Las arenas petrolíferas de Alberta se calientan

Para muchos, las imágenes del bosque boreal de Canadá destrozado por operaciones en expansión que limpian la tierra y quitan la capa superior de la tierra han llegado a simbolizar los males ambientales del petróleo en el siglo XXI. Las llamadas minas de superficie, que descubren depósitos duros como rocas de arena y arcilla ricos en la mezcla pesada y pegajosa de hidrocarburos llamada betún, ahora representan una parte sustancial de las exportaciones de petróleo de Canadá, incluida gran parte del petróleo que va a los Estados Unidos. . Pero el rostro de la industria que explota las arenas petrolíferas del norte de Canadá está cambiando y posiblemente se esté volviendo aún más preocupante.

Diríjase hacia el sur o el oeste desde Fort McMurray, la ciudad en auge de Alberta que alberga muchas de las minas a cielo abierto y estanques de relaves que han hecho famosa a la industria petrolera de la provincia, y las minas dan paso a sitios industriales más ordenados en medio de pantanosos muskeg marrón verdoso y rodales de abetos blancos. jack pine y álamo temblón. Estas instalaciones rodeadas de bosques han cambiado palas y enormes camiones por un proceso de extracción que perfora cientos de metros en cintas sólidas de betún y, utilizando grandes cantidades de vapor, derrite el petróleo alquitranado en su lugar. El betún licuado luego rezuma a través de un sistema de tuberías paralelas. Estas operaciones de extracción in situ ahora representan casi la mitad de la producción actual del negocio petrolero del norte de Alberta, y esa cifra solo aumentará. Los 1,8 billones de barriles de betún de Alberta pueden ser la mayor acumulación de hidrocarburos del mundo, pero cuatro quintas partes de este recurso se encuentran a más profundidad de lo que puede llegar la minería a cielo abierto.

Esta historia fue parte de nuestro número de noviembre de 2011

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La extracción in situ es cara; en promedio, no es rentable si los precios mundiales del petróleo están por debajo de los 60 dólares por barril. Pero con los precios de hoy consistentemente muy por encima de eso, la práctica está en auge. Las arenas bituminosas generarán más de 1,5 millones de barriles de petróleo por día este año, según la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo, un grupo con sede en Calgary. Eso representa más de la mitad del petróleo que Canadá envía a los Estados Unidos (Canadá es la mayor fuente de petróleo importado de su vecino). Para 2025, se proyecta que la producción de arenas bituminosas aumentará a más del doble, a 3,7 millones de barriles por día, y las operaciones in situ producirán casi dos tercios de ese impulso.

El problema es que, si bien la perforación puede parecer en la superficie menos destructiva para el medio ambiente que la minería a cielo abierto, en muchos sentidos la tecnología más nueva es mucho más dañina. Aunque los sitios de perforación no devastan el paisaje como lo hacen las minas, utilizan grandes cantidades de energía y, en consecuencia, producen una gran cantidad de dióxido de carbono. El uso de vapor para eliminar el betún representa el 2,7 por ciento de las emisiones totales de gases de efecto invernadero de Canadá, o aproximadamente 19 megatoneladas de dióxido de carbono el año pasado, lo que equivale a las emisiones anuales de escape de 3,7 millones de automóviles. Crea más del doble de las emisiones de producción de la minería convencional de arenas petrolíferas. Expertos independientes dicen que para cuando el bitumen se refina y se entrega a las estaciones de servicio en todo Estados Unidos, ya representa dos o tres veces más gases de efecto invernadero por galón de combustible que la gasolina refinada a partir del crudo convencional.

Lo más preocupante es que las operaciones de perforación en las arenas petrolíferas son solo un ejemplo del aumento de la producción de petróleo no convencional, anteriormente fuentes difíciles de explotar que los avances tecnológicos recientes han hecho económicamente viables. Dichos recursos solo en las Américas incluyen enormes cantidades de petróleo similar al betún en Venezuela, reservas de petróleo submarinas profundas frente a las costas de Brasil y petróleo compacto almacenado en depósitos de esquisto en los Estados Unidos y Canadá. Los recursos geológicos y las tecnologías que se utilizan para producir petróleo no convencional varían enormemente, pero todos requieren procesos de extracción que consumen mucha energía y son destructivos para el medio ambiente. Las arenas petrolíferas son la razón principal por la que las emisiones anuales de gases de efecto invernadero de Canadá, que el gobierno prometió reducir a 558 megatones para el próximo año, ahora superan los 710 megatones y se prevé que alcancen los 785 megatones para 2020.

