ประเทศที่มีแหล่งทรัพยากรทรายน้ำมันมากที่สุดคือประเทศใด

การใช้ประโยชน์จากแหล่งบิทูมินัสและการไหลซึมเกิดขึ้นตั้งแต่สมัยยุคหินใหม่ [9]การใช้น้ำมันดินที่เก่าแก่ที่สุดที่รู้จักคือโดยมนุษย์นีแอนเดอร์ทัล เมื่อประมาณ 40,000 ปีก่อน น้ำมันดินถูกพบว่ายึดติดกับเครื่องมือหินที่มนุษย์ยุคหินใช้ในพื้นที่ต่างๆ ในซีเรีย หลังจากการมาถึงของHomo sapiensมนุษย์ใช้น้ำมันดินสำหรับการก่อสร้างอาคารและการกันซึมของเรือกกในการใช้งานอื่นๆ ในอียิปต์โบราณ การใช้น้ำมันดินเป็นสิ่งสำคัญในการเตรียมมัมมี่ [10]

ในสมัยโบราณ น้ำมันดินเป็นสินค้าโภคภัณฑ์เมโสโปเตเมียเป็นหลักซึ่งชาวสุเมเรียนและชาวบาบิโลนใช้แม้ว่าจะพบในลิแวนต์และเปอร์เซียก็ตาม บริเวณริมแม่น้ำไทกริสและยูเฟรตีส์เกลื่อนไปด้วยน้ำมันดินบริสุทธิ์หลายร้อยตัว ชาวเมโสโปเตเมียใช้น้ำมันดินเพื่อกันซึมเรือและอาคาร ในยุโรป พวกมันถูกขุดอย่างกว้างขวางใกล้กับเมืองPechelbronnของฝรั่งเศสซึ่งใช้กระบวนการแยกไอระเหยในปี ค.ศ. 1742 [11] [12]

ในแคนาดา ชาวFirst Nationใช้น้ำมันดินจากน้ำซึมตามแม่น้ำAthabascaและClearwaterเพื่อกันซึมเรือแคนูเปลือกต้นเบิร์ช ตั้งแต่สมัยก่อนประวัติศาสตร์ ทรายน้ำมันของแคนาดากลายเป็นที่รู้จักของชาวยุโรปเป็นครั้งแรกในปี 1719 เมื่อชาวCreeชื่อ Wa-Pa-Su นำตัวอย่างมาที่Hudsons Bay Companyผู้ค้าขนสัตว์Henry Kelseyผู้แสดงความคิดเห็นในบันทึกของเขา พ่อค้าขนสัตว์ Peter Pond พายเรือไปตามแม่น้ำเคลียร์วอเทอร์ไปยัง Athabasca ในปี พ.ศ. 2321 เห็นตะกอนและเขียนถึง "น้ำพุของน้ำมันดินที่ไหลไปตามพื้นดิน" ในปี ค.ศ. 1787 พ่อค้าขนสัตว์และนักสำรวจAlexander MacKenzieระหว่างทางไปยังมหาสมุทรอาร์กติกเห็นทรายน้ำมัน Athabasca และแสดงความคิดเห็นว่า "ประมาณ 24 ไมล์จากทางแยก (ของแม่น้ำ Athabasca และ Clearwater) เป็นน้ำพุบิทูมินัสที่มีเสา ยาว 20 ฟุตสามารถใส่ได้โดยไม่มีแรงต้านทานน้อยที่สุด" [13]

ในการเปรียบเทียบในเดือนพฤษภาคม 2019 ของ "ต้นทุนของการอัพเดทเส้นอุปทาน" ซึ่ง Rystad Energy ซึ่งมีฐานอยู่ในนอร์เวย์ ซึ่งเป็น "การวิจัยและให้คำปรึกษาด้านพลังงานอิสระ" จัดอันดับ "ทรัพยากรของเหลวที่นำกลับมาใช้ใหม่ได้ทั้งหมดของโลกตามราคาคุ้มทุน" Rystad รายงานว่า ราคาคุ้มทุนเฉลี่ยสำหรับน้ำมันจากทรายน้ำมันอยู่ที่ 83 เหรียญสหรัฐในปี 2019 ทำให้มีราคาแพงที่สุดในการผลิต เมื่อเทียบกับ "ภูมิภาคที่ผลิตน้ำมันที่สำคัญ" อื่นๆ ทั้งหมดในโลก [14] [เป็น]สำนักงานพลังงานระหว่างประเทศทำให้การเปรียบเทียบที่คล้ายกัน [15]

