Athabasca petrol kumları - Athabasca oil sands

bu makalenin baş bölümü yeniden yazılması gerekebilir. Verilen sebep şudur: Açılış paragrafı, yeterince doğrulanmamış ve belirsiz iddialarda bulunur Kullan kurşun düzeni kılavuzu bölümün Wikipedia normlarına uyduğundan ve tüm temel ayrıntıları içerdiğinden emin olmak için. (Ocak 2020) (Bu şablon mesajını nasıl ve ne zaman kaldıracağınızı öğrenin)

Athabasca petrol kumları
Ülke	Kanada
Bölge	Kuzey Alberta
Açıkdeniz kıyı	Kara, madencilik
Koordinatlar	57 ° 01′K 111 ° 39′W / 57.02 ° K 111.65 ° B / 57.02; -111.65Koordinatlar: 57 ° 01′K 111 ° 39′W / 57.02 ° K 111.65 ° B / 57.02; -111.65
Operatörler	Syncrude, Suncor Enerji, Kanada Doğal Kaynakları, Toplam S.A., İmparatorluk Yağı, Petro Kanada, Devon Enerji, Husky Enerji, Statoil, Nexen
Ortaklar	Chevron Corporation, Maraton Yağı, ConocoPhillips, BP, Occidental Petrol
Saha geçmişi
Keşif	1848
Üretim başlangıcı	1967
Üretim
Mevcut petrol üretimi	Günlük 1.300.000 varil (~ 6.5×10^7 t / a)[1]
Yerinde tahmini petrol	133.000 milyon varil (~ 1.81×10^10 t)[2]
Oluşumlar üretmek	McMurray, Temiz su, Grand Rapids

Athabasca petrol kumlarıolarak da bilinir Athabasca katran kumlarıbüyük mevduatlar zift veya son derece ağır ham petrol kuzeydoğu'da yer almaktadır Alberta, Kanada - kabaca Boomtown nın-nin Fort McMurray. Bunlar petrol kumları, öncelikle McMurray Oluşumu, ham bitüm (yarı katı kaya benzeri ham petrol), silis kumu, kil mineralleri ve su karışımından oluşur. Athabasca yatağı, dünyadaki bilinen en büyük ham bitüm rezervuarıdır ve Alberta'daki üç büyük petrol kumu yatağının en büyüğüdür. Barış Nehri ve Cold Lake yatakları (ikincisi içine uzanıyor Saskatchewan ).^[3]

Birlikte, bu petrol kumu yatakları 141.000 kilometre karenin (54.000 sq mi) altındadır. Kuzey ormanı ve Muskeg (turba bataklıklar ) ve yaklaşık 1,7 trilyon varil (270×10^⁹ m³) yerinde bitüm, büyüklük olarak dünyanın toplam kanıtlanmış konvansiyonel rezervleriyle karşılaştırılabilir petrol. Ulusal Enerji Ajansı (IEA) 2007 fiyatlarıyla ekonomik olarak geri kazanılabilir rezervleri ve modern konvansiyonel olmayan petrol üretim teknolojisini 178 milyar varil (28.3×10^⁹ m³) veya bu mevduatların yaklaşık% 10'u.^[3] Bunlar Kanada'nın toplam kanıtlanmış rezervler sonra dünyanın üçüncü büyük Suudi Arabistan ve Venezuela'nın Orinoco Kemeri.^[4]

2009 yılına kadar, kullanılan iki ekstraksiyon yöntemi yerinde zift, zeminin derinliklerinde oluştuğunda (petrol kumu gelişiminin yüzde 80'ini oluşturacak) çıkarma ve bitüm yüzeye daha yakın olduğunda yüzey veya açık ocak madenciliği. Açık ocak madenciliği yöntemleriyle bitümün sadece yüzde 20'si çıkarılabilmektedir,^[5] Arazinin büyük hidrolik güç kürekleriyle büyük ölçekli kazılmasını içeren ve 400 tonluk ağır nakliye kamyonları. Yüzey madenciliği, zehirli atık havuzları bırakır. Tersine, yerinde gibi daha özel teknikler kullanır buhar destekli yerçekimi drenajı (SAGD). "Yağlı kumların yüzde sekseni geliştirilecek yerinde Alberta'daki yağlı kumlar bölgesinin toplam yüzey alanının yüzde 97,5'ini oluşturuyor. "^[6] 2006 yılında Athabasca yatağı tek büyük petrol kumu idi rezervuar büyük ölçekli dünya için uygun olan Yüzey madenciliği Ancak bu rezervuarın çoğu yalnızca daha yeni geliştirilenler kullanılarak üretilebilir. yerinde teknoloji.^[4]

Tarih

Athabasca petrol kumları, Athabasca Nehri Depozitonun kalbini kesen ve nehir kıyısında ağır petrolün izleri kolayca görülüyor. Tarihsel olarak bitüm yerli halk tarafından kullanıldı Cree ve Dene Aborijin halkları kanolarını su geçirmez hale getirmek için.^[7] Petrol yatakları şu sınırlar içinde yer almaktadır: Antlaşma 8 ve birkaç İlk milletler alanın tamamı kumlarla kaplıdır.

Erken tarih

Athabasca petrol kumları, nehrin kıyısında, 1900'lerde

Athabasca petrol kumları ilk olarak Avrupalıların dikkatini çekti Kürk tüccarları 1719'da bir Cree tüccarı olan Wa-pa-su, bitümlü kumlardan bir örnek getirdiğinde Hudson's Bay Şirketi gönder York Fabrikası açık Hudson Körfezi nerede Henry Kelsey yöneticiydi. 1778'de, Peter Göleti, başka bir kürk tüccarı ve rakibinin kurucusu Kuzey Batı Şirketi, Athabasca yataklarını keşfeden ilk Avrupalı ​​oldu. Methye Portage Hudson Körfezi havzasından Athabasca Nehri sisteminin zengin kürk kaynaklarına erişim sağladı.^[8]

1788'de kürk tüccarı Alexander Mackenzie, sonra Mackenzie Nehri daha sonra adlandırıldı, her iki yol boyunca seyahat etti Arktik ve Pasifik Okyanusu Şöyle yazdı: "Çataldan (Athabasca ve Clearwater Nehirlerinden) yaklaşık 24 mil [39 km] uzaklıkta, en az direnç olmaksızın içine 20 fit [6.1 m] uzunluğunda bir direğin sokulabileceği bazı bitümlü çeşmeler vardır. sıvı halde ve sakızla karıştırıldığında, reçineli madde ladin köknar, Kızılderililerin kanolarını yapıştırmaya hizmet ediyor. "1799'da harita yapımcısı tarafından takip edildi. David Thompson ve 1819'da İngiliz Deniz subayı tarafından John Franklin.^[9]

John Richardson petrollü kumların ilk ciddi bilimsel değerlendirmesini 1848'de kuzeye giderken yaptı Franklin'in kayıp seferi. Petrol kumlarına ilişkin devlet destekli ilk araştırma 1875 yılında John Macoun ve 1883'te, G.C. Hoffman Kanada Jeolojik Araştırması su kullanımıyla bitümü yağ kumundan ayırmayı denemiş ve kolayca ayrıldığını bildirmiştir. 1888'de, Robert Bell Kanada Jeolojik Araştırmalar Direktörü, bir Senato Komitesine "Kanıtlar ... Amerika'daki en kapsamlı petrol sahasının Athabasca ve Mackenzie vadilerinde, hatta dünyanın değilse de var olduğuna işaret ediyor" dedi.^[8]

Athabasca petrol kumu McMurray Oluşumu matkap çekirdeklerinde görüldüğü gibi.

1897'de bölgeye gelen Kont Alfred von Hammerstein (1870–1941), kırk yılı aşkın bir süredir Athabaska petrol kumlarını tanıttı ve şu anda Athabasca Bölgesi'ndeki Katran Kumları ve Akan Asfaltum gibi açıklayıcı başlıklar altında fotoğraflar çekti. Ulusal Kütüphane ve Kanada Ulusal Arşivlerinde. Athabasca petrol kumlarının fotoğrafları Kanadalı yazar ve maceraperest tarafından da yer aldı. Agnes Deans Cameron 's, en çok satan kitap (Cameron 1908, s. 71) harv hatası: hedef yok: CITEREFCameron1908 (Yardım)^[10] başlıklı Yeni Kuzey: Bir Kadının Kanada'dan Kuzey Kutbu'na Yolculuğunun Bir Hesabı Olmak Bu, Arktik Okyanusu'na 10.000 mil (16.000 km) gidiş-dönüş yolculuğunu anlattı. Bu yolculuğun ve kitabının yayınlanmasının ardından, Oxford, Cambridge, St. Andrew's Üniversitesi ve Kraliyet Coğrafya Topluluğu'nda batı Kanada'ya göçü teşvik eden Kodak resimlerinin sihirli fener slaytlarıyla öğretim görevlisi olarak yoğun bir şekilde seyahat etti.^[11] Fotoğrafları 2011–2012'de Ottawa, Ontario, Kanada'daki Kanada Medeniyet Müzesi'ndeki bir sergide çoğaltıldı. (Gismondi 2012, s. 71) harv hatası: hedef yok: CITEREFGismondi2012 (Yardım)^[12] Cameron özellikle Athabaska bölgesi ve Kont Alfred Von Hammerstein'ın Athabasca Nehri boyunca yaptığı petrol sondaj çalışmalarının fotoğraflarını içeren Athabaska petrol kumları konusunda hevesliydi. "Kont" fil petrol havuzları "için sondajda başarısız olurken, Cameron'un kitabı ve görüntüleri ... onu bir medya şöhreti yaptı." (Gismondi 2012, s. 71) harv hatası: hedef yok: CITEREFGismondi2012 (Yardım)^[12] "Kanada'nın tamamında, üzerine girdiğimizden daha ilginç bir su yolu parçası yoktur. Buradaki bir toprak hareketi, nehir kıyısında yetmiş veya seksen mil boyunca açıkça görülebilen ve içinden petrolün sızdığı bir fay hattı yaratmıştır. Sık aralıklarla. ... Katran var ... bolca ... Her çatlaktan sızıyor ve biraz bitümlü katran kuyusuna yirmi fitlik bir direği sokup hiçbir direnç bulamayız. (1909, Cameron ve 71 ) harv hatası: hedef yok: CITEREF1909Cameron71 (Yardım)^[10] Atıf (Gismondi 2012, s. 71) harv hatası: hedef yok: CITEREFGismondi2012 (Yardım)^[12]

1926'da, Karl Clark Alberta Üniversitesi'nden, bugünün termal ekstraksiyon işlemlerinin öncüsü olan sıcak su ayırma işlemi için bir patent aldı. Uygulamaya yönelik çeşitli girişimler, değişen derecelerde başarıya sahipti.

