الرمال النفطية في أتاباسكا

هذا المقال هو عن رواسب القار. إذا كنت تريد الكثبان الرملية المرئية، انظر أتاباسكا، منتزه المقاطعة للكثبان الرملية. إذا كنت تريد الشركة، انظر أتاباسكا، شركة الرمال النفطية.
الرمال النفطية في أتاباسكا
Athabasca Oil Sands map.png
البلدكندا
المنطقةشمال ألبرتا
بحري/بريبري وتنقيب
الاحداثيات57°01′N 111°39′W / 57.02°N 111.65°W / 57.02; -111.65
المشغـِّلSyncrude، صن‌كور، الكندية للموارد الطبيعية، شل، توتال، إمپريال أويل، پترو كندا، دڤون، هسكي، ستاتويل، نكسن
الشركاءشڤرون، ماراثون، كونوكوفلپس، ب پ، أوكسيدنتال
تاريخ الحقل
الاكتشاف1848
بدء الانتاج1967
الانتاج
انتاج النفط الحالي1٬300٬000 برميل في اليوم (~6٫5×107 طن/a)[1]
احتياطي النفط
المقدر تحت الأرض		133٬000 مليون برميل (~1٫81×1010 طن)[2]
التكوينات المنتجةمكمري، كليرواتر، گراند راپيدز

الرمال النفطية في أتاباسكا" Athabasca "oil sands أو "رمال القار" هي رسوبيات كبيرة من القار أو زيت خام ثقيل جداً، تقع في شمال شرق ألبرتا، كندا – يتركز تقريباً حول بلدة الطفرة، فورت مكمري. هذه الرمال النفطية، المتواجدة أساساً في تكوين مكمري، تتكون من خليط من البتيومين الخام (صيغة شبه صخرية شبه صلبة من النفط الخام)، رمل السليكا ومعادن الطمي والماء. ترسب أتاباسكا هو أكبر خزان معروف للبتيومين الخام في العالم وأكبر ثلاث ترسبات رمال نفطية في ألبرتا، بجانب ترسبات پيس ريڤر المجاور و كولد ليك (الأخير يمتد إلى ساسكاتشوان).[3]

ترقد كل تلك الرسوبيات من الرمال النفطية تحت مساحة 141.000 كم² من الغابات الشمالية وmuskeg (مستنقعات الخث) وتحتوي نحو 1.7 تريليون برميل من البتيومين، الذي يمكن مقارنته حجماً بإجمالي الاحتياطيات المحققة للعالم من النفط التقليدي. وتدرج وكالة الطاقة الدولية الاحتياطيات القابلة للاستخراج اقتصادياً، بأسعار عام 2006 وبتقنيات انتاج النفط غير الاعتيادية، بنحو 178 بليون برميل، أو نحو 10% من تلك المكامن.[3] وأولئك يساهمون في جعل الاحتياطي المحقق الإجمالي لكندا ثالث أكبر احتياطي نفط في العالم، بعد السعودية وحزام أورينوكو الڤنزويلي.[4]

بحلول عام 2009، كانت طريقتا الاستخراج المستخدمتان هما الاستخراج في الموقع، عندما يتواجد البيتومين في أعماق الأرض (وهو ما يشكل 80% من تطوير الرمال النفطية)، والتعدين السطحي أو المفتوح، عندما يكون البيتومين أقرب إلى السطح. ولا يمكن استخراج سوى 20% من البيتومين باستخدام طرق التعدين السطحي،[5] الذي يتطلب حفراً واسع النطاق للأرض باستخدام مجارف هيدروليكية ضخمة وشاحنات نقل ثقيلة سعة 400 طن. ويخلف التعدين السطحي بركاً من المخلفات السامة. على النقيض من ذلك، فإن التعدين في الموقع يستخدم تقنيات أكثر تخصصاً مثل تصريف الجاذبية بمساعدة البخار. "سيتم تطوير 80% من الرمال النفطية في الموقع، وهو ما يمثل 97.5% من إجمالي مساحة سطح منطقة الرمال النفطية في ألبرتا".[6] عام 2006، كان رواسب أتاباسكا هي خزان الرمال النفطية الكبير الوحيد في العالم والذي كان مناسبًا للتعدين السطحي على نطاق واسع، على الرغم من أن معظم هذا الخزان لا يمكن إنتاجه إلا باستخدام تكنولوجيا الإنتاج في الموقع التي تم تطويرها مؤخرًا.[4]

يزعم المنتقدون أن التدابير التي اتخذتها الحكومة والصناعة للحد من المخاطر البيئية والصحية التي تفرضها عمليات التعدين واسعة النطاق غير كافية، مما يتسبب في أضرار غير مقبولة للبيئة الطبيعية ورفاهية الإنسان.[7][8] كثيراً ما كانت المناقشة الموضوعية للتأثيرات البيئية محاطة بالحجج المتضاربة من جانب الصناعة وجماعات المناصرة.[9][10][11]

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

التاريخ

انظر أيضاً: تاريخ صناعة النفط في كندا (الرمال النفطية والنفط الثقيل)

سُميت الرمال النفطية في أتاباسكا على اسم نهر أتاباسكا الذي يخترق قلب الرواسب، ويمكن ملاحظة آثار النفط الثقيل بسهولة على ضفاف النهر. تاريخيًا، كان البيتومين يستخدم من قبل شعبي الكري والدن الأصليين لعزل زوارقهم عن المياه.[12] تقع رواسب النفط ضمن حدود المعاهدة 8، وتشارك العديد من الأمم الأولى في المنطقة في الرمال.


التاريخ المبكر

الرمال النفطية في أتاباسكا على ضفاف النهر، حوالي عام 1900.

لفتت الرمال النفطية في أتاباسكا انتباه تجار الفراء الأوروپيين لأول مرة عام 1719 عندما أحضر وا-پا-سو، وهو تاجر من شعب الكري، عينة من الرمال البيتومينية إلى مقر شركة خليج هدسون في مصنع يورك على خليج هدسون حيث كان هنري كلسي مديرًا للشركة. وفي عام 1778، أصبح پيتر پوند، وهو تاجر فراء آخر ومؤسس شركة نورث وست المنافسة، أول أوروپي يرى رواسب أتاباسكا بعد استكشاف ميناء ميثي الذي سمح بالوصول إلى موارد الفراء الغنية في نظام أتاباسكا النهري من مستجمع مياه خليج هدسون.[13]

عام 1788، كتب تاجر الفراء ألكسندر مكنزي، الذي اكتشف فيما بعد نهر مكنزي والطرق المؤدية إلى المحيطين المتجمد الشمالي والهادي: "على بعد حوالي 39 كيلومتراً من الشوكة (نهري أتاباسكا وكليرووتر) توجد بعض النوافير البيتومينية التي يمكن إدخال عمود يبلغ طوله 6.1 مترًا فيها دون أدنى مقاومة. يكون البيتومين في حالة سائلة وعندما يختلط بالصمغ، المادة الراتينجية التي يتم جمعها من شجر الپيسية، فإنه يستخدم في لصق زوارق الهنود". وتبعه عام 1799 صانع الخرائط ديڤد طومسون وفي عام 1819 ضابط البحرية البريطانية جون فرانكلين.[14]

عام 1926، حصل كارل كلارك من جامعة ألبرتا على براءة اختراع لعملية فصل الماء الساخن والتي كانت بمثابة مقدمة لعمليات الاستخلاص الحراري الحالية. وقد حققت عدة محاولات لتطبيقها درجات متفاوتة من النجاح.

كان جورج ناومان رائداً في اكتشاف واستخدام الغاز الطبيعي، حيث بدأ في استخدام الغاز الطبيعي منذ عام 1940 تقريباً.

الرمال النفطية الكندية الكبرى

مقال رئيسي: صن‌كور

إن الرمال النفطية، التي يبلغ سمكها عادة ما بين 40 و60 متراً وتقع فوق صخور الحجر الجيري المسطحة نسبياً، يسهل الوصول إليها نسبياً. فهي تقع تحت 1 إلى 3 أمتار من مستنقع المسك المغمور بالمياه، و0 إلى 75 متراً من الطين والرمال القاحلة. ونتيجة لسهولة الوصول إليها، كان أول منجم للرمال النفطية في العالم في أتاباسكا.

بدأ الإنتاج التجاري للنفط من رمال أتاباسكا النفطية عام 1967، مع افتتاح مصنع الرمال النفطية الكندية الكبرى (GCOS) في فورت مكمري. كان أول مشروع رمال نفطية تشغيلي في العالم، مملوك ومدار من قبل الشركة الأم الأمريكية، صن أويل. عند الإفتتاح الرسمي للمصنع الذي تبلغ تكلفته 240 مليون دولار أمريكي بطاقة 45.000 برميل يوميًا، كان ذلك بمثابة بداية التطوير التجاري للرمال النفطية في أتاباسكا. عام 2013، أدرج رجل الصناعة المدرج على مكنزي-براون ج. هوارد پيو كواحد من أصحاب الرؤى الستة الذين أسسوا صناعة لارمال النفطية في أتاباسكا.[15] بحلول وقت وفاته عام 1971، صنفت مجلة فوربس عائلة پيو كواحدة من أغنى ست عائلات في أمريكا.[16]

أنتجت الرمال النفطية الكندية الكبرى (التي كانت آنذاك تابعة لشركة صن أويل لكنها حالياً مدمجة في شركة مستقلة تُعرف باسم صن‌كور إنرجي) 30.000 برميل يوميًا من النفط الخام الصناعي.[17]

في عام 1979، أسست صن أويل شركة صن‌كور من خلال دمج مصالحها في مجال التكرير والتجزئة في كندا مع شركة الرمال النفطية الكندية الكبرى ومصالحها التقليدية في مجال النفط والغاز. وفي 1981، اشترت حكومة أونتاريو حصة 25% في الشركة لكنها تخلصت منها عام 1993. وفي 1995، تخلصت صن أويل أيضًا من مصالحها في الشركة، على الرغم من أن صن‌كور احتفظت بعلامة صنوكو التجارية للبيع بالتجزئة في كندا. واستغلت صن‌كور هاتين العمليتين لتصبح شركة عامة مستقلة قابضة.