ราคาน้ำมันดิบที่หนักกว่าและเปรี้ยวต่อบาร์เรลซึ่งขาดการเข้าถึงน้ำขึ้นน้ำลง เช่นWestern Canadian Select (WCS) จากทรายน้ำมัน Athabaska มีราคาที่แตกต่างจากน้ำมันที่เบากว่าและหวานกว่าเช่นWest Texas Intermediate (WTI) ราคาจะขึ้นอยู่กับของเกรดที่กำหนดจากปัจจัยต่างๆเช่นแรงโน้มถ่วงที่เฉพาะเจาะจงหรือAPIและเนื้อหาและกำมะถันของทำเลที่ตั้งตัวอย่างเช่นมันอยู่ใกล้กับฝั่งทะเลและ / หรือโรงกลั่นน้ำมัน

เนื่องจากต้นทุนการผลิตสูงกว่ามากในการดำเนินการขุดปิโตรเลียมด้วยทรายน้ำมัน จุดคุ้มทุนจึงสูงกว่าน้ำมันไฟแช็กที่มีความหวานมากกว่ามาก เช่น ที่ผลิตโดยซาอุดีอาระเบีย อิหร่าน อิรัก และสหรัฐอเมริกา [14] Oil Sands โปรดักชั่นขยายและประสบความสำเร็จเป็นราคาตลาดโลกของน้ำมันเพิ่มขึ้นถึงความคิดฟุ้งซ่านสูงสุดเนื่องจากการคว่ำบาตรน้ำมันอาหรับ 1973 , 1979 ปฏิวัติอิหร่านที่1990 วิกฤตอ่าวเปอร์เซียสงครามและการโจมตี 11 กันยายน 2001และ2003 การรุกรานอิรัก . [16]ยุคเฟื่องฟูตามมาด้วยการตกต่ำเนื่องจากราคาน้ำมันในตลาดโลกลดลงในช่วงทศวรรษ 1980และอีกครั้งในทศวรรษ 1990 ในช่วงที่เศรษฐกิจถดถอย และอีกครั้งในปี 2546 [17]

ชื่อทรายน้ำมันถูกนำมาใช้กับทรายบิทูมินัสในปลายศตวรรษที่ 19 และต้นศตวรรษที่ 20 [18]ผู้คนที่เห็นทรายบิทูมินัสในช่วงเวลานี้คุ้นเคยกับปริมาณน้ำมันดินจำนวนมากที่เกิดขึ้นในเขตเมืองอันเป็นผลพลอยได้จากการผลิตก๊าซถ่านหินเพื่อให้ความร้อนและแสงสว่างในเมือง [19]คำว่า " tar " เพื่ออธิบายน้ำมันดินเงินฝากธรรมชาติเหล่านี้เป็นจริงการเรียกชื่อผิดเนื่องจากสารเคมีพูด tar เป็นมนุษย์ทำสารที่ผลิตโดยการกลั่นทำลายของสารอินทรีย์มักถ่านหิน (20)

ตั้งแต่นั้นมาก๊าซถ่านหินได้รับเกือบสมบูรณ์แทนที่ด้วยก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงและน้ำมันถ่านหินเป็นวัสดุสำหรับถนนที่ปูได้ถูกแทนที่โดยผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมยางมะตอย น้ำมันดินที่เกิดขึ้นตามธรรมชาติมีลักษณะทางเคมีคล้ายกับแอสฟัลต์มากกว่าน้ำมันถ่านหิน และคำว่าทรายน้ำมัน (หรือทรายน้ำมัน) มักถูกใช้ในอุตสาหกรรมในการผลิตมากกว่าทรายน้ำมันดินเนื่องจากน้ำมันสังเคราะห์ผลิตจากน้ำมันดิน[20]และเนื่องจาก รู้สึกว่าคำศัพท์ของทาร์แซนด์ไม่เป็นที่ยอมรับทางการเมืองของสาธารณชน [21]ทรายน้ำมันเป็นอีกทางเลือกหนึ่งของน้ำมันดิบทั่วไป [22]