Doğalgazın keşfi ve kullanımında öncü, Georg Naumann. Doğal gazı 1940 gibi erken bir tarihte kullandı.^{[kaynak belirtilmeli ]}

Proje Oilsand

Project Oilsands olarak da bilinen Project Oilsand, 1958 yılında Athabasca petrol kumlarının yeraltı patlamasını kullanarak sömürülmesine yönelik bir teklifti. nükleer patlayıcılar;^[13] Varsayımsal olarak, bir yeraltı patlamasının yarattığı ısı ve basınç, zift mevduat, onların azaltılması viskozite o standart noktaya petrol sahası teknikler kullanılabilir. Planın işe yarayacağı genel araçlar Ekim 1976'da tartışıldı. Atom Bilimcileri Bülteni konu.^[14] Amaçlanan işlem için bir patent verildi: Petrolifer Yeraltı Oluşumlarının İçerdiği Nükleer Patlamalarla Uyarılması Süreci İlk kez 1964'te sunulan Bray, Knutson ve Coffer tarafından.^[15][16] Nükleer ısıtma seçeneği, şu anda önerilen ve kullanımda olan Alberta bölgeleri Athabasca petrol kumlarından petrol çıkarmak için kullanılan bazı geleneksel ısıtma fikirlerinin öncüsü olarak kabul edildi.^[17]

Başlangıçta "Kazan Projesi" olarak bilinen teklif, Los Angeles merkezli jeolog Manley L. Natland tarafından tasarlandı. Richfield Petrol Şirketi. Natland, viskoz bitümü sıvılaştırmak için gereken ısıyı üretmenin en verimli yolunun yer altı patlaması olduğuna inanıyordu, böylece geleneksel kuyularla yüzeye pompalanabilirdi. Proje bir parçası olarak tasarlandı Ploughshare Operasyonu barışçıl uygulamalar için nükleer patlamalardan yararlanma amaçlı bir Birleşik Devletler projesi. Ancak bazı uzmanların şüpheleri vardı. 1959'da, International Bitumen Company'den petrol kumu öncüsü Robert Fitzsimmons, Edmonton Journal, söyleyerek "Yazar, nükleer enerji hakkında hiçbir şey bilmiyor ve bu nedenle de buna ilişkin kesin bir açıklama yapmaya yetkili değilken [sic] sonuçlar kuru ısının bu kumlar üzerindeki etkisi hakkında bir şeyler biliyor ve tüm birikintiyi yanan bir cehenneme dönüştürmezse, onu katı bir yarı kütle haline getireceğinin neredeyse kesin olduğunu tahmin etmeye çalışıyor. bardak veya kola."^[18]

Nisan 1959'da Federal Maden Dairesi onaylı Proje Oilsand.^[19] Bununla birlikte, proje ön adımların ötesine geçmeden önce, Kanada hükümetinin nükleer cihazların kullanımına ilişkin tutumu değişti. Nisan 1962'de Kanadalı Dış İlişkilerden Sorumlu Devlet Bakanı, Howard Charles Green, "Kanada nükleer testlere karşı çıkıyor" dedi.^[20] Kanada kamuoyundaki bu 1962 değişiklikleri, tarihçi Michael Payne tarafından, halkın 1962'den sonra nükleer patlayıcılara ilişkin algıdaki değişimden kaynaklandığı kabul edilmektedir. Küba füze krizi,^[21] Oilsand Projesi daha sonra iptal edildi. Başbakan John Diefenbaker Parlamentoya, Kanada topraklarında veya altında bir atom bombası patlatma kararının Amerika Birleşik Devletleri değil Kanada tarafından verileceğini ve Kazan / Yağ Projesinin kalıcı olarak beklemeye alınmasını emrettiğini ve nükleer silahsızlanma müzakereleri sırasında Sovyetler Birliği'nin altüst olma riskini öne sürdüğünü söyledi. Cenevre'de yapıldı.^[22]

Amerika Birleşik Devletleri hükümeti, nükleer patlamaların barışçıl kullanımlarını keşfetmeye devam etti. Ploughshare Operasyonu, ancak aynı şekilde sonunda 1977'de feshedildi. sosyal bilimci, Benjamin Sovacool asıl sorunun, üretilen petrol ve gazın radyoaktif olması ve bunun da tüketicilerin bunu reddetmesine neden olduğunu iddia ediyor.^[23] Tersine, petrol ve gaz bazen önemli ölçüde doğal olarak radyoaktif başlangıç ​​olarak ve endüstri bununla başa çıkmak için kurulur, dahası önceki teşvik çabalarının aksine,^[24] birçok kirlilik sonra testler, çarpıcı bir mesele değildi, esasen şu gibi olayların neden olduğu toplumsal korkular nedeniyle kamuoyunu değiştiriyordu. Küba füze krizi protestolarla sonuçlanan^[21] ABD keşiflerini sona erdiren mahkeme davaları ve genel düşmanlık. Dahası, yıllar daha fazla gelişme göstermeden ve ABD nükleer silah fabrikalarındaki kapanma / daralma ile geçtikçe, ölçek ekonomileri Daha önce var olan avantaj, bununla birlikte, ABD sahalarının çoğunun, bunun yerine, muhtemelen daha ucuz olduğu bulunan nükleer olmayan tekniklerle uyarılabileceği giderek daha fazla keşfedildi.^[25][26] En çok başarılı ve karlı nükleer canlandırma çabası müşteri ürün kirliliği sorunlarına yol açmayan, 1976 Proje Neva Sredne-Botuobinsk gaz sahasında Sovyetler Birliği, çok sayıda daha temiz uyarıcı patlayıcılar, uygun kaya katmanları ve olası bir yeraltı kirletici depolama boşluğunun yaratılmasıyla mümkün kılınmıştır.^[27][28]

Büyük Kanada Yağlı Kumları

Tipik olarak 40 ila 60 metre (130 ila 200 ft) kalınlığında olan ve nispeten düz yüzeylerin üzerine oturan petrol kumları kireçtaşı, erişimi nispeten kolaydır. 1 ila 3 m (3 ft 3 inç ila 9 ft 10 inç) arasında su dolu Muskeg, 0 ila 75 metre (0 ila 246 ft) kil ve çorak kum. Kolay erişilebilirliğin bir sonucu olarak, dünyanın ilk petrol-kum madeni Athabasca petrol kumları içindeydi.

Athabasca petrol kumlarından ticari petrol üretimi 1967'de Great Canadian Oil Sands (GCOS) fabrikasının Fort McMurray. Amerikan ana şirketinin sahip olduğu ve işlettiği, dünyadaki ilk operasyonel petrol kumları projesiydi. Sun Oil Company. Ne zaman ABD$ Günlük 45.000 varil kapasiteli (7.200 m³/ d), Athabasca petrol kumlarının ticari gelişiminin başlangıcı oldu. 2013 McKenzie-Brown listelenmiş sanayici J. Howard Pew Athabasca petrol kumlarını inşa eden altı vizyonerden biri olarak.^[29] 1971'de öldüğü zaman, Pew ailesi tarafından sıralandı Forbes Amerika'daki en zengin yarım düzine aileden biri olarak dergi.^[30] The Great Canadian Oil Sands Limited (daha sonra bir yan kuruluşudur) Sun Oil Company ancak şimdi bağımsız bir şirkete dahil edildi. Suncor Enerji A.Ş. ) günde 30.000 varil üretti (4.800 m³/ d) sentetik ham petrol.^[31]

Sun, 1979'da Kanada'daki rafinaj ve perakende çıkarlarını birleştirerek Suncor'u kurdu. Büyük Kanada Yağlı Kumları ve geleneksel petrol ve gaz çıkarları. 1981'de Ontario Hükümeti, şirketin% 25 hissesini satın aldı ancak 1993'te onu elden çıkardı. Suncor, Kanada'da Sunoco perakende markasını sürdürmesine rağmen, 1995'te Sun Oil de şirketteki hisselerini elden çıkardı. Suncor, bağımsız, geniş çaplı bir kamu şirtketi.