استمرت صن‌كور في النمو وواصلت إنتاج المزيد والمزيد من النفط من عملياتها في الرمال النفطية بغض النظر عن أسعار السوق المتقلبة، وفي النهاية أصبحت أكبر من شركتها الأم السابقة. عام 2009، استحوذت صن‌كور على شركة النفط المملوكة للحكومة الكندية سابقًا، پترو-كندا،[18][19] الذي حول صن‌كور إلى أكبر شركة نفط كندية وواحدة من أكبر الشركات الكندية بصفة عامة. صن‌كور إنرجي الآن هي شركة كندية غير تابعة تمامًا لشركتها الأم الأمريكية السابقة. أصبحت صن أويل تُعرف باسم صنوكو، لكنها تركت لاحقًا أعمال إنتاج وتكرير النفط، ومنذ ذلك الحين أصبحت موزعًا للگازولين بالتجزئة مملوكًا لشركة إنرجي ترانسفير پارتنرز في دالاس، تكساس. في كندا، حولت صن‌كور إنرجي جميع محطات صنوكو (التي كانت جميعها في أونتاريو) إلى مواقع پترو-كندا من أجل توحيد جميع عمليات البيع بالتجزئة في المصب تحت راية پترو-كندا والتوقف عن دفع رسوم الترخيص للعلامة التجارية صنوكو. على الصعيد الوطني، مورد منتجات المنبع والشركة الأم لپترو-كندا هو صن‌كور إنرجي. تواصل صن‌كور إنرجي تشغيل موقع بيع بالتجزئة واحد فقط لصنوكو في أونتاريو.[20]

سن‌كرود

مقال رئيسي: سن‌كرود

أصبح الحجم الحقيقي لرواسب الرمال النفطية الكندية معروفًا في السبعينيات. افتتح منجم سن‌كرود عام 1978 وهو الآن أكبر منجم (من حيث المساحة) في العالم، حيث تغطي المناجم مساحة 140.000 كيلومتر مربع.[21] (على الرغم من وجود النفط تحت 142.200 كيلومتر مربع، والذي قد يتأثر بالحفر والاستخراج في الموقع، إلا أنه من المحتمل تعدين 4.800 كيلومتر مربع فقط من السطح، وتم تعدين 904 كيلومتر مربع حتى الآن).

أزمة النفط 1973

مقال رئيسي: أزمة النفط 1973

أعاق انخفاض أسعار النفط العالمية التطوير، والمنجم الثاني، الذي يديره كونسورتيوم سن‌كرود، لم يبدأ العمل حتى عام 1978 بعد أن أشعلت أزمة النفط 1973 اهتمام المستثمرين.

أزمة الطاقة 1979

مقال رئيسي: أزمة الطاقة 1979

ومع ذلك، تراجعت سعر النفط بعد ذلك، وعلى الرغم من أن أزمة الطاقة 1979 تسببت في ارتفاع أسعار النفط إلى الذروة مرة أخرى، خلال الثمانينيات، إلا أن انخفاضت أسعار النفط إلى مستويات منخفضة للغاية تسببت في تقلص صناعة النفط بشكل كبير.

انتاج الرمال النفطية في القرن 21

في مطلع القرن 21، بدأ تطوير الرمال النفطية في كندا، مع التوسع في منجم صن‌كور، ومنجم جديد وتوسعة في سن‌كرود، ومنجم جديد لرويال دتش شل مرتبط بمشروعها الجديد سكوتفورد أپگريدر بالقرب من إدمونتون. أضيفت ثلاثة مشاريع جديدة كبيرة لتصريف الجاذبية بمساعدة البخار (SAGD) - فوستر كريك، وسورمونت، ومكاي ريڤر - من قبل شركات مختلفة، والتي تم شراؤها جميعًا منذ ذلك الحين من قبل شركات أكبر.[22]

بدأ تشغيل منجم شل كندا الثالث عام 2003. ومع ذلك، ونتيجة لارتفاع أسعار النفط منذ 2003، توسعت المناجم القائمة بشكل كبير ويتم التخطيط لمناجم جديدة. وفقًا لمجلس الطاقة والمرافق في ألبرتا، كان إنتاج البيتومين الخام في رمال أتاباسكا النفطية عام 2005 على النحو التالي:

انتاج 2005 م³/يومياً برميل/يومياً
منجم صن‌كور 31,000 195,000
منجم سن‌كرود 41,700 262,000
منجم شل كندا 26,800 169,000
المشاريع في الموقع 21,300 134,000
الإجمالي 120,800 760,000

اعتبارًا من 2006، زاد إنتاج الرمال النفطية إلى 1.126 مليون برميل يومياً. كانت الرمال النفطية مصدر 62% من إجمالي إنتاج النفط في ألبرتا و47% من إجمالي النفط المنتج في كندا.[23] اعتبارًا من 2010، زاد إنتاج الرمال النفطية إلى أكثر من 1.6 مليون برميل يوميًا، حيث أُنتج 53% من هذا عن طريق التعدين السطحي و47% عن طريق التعدين في الموقع. تعتقد حكومة ألبرتا أن هذا المستوى من الإنتاج قد يصل إلى 3.5 مليون برميل يوميًا بحلول عام 2020 وربما 5 مليون برميل يوميًا بحلول عام 2030.[24]

عام 2012، بلغ الإنتاج الفعلي للنفط من الرمال النفطية 1.8 مليون برميل يومياً.[25]

النقل

تعد كندا أكبر مصدر للنفط الذي تستورده الولايات المتحدة، حيث تزودها بما يقرب من مليون برميل يوميًا من مصادر الرمال النفطية. كي‌ستون إكس إل، وهو خط أنابيب من ألبرتا إلى مصافي ساحل الخليج قيد الدراسة،[26] كما هو الحال مع مشروع نورذن گيتواي إلى كيتيمات، كولومبيا البريطانية، والذي سيتم بناؤه بواسطة إنبردج، مشغل نظام خطوط أنابيب إنبردج الذي يخدم المنطقة أيضًا.[27] يعتقد مراقبو الصناعة أنه قد تكون هناك طاقة فائضة في خطوط الأنابيب.[28] قدمت كيندر مورگان اقتراحًا آخر لإنشاء خط أنابيب على الساحل الغربي، بينما تقترح إنبردج أيضًا إنشاء خط أنابيب إلى مصافي التكرير في مونتريال وربما إلى محطة في پورتلاند، مين، بالإضافة إلى توسيع خط الأنابيب الحالي إلى شيكاغو.[29] ومن المتوقع أن يتم التخطيط للمعارضة البيئية ومعارضة الأمم الأولى لجميع هذه المشاريع.[30]

الانتاج المستقبلي

اعتبارًا من ديسمبر 2008، قامت الجمعية الكندية لمنتجي النفط بمراجعة توقعاتها للنفط الخام للفترة 2008-2020 لتشمل إلغاء المشاريع وتخفيضها نتيجة لانخفاض الأسعار في النصف الثاني من عام 2008. وتوقعت التوقعات المنقحة أن يستمر إنتاج الرمال النفطية الكندية في النمو، لكن بمعدل أبطأ مما كان متوقعًا سابقًا. ستكون هناك تغييرات طفيفة في إنتاج الفترة 2008-2012، لكن بحلول عام 2020 قد يكون الإنتاج أقل بمقدار 300.000 برميل يومياً من توقعاتها السابقة. وهذا يعني أن إنتاج الرمال النفطية الكندية سوف ينمو من 1.2 مليون برميل يومياً عام 2008 إلى 3.3 مليون برميل يومياً عام 2020، وأن إجمالي إنتاج النفط الكندي سوف ينمو من 2.7 إلى 4.1 مليون برميل يومياً عام 2020.[31] وحتى مع الأخذ في الاعتبار إلغاء المشاريع، فإن هذا من شأنه أن يضع كندا بين أكبر أربع أو خمس بلدان منتجة للنفط في العالم بحلول عام 2020.