แหล่งทรายน้ำมันที่ใหญ่ที่สุดในโลกอยู่ในเวเนซุเอลาและแคนาดา ธรณีวิทยาของแหล่งสะสมในทั้งสองประเทศโดยทั่วไปค่อนข้างคล้ายกัน น้ำมันเหล่านี้เป็นน้ำมันหนัก น้ำมันหนักพิเศษ และ/หรือน้ำมันดินที่สะสมด้วยน้ำมันที่หนักกว่า 20°API ซึ่งพบมากในหินทรายที่ไม่ผสมรวมกันซึ่ง มีคุณสมบัติใกล้เคียงกัน "ไม่รวมกัน" ในบริบทนี้หมายความว่าทรายมีความพรุนสูง ไม่มีการเกาะติดกันอย่างมีนัยสำคัญ และมีความต้านทานแรงดึงใกล้ศูนย์ ทรายอิ่มตัวด้วยน้ำมันซึ่งทำให้ไม่สามารถรวมตัวเป็นหินทรายแข็งได้ [6]

ขนาดของทรัพยากร

ขนาดของทรัพยากรในทั้งสองประเทศอยู่ที่ 3.5 ถึง 4 ล้านล้านบาร์เรล (550 ถึง 650 พันล้านลูกบาศก์เมตร) ของน้ำมันดั้งเดิม(OOIP) น้ำมันในสถานที่ที่ไม่จำเป็นต้องสำรองน้ำมันและจำนวนเงินที่สามารถผลิตขึ้นอยู่กับวิวัฒนาการทางเทคโนโลยี การพัฒนาทางเทคโนโลยีอย่างรวดเร็วในแคนาดาในช่วงปี 2528-2543 ส่งผลให้เกิดเทคนิคต่างๆ เช่นการระบายด้วยไอน้ำโดยใช้แรงโน้มถ่วง (SAGD) ซึ่งสามารถกู้คืนOOIP ในเปอร์เซ็นต์ที่มากกว่าวิธีการทั่วไปได้มาก รัฐบาลอัลเบอร์ต้าประมาณการว่าด้วยเทคโนโลยีในปัจจุบัน 10% ของยางมะตอยและน้ำมันหนักสามารถกู้คืนซึ่งจะให้มันประมาณ 200 พันล้านบาร์เรล (32000000000 ม. 3 ) ของเงินสำรองน้ำมันคืน เวเนซุเอลาประมาณการน้ำมันคืน 267 พันล้านบาร์เรล (42000000000 ม. 3 ) [6]ทำให้แคนาดาและเวเนซุเอลาอยู่ในลีกเดียวกับซาอุดีอาระเบีย มีแหล่งน้ำมันสำรองที่ใหญ่ที่สุดในโลกสามแห่ง

เงินฝากหลัก

มีเงินฝากจำนวนมากของทรายน้ำมันในโลกที่มี แต่ที่ใหญ่ที่สุดและสำคัญที่สุดคือในแคนาดาและเวเนซุเอลามีเงินฝากน้อยกว่าในคาซัคสถานและรัสเซีย ปริมาณรวมของน้ำมันที่ไม่ธรรมดาในทรายน้ำมันของประเทศเหล่านี้เกินปริมาณสำรองของน้ำมันทั่วไปในประเทศอื่นๆ ทั้งหมดรวมกัน เงินฝากที่กว้างใหญ่ของน้ำมันดิน - กว่า 350 พันล้านลูกบาศก์เมตร (2200000000000 บาร์เรล) ของน้ำมันในสถานที่ - อยู่ในแคนาดาจังหวัดของอัลเบอร์ต้าและแคตเชวัน หากสามารถสกัดน้ำมันได้เพียง 30% ก็สามารถจัดหาความต้องการทั้งหมดให้กับอเมริกาเหนือได้นานกว่า 100 ปีที่ระดับการบริโภคในปี 2545 เงินฝากเหล่านี้แสดงถึงน้ำมันที่อุดมสมบูรณ์ แต่ไม่ใช่น้ำมันราคาถูก พวกเขาจำเป็นต้องใช้เทคโนโลยีขั้นสูงเพื่อสกัดน้ำมันและการขนส่งไปยังโรงกลั่นน้ำมัน [23]