Suncor büyümeye devam etti ve dalgalanan piyasa fiyatlarından bağımsız olarak petrollü kum operasyonlarından daha fazla petrol üretmeye devam etti ve sonunda eski ana şirketinden daha büyük hale geldi. 2009 yılında Suncor, eski Kanada hükümetine ait petrol şirketini satın aldı. Petro-Kanada,^[32][33] Suncor'u en büyük Kanada'da petrol şirketi ve en büyük Kanada şirketlerinden biri. Suncor Energy artık eski Amerikan ana şirketi ile hiçbir bağlantısı olmayan bir Kanadalı şirkettir. Güneş Yağı Şirket şu şekilde tanındı Sunoco, ancak daha sonra petrol üretimi ve rafinaj işini bıraktı ve o zamandan beri sahip olduğu perakende benzin distribütörü oldu. Enerji Transfer Ortakları nın-nin Dallas, Teksas. Kanada'da, Suncor Enerji Tüm satış sonrası perakende faaliyetlerini Petro-Canada bayrağı altında birleştirmek ve Sunoco markası için lisans ücretlerini ödemeye son vermek için tüm Sunoco istasyonlarını (hepsi Ontario'da bulunan) Petro-Canada sitelerine dönüştürdü. Ülke çapında, Petro-Kanada'nın yukarı akış ürün tedarikçisi ve ana şirketi Suncor Energy'dir. Suncor Energy, Ontario'da yalnızca bir Sunoco perakende sitesini işletmeye devam ediyor.^[34]

Syncrude

Kanada petrol kumu yataklarının gerçek boyutu 1970'lerde biliniyordu. Syncrude maden 1978'de açıldı ve şu anda potansiyel olarak 140.000 km'yi kaplayan madenlerle dünyanın en büyük madeni (alanlara göre)² (54.000 mil kare).^[35] (142.200 km altında petrol olmasına rağmen² (54.900 sq mi), sondaj ve yerinde çıkarma işlemiyle bozulabilir, sadece 4,800 km² (1,900 mil kare) potansiyel olarak yüzey madenciliği ve 904 km² (349 sq mi) bugüne kadar çıkarıldı.)

1973 petrol krizi

Gelişme, dünya petrol fiyatlarının düşmesiyle engellendi ve ikinci maden Syncrude konsorsiyum, 1978 yılına kadar faaliyete başlamadı. 1973 petrol krizi yatırımcının ilgisini uyandırdı.

1979 enerji krizi

Ancak petrol fiyatı daha sonra yatıştı ve 1979 enerji krizi 1980'lerde petrol fiyatlarının yeniden zirveye çıkmasına neden oldu, petrol fiyatları çok düşük seviyelere geriledi petrol endüstrisinde önemli ölçüde daralmaya neden oluyor.

21. yüzyılda yağlı kum üretimi

21. yüzyılın başında, Suncor madeninde bir genişleme, Syncrude'da yeni bir maden ve genişleme ve yeni bir madenle Kanada'da petrollü kum gelişimi yükselmeye başladı. Royal Dutch Shell yeni ile ilişkili Scotford Yükseltici yakın Edmonton. Üç yeni büyük buhar destekli yerçekimi drenajı (SAGD) projesi, o zamandan beri tümü daha büyük şirketler tarafından satın alınan farklı şirketler tarafından eklendi - Foster Creek, Surmont ve MacKay River -.^[36]

Shell Canada Üçüncü maden, 2003 yılında faaliyete geçti. Ancak, 2003 yılından bu yana petrol fiyatlarındaki artışların bir sonucu olarak, mevcut madenler büyük ölçüde genişletildi ve yenileri planlanıyor.

Alberta Enerji ve Kamu Hizmetleri Kurulu'na göre, Athabasca petrol kumlarında 2005 ham bitüm üretimi aşağıdaki gibiydi:

2005 ham bitüm üretimi

	m3/gün	günlük varil
Suncor benim	31,000	195,000
Syncrude mayın	41,700	262,000
Shell Canada madeni	26,800	169,000
Yerinde projeler	21,300	134,000
Toplam	120,800	760,000

2006 yılı itibariyle, petrol kumu üretimi günde 1.126.000 varile (179.000 m³/ d). Yağlı kumlar, Alberta'nın toplam petrol üretiminin% 62'sinin ve Kanada'da üretilen tüm petrolün% 47'sinin kaynağıydı.^[37] 2010 yılı itibarıyla, petrol kumu üretimi günde 1,6 milyon varilin üzerine çıkmıştır (250.000 m³/ d), bunun% 53'ü yüzey madenciliği ve% 47'si in situ tarafından üretildi. Alberta hükümeti, bu üretim seviyesinin 3.5 Mbbl / d'ye (560.000 m³/ d) 2020'ye kadar ve muhtemelen 5 Mbbl / gün (790.000 m³/ d) 2030'a kadar.^[38]

2012 yılında, petrol kumlarından fiili petrol üretimi günlük 1,8 milyon varil (290,000 m³/ d).^[39]

Ulaşım

Vatandaş gösteri yapıyor Keystone Boru Hattı ve katran kumları.

Kanada, Amerika Birleşik Devletleri tarafından ithal edilen en büyük petrol kaynağıdır ve günde yaklaşık 1 milyon varil (160.000 m³/ d) petrol kumu kaynaklarından. Keystone XL Alberta'dan bir boru hattı Körfez Kıyısı rafineriler, değerlendiriliyor,^[40] olduğu gibi Kuzey Geçidi projesi -e Kitimat, Britanya Kolombiyası tarafından inşa edilecek Enbridge operatörü Enbridge Boru Hattı Sistemi Bu da bölgeye hizmet ediyor.^[41] Sektör gözlemcileri, aşırı boru hattı kapasitesi olabileceğine inanıyor.^[42] Kinder Morgan Batı kıyısı bir boru hattı için başka bir teklifte bulunurken, Enbridge ayrıca Montreal'deki rafinerilere ve muhtemelen Portland, Maine yanı sıra mevcut bir boru hattının Chicago'ya genişletilmesi.^[43] Tüm bu projelere Çevresel ve İlk Milletlerin muhalefeti öngörülmekte ve planlanmaktadır.^[44]

Gelecekteki üretim

Aralık 2008 itibariyle, Kanada Petrol Üreticileri Birliği 2008-2020 ham petrol tahminlerini, 2008'in ikinci yarısındaki fiyat düşüşlerinin bir sonucu olarak proje iptallerini ve kesintileri hesaba katacak şekilde revize etti. Revize edilmiş tahmin, Kanada petrol kumu üretiminin artmaya devam edeceğini, ancak öncekinden daha yavaş bir oranda olacağını öngörüyordu. tahmin edildi. 2008–2012 üretiminde minimum değişiklik olacaktı, ancak 2020'ye kadar üretim günde 300.000 varil olabilir (48.000 m³/ d) önceki tahminlerinden daha az. Bu, Kanada petrol kumu üretiminin günde 1,2 milyon varilden (190.000 m³/ d) 2008'de günde 3,3 milyon varile (520,000 m³/ d) 2020'de ve Kanada'daki toplam petrol üretiminin günde 2,7'den 4,1 milyon varile (430,000 ila 650,000 m³/ d) 2020'de.^[45] Proje iptallerini hesaba katsa bile, bu Kanada'yı en büyük dört veya beş petrol üreten ülkeler 2020 yılına kadar dünyada.

Aralık 2007'nin başlarında, Londra merkezli BP ve Calgary tabanlı Husky Enerji 50–50 ilan etti ortak girişim Athabasca petrol kumlarından bitüm üretmek ve rafine etmek. BP katkıda bulunur Toledo, Ohio ortak girişime rafineri, Husky ise Sunrise petrol kumları projesine katkıda bulunacak. Sunrise'ın günde 60.000 varil üretmeye başlaması planlandı (9.500 m³/ d) 2012 yılında bitümün 200.000 varil / güne (32.000 m³/ d) 2015–2020'ye kadar. BP, Toledo rafinerisini 170.000 varil / gün (27.000 m³/ d) bitümün doğrudan rafine ürünlere dönüştürülmesi. Husky'nin rafinaj kapasitesi yetersiz olduğundan ve BP'nin petrol kumlarında varlığı olmadığından, ortak girişim her iki şirket için de sorunları çözecekti. Şirket geçmişte petrol kumlarının önemini küçümsediği için bu BP için bir strateji değişikliğiydi.^[46]

Aralık 2007 ortasında, ConocoPhillips günlük 60.000 varilden (9.500 m) yağlı kum üretimini artırma niyetini açıkladı.³/ d) günde 1 milyon varile (160.000 m³/ d) önümüzdeki 20 yıl içinde, bu onu dünyadaki en büyük özel sektör petrol kumu üreticisi yapacak. ConocoPhillips şu anda 1 milyon dönümlük (4.000 km) ile Kanada petrol kumları içinde en büyük konuma sahiptir.²) kiralama altında. Üretimlerini artırmayı planlayan diğer büyük petrol kumu üreticileri arasında Royal Dutch Shell (770.000 varil / gün'e (122,000 m)³/ d)); Syncrude Canada (550.000 varil / gün'e (87.000 m³/ d)); Suncor Enerji (500.000 varil / gün'e (79,000 m)³/ d)) ve Kanada Doğal Kaynakları (500.000 varil / gün'e (79,000 m)³/ d)).^[47] Tüm bu planlar hayata geçirilirse, bu beş şirket 3,3 Mbbl / g (520,000 m³/ d) 2028 yılına kadar petrol kumlarından elde edilen petrol.

Yönetim

Yönetişimi Alberta petrol kumları ekonomik kalkınmaya odaklanmıştır ve tarihsel olarak iki ana aktörün çıkarları tarafından domine edilmiştir; hükümet (federal ve eyalet) ve endüstri. Kanada federalizmi anayasal iktidarın ikisinin de diğerinden üstün olmayacağı şekilde bölünmesi bakımından, hükümetin her düzeyinin işlevlerini ve rollerini oluşturur.^[71] Anayasa Yasası, 1867 Bölüm 109, ilin sınırları içindeki arazi ve kaynakların tam mülkiyetini sağlar. Eyalet toprak sahibi olarak hareket eder ve federal hükümet ticaret, ticaret ve vergilendirme üzerindeki yargı yetkisini denetler. Kaynak yönetimi ticareti etkilediği ve ticaret yönetimi kaynakları etkilediği için açık bir örtüşme vardır.^[72] 1990'lardan itibaren, hem federal hem de eyalet hükümeti, düzenleme, teknoloji ve yeni ihracat pazarlarının geliştirilmesine odaklanarak uyumlu hale getirildi.^[73] "Yer seviyesinde" yönetişimin çoğu, bir dizi il kurumu tarafından yürütülmektedir.