في أوائل ديسمبر 2007، أعلنت ب پ ومقرها لندن وهسكي إنرجي ومقرها كلگاري عن شركة محاصة بنسبة 50%-50% لإنتاج وتكرير البيتومين من رمال أتاباسكا النفطية. ستساهم ب پ بمصفاتها في توليدو، أوهايو، بينما ستساهم هسكي بمشروعها رمال صنرايز النفطية. كان من المقرر أن تبدأ صنرايز في إنتاج 60.000 برميل يومياً من البيتومين عام 2012 وقد تصل إلى 200.000 برميل يومياً بحلول 2015-2020. ستعدل بي بي مصفاة توليدو لمعالجة 170.000 برميل يومياً من البيتومين مباشرة إلى منتجات مكررة. من شأن شركة المحاصة أن تحل مشكلات كلتا الشركتين، حيث كانت هسكي تعاني من نقص في القدرة على التكرير، ولم يكن لشركة ب پ أي وجود في قطاع الرمال النفطية. كان هذا بمثابة تغيير في الاستراتيجية بالنسبة لشركة ب پ، حيث كانت الشركة تقلل تاريخيًا من أهمية الرمال النفطية.[32]

في منتصف ديسمبر 2007، أعلنت كونوكو فيلپس عزمها زيادة إنتاجها من الرمال النفطية من 60.000 برميل يومياً إلى مليون برميل يومياً على مدى السنوات العشرين المقبلة، وهو ما يجعلها أكبر منتج للرمال النفطية من القطاع الخاص في العالم. تحتل كونوكو فيلپس حاليًا أكبر مركز في الرمال النفطية الكندية بأكثر من 4000 كيلومتر مربع تحت التأجير. ومن بين كبار منتجي الرمال النفطية الآخرين الذين يخططون لزيادة إنتاجهم رويال دتش شل (إلى 770.000 برميل يومياً)؛ وسن‌كرود كندا (إلى 550.000 برميل يومياً)؛ صن‌كور إنرجي (حتى 500.000 برميل يومياً) والشركة الكندية للموارد الطبيعية (حتى 500.000 برميل يومياً).[33] وإذا تم تنفيذ كل هذه الخطط، فسوف تتمكن هذه الشركات الخمس من إنتاج أكثر من 3.3 مليون برميل نفط يومياً من الرمال النفطية بحلول عام 2028.


مشروعات الرمال النفطية في أتاباسكا القائمة والمعتمدة (حتى ديسمبر 2011) 2016)[34]
اسم المشروع النوع الشركاء الرئيسيون الانتماء
الوطني 		2016 الإنتاج
(برميل/يومياً)		 الانتاج المزمع
(برميل/يومياً)
ميلنيوم التعدين صن‌كور إنرجي  كندا 501.000 501.000
فورت هيلز — 180.000
فايرباگ SAGD 273.000 398.000
مكاي ريڤر   38.000 58.000
ميلدرد ليك، أورورا التعدين صن‌كور(60%), إمپريال أويل(25%)، صينوپك(9%)، CNOOC(7%) (سن‌كرود)  كندا،  الصين،  الولايات المتحدة 407.000 607.000
جاكپين، مسكگ التعدين شل(10%)، شڤرون(20%)، CNRL(70%)[35] (ألبيان ساندز)  كندا،  المملكة المتحدة/ هولندا،  الولايات المتحدة 255.000 570.000
كيرل التعدين إمپريال أويل(70%)، إكسون موبل(30%)  الولايات المتحدة 220.000 345.000
هوريزون التعدين الكندية للموارد الطبيعية  كندا 197.000 277.000
جاكفش 1 و2، پايك SAGD 105.000 175.000
كيربي 40.000 140.000
فوستر كريك SAGD سينوڤوس إنرجي[36]  كندا 180.000 260.000
كرستينا ليك[37] 160.800 310.000
گراند راپيدز 10.000 180.000
نارو ليك 45.000 130.000
سورمونت SAGD توتال إنرجيز(50%)، كونوكو فيلپس(50%)  فرنسا،  الولايات المتحدة 149.200 206.000
لونگ ليك SAGD نكسن(65%)، أوپتي كندا(35%)[38][39]  الصين[40] 92.000 129.500
صنرايز SAGD هسكي إنرجي(50%)، ب پ(50%)[41]  كندا،  المملكة المتحدة 60.000 200.000
كرستينا ليك SAGD إم إي جي إنرجي  كندا،  الصين 60.000 210.000
مكاي ريڤر SAGD بريون إنرجي  الصين 35.000 150.000
لايسمر SAGD شركة أتاباسكا للنفط  كندا.  الصين 20.000 60.000
هانگستون 12.000 12.000
گريت ديڤايد SAGD كوناتشر للنفط والغاز  كندا 20.000 48.000
ألگار ليك SAGD گريلزي للرمال النفطية  كندا 6.000 12.000
وست إلز SAGD صن شاين للرمال النفطية  الصين 5.000 10.000
بلاكرود SAGD بلاك پيرل للرمال النفطية  كندا 800 80.000
جرمين، سالسكي SAGD لاريسينا إنرجي(60%)، OSUM(40%)  كندا — 270.000[42]
هنگنگستون[43] SAGD JACOS(75%)، CNOOC(25%)  اليابان،  الصين — 20.000
أدڤانسد تريستار SAGD ڤاليو كريشين  كندا — 60.000
بلاك گولد SAGD مؤسسة كوريا الوطنية للنفط  كوريا الجنوبية —  30.000[44]
هول SAGD كاگلير رسورسز  كندا — 10.000
ماسكوا ستيم أند CO2 رنجري للنفط  الصين — 440
الإجمالي 2.891.800 5.638.940


. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

استخلاص القار

مقال رئيسي: الرمال النفطية#عملية الاستخلاص

التعدين السطحي

منذ بدأت شركة الرمال النفطية الكندية الكبرى (صن‌كور حالياً) تشغيل منجمها عام 1967، كان البيتومين يستخرج على نطاق تجاري من الرمال النفطية في أتاباسكا عن طريق التعدين السطحي. توجد في رمال أتاباسكا كميات كبيرة للغاية من البيتومين مغطاة بقليل من العبء الزائد، مما يجعل التعدين السطحي الطريقة الأكثر كفاءة لاستخراجه. يتكون العبء الزائد من مستنقع المسك المحمل بالماء فوق الطين والرمال القاحلة. يبلغ عمق رمال النفط نفسها عادةً من 40 إلى 60 مترًا، وتقع فوق صخور الحجر الجيري المسطحة. في الأصل، كانت الرمال تستخرج باستخدام حفارات السحب وحفارات بعجلة قوادس ونقلها إلى مصانع المعالجة بواسطة السيور الناقلى.

كانت هذه المناجم المبكرة تواجه منحنى تعليمي حاد قبل أن تصبح تقنياتها لاستخراج البيتومين فعالة. وفي السنوات الفاصلة، تم تطوير تقنيات إنتاج أكثر فعالية في الموقع، وخاصة تصريف الجاذبية بمساعدة البخار (SAGD). أصبحت أساليب الإنتاج في الموقع ذات أهمية متزايدة لأن حوالي 20% فقط من الرمال النفطية في أتاباسكا كانت ضحلة بما يكفي لاستخراجها عن طريق التعدين السطحي، وكانت طريقة تصريف الجاذبية بمساعدة البخار على وجه الخصوص فعالة للغاية في استخراج كميات كبيرة من البيتومين بتكلفة معقولة.

في السنوات الأخيرة، تحولت شركات مثل سن‌كرود وصن‌كور إلى عمليات أرخص بكثير باستخدام الجرافات والشاحنات باستخدام أكبر الجرافات القوية (100 طن قصير على الأقل؛ 91 طنًا) والشاحنات القلابة (400 طن قصير؛ 360 طنًا) في العالم.[45]

وقد أدى هذا إلى إبقاء تكاليف الإنتاج عند حوالي 27 دولار أمريكي للبرميل من النفط الخام الصناعي على الرغم من ارتفاع تكاليف الطاقة والعمالة.[46]

بعد الحفر، يضاف الماء الساخن والصودا الكاوية (هيدروكسيد الصوديوم) إلى الرمال، وتُضخ الردغة الناتجة عن طريق الأنابيب إلى مصنع الاستخلاص حيث يتم تحريكه وكشط الزيت من الأعلى.[47] بشرط أن تكون كيمياء الماء مناسبة للسماح للبتومين بالانفصال عن الرمل والطين، فإن الجمع بين الماء الساخن والتحريك يؤدي إلى إطلاق البيتومين من رمل النفط، ويسمح للفقاعات الهوائية الصغيرة بالالتصاق بقطرات البيتومين. تطفو رغوة البيتومين إلى أعلى أوعية الفصل، ثم تُعالج لإزالة الماء المتبقي والمواد الصلبة الدقيقة.

يتطلب إنتاج برميل واحد من النفط (1/8 طن قصير؛ 110 كج) حوالي طنين قصيرين (1.8 طن) من الرمال النفطية. في الأصل، كان يُستخرج حوالي 75% من البيتومين من الرمال. ومع ذلك، تتضمن التحسينات الحديثة لهذه الطريقة وحدات استعادة مخلفات التعدين (TOR) التي تستعيد النفط من المخلفات، ووحدات استعادة المخففات لاستعادة النفتا من الرغوة، ووحدات الترسيب بالصفائح المائلة (IPS) وأجهزة الطرد المركزي القرصية. وتسمح هذه لمصانع الاستخراج باستعادة ما يزيد عن 90% من البيتومين في الرمال. وبعد استخراج النفط، تعاد الرمال المستهلكة والمواد الأخرى إلى المنجم، حيث تُردم في النهاية.