Sin embargo, la realidad es que el mundo se ha vuelto rápidamente dependiente del petróleo no convencional, incluidas las arenas petrolíferas, ya que la demanda mundial de energía ha seguido creciendo más rápido que la oferta. Y la economía canadiense, particularmente en Alberta, se ha vuelto muy dependiente del crecimiento de la industria de las arenas bituminosas. Las inversiones de empresas canadienses y gigantes petroleros mundiales totalizaron $ 13 mil millones en 2010 y crecieron a $ 16 mil millones este año. Las arenas petrolíferas han convertido a Alberta en el lugar más caluroso de Canadá para el empleo, la inversión y el crecimiento, ayudando al país a evitar muchos de los problemas económicos que afligen a Estados Unidos y gran parte de Europa.

Las arenas petrolíferas significan cientos de millones de dólares en impuestos y regalías, y la creación de empleo desde Terranova hasta Vancouver. Tantos Terranova han venido a Alberta para trabajar en Fort McMurray que equivale a la tercera ciudad más grande de Terranova, dice Murray Smith, ex ministro de Energía de Alberta. Tal peso económico hace que sea un hecho que Canadá seguirá explotando este recurso, dice: estamos al lado de un cliente que tiene 250 millones de vehículos que conducen tres billones de millas al año. Puede estar seguro de que mientras haya demanda, habrá productos para vender. Produciremos las arenas bituminosas.

Vastos recursos: Una vista aérea muestra la minería a cielo abierto cerca de Fort McMurray en primer plano, mientras que los estanques de refinación y relaves que lindan con el río Athabasca son visibles en el fondo.

Edad de Steam

Christina Lake, una operación de extracción in situ en rápida expansión a 120 kilómetros al sur de Fort McMurray, es verdaderamente remota. Aunque la tala, la producción de gas natural y las minas de grava han grabado los bosques, el ciervo bura y el alce todavía superan en número a los humanos. El vecino más cercano de Christina Lake es la aldea de Conklin, con una población de 300 habitantes, y al sur está Cold Lake Military Air Range, una vasta tierra de nadie reservada para ejercicios de combate aéreo y pruebas de armas tácticas. Sin embargo, la sensación de aislamiento se está evaporando a medida que miles de trabajadores instalan y operan equipos por valor de miles de millones de dólares en Christina Lake y más de una docena de otros sitios en Alberta.

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Gran parte del petróleo del mundo, incluidas las vastas reservas de petróleo convencional en lugares como Arabia Saudita y el Golfo de México, es una mezcla de hidrocarburos que brota del suelo y fluye fácilmente a temperatura ambiente. Las arenas petrolíferas canadienses, por otro lado, son depósitos alquitranados en los que los hidrocarburos recubren la arena y la arcilla. Una vez retirado del suelo, el aceite tiene la viscosidad de la melaza fría. Extraerlo debe, en esencia, revertir las fuerzas naturales que crearon el betún hace millones de años, cuando el ascenso de las Montañas Rocosas empujó el petróleo ligero de flujo rápido hacia las capas adyacentes de arena enterrada.

Durante casi un siglo, los empresarios han luchado por separar los depósitos solidificados de la arena y convertirlos nuevamente en hidrocarburos líquidos. Las minas de Fort McMurray se abrieron en la década de 1960 y principios de la de 1970 y cojearon junto con el apoyo del gobierno hasta que los precios del petróleo comenzaron a subir a fines de la década de 1990, alentando a los inversores. Los sitios in situ de Alberta son el producto de un proyecto de investigación financiado por el gobierno iniciado en 1974 para llevar la industria de las arenas petrolíferas más allá de la minería a cielo abierto. A fines de la década de 1990, el proyecto provincial se había basado en una tecnología: drenaje por gravedad asistido por vapor, o SAGD. Cenovus, la empresa con sede en Calgary que opera Christina Lake, creó el primer sitio SAGD comercial en 1999 y comenzó las pruebas piloto en Christina Lake tres años después.