Ottawa, yatırım ortamını iyileştirmeyi tercih ederek doğrudan yatırımdan kaçındı. Bunun en iyi örneği, federal hükümetin petrol kumu sermaye yatırımlarının% 100'ünün hızlandırılmış sermaye maliyeti ödenekleri olarak silinmesine izin veren vergi indirimleri uyguladığı 1994 yılında meydana geldi.^[74] Eyalet hükümetinin kalkınmada çok daha doğrudan bir rolü vardı; sayısız pilot projeye doğrudan yatırım yapmak, endüstri ile ortak girişimlerde bulunmak ve araştırma ve geliştirmeye sürekli olarak büyük yatırımlar yapmak. Bazı insanlar Alberta'nın dünyadaki en düşük telif oranlarından birine sahip olduğunu iddia etti.^[75] Alberta, ABD eyaletlerinin aksine, petrolün büyük çoğunluğuna sahip olduğu için, petrol üzerinde daha fazla kontrole sahip olabilir, oysa ABD eyaletleri kıdem vergileriyle sınırlıdır. Bu endüstri merkezli telif hakkı sistemi, "gelişmenin hızlı bir şekilde ilerlemesini teşvik ettiği" için eleştirildi.^[76][77]

Sanayi, petrol kumları geliştirmenin temel gücüdür. İlk büyük oyuncular, Suncor Enerji ve Syncrude 1990'lara kadar pazara hakim oldu. Şu anda birkaç yüz proje yürüten 64 şirket var.^[78] Üretimin çoğunluğu artık yabancılara ait şirketlerden geliyor.^[79] ve bu şirketler için elverişli bir iklimin sürdürülmesi onlara güçlü bir etki sağlar; vatandaşlar ve çevre grupları gibi üretken olmayan paydaşlardan çok daha güçlü.^[76]

Petrol kumları üzerindeki yönetişim (politika, idare, düzenleme) neredeyse tamamen Enerji Bakanlığı (Alberta) ve çeşitli bölümleri. Eleştirmenler, yönetişim sürecinin tüm önemli aşamalarında açık ve sistemik bir halk katılımı eksikliğine dikkat çekti.^[80] Buna yanıt olarak, eyalet 2006 yılında Oil Sands Danışma Çok Paydaşlı Komitesini (MSC) başlatmıştır. MSC dört kuruluşu temsil etmektedir: Kümülatif Çevre Yönetimi Derneği (CEMA), Wood Buffalo Çevre Derneği (WBEA), Kanada Petrol Kumu Ağı Araştırma ve Geliştirme (CONRAD) ve Athabasca Bölgesel Sorunlar Çalışma Grubu (RIWG).^[76] MSC'nin rolü, yönetim ilkelerine danışmak ve önerilerde bulunmaktır.^[81] MSC'nin ilk 2007 Nihai Raporunda yer alan tavsiyeler, birkaç bakan ve hükümet temsilcisi tarafından övüldü,^[82] ancak hiçbiri henüz etkili bir şekilde yasaya geçirilmedi.

17 Ekim 2012'de Alberta hükümeti bir çalışma grubunun tavsiyelerini izleyeceğini duyurdu.^[83] petrol kumlarının çevresel etkilerini izleyecek bir ajans geliştirmek. "Yeni bilime dayalı kurum, petrol kumları bölgesinde çalışmaya başlayacak ve neyin izlendiğine, nasıl izlendiğine ve nerede izlendiğine odaklanacak. Bu, kara, hava, su ve biyolojik çeşitliliğin entegre ve koordineli bir şekilde izlenmesini içerecek" dedi. Enerji ve Sürdürülebilir Kalkınma Bakanı Diana McQueen'in ofisinden basın açıklaması.^[84] İl hükümeti, çevreciler, yerli gruplar ve bilim adamlarının yaygın eleştirilerinin ardından, petrol kumlarının kontrol edilmediği takdirde çevre üzerinde yıkıcı, uzun vadeli bir etkiye sahip olacağını iddia eden ajansı geliştirmek için harekete geçti.^[85]

17 Haziran 2013 tarihinde yeni kurulan şirket, Alberta Enerji Regülatörü (AER) ^[86] Athabasca petrol kumları da dahil olmak üzere Alberta'daki petrol, gaz ve kömür gelişimini düzenleme yetkisiyle aşamalı olarak devreye alındı.^[87][88] AER, "düzenleme işlevlerini" Enerji Kaynakları Koruma Kurulu ve Alberta Çevre ve Sürdürülebilir Kaynak Geliştirme Bakanlığı tek elden bir mağazaya dönüşüyor " ^[89] Alberta Enerji Regülatörü artık "uygulamadan ıslah işlemine kadar tüm projelerden sorumludur." Alberta'daki enerji düzenlemeleri ile ilgili olarak proje savunucularına, arazi sahiplerine ve endüstriye yanıt verecekler.^[89] Sorumlu Enerji Geliştirme Yasası, Alberta Enerji Düzenleyicisine " Kamu Arazileri Yasası, Çevre Koruma ve Geliştirme Yasası ve Su Yasası, enerji geliştirme konusunda. "^[89] Alberta Enerji Düzenleme Kurumu, çevre yasalarını uygulayacak ve çevre ve su izinlerini, eskiden Alberta Çevre'nin yetkisi olan sorumlulukları çıkaracaktır.^[87][90]

Geliştirme

Tarafından düzenlenen tüm boru hatlarının haritası Kanada Enerji Düzenleyicisi Alberta kökenli.

Athabasca yatağının temel özelliği, uygun olabilecek tek sığlık olmasıdır. Yüzey madenciliği. Athabasca petrol kumlarının yaklaşık% 10'u 75 metreden (246 ft) daha az aşırı yük. 2009 yılına kadar, yüzey mayınlanabilir alan (SMA) Alberta hükümetinin bir kurumu olan ERCB tarafından 37 bitişik ilçeyi (yaklaşık 3,400 km² veya 1.300 mil kare) kuzeyinde Fort McMurray. Haziran 2009'da SMA,51 ¹⁄₂ ilçeler veya yaklaşık 4.700 km² veya 1.800 metrekare.^[91] Bu genişleme, SMA'nın kuzey sınırını en çok 12 mil (19 km) Wood Buffalo Ulusal Parkı, bir UNESCO Dünya Mirası.

Albian Sands madeni (işleten Shell Canada ) 2003 yılında açılmıştır. Bu madenlerin üçü de bitümle ilişkilidir. yükselticiler kullanılamayan bitümü sentetik ham sevkıyat için yağ rafineriler Kanada'da ve Amerika Birleşik Devletleri. Albian için yükseltici, 439 km güneydeki Scotford'da bulunuyor. Bir çözücü ile seyreltilen zift, 610 mm (24 inç) koridor boru hattıyla oraya aktarılır.

Enerji Kaynaklarını Koruma Kurulu, olumsuz çevresel etkilere rağmen 100'den fazla madencilik ve yerinde projeyi onayladı.^[92] 2012 itibariyle, 9 aktif açık madencilik projesi, 50'den fazla onaylı yerinde proje ve serbest akışlı bitüm çıkaran 190 birincil geri kazanım projesi vardı. ERCB, kanıtlanmamış teknolojiyi ve mevcut teknolojilerin yeni sürümlerini test eden 20 projeyi de onayladı.^[93]

Bitüm ekstraksiyonu

Yüzey madenciliği

Great Canadian Oil Sands (şimdiki Suncor) 1967'de madenini işletmeye başladığından beri, bitüm Athabasca Oil Sands'den ticari ölçekte çıkarıldı. Yüzey madenciliği. Athabasca kumlarında, çok az aşırı yük ile kaplanmış çok büyük miktarlarda bitüm vardır, bu da yüzey madenciliğini en verimli çıkarma yöntemi haline getirir. Aşırı yük su yüklüdür Muskeg (turba bataklığı) kil ve çorak kumun üzerinde. Yağlı kumların kendileri tipik olarak 40 ila 60 metre (130 ila 200 ft) derinliktedir ve düz bir zemine oturur kireçtaşı Kaya. Başlangıçta, kumlar çekme halatları ve kepçe tekerlekli ekskavatörler ve işleme tesislerine taşındı. konveyör bantları.

Bu ilk madenlerin, bitüm madenciliği teknikleri verimli hale gelmeden önce başa çıkmaları gereken dik bir öğrenme eğrisi vardı. Aradan geçen yıllarda daha etkili yerinde üretim teknikleri geliştirildi, özellikle buhar destekli yerçekimi drenajı (SAGD). Yerinde yöntemler giderek daha önemli hale geldi çünkü Athabasca petrol kumlarının yalnızca yaklaşık% 20'si yüzey madenciliği ile geri kazanılacak kadar sığdı ve özellikle SAGD yöntemi, büyük miktarlarda bitümün makul bir maliyetle geri kazanılmasında çok etkili oldu.

Son yıllarda, Syncrude ve Suncor gibi şirketler, en büyüğünü kullanarak çok daha ucuz kürek ve kamyon operasyonlarına geçtiler. güç kürekleri (en az 100 kısa ton, 91 t) ve çöp kamyonları (400 kısa ton, 360 t) dünyada.^[94] Bu tuttu üretim maliyeti varil başına yaklaşık 27 ABD Doları sentetik ham artan enerji ve işçilik maliyetlerine rağmen petrol.^[95]

Kazı sonrası sıcak su ve kostik soda (sodyum hidroksit ) kuma eklenir ve sonuçta bulamaç çalkalandığı ve yağın tepeden sıyrıldığı ekstraksiyon tesisine boru ile aktarılır.^[96] Su kimyasının, bitümün kum ve kilden ayrılmasına izin verecek şekilde uygun olması koşuluyla, sıcak su ve çalkalama kombinasyonu, yağ kumundan bitümü serbest bırakır ve küçük hava kabarcıklarının bitüm damlacıklarına yapışmasına izin verir. Bitüm köpüğü, ayırma kaplarının tepesine kadar yüzer ve kalan suyu ve ince katıları gidermek için ayrıca işlenir.

