operacija uključuje čišćenje stabala i kist s web-mjesta i uklanjanju preopteretiti - površinskog sloja tla, muskeg, pijeska, gline i šljunka -. Koji sjedi na vrhu ulje pijesaka depozita [132] Potrebni su oko 2,5 tona naftnih pijesaka proizvesti jedan barel nafte (oko ⅛ od tone). [133] Kao uvjet za licenciranje, projekti su potrebni za provedbu reklamacije plana. [134] rudarstvu tvrdi da je sjeverni šuma na kraju će kolonizirati iskrčeno zemljišta, ali njihovi postupci su masivni i rad na dugoročnim vremenskim okvirima. Od 2013. godine, oko 715 četvornih kilometara (276 kvadratnih mi) zemljišta u ulje pijesaka regiji je poremećen, a 72 km 2 (28 sq mi) te zemlje je pod reklamaciju. [135] U ožujku 2008. godine, Alberta izdaje prvi ikad ulje pijesaka melioracija certifikat Syncrude za 1,04 četvornih kilometara (0,40 kvadratnih milja) parcela zemljišta poznat kao Gateway Hill oko 35 km (22 milja) sjeverno od Fort McMurray. [136] Nekoliko reklamacije potvrda prijave za bitumenskog pijeska projekte se očekuje u roku od 10 godina. [137]

Upravljanje vodama [ uredi ]

Između 2 i 4,5 jedinice volumena vode se koriste za izradu svake jedinici volumena sintetička sirove nafte u ex-situ rudarskog rada. Prema Greenpeace, kanadski ulje pijesaka operacija koristiti 349 × 10 6 m 3 / a (12,3 × 10 9 cu ft / a) vode, dva puta je količina vode koja se koristi od strane grada Calgary . [138] Međutim, u SAGD operacije, 90-95% vode se reciklira i samo oko 0,2 jedinice volumena vode se upotrebljava po jedinici volumena bitumena proizvedeni. [139]

Za athabasca naftni pijesak poslovanje vodi se opskrbljuje iz rijeke athabasca, deveti najduže rijeke u Kanadi. [140] Prosječna protok samo nizvodno od Fort McMurray je 633 m 3 / s (22,400 cu ft / s) s najvećom dnevni prosjek mjerenje 1.200 m 3 / s (42.000 cu ft / s). [141] [142] bitumenskog pijeska industrije izdvajanja dozvola vode iznosi oko 1,8% od toka rijeke athabasca. Stvarna uporaba u 2006. godini iznosio je oko 0,4%. [143] Osim toga, u skladu s okvirom upravljanja vodama za donji athabasca rijeke, tijekom razdoblja niskog protok rijeke potrošnje vode iz rijeke athabasca je ograničen na 1,3% prosječne godišnje toka. [ 144]

U prosincu 2010., ulje Sands Savjetodavno povjerenstvo, koju je naručio bivši ministar okoliša Jim Prentice, pokazalo je da je sustav u mjesto za praćenje kakvoće voda u regiji, uključujući i rad na monitoring program za regionalnu Aquatic je Alberta Water Research Institute, kumulativni okoliša Udruženje za upravljanje i drugih, bio je parče i treba postati više sveobuhvatan i koordinirani. [145] [146]

Emisije stakleničkih plinova [ uredi ]

Proizvodnja bitumena i sintetičkih sirove nafte emitira više stakleničkih plinova od proizvodnje konvencionalne nafte. Iz 2009. Studija konzultantske tvrtke IHS HERA Procjenjuje se da će proizvodnja iz Kanade naftnih pijesaka emitira "oko 5% do 15% više ugljičnog dioksida, preko" dobro-to-kotačima "(WTW) doživotno analizu goriva, nego prosječne sirove nafte ". [147] Autor i istraživački novinar David Strahan iste godine izjavio da IEA brojke pokazuju da je emisija ugljičnog dioksida iz pijesaka nafte su 20% veće od prosječnih emisija iz naftne proizvodnje. [148]