Si bien es más sofisticado que la minería a cielo abierto, en la que el betún a menos de 75 metros por debajo del suelo simplemente se extrae después de que se retira la capa superior de tierra, el SAGD sigue siendo en gran medida un método de fuerza bruta para absorber betún profundamente enterrado. En el lago Christina, pares de pozos perforados se hunden a 375 metros de profundidad, alcanzando una capa de betún de 25 a 30 metros de espesor. Allí, los pozos se aplanan para correr 800 metros horizontalmente a través del tercio inferior del depósito, uno cinco metros por encima del otro. Se fuerza vapor a través de los pozos superiores a 250 ° C para calentar y, finalmente, derretir el betún, que se escurre de la arena, la arcilla y otros minerales. Los pozos de producción del fondo succionan una mezcla de agua y betún derretido hacia la superficie, donde el agua se separa del betún y se recicla. Finalmente, el betún se mezcla con un diluyente de hidrocarburos para adelgazarlo lo suficiente para las tuberías antes de entregarlo a una terminal petrolera adyacente y comenzar su viaje a las refinerías en los Estados Unidos.

En la superficie, el lago Christina es un hervidero de actividad. El sitio envía más de 16.000 barriles de betún por día. En agosto, Cenovus completó una expansión que costó aproximadamente $ 900 millones en dólares canadienses y aumentó la capacidad a 58,000 barriles por día. Ahora, el sitio se encuentra en medio de dos expansiones equivalentes que han aumentado su personal a casi 2,000 personas que trabajan, comen y duermen en el sitio durante siete a 10 días seguidos. Hay mucho más crecimiento por venir, dice Drew Zieglgansberger, vicepresidente senior responsable de Christina Lake. Zieglgansberger espera que para 2019 el sitio genere más de 250.000 barriles de betún por día, lo suficiente, dice, para llenar de combustible todos los automóviles en Illinois. Dice que debería mantener ese ritmo durante 30 años.

El sitio en sí se parece más a una planta química de tamaño mediano que a una instalación minera. Sobre él se elevan cinco generadores de vapor de 32 metros de altura; cuatro más están en construcción. Estos hornos gigantescos queman gas natural y emiten 250 millones de BTU de vapor por hora. En total, dice Zieglgansberger, apagan el calor equivalente a 50.000 parrillas de jardín. (Con cada hora de combustión y calor de los generadores de vapor de Christina Lake se obtienen 75 toneladas métricas de emisiones de dióxido de carbono, aproximadamente 45 kilogramos de dióxido de carbono por cada barril de betún).

La mala noticia para la industria de las arenas petrolíferas de Alberta es que Christina Lake es el mejor de los casos para SAGD en la actualidad. Zieglgansberger necesita vaporizar solo dos barriles de agua para producir un barril de betún, lo que la convierte en la operación in situ más eficiente de Alberta. Sus competidores (y la mayoría de las operaciones futuras de SAGD) deben apuntar a depósitos de betún más delgados, algunos con vetas de roca y agua que desvían el calor inyectado. Como resultado, el barril promedio de betún producido a través de SAGD el año pasado requirió poco menos de tres barriles de vapor, según la Junta de Conservación de Recursos Energéticos de Alberta. Por eso, una vez que se tienen en cuenta el envío y la refinación, el proceso de producción in situ de Alberta genera muchas más emisiones de gases de efecto invernadero que la producción de combustible a partir del crudo convencional.

Esas cifras no son más que escandalosas para John Nenniger, fundador y director ejecutivo de N-Solv, una startup con sede en Calgary que explora tecnologías para la explotación de arenas petrolíferas. Nenniger dice que la industria ha mejorado poco desde el primer piloto de campo de SAGD a fines de la década de 1980: esa primera prueba tuvo una relación de vapor a aceite de 2,38. Desde entonces, las relaciones vapor-aceite se han deteriorado. No ha habido ningún progreso.

Grandes consumidores de gas: Los enormes generadores de vapor en Christina Lake queman gas natural para producir grandes cantidades de vapor, que se inyecta en pozos de 375 metros de profundidad para calentar el petróleo alquitranado y permitir que sea succionado hasta la superficie.

¿Recuperación?

No es como si nadie lo estuviera intentando. Grandes compañías petroleras, incluidas Shell, Suncor Energy y la subsidiaria de Exxon, Imperial Oil, así como empresas emergentes como N-Solv y Laricina, están probando en campo un número creciente de técnicas in situ. Algunos están bombeando aire a gran profundidad bajo tierra y encendiendo un poco de betún con la esperanza de derretir el resto de manera más eficiente. Otros ven potencial en el uso de electricidad para calentar betún profundamente enterrado.