Bir varil (1,8 ton) üretmek için yaklaşık iki kısa ton (1,8 ton) petrol kumu gerekir (¹⁄₈ kısa ton, 110 kg) yağ. Başlangıçta ziftin yaklaşık% 75'i kumdan geri kazanıldı. Ancak, bu yöntemde yapılan son geliştirmeler şunları içerir: Atıklar Petrolün geri kazanımı (TOR) birimleri atıklar, Seyreltici Kurtarılacak Kurtarma Birimleri neft köpükten eğimli plaka yerleşimcileri (IPS) ve disk santrifüjler. Bunlar, ekstraksiyon tesislerinin kumdaki bitümün% 90'ından fazlasını geri kazanmasını sağlar. Petrol çıkarıldıktan sonra, kullanılmış kum ve diğer malzemeler madene geri gönderilir ve bu da sonunda geri kazanılmış.

Alberta Taciuk Süreci teknoloji kuru bir otoklavlama yoluyla yağlı kumlardan bitümü çıkarır. Bu işlem sırasında yağ kumu dönen bir tamburdan geçirilir, çatlama bitüm ısıyla ve daha hafif hidrokarbonlar üretiyor. Test edilmesine rağmen, bu teknoloji henüz ticari kullanımda değildir.^[97]

Kumlardan bitümün çıkarılması için orijinal süreç, Dr. Karl Clark ile çalışmak Alberta Araştırma Konseyi 1920'lerde.^[98] Bugün, Syncrude Canada, Suncor Energy ve Albian Sands Energy vb. Gibi yüzey madenciliği yapan tüm üreticiler, Clark Sıcak Su Çıkarma (CHWE) işleminin bir varyasyonunu kullanıyor. Bu süreçte cevherler açık ocak madenciliği teknolojisi kullanılarak çıkarılır. Çıkarılan cevher daha sonra boyut küçültmek için ezilir. Cevhere 50–80 ° C'de (122–176 ° F) sıcak su eklenir ve oluşan bulamaç hidrotransport hattı kullanılarak bitümün yüzdürme ile bitüm köpüğü olarak geri kazanıldığı bir birincil ayırma kabına (PSV) taşınır. Geri kazanılan bitüm köpüğü ağırlıkça% 60 bitüm,% 30 su ve% 10 katıdan oluşur.^[99]

Geri kazanılan bitüm köpüğünün, sonraki yükseltme işlemlerinin gereksinimlerini karşılamak için içerilen katıları ve suyu reddetmek için temizlenmesi gerekir. Cevherdeki bitüm içeriğine bağlı olarak, bitümün% 90 ila% 100'ü modern sıcak su ekstraksiyon teknikleri kullanılarak geri kazanılabilir.^[100] Petrol çıkarıldıktan sonra, kullanılmış kum ve diğer malzemeler madene geri gönderilir ve sonunda geri kazanılır.

Buhar destekli yerçekimi drenajı

Buhar Destekli Yerçekimi Drenajı (SAGD), gelişmiş petrol geri kazanımı üretim teknolojisi ağır ham petrol ve zift. Gelişmiş bir biçimdir buhar uyarımı içinde bir çift yatay kuyular delinmiş yağ haznesi, biri diğerinden birkaç metre yukarıda. Üst kısma sürekli olarak yüksek basınçlı buhar enjekte edilir kuyu deliği yağı ısıtmak ve azaltmak viskozite, ısıtılmış yağın alt kuyu deliğine akmasına neden olur ve burada bir bitüm geri kazanım tesisine pompalanır. Dr. Roger Butler, mühendis İmparatorluk Yağı 1955'ten 1982'ye kadar, 1970'lerde buhar destekli yerçekimi drenajını (SAGD) icat etti. Butler "madencilik için fazla derin olduğu düşünülen belirli bitüm birikintilerini geliştirmek için yatay kuyu çiftleri ve enjekte edilen buhar kullanma konseptini geliştirdi."^[101][102]

Son zamanlarda, yerinde gibi yöntemler buhar destekli yerçekimi drenajı (SAGD) ve döngüsel buhar uyarımı (CSS), kumları ısıtmak için buhar enjekte ederek derin birikintilerden bitüm çıkarmak ve geleneksel ham petrol gibi pompalanabilmesi için bitüm viskozitesini düşürmek için geliştirilmiştir.^[103]

Standart ekstraksiyon işlemi büyük miktarlarda doğal gaz gerektirir. 2007 itibariyle, petrol kumu endüstrisi Batı Kanada Sedimanter Havzası doğal gaz üretiminin yaklaşık% 4'ünü kullanmıştır. 2015 yılına kadar bu iki buçuk kat artabilir.^[104]

Göre Ulusal Enerji Kurulu yaklaşık 1.200 fit küp (34 m³) doğal gazdan bir varil bitüm üretmek için yerinde proje ve yaklaşık 700 fit küp (20 m³) entegre projeler için.^[105] Bir varil petrol eşdeğeri yaklaşık 6.000 fit küp (170 m³), bu, enerjide büyük bir kazancı temsil eder. Bu durumda, Alberta düzenleyicilerinin, petrol kumu tesislerine yakıt sağlamak için ABD'ye doğal gaz ihracatını azaltması muhtemeldir. Bununla birlikte, gaz rezervleri tükendiğinde, petrol yükselticileri muhtemelen bitüme dönecektir. gazlaştırma kendi yakıtlarını üretmek için. Bitümün sentetik ham petrole dönüştürülebilmesi gibi, sentetik doğal gaza da dönüştürülebilir.

Çevresel etkiler

Athabasca petrol kumlarında madencilik faaliyetleri. Görüntü gösterir Athabasca Nehri yaklaşık 600m atık havuzu. NASA Dünya Gözlemevi fotoğraf, 2009.

Arazi

Alberta'nın petrol kumlarının yaklaşık% 20'si şu yollarla geri kazanılabilir: açık ocak madenciliği % 80'i gerektirirken yerinde ekstraksiyon teknolojileri (büyük ölçüde derinliklerinden dolayı). Açık ocak madenciliği, Kuzey ormanı ve Muskeg, süre yerinde çıkarma teknolojileri daha az önemli hasara neden olur. Alberta boreal ormanının yaklaşık% 0.19'u açık ocak madenciliğinden etkilenmiştir.^[106] Alberta hükümeti, şirketlerin araziyi "eşdeğer arazi kapasitesine" geri getirmesini talep ediyor. Bu, arazinin ıslah sonrası çeşitli arazi kullanımlarını destekleme kabiliyetinin mevcut olana benzer olduğu, ancak bireysel arazi kullanımlarının mutlaka aynı olmayabileceği anlamına gelir.^[107]

Bazı özel durumlarda hükümet, tarım arazisinin orman arazisine eşdeğer olduğunu düşünür. Petrol kumları şirketleri, mayınlı arazileri mera olarak kullanmak için ıslah etti. odun bizonu orijinal boreal orman ve miske geri yüklemek yerine. Syncrude bozulmuş arazilerinin% 22'sini geri kazandıklarını iddia ediyor.^[108] a figure disputed by other sources, who assess Syncrude more accurately reclaimed only 0.2% of its disturbed land.^[109]

Su

Bir Pembina Enstitüsü report stated "To produce one cubic metre (m³) [35 cu ft] of synthetic crude oil (SCO) (upgraded bitumen) in a mining operation requires about 2–4.5 m³ [71–159 cu ft] of water (net figures). Approved oil sands mining operations are currently licensed to divert 359 million m³ from the Athabasca River, or more than twice the volume of water required to meet the annual municipal needs of the City of Calgary."^[110] It went on to say "... the net water requirement to produce a cubic metre of oil with yerinde production may be as little as 0.2 m³ [7.1 cu ft], depending on how much is recycled".

The Athabasca River runs 1,231 kilometres (765 mi) from the Athabasca Buzulu in west-central Alberta to Athabasca Gölü in northeastern Alberta.^[111] The average annual flow just downstream of Fort McMurray is 633 cubic metres per second (22,400 cu ft/s)^[112] with its highest daily average measuring 1,200 cubic metres per second.^[113]

Water licence allocations total about 1% of the Athabasca River average annual flow, though actual withdrawals for all uses, in 2006, amount to about 0.4%.^[114] In addition, the Alberta government sets strict limits on how much water oil sands companies can remove from the Athabasca River. According to the Water Management Framework for the Lower Athabasca River, during periods of low river flow water consumption from the Athabasca River is limited to 1.3% of annual average flow.^[115] The province of Alberta is also looking into cooperative withdrawal agreements between oil sands operators.^[116]

Since the beginning of the oil sands development, there have been several leaks into the Athabasca River polluting it with oil and tailing pond water. The close proximity of the tailing ponds to the river drastically increases the likelihood of contamination due to ground water leakages. In 1997, Suncor admitted that their tailing ponds had been leaking 1,600 cubic metres (57,000 cu ft) of toxic water into the river a day. This water contains naphthenic acid, eser metaller gibi Merkür and other pollutants. The Athabasca River is the largest freshwater delta in the world but with Suncor and Syncrude leaking tail ponds the amount of polluted water will exceed 1 billion cubic meters by 2020.^[117]

Natural toxicants derived from bitumen in Northern Alberta pose potential ecological and human health risks to northerners living in the area. Oil sands development contributes arsenik, kadmiyum, krom, öncülük etmek, Merkür, nikel and other metal elements toxic at low concentrations to the tributaries and rivers of the Athabasca.^[118]