Stanford University Studija koju je naručio EU-a u 2011. godini otkrili da ulje pijesaka sirova je koliko 22% više ugljičnog intenzivnija od drugih goriva. [149] [150]

Greenpeace kaže da je ulje pijesaka industrija je identificiran kao najveći doprinos emisijama stakleničkih plinova rastu u Kanadi, kao i račune za 40 milijuna tona CO 

2 emisija godišnje. [151]

Prema kanadskoj udruga naftnih producenata i okoliš Kanadi industrijska aktivnost poduzeta proizvoditi ulje pijesaka čine oko 5% kanadskih emisija stakleničkih plinova, odnosno 0,1% globalne emisije stakleničkih plinova. On predviđa ulje pijesaka će rasti kako bi se 8% kanadskih emisija stakleničkih plinova do 2015. godine [152] Dok su emisije za proizvodnju industrijske aktivnosti po barelu bitumena proizvedenih smanjena za 26% u odnosu na desetljeće 1992-2002, ukupne emisije iz proizvodnog aktivnosti bile očekuje se da će se povećati zbog većih razina proizvodnje. [153] [154] od 2006. godine, kako bi se proizveo jedan barel nafte iz pijeska nafte objavljen gotovo 75 kilograma (165 lb) stakleničkih plinova s ukupnim emisijama procjenjuje da je 67 megatonnes (66000000 duge tona ; 74.000.000 kratkih tona ) godišnje do 2015. godine [155] . studija IHS CERA otkrili da goriva izrađene od kanadske nafte pijesaka rezultiralo znatno niže emisije stakleničkih plinova nego mnogi često citirane procjene [156] 2012 studija koju Swart i Weaver procjenjuje se da samo ako ekonomski održiva rezerve od 170 Gbbl (27 × 10 9 m 3 ) ulje pijesaka je izgorio, globalna srednja temperatura će se povećati za 0,02 do 0,05 ° C. Ako je cijeli ulje-u-mjesto od 1.8 bilijuna barela su se spaljeni, predviđeno povećanje globalne prosječne temperature je 0,24 do 0,50 ° C. [157] Bergerson et al. utvrđeno da dok su emisije WTW može biti veća od nafte, to je niža emitiraju bitumenskog pijeska slučajevima može nadmašiti veća emitira uobičajene slučajeve sirove . [158]

Za offset emisija stakleničkih plinova iz pijesaka ulja i drugdje u Alberta, izdvajanje emisije ugljičnog dioksida unutar iscrpljena ležišta nafte i plina je predložen. Ova tehnologija je naslijedio od povećanja iscrpka nafte metode. [159] U srpnju 2008. godine, Alberta vlada najavila fond 2 milijarde C $ za podršku zaplena projekata u Alberta elektrane i bitumenskog pijeska ekstrakcije i unaprjeđenje institucija. [160] [161] [162 ]

U studenom 2014. godine, Fatih Birol je glavni ekonomist iz Međunarodne agencije za energiju , opisao emisiju dodatnih stakleničkih plinova iz Kanade bitumenskog pijeska kao "vrlo niska". IEA prognozira da će u sljedećih 25 godina proizvodnja nafte pijesaka u Kanadi će se povećati za više od 3 milijuna barela dnevno (480.000 m 3 / d), ali dr Birol je rekao: "emisije ove dodatne proizvodnje jednak je samo 23 sata od emisija Kine . - ni jedan dan " IEA se pripisuje odgovornost za borbu protiv klimatskih promjena, ali dr Birol je rekao da provede malo vremena brinući se o smanjenju emisije ugljičnog dioksida iz naftnih pijesaka. "Postoji puno rasprava o bitumenskog pijeska projekata u Kanadi i Sjedinjenim Američkim Državama i drugim dijelovima svijeta, ali da budem iskren, dodatne emisije CO2 dolazi iz pijeska nafte je iznimno niska". Dr. Birol je priznao da postoji ogromna razlika u mišljenju o tijeku djelovanja u vezi s klimatskim promjenama, ali je dodao: "Nadam se da su svi ti reakcije temelje se na znanstvenim činjenicama i zvuka analize." [163] [164]