Cenovus está probando un método que usa una combinación de vapor y un solvente, butano, para ayudar a aflojar el betún. La plataforma A02 se parece a cualquier otra en Christina Lake, excepto que solo tiene un par de pozos apoyados por un hardware adicional: tres tanques de almacenamiento de 50 pies de largo para el butano y el equipo para mezclarlo con el vapor de 250 ° C que ruge en por tubería de los generadores de vapor. Agregar ese equipo aumenta el costo de construir un nuevo sitio en casi un tercio, pero vale la pena, dice Harbir Chhina, vicepresidente ejecutivo de arenas petrolíferas de Cenovus. Chhina dice que agregar butano produce entre un 10 y un 15 por ciento más de bitumen del mismo recurso y lo hace aproximadamente un 30 por ciento más rápido.

Los efectos de esa mejora en el uso de energía, las ganancias y la contaminación por gases de efecto invernadero son obtener una primera prueba a escala comercial en Narrows Lake, un proyecto in situ inmediatamente al noroeste de Christina Lake, donde Cenovus espera producir 130.000 barriles de betún por día. (Se espera la aprobación de Narrows Lake para el próximo verano; Alberta nunca ha rechazado una solicitud de arenas petrolíferas). solvente. Él dice que la tecnología podría reducir las emisiones de gases de efecto invernadero hasta en un 30 por ciento en la mayoría de los sitios de SAGD.

Mientras tanto, Nenniger se está preparando para las pruebas de un proceso solo con solvente que fue inventado en la década de 1970 por su padre, quien fue vicepresidente de ingeniería de procesos en Hatch, la segunda empresa de ingeniería más grande de Canadá y el accionista mayoritario de N-Solv. Desde un espacio de trabajo improvisado en las oficinas de Hatch en Calgary, Nenniger traza el regreso de la tecnología: se está realizando una prueba piloto de $ 60 millones en el sitio de Suncor Energy en Dover, al noroeste de Fort McMurray, el mismo lugar donde se probó originalmente el proceso SAGD.

Nenniger estima que eliminar el uso de vapor y bajar las temperaturas ahorrará $ 9 en cada barril de betún. Es más, el proceso con solvente puede extraer el betún de mejor calidad, dejando más materiales similares al asfalto más pesados ​​en el suelo. Eso debería hacer que el betún de N-Solv sea más fácil de refinar, lo que les reportará a los productores $ 15 adicionales por cada barril que envíen. Nenniger también proyecta que el proceso utilizará entre un 80 y un 90 por ciento menos de energía por barril de betún que SAGD, reduciendo las emisiones de carbono en consecuencia.

N-Solv planea perforar pozos de observación en su instalación piloto este invierno, y los pozos de inyección y producción deberían seguir en el verano. El solvente tibio podría comenzar a fluir ya en el otoño de 2012, dando resultados de producción para el verano siguiente. Nenniger proyecta una aplicación a escala comercial en tan solo cinco años. Demostrar que somos mejores que SAGD frente a frente abrirá todo el mercado de arenas bituminosas, dice.

La pregunta para los innovadores de las arenas petrolíferas es si el riesgo financiero de desarrollar nuevos tipos de tecnologías in situ dará sus frutos. Cenovus necesita un precio global del petróleo de solo $ 45 a $ 50 por barril para obtener ganancias de sus inversiones en Christina Lake; con precios que ahora superan los 75 dólares por barril, está ganando mucho dinero. En una era de gas natural barato y petróleo caro, los productores de betún de Canadá necesitarán un impulso adicional antes de comprometer miles de millones de dólares en alternativas a la minería y SAGD. Nenniger cree que los tomadores de decisiones corporativas tienen pocos incentivos para cambiar en las condiciones económicas actuales, donde los costos de energía son bajos y deducibles de impuestos, y las emisiones de carbono son gratuitas. Tienes un sistema que no crea atracción de mercado, dice.

Extracción más rápida: Una versión experimental de extracción in situ agrega un solvente al vapor para hacer que la recuperación del betún sea más rápida y eficiente.

Dice Heather MacLean, profesora de ingeniería y políticas públicas en la Universidad de Toronto, Tiene que haber algún tipo de impulso político ... para realmente motivar la producción y reducción más eficiente de gases de efecto invernadero y otros impactos ambientales. Lo que se necesita, dice, es un precio sobre el carbono. Hace dos años, Alberta introdujo un impuesto al carbono de $ 15 por tonelada, pero eso cubre solo una parte de las emisiones industriales, e incluso los ejecutivos petroleros descartan su impacto en las inversiones. Está en decenas de centavos el barril, dice Zieglgansberger.