Natural gas use and greenhouse gases

The processing of bitumen into synthetic crude requires energy, which is currently being generated by burning natural gas. In 2007, the oil sands used around 1 billion cubic feet (28,000,000 m³) of natural gas per day, around 40% of Alberta's total usage. Based on gas purchases, natural gas requirements are given by the Canadian Energy Resource Institute as 2.14 GJ (2.04 thousand cu ft) per barrel for cyclic steam stimulation projects, 1.08 GJ (1.03 thousand cu ft) per barrel for SAGD projects, 0.55 GJ (0.52 thousand cu ft) per barrel for bitumen extraction in mining operations not including upgrading or 1.54 GJ (1.47 thousand cu ft) per barrel for extraction and upgrading in mining operations.^[119]

A 2009 study by CERA estimated that production from Canada's oil sandsemits "about 5 percent to 15 percent more carbon dioxide, over the"well-to-wheels" lifetime analysis of the fuel, than average crudeoil."^[120] Author and investigative journalist David Strahan that same year stated that IEA figures show that carbon dioxide emissions from the oil sands are 20% higher than average emissions from oil, explaining the discrepancy as the difference between upstream emissions and life cycle emissions.^[121] He goes on to say that a US government report in 2005 suggested with current technology conventional oil releases 40 kg of carbon dioxide per barrel while non-conventional oil releases 80–115 kg of carbon dioxide. Alberta energy suggests lower releases of carbon with improving technology, giving a value of 39% drop in emissions per barrel between 1990 and 2008,^[122] however only a 29% reduction between 1990 and 2009.^[123]

The forecast growth in synthetic oil production in Alberta also threatens Canada's international commitments. In ratifying the Kyoto Protokolü, Canada agreed to reduce, by 2012, its greenhouse gas emissions by 6% with respect to 1990. In 2002, Canada's total greenhouse gas emissions had increased by 24% since 1990.

Ranked as the world's eighth largest emitter of greenhouse gases, Canada is a relatively large emitter given its population and is missing its Kyoto targets. A major Canadian initiative called the Integrated CO2 Network (ICO2N) promotes the development of large scale capture, transport and storage of carbon dioxide (CO₂) as a means of helping Canada to help meet climate change objectives while supporting economic growth. ICO2N members represent a group of industry participants, many oil sands producers, providing a framework for Karbon yakalama ve depolama development in Canada.^[124]

Two separate fraud lawsuits were filed against "ExxonMobil involving Alberta’s oilsands" in October. One was in New York and the second was filed in Massachusetts on October 24. The Massachusetts lawsuit says that ExxonMobil misled investors by "falsely" justifying to them "its riskiest long-term investments, including Canadian bitumen oilsands projects." The company did not warn investors "about what climate change measures could cost its operations — especially those in the oilsands."^[125]

Hayvanlar

In Northern Alberta, oil development activities bring an enormous number of people into a fragile ecosystem. Historically, population figures have been very low for this region. Water is easily polluted because the water table reaches the surface in most areas of Muskeg. With the ever-increasing development and extraction of resources, wildlife are recipient to both direct and indirect effects of pollution. Woodland Karibu are particularly sensitive to human activities, and as such are pushed away from their preferred habitat during the time of year when their caloric needs are greatest and food is the most scarce. Humans' effect on the Caribou is compounded by road construction and habitat fragmentation that open the area up to deer and wolves.^[126]

Wildlife living near the Athabasca River have been greatly impacted due to pollutants entering the water system. An unknown number of birds die each year. Particularly visible and hard hit are migrating birds that stop to rest at tailing ponds. There have been numerous reports of large flocks of ducks landing in tailing ponds and perishing soon after.^[127] Data has been recorded since the 1970s on the number of birds found on tailing ponds.^[128]

There has also been a large impact on the fish that live and spawn in the area. As toxins accumulate in the river due to the oil sands, bizarre mutations, tumors, and deformed fish species have begun to appear. A study commissioned by the region's health authority found that several known toxins and carcinogens were elevated.^[129] Aboriginal communities that live around the river are becoming increasingly worried about how the animals they eat and their drinking water are being affected.^[130]

While there has been no link yet made between the oil sands and health issues, Matt Price of Environmental Defense says the connection makes common sense. Deformities in fish and high concentrations of toxic substances in animals have also been identified.^[131]

Tailings ponds

Large volumes of tailings are a byproduct of bitumen extraction from the oil sands and managing these tailings is one of the most difficult environmental challenges facing the oil sands industry.^[132] Tailings ponds are engineered dam and dyke systems that contain solvents used in the separation process as well as residual bitumen, salts and soluble organic compounds, fine silts and water.^[132] The concentrations of chemicals may be harmful to fish and oil on the surface harmful to birds.^[133] These settling basins were meant to be temporary. A major hindrance to the monitoring of oil sands produced waters has been the lack of identification of individual compounds present. By better understanding the nature of the highly complex mixture of compounds, including naftenik asitler, it may be possible to monitor rivers for sızıntı suyu and also to remove toxic components. Such identification of individual acids has for many years proved to be impossible but a breakthrough in 2011 in analysis began to reveal what is in the oil sands tailings ponds.^[134] Ninety percent of the tailings water can be reused for oil extraction.^[132] By 2009 as tailing ponds continued to proliferate and volumes of fluid tailings increased, the Alberta Energy Resources Conservation Board issued Directive 074 to force oil companies to manage tailings based on new aggressive criteria.^[135] Alberta Hükümeti 2013 yılında Alberta petrol kumlarındaki atık havuzlarının yaklaşık 77 kilometrekarelik (30 sq mi) bir alanı kapladığını bildirdi.^[132] The Tailings Management Framework for Mineable Oil Sands is part of Alberta's Progressive Reclamation Strategy for the oil sands to ensure that tailings are reclaimed as quickly as possible.^[135]

Suncor invested $1.2 billion in their Tailings Reduction Operations (TROTM) method ^[136] that treats mature fine tails (MFT) from tailings ponds with chemical flocculant, an anionic Poliakrilamid, commonly used in water treatment plants to improve removal of total organic content (TOC), to speed their drying into more easily reclaimable matter. Mature tailings dredged from a pond bottom in süspansiyon were mixed with a polymer topaklaştırıcı and spread over a "beach" with a shallow grade where the tailings would dewater and dry under ambient conditions. The dried MFT can then be reclaimed in place or moved to another location for final reclamation. Suncor hoped this would reduce the time for su ıslahı from tailings to weeks rather than years, with the recovered water being geri dönüştürülmüş into the oil sands plant. Suncor claimed the mature fines tailings process would reduce the number of tailing ponds and shorten the time to reclaim a tailing pond from 40 years at present to 7–10 years, with arazi ıslahı continuously following 7 to 10 years behind the mining operations.^[137] For the reporting periods from 2010 to 2012, Suncor had a lower-than-expected fines capture performance from this technology.^[135]Syncrude used the older composite tailings (CT) technology to capture fines at its Mildred Lake project. Syncrude had a lower-than-expected fines capture performance in 2011/2012 but exceeded expectations in 2010/2011.^[135] Shell used atmospheric fines drying (AFD) technology combined "fluid tailings and flocculants and deposits the mixture in a sloped area to allow the water to drain and the deposit to dry" and had a lower-than-expected fines capture performance.^[135]

By 2010 Suncor had transformed their first tailings pond, Pond One, into Wapisiw Lookout, the first reclaimed settling basin in the oil sands. In 2007 the area was a 220-hectare pond of toxic effluent but several years later there was firm land planted with black spruce and trembling aspen. Wapisiw Lookout represents only one percent of tailings ponds in 2011 but Pond One was the first effluent pond in the oil sands industry in 1967 and was used until 1997. By 2011 only 65 square kilometres were cleaned up and about one square kilometre was certified by Alberta as a self-sustaining natural environment. Wapisiw Lookout has not yet been certified. Closure operations of Pond One began in 2007. The jello-like mature fine tails (MFT) were pumped and dredged out of the pond and relocated to another tailings pond for long-term storage and treatment. The MFT was then replaced with 30 million tonnes clean sand and then topsoil that had been removed from the site in the 1960s. The 1.2 million cubic meters (42×10^⁶ cu ft) of topsoil over the surface, to a depth of 50 cm (1 ft 8 in), was placed on top of the sand in the form of hummocks and swales. It was then planted with reclamation plants.^{[138][139][140]}

In March 2012 an alliance of oil companies called Canada's Oil Sands Innovation Alliance (COSIA) was launched with a mandate to share research and technology to decrease the negative environmental impact of oil sands production focusing on tailings ponds, greenhouse gases, water and land. Almost all the water used to produce crude oil using steam methods of production ends up in tailings ponds. Recent enhancements to this method include Atıklar Oil Recovery (TOR) units which recover oil from the atıklar, Seyreltici Recovery Units to recover neft from the froth, Inclined Plate Yerleşimciler (IPS) and disc santrifüjler. These allow the extraction plants to recover well over 90% of the bitumen in the sand.

In January 2013, scientists from Queen's Üniversitesi published a report analyzing lake sediments in the Athabasca region over the past fifty years.^[141] They found that levels of polisiklik aromatik hidrokarbonlar (PAHs) had increased as much as 23-fold since bitumen extraction began in the 1960s. Levels of carcinogenic, mutagenic, and teratogenic PAHs were substantially higher than guidelines for lake sedimentation set by the Canadian Council of Ministers of the Environment in 1999. The team discovered that the contamination spread farther than previously thought.^[142]

Pembina Enstitüsü suggested that the huge investments by many companies in Canadian oil sands leading to increased production results in excess bitumen with no place to store it. It added that by 2022 a month's output of waste-water could result in a 11-foot-deep (3 m) toxic reservoir the size of New York City's Merkezi Park [840.01 acres (339.94 ha) (3.399 km²)].^[143]

The oil sands industry may build a series of up to thirty lakes by pumping water into old mine pits when they have finished excavation leaving toxic effluent at their bottoms and letting biological processes restore it to health. It is less expensive to fill abandoned open pit mines with water instead of dirt.^[144] In 2012 the Cumulative Environmental Management Association (CEMA) described End Pit Lakes (EPL)^[145] gibi

An engineered water body, located below grade in an oil sands post-mining pit. It may contain oil sands by-product material and will receive surface and groundwater from surrounding reclaimed and undisturbed landscapes. EPLs will be permanent features in the final reclaimed landscape, discharging water to the downstream environment.