U 2014. godini, SAD Kongresne službe za istraživanje objavila je izvješće u pripremi za donošenje odluke o dozvolila gradnju Keystone XL naftovoda . U izvješću se navodi u dijelu: "Kanadski bitumenskog pijeska nafte su općenito više stakleničkih plinova emisija intenzivno od drugih nafti mogu istiskuju u američkim rafinerijama, a emitiraju se procjenjuje, 17% više stakleničke plinove na bazi životnog ciklusa od prosječnog barel nafte rafiniranog u SAD-u ". [165]

Vodeni svijet deformacije [ uredi ]

Postoji konfliktna istraživanja o učincima razvoja naftnih pijesaka na biljni i životinjski svijet. U 2007. Okoliš Kanada završio je studiju koja pokazuje visoke stope deformiteta u ribljim embrijima izloženi pijesaka nafte. David W. Schindler , A limnologist sa Sveučilišta Alberta , koautor studije o doprinosu Alberta je bitumenskog pijeska 'od aromatskih policikličkih spojeva , od kojih su neki poznati karcinogeni , do rijeke athabasca i njenih pritoka. [166] Znanstvenici, lokalni liječnici i stanovnici podržali pismu upućenom premijeru u rujnu 2010. kojom se poziva na neovisnu studiju jezera Athabasca (što je niže od ulje pijesaka) kako bi se pokrenuo zbog porasta deformacija i tumora koje se nalaze u ribe ulovljene tamo. [167]

Glavnina istraživanja koja brani razvoj bitumenskog pijeska vrši Regionalni za vodene sportove za praćenje programa (rampa). INTEGRATORI studije pokazuju da deformiteta cijene su normalne u odnosu na povijesnim podacima i stope deformiteta u rijekama uzvodno od pijeska nafte. [168] [169]

Javno zdravstveni učinci [ uredi ]

Godine 2007., predloženo je da se biljni i životinjski svijet je negativno utjecao pijesaka ulja; Na primjer, losa pronađeni su u studiji 2006. imati kao visok kao 453 puta prihvatljivim razinama arsena u njihovim sustavima, ali kasnije studije spustio to 17 do 33 puta od prihvatljive razine (iako ispod međunarodnih pragova za potrošnju). [170 ]

Zabrinutost su podigli odnose na negativne učinke koje ulje pijesaka imate na zdravlje ljudi, uključujući i veća od normalne stope raka među stanovnicima Fort Chipewyan . [171] Ipak, John O'Connor, liječnik koji je prvotno izvijestili su veće stope raka i ih povezati s razvojem naftnih pijesaka, a potom je istraženo od strane Alberta College liječnika i kirurga . Koledž je kasnije izvijestila da O'Connor izjave sastojao od "mistruths, netočnosti i nepotvrđenim informacijama". [172]

U 2010, Royal Society of Canada objavio izvješće navodi da "trenutno ne postoji vjerodostojan dokaz o izloženosti okoliša od zagađenja iz naftnih pijesaka dosežu Fort Chipewyan na razinama koje se očekuje da uzrokuju povišene ljudske stope raka." [172]

U kolovozu 2011. godine, Alberta vlada pokrenula je pokrajinski zdravstveni studij ispitati postoji li veza između viših stopa raka i emisija uljnih pijesaka. [173]

U izvješću objavljenom u 2014, Alberta je glavni medicinski časnik za zdravstvo, Dr. James Talbot, izjavio je da "Ne postoji jak dokaz za povezanost između bilo kojeg od ovih oblika raka i izloženosti okoliša [na terpijesak]." Umjesto toga, Talbot je sugerirao da su stope raka u Fort Chipewyan , koji su bili nešto veći u usporedbi s pokrajinski prosjek, bili su vjerojatno zbog kombinacije faktora kao što su visoke stope pušenja, pretilosti, dijabetesa i alkoholizam, kao i loših razina cijepljenja ". [172]