Un problema mayor

Este verano, los principales activistas del cambio climático hicieron de las arenas petrolíferas de Alberta un nombre familiar con dos semanas de protestas frente a la Casa Blanca. La acción se centró en el oleoducto Keystone XL propuesto, que entregaría medio millón de barriles de petróleo por día a las refinerías en la costa del Golfo de EE. UU. A través de un oleoducto de 36 pulgadas que recorrerá 2.673 kilómetros desde Alberta hasta Port Arthur, Texas. Más de 1.000 manifestantes, incluido el científico climático de la NASA James Hansen, fueron arrestados. Está previsto que el presidente Obama tome una decisión final sobre el oleoducto este invierno.

Ken Caldeira, uno de los 20 científicos climáticos líderes que emitieron una carta abierta al presidente oponiéndose a Keystone XL, argumenta que detenerlo aumentaría el costo de comercializar el betún de Alberta y, por lo tanto, proporcionaría una señal de facto de precios del carbono a los productores. Colectivamente estamos ofreciendo un subsidio gratuito a la industria de los combustibles fósiles al permitirles arrojar sus desechos a la atmósfera, dice Caldeira, quien es un científico atmosférico en la Carnegie Institution de Washington en Stanford, California. Deberíamos eliminar ese subsidio.

Caldeira dice que el problema final que ve con las inversiones en arenas bituminosas es que amenazan con reforzar la dependencia del petróleo, y la combustión de petróleo en los vehículos genera más de una quinta parte de las emisiones globales de dióxido de carbono. Mejorar el proceso de extracción de arenas bituminosas solo hará que esa dependencia sea más profunda. Con los métodos actuales, el gobierno de Alberta estima que se pueden producir económicamente 169 mil millones de barriles de betún en las arenas bituminosas, menos de una décima parte del recurso enterrado. Las tecnologías más eficientes producirán mucho más petróleo que se quemará en los automóviles y camiones del mundo. Si queremos evolucionar hacia un sistema energético bajo en carbono, no deberíamos estar construyendo infraestructura adicional de combustibles fósiles, dice Caldeira.

Sin embargo, detener el oleoducto Keystone XL podría tener consecuencias no deseadas. Si el presidente Obama bloquea el proyecto, los productores seguirán vendiendo su betún, enviándolo en camiones cisterna o mediante tuberías propuestas a los puertos canadienses del Pacífico. Mientras tanto, la desaceleración de la producción de betún en Canadá probablemente incitaría a los productores de otros lugares a satisfacer la demanda constante de combustible mediante la explotación de recursos como el esquisto bituminoso, los pozos de aguas profundas difíciles de controlar o incluso el carbón. No es probable que desalentar la producción de arenas petrolíferas detenga el flujo global de petróleo, dice Adam Brandt, profesor del Departamento de Ingeniería de Recursos Energéticos de la Universidad de Stanford: Las fuerzas del mercado son simplemente abrumadoras. MacLean está de acuerdo. Los países que importan grandes volúmenes de petróleo hoy no dejarán de hacerlo mañana, dice. No todos pasarán a los vehículos eléctricos en la próxima década. Por lo tanto, no me parece realista tener una política de no más infraestructura de combustibles fósiles.

Varios expertos dicen que reducir la demanda total de petróleo es, en última instancia, la única manera de disminuir el impacto ambiental de la industria de arenas petrolíferas de Alberta, y un metaanálisis de 2009 ampliamente respetado de estudios de ciclo de vida realizado por MacLean y sus colegas analistas de ciclo de vida Alex Charpentier y Joule Bergerson de la Universidad de Calgary parecerían respaldarlos. Según el análisis, conducir un automóvil durante un kilómetro produce de 320 a 350 gramos de contaminación por dióxido de carbono si la gasolina se deriva de plantas in situ. Si la gasolina se refina a partir del crudo convencional, el mismo viaje produce menos contaminación: 250 a 280 gramos de dióxido de carbono. Pero la combustión del petróleo en sí, independientemente de cómo se produjo el combustible, representa 212 de esos gramos de cualquier manera.

La conclusión, dice Brandt: si estamos realmente molestos por las arenas bituminosas, debemos tomarnos en serio nuestro hábito petrolero.

Peter Fairley es un escritor independiente que vive en Victoria, Columbia Británica. Su artículo ¿Triunfarán finalmente los vehículos eléctricos? apareció en la edición de enero / febrero de Revisión de tecnología .

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