تستخلص تقنية عملية ألبرتا تاسيوك البيتومين من الرمال النفطية من خلال التقطير الجاف. أثناء هذه العملية، يتم تحريك الرمال النفطية عبر أسطوانة دوارة، تكسير البيتومين بالحرارة وإنتاج هيدروكربونات أخف وزناً. على الرغم من اختبار هذه التقنية، إلا أنها لم تدخل الاستخدام التجاري بعد.[48]

تم تطوير العملية الأصلية لاستخراج البيتومين من الرمال بواسطة د. كارل كلارك، بالتعاون مع مجلس أبحاث ألبرتا في العشرينيات.[49] اليوم، يستخدم جميع المنتجين الذين يقومون بالتعدين السطحي، مثل سن‌كرود كندا وصن‌كور إنرجي وألبايان ساندز وما إلى ذلك، نوعًا مختلفًا من عملية استخراج المياه الساخنة لكلارك (CHWE). في هذه العملية، تُستخرج الخامات باستخدام تقنية التعدين في الحفر المفتوحة. ثم يُسحق الخام المستخرج لتقليل الحجم. يضاف الماء الساخن عند درجة حرارة تتراوح بين 50 و80 درجة مئوية إلى الخام وتُنقل الردغة المتشكلة باستخدام خط نقل هيدروليكي إلى وعاء فصل أولي (PSV) حيث يسترد البيتومين عن طريق التعويم على شكل رغوة البيتومين. تتكون رغوة البيتومين المستردة من 60% بيتومين و30% ماء و10% مواد صلبة بالوزن.[50]

يجب تنظيف رغوة البيتومين المستردة لطرد المواد الصلبة والمياه المحتواة لتلبية متطلبات عمليات الترقية اللاحقة. اعتمادًا على محتوى البيتومين في الخام، يمكن استعادة ما بين 90 و100% من البيتومين باستخدام تقنيات الاستخلاص الحديثة بالماء الساخن.[51] بعد استخراج النفط، يتم إرجاع الرمال المستهلكة والمواد الأخرى إلى المنجم، حيث تُردم في النهاية.

تصريف الجاذبية بمساعدة البخار

المقالة الرئيسية: تصريف الجاذبية بمساعدة البخار

تصريف الجاذبية بمساعدة البخار (SAGD) هي إحدى تقنيات الاستخراج محسن للنفط لإنتاج النفط الخام الثقيل والبتومين. وهو شكل متقدم من أشكال تحفيز البخار حيث يتم حفر زوج من الآبار الأفقية في خزان النفط، أحدهما على بعد أمتار قليلة فوق الآخر. يُحقن البخار عالي الضغط باستمرار في بئر السبر العلوي لتسخين النفط وتقليل لزوجته، مما يتسبب في تصريف النفط الساخن إلى البئر السفلي، حيث يُضخ إلى منشأة لاستعادة البيتومين. في السبعينيات اخترع د. روجر بتلر، المهندس في إمپريال أويل من عام 1955 حتى 1982، تصريف بالجاذبية بمساعدة البخار (SAGD). قام بتلر "بتطوير مفهوم استخدام أزواج أفقية من الآبار والبخار المحقون لتطوير رواسب معينة من البيتومين تعتبر عميقة جدًا للتعدين"[52][53]

في الآونة الأخيرة، تم تطوير أساليب "الموقع" مثل تصريف الجاذبية بمساعدة البخار (SAGD) والتحفيز الدوري للبخار (CSS) لاستخراج البيتومين من الرواسب العميقة عن طريق حقن البخار لتسخين الرمال وتقليل لزوجة البيتومين بحيث يمكن ضخه مثل النفط الخام التقليدي.[54]

تتطلب عملية الاستخراج القياسية كميات هائلة من الغاز الطبيعي. واعتبارًا من عام 2007، استخدمت صناعة الرمال النفطية حوالي 4% من إنتاج الغاز الطبيعي في حوض الرواسب بغرب كندا. وبحلول عام 2015، قد تزيد هذه النسبة بمقدار ضعفين ونصف.[55]

بحسب مجلس الطاقة الوطني، يتطلب الأمر حوالي 34 مترًا مكعبًا من الغاز الطبيعي لإنتاج برميل واحد من البيتومين من المشاريع الموجودة في الموقع وحوالي 20 مترًا مكعبًا) للمشاريع المتكاملة.[56] وبما أن برميل النفط المكافئ يعادل نحو 170 متر مكعب من الغاز، فإن هذا يمثل مكسباً كبيراً في الطاقة. وفي هذه الحالة، فمن المرجح أن تعمل الجهات التنظيمية في ألبرتا على خفض صادراتها من الغاز الطبيعي إلى الولايات المتحدة من أجل توفير الوقود لمصانع الرمال النفطية. ولكن مع استنفاد احتياطيات الغاز، فمن المرجح أن يلجأ منتجو النفط إلى تحويل البيتومين إلى غاز لتوليد وقودهم الخاص. وبنفس الطريقة التي يمكن بها تحويل البيتومين إلى نفط خام صناعي، يمكن أيضاً تحويله إلى غاز طبيعي صناعي.

الوقع البيئي

انظر أيضاً: القضايا البيئية المتعلقة باستغلال الرمال النفطية
عمليات التعدين في رمال أتاباسكا النفطية. تظهر الصورة نهر أتاباسكا على بعد حوالي 600 متر من بركة النفايات. صورة التقطتها مرصد الأرض التابع لناسا عام 2009.

يزعم المنتقدون أن التدابير التي اتخذتها الحكومة والصناعة للحد من المخاطر البيئية والصحية التي تفرضها عمليات التعدين واسعة النطاق غير كافية، مما يتسبب في أضرار غير مقبولة للبيئة الطبيعية ورفاهة الإنساني.[7][8]

غالبًا ما كانت المناقشة الموضوعية للوقع البيئي محاطة بحجج مستقطبة من جانب الصناعة ومن جانب جماعات المناصرة.[9][10][11]

حرائق الغابات

تسبب الطقس الحار في تزايد نشاط الحرائق في الأسابيع الأخيرة، مع اندلاع أكثر من 50 حريقًا خارجًا عن السيطرة في ألبرتا.

بسبب الطقس الحار والجاف، في يوليو 2024، اندلعت العشرات من حرائق الغابات الجديدة في جميع أنحاء ألبرتا، بالقرب من الرمال النفطية التي تنتج أكثر من 400.000 برميل نفط يومياً. وبحسب كاي باورنگ المتحدثة باسم إدارة مكافحة الحرائق في ألبرتا إن 47 حريقًا جديدًا اندلع في المقاطعة خلال 24 ساعة الماضية، معظمها جنوب فورت مكمري، عاصمة الرمال النفطية غير الرسمية. وأضافت أن الظروف الجافة من المتوقع أن تستمر خلال 24 ساعة القادمة، مما يسهل انتشار الحرائق. لقد أدت حرائق الغابات في ألبرتا هذا العام إلى خفض إنتاج الرمال النفطية - ثالث أكبر احتياطيات النفط الخام في العالم - وأجبرت على إخلاء جزئي لفورت مكمري في مايو. لقد أدت موجة جديدة من الطقس الحار إلى إشعال نشاط الحرائق في الأسابيع الأخيرة، حيث يوجد أكثر من 50 حريقًا خارجًا عن السيطرة في المقاطعة حاليًا.[57]

اندلع حريق واحد على مساحة ثلاثة هكتارات على بعد حوالي 10 كيلومترات من موقع كرستينا ليك التابع لشركة إم إي جي إنرجي.، والذي أنتج ما يقرب من 100.000 برميل يومياً في مايو، وفقًا لبيانات هيئة تنظيم الطاقة في ألبرتا. اندلع حريق آخر على بعد 10 كيلومترات من قسم من موقع كولد ليك التابع لشركة إمپريال أويل، والذي ينتج 19.000 برميل يومياً، وحريق ثالث قريب من موقع كيربي للرمال النفطية التابع للشركة الكندية للموارد الطبيعية. ساعدت الحرائق في تعزيز أسعار النفط الخام الكندي الثقيل. وانخفض خصم خام وسترن كنديان سلكت عن خام غرب تكساس المتوسط إلى 13.10 دولار للبرميل في 15 يوليو من 14 دولار للبرميل في اليوم السابق.

أوقفت صن‌كور إنرجي الإنتاج من موقعها في فايرباگ قبل أسبوعين، مما أدى إلى خفض الإنتاج من منشأة أنتجت حوالي 231.000 برميل يومياً في مايو. دفع نفس الحريق سنوڤوس إنرجي إلى تسريح بعض العمال من موقعها للرمال النفطية في صنرايز وإمپريال أويل إلى البدء في تسريح العمال غير الأساسيين من منجم كيرل للرمال النفطية. قالت إدارة مكافحة الحرائق في ألبرتا في تحديث لها إن درجات الحرارة التي وصلت إلى 32 درجة مئوية، والرطوبة النسبية المنخفضة والرياح التي تصل سرعتها إلى 30 كيلومترًا في الساعة في شمال شرق ألبرتا قد تساهم في "سلوك حريق متطرف" يستمر خلال الأيام القليلة المقبلة. وقد انتقلت الحرائق التي تؤثر على مواقع إنتاج صن‌كور وسنوڤوس وإمپريال، كما حدث مع حريق غابات خارج عن السيطرة على بعد حوالي 9 كيلومترات إلى الجنوب. كما أثرت الحرائق جنوب غرب فورت مكمري على الإنتاج. وفي نهاية الأسبوع الماضي، قلصت شركة گرين‌فاير ريسورسز مؤقتًا الإنتاج من مواقعها في هنگگستون، والتي تنتج حوالي 23.000 برميل يومياً.

