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Las arenas petrolíferas de Canadá al borde de un auge, una vez más
Las nuevas tecnologías y métodos de perforación detrás del actual auge del gas de esquisto en EE. UU. Pueden significar gas natural barato en el futuro previsible. Pero también están generando mayores ganancias y un mayor desarrollo en las controvertidas arenas petrolíferas de Canadá, a menudo etiquetadas como petróleo sucio debido a los enormes volúmenes de gas natural necesarios para extraer y refinar el combustible fósil.
Petróleo crudo: Este desarrollo de arenas petrolíferas de Syncrude en Alberta se encuentra entre varios proyectos que han llamado la atención internacional sobre los impactos ambientales de la industria de arenas petrolíferas de Canadá.
No hay duda de que la actividad de las arenas petrolíferas se está recuperando nuevamente, dice Andrew Potter, analista de petróleo en Mercados mundiales CIBC . Mientras que hace 12 a 24 meses, las arenas petrolíferas hubieran mostrado tasas de rendimiento en el rango del 10 al 15 por ciento con $ 85 el barril (petróleo), ahora vemos tasas de rendimiento en el rango del 15 al 25 por ciento.
El gas de esquisto es una gran parte de esa historia, dado el papel que juega el gas natural en la producción de arenas petrolíferas. Canadá tiene las reservas probadas de betún más grandes del mundo, la forma de petróleo similar al alquitrán que se encuentra en las arenas bituminosas, pero convertirlo en crudo ligero no es fácil. Por lo general, se requiere alguna forma de calentamiento para separar el betún de las arenas.
Con la minería a cielo abierto, que representa aproximadamente la mitad de todos los proyectos actuales, el betún se elimina de la arena lavando la mezcla con agua caliente calentada con gas natural. Otro enfoque que está ganando popularidad es la extracción in situ. Esto implica un método como el drenaje por gravedad asistido por vapor, mediante el cual se perfora un pozo horizontal en el suelo y se inyecta vapor en el interior, lo que reduce la viscosidad del betún y hace que fluya hacia arriba a través de un pozo vertical separado. El drenaje por gravedad asistido por vapor tiene un impacto visual mucho menor en el entorno circundante.
El gas natural es el mayor costo de insumo para proyectos in situ. Cuando los precios del gas natural son altos, puede representar más de la mitad de los costos operativos de un proyecto de arena bituminosa. Se queman aproximadamente 1,000 pies cúbicos de gas natural por cada barril de betún producido a partir de un proyecto in situ. Después de eso, otros 400 pies cúbicos se someten a un proceso de reformado de metano con vapor para producir hidrógeno, que se requiere para convertir el bitumen en una especie de crudo sintético que comparte las mismas características del petróleo ligero convencional.
Los proyectos in situ dependen en gran medida del precio del gas natural, dice Marc Huot , analista técnico del Instituto Pembina, un grupo de expertos en energía en Alberta, Canadá. Por cada unidad de energía que ingresa, la mayor parte en forma de gas natural, se obtienen solo cinco unidades de energía. El petróleo convencional, en comparación, da un retorno de energía de más de 10 a 1, según el Departamento de Energía de EE. UU. Por esta razón, la huella de carbono de los productos derivados del petróleo a base de arena de aceite es mucho mayor en comparación con el petróleo convencional.
Pero en ausencia de un precio significativo del carbono, es poco probable que se desacelere el desarrollo en las condiciones económicas actuales. Hace tres años, en el apogeo del último boom de las arenas petrolíferas, cuando el precio del petróleo alcanzó momentáneamente un máximo de 147 dólares por barril, los precios del gas natural en el mercado spot superaron los 11 dólares por millón de unidades térmicas británicas. Hoy en día, el petróleo se encuentra en alrededor de $ 108 por barril y tenencia, y la inundación de gas de esquisto en el mercado mantiene los precios al contado del gas natural por debajo de $ 4.50 por millón de BTU. Eso se ha convertido en un gran impulsor del desarrollo, dice Greg Stringham, vicepresidente de arenas petrolíferas y mercados en el Asociación Canadiense de Productores de Petróleo (CIBC).
También llega en un momento en que la demanda estadounidense de petróleo canadiense (ya el 23 por ciento de las importaciones) está creciendo. El discurso del presidente Obama sobre política energética la semana pasada enfatizó la importancia de las importaciones de Canadá y otros vecinos estables mientras Estados Unidos trata de alejarse del petróleo de Oriente Medio y las importaciones de otras jurisdicciones volátiles. El proyecto Keystone XL, un gasoducto propuesto de $ 7 mil millones que entregaría betún diluido desde Alberta a una instalación de mejoramiento en Texas, está esperando la aprobación del Departamento de Estado, aunque ha enfrentado un fuerte rechazo por parte de grupos ambientales y comunitarios.
Andrew Potter, de CIBC, estima que la producción de arenas petrolíferas aumentará de 1,5 millones de barriles por día en 2010 a cinco millones de barriles para 2020. Eso representa alrededor de 37 megatones de gases de efecto invernadero. según el Instituto Pembina . Para 2020, eso significará casi triplicar las emisiones, dice Potter.
El hecho de que el auge del gas de esquisto esté alimentando un auge de las arenas petrolíferas empeora el panorama medioambiental. Las nuevas técnicas para la fracturación hidráulica de formaciones de lutitas pueden desbloquear nuevas fuentes de gas natural, pero también implican inyectar un cóctel tóxico de sustancias químicas que pueden contaminar las aguas subterráneas. Además, una nueva investigación de la Agencia de Protección Ambiental de EE. UU. Ha descubierto que la cantidad de metano (un potente gas de efecto invernadero) de los proyectos de esquisto que puede escapar a la atmósfera es 9.000 veces mayor de lo que se pensaba anteriormente.
Stringham dice que la industria de las arenas bituminosas sabe que debe hacer más para reducir las emisiones, y eso significa idear métodos de extracción de betún que utilicen menos gas natural. Muchos desarrolladores están experimentando con el uso de solventes para separar el betún y la arena, un enfoque que reduce la cantidad de gas natural que se usa para producir vapor.
Otro método se llama combustión in situ, que consiste en prender fuego a parte del betún subterráneo para calentar el betún que lo rodea. Algunos desarrolladores también están calentando el betún haciendo pasar electricidad a través de electrodos que se insertan a través de depósitos poco profundos. La industria incluso ha comenzado a investigar el uso de pequeños reactores nucleares modulares para proporcionar electricidad, vapor e hidrógeno, pero el caso comercial es débil mientras los precios del gas natural son tan bajos. El gran impulsor ya no existe debido al excedente de gas de esquisto en América del Norte, agrega Stringham.