แคนาดา

ทรายน้ำมันของลุ่มน้ำตะกอนของแคนาดาตะวันตก (WCSB) เป็นผลมาจากการก่อตัวของเทือกเขาร็อกกี้ของแคนาดาโดยแผ่นแปซิฟิกที่คว่ำแผ่นอเมริกาเหนือขณะที่มันผลักเข้ามาจากทางตะวันตก ถือเกาะกลุ่มใหญ่ก่อนหน้านี้ซึ่งปัจจุบันประกอบเป็นส่วนใหญ่ ของบริติชโคลัมเบีย . การปะทะกันบีบอัดที่ราบอัลเบอร์ต้าและยกเทือกเขาร็อกกี้เหนือที่ราบรูปภูเขา กระบวนการสร้างบนภูเขานี้ฝังชั้นหินตะกอนซึ่งอยู่ใต้พื้นที่ส่วนใหญ่ของอัลเบอร์ตาจนถึงระดับความลึกสร้างอุณหภูมิใต้ผิวดินสูง และสร้างเอฟเฟกต์หม้อความดันขนาดยักษ์ที่เปลี่ยนKerogenในหินดินดานที่อุดมด้วยสารอินทรีย์ที่ฝังลึกเป็นน้ำมันเบาและก๊าซธรรมชาติ [6] [24]แหล่งหินเหล่านี้มีความคล้ายคลึงกับหินน้ำมันที่เรียกว่า American shalesยกเว้นว่าหินหลังนี้ไม่เคยถูกฝังลึกพอที่จะแปลง kerogen ในหินเหล่านี้เป็นน้ำมันเหลว

การพังทลายนี้ยังทำให้การก่อตัวของหินตะกอนก่อนยุคครีเทเชียสซึ่งอยู่ใต้พื้นผิวย่อยของอัลเบอร์ตาส่วนใหญ่กดดันการก่อตัวของหินทางตะวันตกเฉียงใต้ของอัลเบอร์ตาได้ลึกถึง 8 กม. (5 ไมล์) ใกล้กับเทือกเขาร็อกกี้ แต่ทางตะวันออกเฉียงเหนือมีความลึกเป็นศูนย์ พวกเขาบีบหินอัคนีของCanadian Shieldซึ่งโผล่ขึ้นมาบนพื้นผิว การเอียงนี้ไม่ชัดเจนบนพื้นผิวเนื่องจากร่องลึกที่เกิดขึ้นถูกเติมด้วยวัสดุที่กัดเซาะจากภูเขา น้ำมันแสงอพยพขึ้นจุ่มผ่านการขนส่งทางน้ำแบบไดนามิกจากเทือกเขาร็อกกี้ในทิศตะวันตกเฉียงใต้ที่มีต่อที่แคนาดาโล่ในภาคตะวันออกเฉียงเหนือต่อไปนี้ก่อนยุคที่ซับซ้อนไม่สอดคล้องกันที่มีอยู่ในการก่อตัวภายใต้อัลเบอร์ต้า ระยะทางรวมของการย้ายถิ่นของน้ำมันจากตะวันตกเฉียงใต้ไปตะวันออกเฉียงเหนืออยู่ที่ประมาณ 500 ถึง 700 กม. (300 ถึง 400 ไมล์) ที่ระดับความลึกตื้นของการก่อตัวของตะกอนในภาคตะวันออกเฉียงเหนือการย่อยสลายทางชีวภาพของจุลินทรีย์จำนวนมากเมื่อน้ำมันเข้าใกล้พื้นผิวทำให้น้ำมันมีความหนืดสูงและไม่เคลื่อนที่ น้ำมันที่เหลือเกือบทั้งหมดถูกพบในตอนเหนือสุดของอัลเบอร์ตา ในยุคครีเทเชียสตอนกลาง (อายุ 115 ล้านปี) ตะกอนทราย-ดินดาน-หินดินดานที่ทับถมด้วยชั้นหินหนา แม้ว่าจะพบน้ำมันหนักจำนวนมากที่เบากว่าน้ำมันดิน แถบน้ำมันตามแนวชายแดนอัลเบอร์ตา-ซัสแคตเชวัน ขยายไปถึงซัสแคตเชวันและเข้าใกล้ชายแดนมอนทานา โปรดทราบว่าแม้อยู่ติดกับอัลเบอร์ตา รัฐซัสแคตเชวันไม่มีแหล่งน้ำมันดินจำนวนมาก มีเพียงแหล่งกักเก็บน้ำมันหนักขนาดใหญ่ >10°API [6] [24]