احتياطيات النفط التقديرية

وبحلول عام 2015، استحوذت ڤنزويلا على 18%، والسعودية على 16.1%، وكندا على 10.3% من احتياطيات النفط المؤكدة في العالم، بحسب الكندية للموارد الطبيعية.[58]

عام 2007 قدر مجلس الطاقة والمرافق التابع لحكومة ألبرتا أن حوالي 173 بليون برميل من البيتومين الخام يمكن استخراجها اقتصاديًا من مناطق الرمال النفطية الثلاث في ألبرتا بناءً على التكنولوجيا الحالية آنذاك وتوقعات الأسعار بحسب أسعار السوق لعام 2006 البالغة 62 دولارًا للبرميل لخام غرب تكساس المتوسط، وترتفع إلى 69 دولارًا للبرميل. كان هذا يعادل حوالي 10% من تقديرات 1700 بليون برميل من البيتومين في الموقع. [2] قدرت ألبرتا أن رواسب أتاباسكا وحدها تحتوي على 35 بليون برميل (5.6 × 109 م 3) من البيتومين القابل للتعدين على السطح و98 بليون برميل من البيتومين القابل للاستخراج بالطرق الموجودة في الموقع. كانت تقديرات احتياطيات كندا موضع شك عندما نُشرت لأول مرة، ولكنها الآن مقبولة إلى حد كبير من قِبَل صناعة النفط العالمية. وقد وضع هذا الحجم الاحتياطيات المؤكدة الكندية في المرتبة الثانية على مستوى العالم بعد احتياطيات السعودية.


محطة وموقع منجم ميلدرج ليك التابع لسن‌كرود.

تم إنتاج 3% فقط من احتياطيات البيتومين الخام الأولية منذ بدء الإنتاج التجاري في عام 1967. وبمعدل الإنتاج المتوقع لعام 2015، حوالي 3 مليون برميل يوميًا، فإن احتياطيات الرمال النفطية في أتاباسكا ستستمر لأكثر من 170 عامًا.[59] إلا أن مستويات الإنتاج هذه تتطلب تدفق العمال إلى منطقة كانت حتى وقت قريب غير مأهولة بالسكان إلى حد كبير. وبحلول عام 2007، أدت هذه الحاجة في شمال ألبرتا إلى دفع معدلات البطالة في ألبرتا وكولومبيا البريطانية المجاورة إلى أدنى مستوياتها في التاريخ. وفي مناطق بعيدة مثل المقاطعات الأطلسية، حيث كان العمال يغادرون للعمل في ألبرتا، انخفضت معدلات البطالة إلى مستويات لم نشهدها منذ أكثر من مائة عام.[60]

قد يحتوي موقع حزام أورينوكو في ڤنزويلا على رمال نفطية أكثر من أتاباسكا. ومع ذلك، في حين أن رواسب أورينوكو أقل لزوجة وأسهل إنتاجًا باستخدام التقنيات التقليدية (تفضل الحكومة الڤنزويلية تسميته "نفط ثقيل للغاية")، إلا أنها عميقة للغاية بحيث لا يمكن الوصول إليها عن طريق التعدين السطحي.[61]


. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

الاقتصاد

وعلى الرغم من الاحتياطيات الكبيرة، فإن تكلفة استخراج النفط من الرمال البيتومينية جعلت إنتاج الرمال النفطية غير مربح تاريخياً ــ فتكلفة بيع النفط الخام المستخرج لن تغطي التكاليف المباشرة للاستخراج؛ العمالة لاستخراج الرمال والوقود لاستخراج النفط الخام.

أسعار النفط 1996–2008 (غير معدلة للتضخم).

في منتصف 2006، قدر مجلس الطاقة الوطني الكندي تكلفة تشغيل عملية تعدين جديدة في رمال أثاباسكا النفطية بنحو 9 إلى 12 دولار كندي للبرميل، في حين أن تكلفة عملية SAGD في الموقع (باستخدام آبار أفقية مزدوجة) ستكون من 10 إلى 14 دولار كندي للبرميل.[62] ويُقارن هذا بتكاليف تشغيل آبار النفط التقليدية التي قد تتراوح من أقل من دولار واحد للبرميل في العراق والسعودية إلى أكثر من ستة دولارات في احتياطيات النفط التقليدية في الولايات المتحدة وكندا.

إن التكلفة الرأسمالية للمعدات المطلوبة لاستخراج الرمال ونقلها إلى المعالجة تشكل عاملاً رئيسياً في بدء الإنتاج. وتقدر هيئة الطاقة الوطنية أن التكاليف الرأسمالية ترفع التكلفة الإجمالية للإنتاج إلى 18 إلى 20 دولاراً كندياً للبرميل الواحد لعملية تعدين جديدة و18 إلى 22 دولاراً كندياً للبرميل الواحد لعملية تعدين SAGD. وهذا لا يشمل تكلفة ترقية البيتومين الخام إلى نفط خام صناعي، مما يجعل التكاليف النهائية تتراوح بين 36 إلى 40 دولاراً كندياً للبرميل الواحد لعملية التعدين الجديدة.

وعلى هذا، فرغم أن أسعار النفط الخام المرتفعة تجعل تكلفة الإنتاج جذابة للغاية، فإن الانخفاضات المفاجئة في الأسعار تجعل المنتجين غير قادرين على استرداد تكاليف رأس المال ــ على الرغم من أن الشركات ممولة بشكل جيد ويمكنها تحمل فترات طويلة من الأسعار المنخفضة لأن رأس المال قد تم إنفاقه بالفعل ويمكنها عادة تغطية تكاليف التشغيل الإضافية.

ومع ذلك، فإن تطوير الإنتاج التجاري يصبح أسهل لحقيقة مفادها أن تكاليف الاستكشاف منخفضة للغاية. وتشكل هذه التكاليف عاملاً رئيسياً عند تقييم اقتصاديات الحفر في حقل نفط تقليدي. فموقع رواسب النفط في الرمال النفطية معروف جيداً، ومن السهل عادة تقدير تكاليف الاستخراج. ولا توجد منطقة أخرى في العالم بها رواسب طاقة مماثلة الحجم حيث يكون من غير المرجح أن يتم مصادرة المنشآت من قبل حكومة وطنية معادية، أو أن تتعرض للخطر بسبب حرب أو ثورة.[بحاجة لمصدر]

نتيجة لارتفاع أسعار النفط منذ 2003، تحسنت اقتصاديات الرمال النفطية بشكل كبير. عند سعر عالمي يبلغ 50 دولارًا أمريكيًا للبرميل، قدرت هيئة الطاقة الوطنية أن عملية التعدين المتكاملة ستحقق عائدًا يتراوح بين 16 و23%، في حين أن عملية SAGD ستحقق عائدًا يتراوح بين 16 و 27٪. ارتفعت الأسعار منذ عام 2006، وتجاوزت 145 دولارًا أمريكيًا في منتصف عام 2008 ولكنها انخفضت إلى أقل من 40 دولارًا أمريكيًا نتيجة للأزمة المالية العالمية، وتعافى سعر النفط ببطء وتم إيقاف أو جدولة العديد من المشاريع المخطط لها (المتوقع أن تتجاوز 100 بليون دولار كندي بين عامي 2006 و2015). في عامي 2012 و2013، كان سعر النفط مرتفعًا مرة أخرى، لكن الإنتاج الأمريكي يتزايد بسبب التقنيات الجديدة، في حين أن الطلب على الگازولين ينخفض، لذلك هناك إنتاج زائد من النفط. لكن التعافي الاقتصادي يمكن أن يغير هذا في غضون بضع سنوات.

في الوقت الحاضر، شهدت المنطقة المحيطة بفورت مكمري أكبر تأثير من النشاط المتزايد في الرمال النفطية. وعلى الرغم من وفرة الوظائف، إلا أن المساكن قليلة ومكلفة. غالبًا ما يصل الأشخاص الباحثون عن عمل إلى المنطقة دون ترتيب سكن، مما يؤدي إلى ارتفاع سعر السكن المؤقت. المنطقة معزولة، ولا يوجد بها سوى طريق ذو حارتين، طريق ألبرتا السريع 63، يربطها ببقية المقاطعة، وهناك ضغوط على حكومة ألبرتا لتحسين وصلات الطرق وكذلك المستشفيات والبنية الأساسية الأخرى.[62]

وعلى الرغم من الجهود الحثيثة التي تبذلها الشركات لنقل أكبر قدر ممكن من أعمال البناء خارج منطقة فورت مكمري، وحتى خارج ألبرتا، فإن النقص في العمال المهرة ينتشر إلى بقية المقاطعة..[63] حتى بدون الرمال النفطية، فإن اقتصاد ألبرتا سيكون قوياً للغاية، لكن تطوير الرمال النفطية أدى إلى أقوى فترة من النمو الاقتصادي التي سجلتها مقاطعة كندية على الإطلاق.[64]

الأهمية الجيوسياسية

غالبًا ما تكون رمال أتاباسكا النفطية موضوعًا في محادثات التجارة الدولية، حيث تتفاوض الصين والولايات المتحدة مع كندا للحصول على حصة أكبر من الإنتاج المتزايد بسرعة. ومن المتوقع أن يتضاعف الإنتاج أربع مرات بين عامي 2005 و2015، ليصل إلى 4 مليون برميل يومياً، مع زيادة الأهمية السياسية والاقتصادية. حاليًا، يتم تصدير معظم إنتاج الرمال النفطية إلى الولايات المتحدة.