— CEMA 2012

CEMA acknowledged that the "main concern is the potential for EPLs to develop a legacy of toxicity and thus reduce the land use value of the oil sands region in the future." Syncrude Canada was planning the first end pit lake in 2013 with the intention of "pumping fresh water over 40 vertical metres of mine effluent that it has deposited in what it calls 'base mine lake.'" David Schindler argued that no further end pit lakes should be approved until we "have some assurance that they will eventually support a healthy ecosystem." There is to date no "evidence to support their viability, or the 'modelled' results suggesting that outflow from the lakes will be non-toxic."^[144]

Pipeline-processing pollution

In July 2015, one of the largest leaks in Canada's history spilled 5,000 cubic metres of emulsion — about 5 million litres of bitumen, sand and wastewater — from a Nexen Energy pipeline at a Long Lake oil sands facility, south of Fort McMurray. The subsidiary of China's CNOOC Ltd. automated safety systems had not detected the pipeline fault that caused the spill to cover an area of about 16,000 square metres prior to manual inspection.^[146] Alberta Energy Regulator (AER) revealed the number of pipeline "incidents" in Alberta increased 15% last year, despite the regulator's well-publicized efforts to reduce ruptures and spills.

İş sağlığı ve güvenliği

An explosion left one worker dead and another seriously injured at the Chinese-owned Nexen Energy facility in the Long Lake oil sands near ANZAC, south of Fort McMurray^[147] The two maintenance workers involved were found near natural gas compression equipment used for a hydrocracker, which turns heavy oil into lighter crude, at the plant's main processing facility, known as an upgrader.^[148]

Nüfus

The Athabasca oil sands are located in the northeastern portion of the Canadian province of Alberta, near the city of Fort McMurray. The area is only sparsely populated, and in the late 1950s, it was primarily a wilderness outpost of a few hundred people whose main economic activities included fur trapping and salt mining. From a population of 37,222 in 1996, the Boomtown of Fort McMurray and the surrounding region (known as the Bölgesel Wood Buffalo Belediyesi ) grew to 79,810 people as of 2006, including a "shadow population" of 10,442 living in work camps.^[149] The community struggled to provide services and housing for migrant workers, many of them from Eastern Canada, especially Newfoundland^{[kaynak belirtilmeli ]}. Fort McMurray ceased to be an anonim şehir in 1995 and is now an urban service area within Wood Buffalo.^[150]

Estimated oil reserves

Bu bölümün olması gerekiyor güncellenmiş. Lütfen bu makaleyi son olayları veya yeni mevcut bilgileri yansıtacak şekilde güncelleyin. (Ocak 2013)

By 2015, Venezuela accounted for 18%, Saudi Arabia for 16.1%, and Canada for 10.3% of the world's proven oil reserves, according to NRCAN.^[151]

The Alberta government's Energy and Utilities Board (EUB) estimated in 2007 that about 173 billion barrels (27.5×10^⁹ m³) of crude bitumen were economically recoverable from the three Alberta oil sands areas based on then-current technology and price projections from the 2006 market prices of $62 per barrel for benchmark West Texas Intermediate (WTI), rising to a projected $69 per barrel. This was equivalent to about 10% of the estimated 1,700 billion barrels (270×10^⁹ m³) of bitumen-in-place.^[2] Alberta estimated that the Athabasca deposits alone contain 35 billion barrels (5.6×10^⁹ m³) of surface mineable bitumen and 98 billion barrels (15.6×10^⁹ m³) of bitumen recoverable by yerinde yöntemler. These estimates of Canada's rezervler were doubted when they were first published but are now largely accepted by the international oil industry. This volume placed Canadian proven reserves second in the world behind those of Saudi Arabia.

Syncrude's Mildred Lake mine site and plant

Only 3% of the initial established crude bitumen reserves have been produced since commercial production started in 1967. At rate of production projected for 2015, about 3 million barrels per day (480×10^³ m³/d), the Athabasca oil sands reserves would last over 170 years.^[152] However those production levels require an influx of workers into an area that until recently was largely uninhabited. By 2007 this need in northern Alberta drove unemployment rates in Alberta and adjacent British Columbia to the lowest levels in history. As far away as the Atlantic Provinces, where workers were leaving to work in Alberta, unemployment rates fell to levels not seen for over one hundred years.^[153]

Venezuelalı Orinoco Oil Sands site may contain more oil sands than Athabasca. However, while the Orinoco deposits are less viscous and more easily produced using conventional techniques (the Venezuelan government prefers to call them "extra-heavy oil"), they are too deep to access by surface mining.^[154]

Ekonomi

Despite the large reserves, the cost of extracting the oil from bituminous sands has historically made production of the oil sands unprofitable—the cost of selling the extracted crude would not cover the direct costs of recovery; labour to mine the sands and fuel to extract the crude.

Oil prices 1996–2008 (not adjusted for inflation)

In mid-2006, the National Energy Board of Canada estimated the operating cost of a new mining operation in the Athabasca oil sands to be C$9 to C$12 per barrel, while the cost of an in-situ SAGD operation (using dual horizontal wells) would be C$10 to C$14 per barrel.^[155]This compares to operating costs for conventional oil wells which can range from less than one dollar per barrel in Iraq and Saudi Arabia to over six in the United States and Canada's conventional oil reserves.

The capital cost of the equipment required to mine the sands and haul it to processing is a major consideration in starting production. The NEB estimates that capital costs raise the total cost of production to C$18 to C$20 per barrel for a new mining operation and C$18 to C$22 per barrel for a SAGD operation. This does not include the cost of upgrading the crude bitumen to synthetic crude oil, which makes the final costs C$36 to C$40 per barrel for a new mining operation.

Therefore, although high crude prices make the cost of production very attractive, sudden drops in price leaves producers unable to recover their capital costs—although the companies are well financed and can tolerate long periods of low prices since the capital has already been spent and they can typically cover incremental operating costs.

However, the development of commercial production is made easier by the fact that exploration costs are very low. Such costs are a major factor when assessing the economics of drilling in a traditional oil field. The location of the oil deposits in the oil sands are well known, and an estimate of recovery costs can usually be made easily. There is not another region in the world with energy deposits of comparable magnitude where it would be less likely that the installations would be el konuldu by a hostile national government, or be endangered by a savaş veya devrim.^{[kaynak belirtilmeli ]}

Sonuç olarak 2003'ten beri petrol fiyatı artışları, the economics of oil sands have improved dramatically. At a world price of US$50 per barrel, the NEB estimated an integrated mining operation would make a rate return of 16 to 23%, while a SAGD operation would return 16 to 27%. Prices since 2006 have risen, exceeding US$145 in mid-2008 but falling back to less than 40 US$ as a result of the worldwide financial crisis, the oil price recovered slowly and many of the planned projects (expected to exceed C$100 billion between 2006 and 2015) were stopped or scheduled. In 2012 and 2013 the oil price was high again, but the US production is increasing due to new technologies, while the gasoline demand is falling, so there is an overproduction of oil. But recovering economy can change this in a few years.

At present the area around Fort McMurray has seen the most effect from the increased activity in the oil sands. Although jobs are plentiful, housing is in short supply and expensive. People seeking work often arrive in the area without arranging accommodation, driving up the price of temporary accommodation. The area is isolated, with only a two-lane road, Alberta Otoyolu 63, connecting it to the rest of the province, and there is pressure on the government of Alberta to improve road links as well as hospitals and other infrastructure.^[155]

Despite the best efforts of companies to move as much of the construction work as possible out of the Fort McMurray area, and even out of Alberta, the shortage of skilled workers is spreading to the rest of the province.^[156] Even without the oil sands, the Alberta economy would be very strong, but development of the oil sands has resulted in the strongest period of economic growth ever recorded by a Canadian province.^[157]

Geopolitical importance

The Athabasca oil sands are often a topic in international trade talks, with energy rivals Çin and the United States negotiating with Canada for a bigger share of the rapidly increasing output. Production is expected to quadruple between 2005 and 2015, reaching 4 million barrels (640,000 m³) a day, with increasing political and economic importance. Currently, most of the oil sands production is exported to the United States.

An agreement has been signed between PetroChina ve Enbridge to build a 400,000 barrels per day (64,000 m³/d) pipeline from Edmonton, Alberta, to the west coast port of Kitimat, Britanya Kolombiyası. If it is built, the pipeline will help export synthetic crude oil from the oil sands to China and elsewhere in the Pacific.^[158] However, in 2011, First Nations and environmental groups protested the proposed pipeline, stating that its construction and operation would be destructive to the environment. First Nations groups also claim that the development of the proposed pipeline is in violation of commitments that the Government of Canada has made through various Treaties and the UN Declaration of the Rights of Indigenous Peoples.^[159] A smaller pipeline will also be built alongside to import condensate to dilute the bitumen. Sinopec, the largest refining and chemical company in China, and Çin Ulusal Petrol Şirketi have bought or are planning to buy shares in major oil sands development.

On August 20, 2009, the U.S. State Department issued a presidential permit for an Alberta Clipper Pipeline that will run from Sağlam, Alberta -e Üstün, Wisconsin. The pipeline will be capable of carrying up to 450,000 barrels (72,000 m³) of crude oil a day to refineries in the U.S.^[160][161]

Indigenous peoples of the area

Yerli insanlar of the area include the Fort McKay İlk Ulus. The oil sands themselves are located within the boundaries of Antlaşma 8, signed in 1899, which states:

It does not appear likely that the conditions of the country on either side of the Athabasca and Slave Rivers or about Athabasca Lake will be so changed as to affect hunting or trapping, and it is safe to say that so long as the fur-bearing animals remain, the great bulk of the Indians will continue to hunt and to trap.