وقعت پتروتشاينا وإنبردج اتفاقية خط أنابيب بقدرة 400.000 برميل/يومياً من إدمونتون، ألبرتا، إلى ميناء كيتيمات، كلومبيا البريطانية. وإذا تم بناؤه، فسوف يساعد خط الأنابيب في تصدير النفط الخام الصناعي من الرمال النفطية إلى الصين وأماكن أخرى في المحيط الهادي.[65] ومع ذلك، عام 2011، احتج السكان الأصليون والجماعات البيئية على خط الأنابيب المقترح، مشيرين إلى أن إنشائه وتشغيله من شأنه أن يدمر البيئة. كما زعمت جماعات السكان الأصليين أن تطوير خط الأنابيب المقترح ينتهك الالتزامات التي قطعتها حكومة كندا من خلال معاهدات مختلفة وإعلان الأمم المتحدة لحقوق السكان الأصليين.[66] كما سيتم بناء خط أنابيب أصغر إلى جانب المشروع لاستيراد المكثفات لتخفيف البيتومين. وقد اشترت صينوپك، أكبر شركة تكرير وكيماويات في الصين، مؤسسة البترول الوطنية الصينية، أو تخططان لشراء أسهم في شركات تطوير الرمال النفطية الكبرى.

في 20 أغسطس 2009، أصدرت الخارجية الأمريكية تصريحًا رئاسيًا لخط أنابيب ألبرتا كليپر الذي سيمتد من هارديستي، ألبرتا إلى سوپريور، وسكنسن. سيكون خط الأنابيب قادرًا على نقل ما يصل إلى 450.000 برميل من النفط الخام يوميًا إلى المصافي في الولايات المتحدة.[67][68]

الشعوب الأصلية في المنطقة

تشمل الشعوب الأصلية في المنطقة فورت مكـِيْ، الأمة الأولى. وتقع الرمال النفطية نفسها ضمن حدود المعاهدة 8، الموقعة عام 1899، والتي تنص على:

لا يبدو من المرجح أن تتغير ظروف البلاد على جانبي نهري أتاباسكا وسليڤ أو حول بحيرة أتاباسكا بشكل يؤثر على الصيد أو الفخاخ، ومن الآمن أن نقول إنه طالما بقيت الحيوانات ذات الفراء، فإن الغالبية العظمى من الهنود سيستمرون في الصيد ونصب الفخاخ.

— المعاهدة 8

"لقد كان لزاماً علينا أن نؤكد لهم رسمياً أن القوانين الخاصة بالصيد وصيد الأسماك التي تخدم مصالح الهنود والتي تعتبر ضرورية لحماية الأسماك والحيوانات ذات الفراء سوف يتم سنها فقط، وأنهم سوف يتمتعون بنفس الحرية في الصيد وصيد الأسماك بعد المعاهدة كما لو لم يدخلوا فيها أبداً. (...) لا يبدو من المرجح أن تتغير ظروف البلاد على جانبي نهري أثاباسكا وسليف أو حول بحيرة أثاباسكا بحيث تؤثر على الصيد أو اصطياد الحيوانات بالفخاخ، ومن الآمن أن نقول إنه طالما بقيت الحيوانات ذات الفراء، فإن الغالبية العظمى من الهنود سوف يستمرون في الصيد واصطياد الحيوانات بالفخاخ.

— المبجل كلفورد سفتون، المشرف العام على الشؤون الهندية، تقرير مفوضي المعاهدة 8، وينيپگ، مانيتوبا، 22 سبتمبر 1899

شكلت أمة فورت مكـِيْ الأولى العديد من الشركات لخدمة صناعة الرمال النفطية وستقوم بتطوير منجم على أراضيها.[69] تركز المعارضة المتبقية داخل الأمة الأولى على الإدارة البيئية وحقوق الأراضي وقضايا الصحة، مثل ارتفاع معدلات الإصابة بالسرطان في فورت تشيپويان وعثور الصيادون التجاريون على أسماك مشوهة في بحيرة أتاباسكا.

عام 2009 نشرت هيئة مكافحة السرطان في ألبرتا بحثًا عن معدلات الإصابة بالسرطان بين سكان فورت تشيپويان، ألبرتا. في حين تزعم العديد من الشركات أن تطوير الرمال النفطية لا يؤدي إلى وجود نسب مرتفعة من المواد الكيميائية والمواد السامة في المياه، يشير هذا التقرير إلى وجود معدل أعلى بكثير من السرطان داخل هذا المجتمع. كانت هناك العديد من التكهنات حول سبب ارتفاع معدل الإصابة بالسرطان في هذا المجتمع؛ بعض هذه التكهنات تتعلق بالتلوث بالنهر والرمال النفطية بالإضافة إلى تعدين اليورانيوم الذي يجري حاليًا. تشهد هذه المنطقة أكبر إنتاج لليورانيوم في العالم وكذلك على امتداد نهر أتاباسكا، مما يسمح بتلوث النهر بسهولة.[70]

شركات الرمال النفطية

عمليات التعدين المزمعة لإنتاج النفط من قبل شركات مختلفة. البيانات من الجدول أدناه.

توجد حاليًا ثلاث عمليات كبرى لاستخراج الرمال النفطية في المنطقة تديرها شركة سن‌كرود كندا المحدودة، وصنكور إنرجي وألبيان ساندز المملوكة لشركة شل كندا، شڤرون، وماراثون أويل كورپ.

تشمل التطورات الرئيسية للإنتاج أو المزمع إجراءها في الرمال النفطية في أتاباسكا المشروعات التالية:[71]

تشمل التطورات الرئيسية الإنتاجية أو المخطط لها في رمال أثاباسكا النفطية المشاريع التالية

  • منجم ستيپ‌بنك وميلنيوم المملوكان لشركة صنكور إنرجي وينتجان 263.000 برميل/يومياً، ومشروعها في الموقع فايرباگ والذي ينتج 35.000 برميل/يوميأً. وتعتزم الشركة إنفاق 3.2 بليون دولار لتوسيع عمليات التعدين إلى 400.000 برميل/يومياً وإنتاجها في الموقع إلى 140.000 برميل/يومياً بحلول عام 2008.
  • منجم ميلدرد وأوروا المملوكان لشركة سن‌كرود وينتجان 360.000 برميل/يومياً.
  • تدير شل كندا حاليًا منجم نهر موسكگ الذي ينتج 155.000 برميل/يوميأً وسكوتفورد أپگريدر في فورت سسكاتشوان، ألبرتا. وتعتزم شل افتتاح منجم جاكپين الجديد وتوسيع الإنتاج الإجمالي إلى 500.000 برميل/يومياً خلال السنوات القليلة المقبلة.
  • ينتج مشروع لونگ ليك التابع لشركة نكسن حاليًا 70.000 برميل/يوميأً. وقد وُضعت خطط لتوسيعه إلى 240.000 برميل/يومياً. وقد تأخرت خطط التوسع في أوائل عام 2009.
  • كان المقرر أن ينتج منجم هورايزون التابع للشركة الكندية للموارد الطبيعية والذي تبلغ تكلفته 8 بليون دولار، 110.000 برميل/يومياً عند بدء التشغيل في منتصف 2009 ويصل إلى 300.000 برميل/يومياً بحلول 2010.
  • كانت دير كريك إنرجي التابعة لشركة توتال، تدير مشروع SAGD في امتياز جوسلين، حيث كانت تنتج 10.000 برميل/يومياً. وكانت الشركة تعتزم بناء منجمها بحلول عام 2010 لتوسيع إنتاجها بمقدار 100.000 برميل/يومياً، إلا أن هذا لم يحدث بحلول مايو 2014 عندما أوقفت الشركة المشروع بينما كانت تراجع الجدوى الاقتصادية للمشروع.[72]
  • من المتوقع أن يبدأ مشروع كيرل للرمال النفطية التابع لشركة إمپريال أويل والذي تبلغ احتياطياته 4.6 بليون برميل عام 2008 وينتج 110.000 برميل/يومياً بحلول نهاية عام 2012. كما تدير إمپريال عملية إنتاج في الموقع تبلغ 160.000 برميل/يوميأً في منطقة الرمال النفطية في كولد ليك.
  • كانت شركة سيننكو إنرجي وصينوكندا پتروليوم كورپ، وهي شركة تابعة لصينوپك، أكبر شركة لتكرير النفط في الصين، قد اتفقتا على إنشاء منجم نورثن لايتس بتكلفة 3.5 بليون دولار، وكان من المتوقع أن ينتج 100.000 برميل يومياً بحلول عام 2009. إلا أن المشروع قد تأجل إلى أجل غير مسمى (اعتباراً من 2007).[73]
  • كان من المتوقع أن تنتج شركة نورث أميركان أويل ساندز كورپوريشن (NAOSC)، وهي شركة تابعة لستات أويل، في مشروع كاي كوس دهسه حوالي 100.000 برميل يومياً عام 2015. ومن المتوقع أن تزيد الإنتاج إلى حوالي 100.000 برميل/يومياً بحلول عام 2015 تقريبًا.[74]
مشروعات التعدين
المشغل المشروع المرحلة القدرة البدء الوضع التنظيمي
رويال دتش شل جاكپين 1A 100.000 برميل/يومياً 2010 تحت الإنشاء
  1B 100.000 برميل/يومياً 2012 أُعتمد
  2 100.000 برميل/يومياً 2014 تقدمت بطلب
نهر مسكگ قائم 155.000 برميل/يومياً 2002 قيد الإنتاج
  توسع 115.000 برميل/يومياً 2010 أُعتمد
نهر پيير 1 100.000 برميل/يومياً 2018 تقدمت بطلب
  2 100.000 برميل/يومياً 2021 تقدمت بطلب
الشركة الكندية للموارد الطبيعية هوريزون 1 135.000 برميل/يومياً 2009 قيد الإنتاج
  2 و3 135.000 برميل/يومياً 2011 أُعتمد
  4 145.000 برميل/يومياً 2015 أُعلن عنه
  5 162.000 برميل/يومياً 2017 أعلن عنه
إمپريال أويل كيرل 1 110.000 برميل/يومياً 2012 قيد الإنتاج
  2 220.000 برميل/يومياً 20?? أُعتمد
  3 275.000 برميل/يومياً 20?? أُعتمد
  4 345.000 برميل/يومياً 20?? أُعتمد
پترو كندا فورت هيلز 1 165.000 برميل/يومياً 2011 أُعتمد
  ديبوتلنك 25.000 برميل/يومياً سيُحدد لاحقاً أُعتمد
سنكور للطاقة ميلنيوم   294.000 برميل/يومياً 1967 قيد الإنتاج
  ديبوتلنك 23.000 برميل/يومياً 2008 تحت الإنشاء
ستيپ‌بنك ديبوتلنك 23.000 برميل/يومياً 2007 تحت الإنشاء
  امتداد   2010 أُعتمد
ڤوياجور ساوث 1 120.000 برميل/يومياً 2012 تقدمت بطلب
سن‌كرود ميلدرد ليك وأورورا 1 و2 290.700 برميل/يومياً 1978 قيد الإنتاج
  توسع 3 116.300 برميل/يومياً 2006 قيد الإنتاج
  3 ديبوتلنك 46.500 برميل/يومياً 2011 أُعلن عنه
  توسع 4 139.500 برميل/يومياً 2015 أُعلن عنه
سيننكو نورثن لايتس 1 57.250 برميل/يومياً 2010 تقدمت بطلب
توتال جوسلين 1 50.000 برميل/يومياً 2013 تقدمت بطلب
  2 50.000 برميل/يومياً 2016 تقدمت بطلب
  3 50.000 برميل/يومياً 2019 أُعلن عنه
  4 50.000 برميل/يومياً 2022 أُعلن عنه
يوت تي إس/تك كمينكو إكوينوكس ليز 14 50.000 برميل/يومياً 2014 الإفصاح العام
فرونتير 1 100.000 برميل/يومياً 2014 الإفصاح العام

حظر بأمر المحكمة

عام 2011، صدر أمر لشركة ستات أويل كندا المحدودة بدفع غرامة قدرها 5.000 دولار وتخصيص 185.000 دولار لمشروع تدريبي بسبب تحويل المياه بشكل غير سليم عامي 2008/2009 (صدر الحكم من قبل المحكمة الإقليمية لألبرتا، القسم الجنائي).[75][76]