— Antlaşma 8

We had to solemnly assure them that only such laws as to hunting and fishing as were in the interest of the Indians and were found necessary in order to protect the fish and fur-bearing animals would be made, and that they would be as free to hunt and fish after the treaty as they would be if they never entered into it. ... It does not appear likely that the conditions of the country on either side of the Athabasca and Slave Rivers or about Athabasca Lake will be so changed as to affect hunting or trapping, and it is safe to say that so long as the fur-bearing animals remain, the great bulk of the Indians will continue to hunt and to trap.

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

The Fort McKay First Nation has formed several companies to service the oil sands industry and will be developing a mine on their territory.^[162]Opposition remaining within the First Nation focuses on environmental stewardship, land rights, and health issues, like elevated cancer rates in Fort Chipewyan ve deformed fish being found by commercial fishermen in Lake Athabasca.

The Alberta Cancer Board published research of the cancer rates of those living in Fort Chipewyan, Alberta in 2009. While many companies argue that there are not enough chemicals and toxic material in the water due to the development of the oil sands, this report indicates that there is coincidentally a significantly higher rate of cancer within this community. There have been many speculations as to why there is a higher rate of cancer in this community; some of those speculations are contamination with the river and the oil sands as well as uranium mining that is currently in progress. The world's largest production of uranium is produced in this area as well as along the Athabasca River, allowing for easy contamination of the river.^[163]

Impact of oil sands and pipeline development on Indigenous groups

Pipeline development poses significant risks to the cultural, social, and economic way of life of Canada's Indigenous populations. Historically, many Indigenous groups have opposed pipeline development for two primary reasons: 1) the inherent environmental risks associated with transporting harmful oil and gas products, and 2) failure by the federal government to properly consider and mitigate Indigenous groups' concerns regarding resource development on their lands. For instance, many Indigenous groups rely heavily on local wildlife and vegetation for their survival. Increased oil production in Canada requires greater oil transport through their traditional lands, which poses serious threats to the survival and traditional way of life of Indigenous groups, as well as the safety and preservation of the surrounding ecosystems. As well, First Nation's in Alberta have called particular attention to adverse health impacts related to oil sands emissions, asserting that the water quality testing for specific chemicals (heavy metals) has been insufficient.^[164]

Aside from environmental concerns, many Indigenous groups have pushed back against pipeline development due to inadequate consultation processes by the federal government. As per Section 35 of the Canadian Constitution Act^[165] Indigenous peoples in Canada are guaranteed the right to be meaningfully consulted with and accommodated when the Crown is contemplating resource development on their lands - see Duty to Consult. Through a series of Supreme Court of Canada rulings and political protests from Indigenous peoples (see Haida Nation v. British Columbia [Minister of Forests], Taku River Tlingit First Nation v British Columbia, and Tsilhqot'in Nation v Britanya Kolombiyası ), among others, the courts have attempted to further define the Crown's consultation responsibilities and give legal recognition to Indigenous traditional territory and rights regarding resource development.

Contrarily, oil sands development also presents many positive impacts and opportunities for Indigenous groups, particularly in Western Canada. In fact, over the past two decades, First Nations participation in the energy sector has increased dramatically, from employment and business opportunities to project approval processes and environmental evaluation. Increased Indigenous participation has been encouraged by numerous collaboration agreements with industry, typically in the form of impact benefit agreements (IBAs), which provide not only employment and business ventures, but also job training and community benefits.^[166] Enhanced participation in the energy sector has empowered many Indigenous groups to push for wider involvement by negotiating ownership stakes in proposed pipelines and bitumen storage projects. Perhaps the best example of such partnering in Alberta is the agreement between Suncor ve Fort McKay ve Mikisew Cree First Nations. The two First Nations acquired a 49% ownership in Suncor's East Tank Farm Development with shares valued at about $500 million making it the largest business investment to date by a First Nation entity in Canada.^[167]

Support for resource development and desire for direct involvement is further illustrated by the First Nations' led $17-billion Eagle Spirit Energy Holding Ltd. pipeline and energy corridor between Alberta and the northern B.C. coast (with a back-up plan to site its terminal in Alaska to get around the tanker ban in B.C.). The project has secured support from 35 First Nations along the proposed route; the bands are entitled to at least 35% ownership in exchange for the land use.^[168]

Oil sand companies

Bu bölüm için ek alıntılara ihtiyaç var doğrulama. Lütfen yardım et bu makaleyi geliştir tarafından güvenilir kaynaklara alıntılar eklemek. Kaynaksız materyale itiraz edilebilir ve kaldırılabilir. (Nisan 2020) (Bu şablon mesajını nasıl ve ne zaman kaldıracağınızı öğrenin)

Planned mining operation oil production by various companies. Data from table below.

There are currently three large oil sands mining operations in the area run by Syncrude Canada Limited, Suncor Enerji ve Albian Sands owned by Shell Canada, Chevron, and Marathon Oil Corp.

Major producing or planned developments in the Athabasca Oil Sands include the following projects:^[169]

• Suncor Enerji 's Steepbank and Millennium mines currently produce 263,000 barrels per day (41,800 m³/d) and its Firebag in-situ project produces 35,000 bbl/d (5,600 m³/ d).
• Syncrude 's Mildred Lake and Aurora mines currently can produce 360,000 bbl/d (57,000 m³/ d).
• Shell Canada currently operates its Muskeg Nehir Madeni producing 155,000 bbl/d (24,600 m³/d) and the Scotford Yükseltici -de Fort Saskatchewan, Alberta.
• Nexen 's in-situ Long Lake SAGD project is now producing 70,000 bbl/d (11,000 m³/ d).
• Toplam S.A. 's subsidiary Deer Creek Energy was operating a SAGD project on its Joslyn lease, producing 10,000 bbl/d (1,600 m³/ d). It intended on constructing its mine by 2010 to expand its production by 100,000 bbl/d (16,000 m³/d), however this had not occurred by May 2014 when the company shelved the project while it reviewed the economic viability of the project.^[170]

Wojciech Moskwa (2007-04-27). "Statoil to buy North American Oil Sands for 2 bln". Finansal Gönderi. Arşivlenen orijinal 2008-06-02 tarihinde. Alındı 2007-12-09.</ref>

Court ordered sanctions

For improper diversion of water in 2008/2009, Statoil Canada Ltd. 2012 yılında 5000 $ para cezası ödemesi ve bir eğitim projesi için 185.000 $ tahsis etmesi emredildi (Karar, Alberta Eyalet Mahkemesi, Ceza Dairesi).^[171][172]

Ayrıca bakınız

• Madenciliğin çevresel etkisi
• Kanada Enerji Bilgi Merkezi
• Kanada'da petrol endüstrisinin tarihi (petrol kumları ve ağır petrol)
• Mackenzie Vadisi Boru Hattı
• Utah Oil Sands Ortak Girişimi
• Melville Adası petrol kumları
• Proje Oilsand / Proje Kazanı
• Kanada petrol kumları ile ilgili makalelerin listesi

Notlar

Referanslar

daha fazla okuma

• Kunzig, Robert (Mart 2009). "Kanada Petrol Patlaması: Dibi Kazıyor". National Geographic. 215 (3): 38–59. Alındı 29 Mayıs 2009.
• Black Bonanza, yazan Alastair Sweeny (Wiley Kanada 2010) ISBN  0-470-16138-8

Video malzemesi

• Kirli Yağ. Leslie Iwerks tarafından belgesel, 2009
• H2Oil. Belgesel Shannon Walsh, 2009
• Katranlı Kumlar - Satılık Kanada Belgesel Tom Radford, 2008
• İnsanlar ve Güç - Alberta's Oil Sands. Al Jazeera İngilizce, 2008
• Riz Khan - Kanada'nın kirli yağı. Al Jazeera İngilizce, 2009
• 60 Dakika - Alberta Yağlı Kumları. CBS, 22. Ocak 2006
• Son Damlasına. Tom Radford'un yerel topluluklar üzerindeki etkisine ilişkin belgesel, Al Jazeera İngilizce programı Tanık, 2011
• Alberta Yağlı Kumları. Govt. Alberta Belgesel Filmi, 2009

Dış bağlantılar

• Pembina Enstitüsü: Petrol Kumları Analizi
• Alberta’nın Yağlı Kumları: Temel Sorunlar ve Etkiler
• Çamur, Ter ve Gözyaşları —Guardian Gazetesi, 2007
• Hugh McCullum, Fortress America'ya Yakıt Vermek: Athabasca Katran Kumları ve Kanada'nın Enerjisine Yönelik ABD Talepleri Üzerine Bir Rapor (Parkland Enstitüsü)
• Oil Sands Tarihi —Syncrude Canada
• Oil Sands Keşif Merkezi —Fort McMurray Seyahat
• Alberta'nın Yağlı Kumları —Alberta Enerji Bakanlığı
• Petrol kumları ve ağır petrol nedir? -Kanada Enerji Bilgi Merkezi
• (Fransızcada) Du sable dans l'engrenage Guy Gendron ve Jean-Luc Paquette'in Athabasca petrol kumları sorunlarını anlatan TV belgesi.
• Athabasca Yağlı Kumlar NASA Dünya Gözlemevi'nde. 1984'ten 2011'e kadar projenin nasıl geliştiğini gösteren bir dizi uydu fotoğrafı içerir.
• Alberta Hükümeti Oil Sands Bilgi Portalı Etkileşimli Harita ve Veri Kitaplığı
• Athabasca Yağlı Kumları bildirin Dartmouth College Library'de