انظر أيضاً

ملاحظات

الهامش

  1. ^ IHS CERA (May 18, 2009). "Oil Sands Move from the 'Fringe to Center' of Energy Supply". RigZone. Archived from the original on 21 May 2009. Retrieved 2009-05-19. {{cite web}}: Unknown parameter |deadurl= ignored (|url-status= suggested) (help)
  2. ^ أ ب Andy Burrowes; Rick Marsh; Nehru Ramdin; Curtis Evans (2007). Alberta's Energy Reserves 2006 and Supply/Demand Outlook 2007–2016. ST98. Alberta Energy and Utilities Board. Archived from the original. You must specify the date the archive was made using the |archivedate= parameter. http://www.ercb.ca/sts/ST98/st98-2007.pdf. Retrieved on 2008-04-12.  (other versions Archived 2013-05-28 at the Wayback Machine)
  3. ^ أ ب Mather, Clive "The Oil Sands of Alberta" at YouTube, Canada Broadcasting Corporation.
  4. ^ أ ب "Alberta's Oil Sands 2006" (PDF). Government of Alberta. 2007. Archived from the original (PDF) on 2008-02-27. Retrieved 2008-02-17. {{cite web}}: Unknown parameter |deadurl= ignored (|url-status= suggested) (help)
  5. ^ "Steam-Assisted Gravity Drainage (SAGD)". Cenovus.On this site is a Cenovus animation on how SAGD works.
  6. ^ "What are Oil Sands?". CAPP. 2009.
  7. ^ أ ب "Alberta Plan Fails to Protect Athabasca River".
  8. ^ أ ب "Alberta's tar sands are soaking up too much water". The Globe and Mail. Dogwood Initiative. 2006-07-05.
  9. ^ أ ب "'Conspiracy of silence' on tarsands, group says". CTV News. Archived from the original on 20 February 2008. Retrieved 2008-02-16. {{cite news}}: Unknown parameter |deadurl= ignored (|url-status= suggested) (help)
  10. ^ أ ب "Tar won't stick". Edmonton Journal. Retrieved 2008-02-16.
  11. ^ أ ب "Time for Ottawa to stop tiptoeing around Alberta oilsands sensibilities". Oil Week. 2008-02-15. Retrieved 2008-02-16. (industry publication)
  12. ^ Mackenzie, Sir Alexander (1970). "The Journals and Letters of Alexander Mackenzie". Edited by W. Kaye Lamb. Cambridge: Hakluyt Society, p. 129, ISBN 0-521-01034-9.
  13. ^ Hein, Francis J (2000). "Historical Overview of the Fort McMurray Area and Oil Sands Industry in Northeast Alberta" (PDF). Earth Sciences Report 2000-05. Alberta Geological Survey. Archived from the original (PDF) on 27 February 2008. Retrieved 2008-02-17. {{cite web}}: Unknown parameter |deadurl= ignored (|url-status= suggested) (help)
  14. ^ "Oil Sands History". Unlocking the Potential of the Oil Sands. Syncrude. 2006. Retrieved 2008-02-17.
  15. ^ McKenzie-Brown, Peter (22 January 2013), Six visionaries who built the modern oil sands, Canadian Association of Lifelong Learners and, Calgary, Alberta, http://www.capp.ca/getdoc.aspx?NTB=PDF&docID=224681, retrieved on 29 January 2015 
  16. ^ Fleeson,, Lucinda (27 April 1992), How A Foundation Reinvented Itself, http://articles.philly.com/1992-04-27/news/26001700_1_pew-grants-pew-officials-foundation, retrieved on 29 January 2015 
  17. ^ Pitts, Gordon (25 Aug 2012). "The man who saw gold in Alberta's oil sands". The Globe and Mail. Toronto. Retrieved 27 Aug 2012. Sixty-one years ago, a lowly Calgary employee of U.S. multinational Sun Oil Co. wrote a subversive letter to the company brass in Philadelphia. The message spit in the eye of his local managers in Alberta: "I have long felt that our company should take a permit to explore for oil from the Tar Sands of Alberta," 30-year-old Ned Gilbert wrote in September, 1951, in defiance of his immediate superiors, who opposed the idea of going any further than their first tentative steps in the area. Suncor has emerged as the elite player among Canadian-controlled oil companies, valued at almost $50-billion. (Sun Oil divested its stake in the company in the early 1990s.) Suncor's pre-eminence stems directly from Great Canadian Oil Sands, the first commercial oil sands project, which was launched by Sun Oil in 1967. {{cite news}}: Cite has empty unknown parameter: |pmd= (help)
  18. ^ "Suncor, Petro-Canada announce merger". CBC News. 2009-03-23. Retrieved 2009-12-08.
  19. ^ "Suncor, Petro Canada complete merger". bizjournals. 2009-08-06. Retrieved 2009-08-11.
  20. ^ "Petro Canada: Legal & Privacy". Petro Canada. Retrieved 2016-07-22.
  21. ^ Bjorkman, James. "Alberta Tar Sands Explained - An Informative Animation". Animated Film Reviews. Retrieved 2014-05-17.
  22. ^ Dusseault, M.B. (June 2001). "Comparing Venezuelan and Canadian Heavy Oil and Tar Sands" (PDF). Alberta Energy. Canadian Institute of Mining, Metallurgy & Petroleum. Retrieved 2014-04-21.
  23. ^ "Oil Sands". Alberta Energy. Alberta Government. 2008. Archived from the original on 21 February 2008. Retrieved 2008-01-30. {{cite web}}: Unknown parameter |deadurl= ignored (|url-status= suggested) (help)
  24. ^ "Facts and Statistics". Alberta Energy. Alberta Government. 2008. Retrieved 2013-01-31.
  25. ^ http://www.capp.ca/aboutUs/mediaCentre/NewsReleases/Pages/2013-OilForecast.aspx
  26. ^ "Canada's Oily Sands Yield Energy and Protests" article by Hillary Brenhouse in The New York Times October 11, 2010, accessed October 12, 2010.
  27. ^ "Oil sands bitumen to flow to West Coast by 2015: Enbridge" article by Shawn McCarthy in The Globe and Mail Apr. 29, 2010, updated Monday, May. 17, 2010, accessed October 12, 2010.
  28. ^ "Oil sands awash in excess pipeline capacity" article by Nathan VanderKlippe in The Globe and Mail Apr. 23, last updated Tuesday, Oct. 05, 2010, accessed October 12, 2010. This article contains an informative map of exiting and projected oil pipelines.
  29. ^ Jeffrey Jones (May 16, 2012). "C$2.6 bln for Eastern Access, C$600 mln for mainline". Reuters. Retrieved June 14, 2012.
  30. ^ Elisabeth Rosenthal (June 13, 2012). "Canada Seeks Alternatives to Transport Oil Reserves". The New York Times. Retrieved June 14, 2012.
  31. ^ "Oil sands & western Canadian conventional production, December 2008 interim update". Canadian Association of Petroleum Producers. 2008-12-11. Archived from the original on September 28, 2007. Retrieved 2009-01-03.
  32. ^ Franklin, Sonja; Gismatullin, Eduard (2007-12-05). "BP, Husky Energy agree to form oil-sands partnerships". Bloomberg. Retrieved 2007-12-12.
  33. ^ Dutta, Ashok (2007-12-12). "ConocoPhillips aims high". Calgary Herald. Retrieved 2007-12-12.
  34. ^ Alberta Oil Sands Industry Quarterly Update (PDF). Alberta Government. 2016. pp. 10–14.
  35. ^ Albian Sands Announces Operator Agreement News Release, November 18, 2008
  36. ^ "Cenovus snaps up ConocoPhillips assets for $17.7-billion". The Globe & Mail. March 29, 2017. Retrieved January 29, 2018.
  37. ^ "Cenovus has 4 industry leading oil sands producing projects". Retrieved 6 July 2016.
  38. ^ Opti sells 15 percent stake of oilsands joint venture to Nexen for $735 million Archived 2009-01-02 at the Wayback Machine Yahoo Finance, December 17, 2008
  39. ^ Nexen Clinches Additional Long Lake Interest for $735MM – RigZone, January 27, 2008
  40. ^ Nexen is major subsidiary of China National Offshore Oil Corporation (CNOOC Limited)
  41. ^ BP Enters Canadian Oil Sands with Husky Energy – BP press release, December 5, 2007
  42. ^ "Project description May 2011" (PDF). Archived from the original (PDF) on 2011-12-08. Retrieved 2011-07-28.
  43. ^ "Home". Retrieved 6 July 2016.
  44. ^ S. Korea Buys Canadian Oil Sands Property – redorbit.com, July 24, 2006
  45. ^ "Syncrude buys Bucyrus 495". Bucyrus. Archived from the original on 2012-04-25. Retrieved 2014-04-16.
  46. ^ "Canadian Oil Sands provides 2008 Budget". Canadian Oil Sands Trust. 2007. Archived from the original on 2008-02-16. Retrieved 14 May 2008.
  47. ^ "The oil sands story: extraction". Oil Sands Discovery Centre. Archived from the original on 25 March 2009. Retrieved 9 April 2009.
  48. ^ "AOSTRA-Taciuk Process (ATP)". Government of Alberta. Archived from the original on 4 March 2009. Retrieved 25 December 2008.
  49. ^ "Alberta Inventors and Inventions—Karl Clark". Archived from the original on 5 March 2006. Retrieved 2006-03-29.
  50. ^ Gu, G.; Xu, Z.; Nandakumar, K.; Masliyah, J. H. (2002). "Influence of water-soluble and water-insoluble natural surface active components on the stability of water-in-toluene-diluted bitumen emulsion". Fuel. 81 (14): 1859–1869. doi:10.1016/s0016-2361(02)00113-8.
  51. ^ Mikula, R. J.; Omotoso, O.; Friesen, W. I. (2007). "Interpretation of Bitumen Recovery Data from Batch Extraction Tests". Canadian Journal of Chemical Engineering. 85 (5): 765–772. doi:10.1002/cjce.5450850522.
  52. ^ "Dr. Roger M. Butler". Canadian Petroleum Hall of Fame. 2012.
  53. ^ C.V. Deutsch; J.A. McLennan (2005). "Guide to SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage) Reservoir Characterization Using Geostatistics" (PDF). Centre for Computational Geostatistics. Archived from the original (PDF) on 9 December 2008. Retrieved 1 December 2008.
  54. ^ Jyotsna Sharma; Ian Gates (August 2011). "Convection at the edge of a steam-assisted-gravity-drainage steam chamber". SPE Journal. Society of Petroleum Engineers. 16 (3): 503–512. doi:10.2118/142432-PA.
  55. ^ Canada's Energy Future: Reference Case and Scenarios to 2030 (PDF). National Energy Board. 2007. pp. 45–48. ISBN 978-0-662-46855-4.
  56. ^ "Questions and Answers". Canada's Oil Sands—Opportunities and Challenges to 2015: An Update. National Energy Board of Canada. 2007-06-30. Retrieved 2007-08-23.
  57. ^ "Wildfires Erupt in Canada Crude Patch in Threat to Oil Sands". بلومبرگ. 2024-07-17. Retrieved 2024-07-18.
  58. ^ Canada, Natural Resources (February 11, 2016). "Oil Resources". Retrieved May 23, 2019.
  59. ^ Department of Energy, Alberta (June 2006). "Oil Sands Fact Sheets". Archived from the original on 2012-04-10. Retrieved 2007-04-11.
  60. ^ Canada, Statistics (April 5, 2007). "Latest release from the labour force survey". Archived from the original on 6 April 2007. Retrieved 2007-04-11.
  61. ^ "Why Venezuela is Alberta's biggest competitor". Oil Sands Magazine (in الإنجليزية الكندية). Retrieved 2018-02-09.
  62. ^ أ ب NEB (June 2006). "Canada's Oil Sands Opportunities and Challenges to 2015: An Update". National Energy Board of Canada. Archived from the original (PDF) on 2006-05-08. Retrieved 2006-10-30. {{cite journal}}: Cite journal requires |journal= (help); Unknown parameter |deadurl= ignored (|url-status= suggested) (help)
  63. ^ Nikiforuk, Andrew (2006-06-04). "The downside of boom: Alberta's manpower shortage". Canadian Business magazine. Archived from the original on 19 October 2006. Retrieved 2006-10-30. {{cite news}}: Unknown parameter |deadurl= ignored (|url-status= suggested) (help)
  64. ^ Statistics Canada (2006-09-14). "Study: The Alberta economic juggernaut". Statistics Canada. Archived from the original on 12 October 2006. Retrieved 2006-10-30. {{cite journal}}: Cite journal requires |journal= (help); Unknown parameter |deadurl= ignored (|url-status= suggested) (help)
  65. ^ "Enbridge and PetroChina Sign Gateway Pipeline Cooperation Agreement | Business Wire | Find Articles at BNET". Findarticles.com. 2005-04-14. Retrieved 2010-06-02.
  66. ^ CBC News (2011-05-11). "First Nations group protests pipeline proposal". Archived from the original on 20 July 2011. Retrieved 6 June 2011. {{cite news}}: Unknown parameter |deadurl= ignored (|url-status= suggested) (help)
  67. ^ "Permit for Alberta Clipper Pipeline Issued". State.gov. 2009-08-20. Archived from the original on 28 May 2010. Retrieved 2010-06-02. {{cite web}}: Unknown parameter |deadurl= ignored (|url-status= suggested) (help)
  68. ^ "U.S. Department of State". Albertaclipper.state.gov. Archived from the original on 3 June 2010. Retrieved 2010-06-02. {{cite web}}: Unknown parameter |deadurl= ignored (|url-status= suggested) (help)
  69. ^ Financial Post Article— Aboriginal implication in the project
  70. ^ Chen, Yiqun. Cancer incidence in Fort Chipewyan, Alberta 1995-2006 (PDF). Edmonton, AB: Alberta Cancer Board, Division of Population Health and Information Surveillance.
  71. ^ Oil Sands Projects Oilsands Discovery.
  72. ^ "Cost escalation leads Total to put Joslyn oil sands project on hold". Edmonton Journal. Retrieved 14 June 2014.
  73. ^ Synenco conference transcript.
  74. ^ Wojciech Moskwa (2007-04-27). "Statoil to buy North American Oil Sands for 2 bln". Financial Post. Retrieved 2007-12-09.
  75. ^ http://www.dagbladet.no/2011/10/31/nyheter/oljesand/statoil/canada/18838785/ (in Norwegian)
  76. ^ Final clarification in water issue for Statoil Canada Ltd. accessed 2011-11-01.

للاستزادة

مواد مرئية

وصلات خارجية

تمّ الاسترجاع من "https://www.marefa.org/w/index.php?title=الرمال_النفطية_في_أتاباسكا&oldid=4007988"