ส่วนใหญ่ของทรายน้ำมันของแคนาดาอยู่ในสามเงินฝากรายใหญ่ในภาคเหนือของอัลเบอร์ต้า พวกเขาคือทรายน้ำมัน Athabasca-Wabiskawทางตะวันออกเฉียงเหนือของอัลเบอร์ตาทะเลสาบ Cold Lakeทางตะวันออกเฉียงเหนือของอัลเบอร์ตา และแหล่งสะสมของแม่น้ำ Peaceทางตะวันตกเฉียงเหนือของอัลเบอร์ตา ระหว่างพวกเขา พื้นที่เหล่านี้ครอบคลุมกว่า 140,000 ตารางกิโลเมตร (54,000 ตารางไมล์) ซึ่งเป็นพื้นที่ที่ใหญ่กว่าอังกฤษและมีประมาณ 1.75 Tbbl (280 × 10^9  ม. 3 ) น้ำมันดิบน้ำมันดินในพวกเขา น้ำมันเข้าที่ประมาณ 10% หรือ 173 Gbbl (27.5 × 10^9  ม. 3 ) ประมาณการโดยรัฐบาลอัลเบอร์ตาว่าจะสามารถกู้คืนได้ในราคาปัจจุบัน โดยใช้เทคโนโลยีปัจจุบัน ซึ่งคิดเป็น 97% ของปริมาณสำรองน้ำมันของแคนาดาและ 75% ของปริมาณสำรองปิโตรเลียมในอเมริกาเหนือทั้งหมด [2]แม้ว่าแหล่งสะสม Athabasca จะเป็นแหล่งเดียวในโลกที่มีพื้นที่ตื้นพอที่จะขุดจากพื้นผิวได้ พื้นที่ทั้งสามแห่งในอัลเบอร์ตาก็เหมาะสำหรับการผลิตโดยใช้วิธีการในสถานที่เช่น การกระตุ้นด้วยไอน้ำแบบวน (CSS) และไอน้ำ- การระบายน้ำด้วยแรงโน้มถ่วงช่วย (SAGD)

ที่ใหญ่ที่สุดในแคนาดาฝากทรายน้ำมันทรายน้ำมันธาอยู่ในการก่อ McMurrayแน่นิ่งอยู่บนเมืองของFort McMurray, อัลเบอร์ต้า มันโผล่ขึ้นมาบนพื้นผิว (ไม่มีความลึกในการฝังศพ) ประมาณ 50 กม. (30 ไมล์) ทางเหนือของ Fort McMurray ซึ่งเป็นที่ตั้งของเหมืองทรายน้ำมันขนาดมหึมา แต่อยู่ลึก 400 เมตร (1,300 ฟุต) ทางตะวันออกเฉียงใต้ของ Fort McMurray มีเพียง 3% ของพื้นที่ทรายน้ำมันที่มีน้ำมันที่นำกลับมาใช้ใหม่ได้ประมาณ 20% เท่านั้นที่สามารถผลิตได้โดยการขุดบนพื้นผิวดังนั้นส่วนที่เหลืออีก 80% จะต้องผลิตโดยใช้บ่อน้ำในแหล่งกำเนิด แหล่งฝากอื่นๆ ของแคนาดามีความลึกระหว่าง 350 ถึง 900 ม. (1,000 ถึง 3,000 ฟุต) และจะต้องมีการผลิตในแหล่งกำเนิด [6] [24]

Athabasca

เมือง Fort McMurray ริมฝั่งแม่น้ำ Athabasca

ทรายน้ำมันธายังเป็นที่รู้จักธาทรายน้ำมันมีเงินฝากขนาดใหญ่ของน้ำมันดินหรือมากน้ำมันดิบหนักที่ตั้งอยู่ในภาคตะวันออกเฉียงเหนืออัลเบอร์ตา , แคนาดา - ศูนย์กลางประมาณในเฟื่องฟูของFort McMurray ทรายน้ำมันเหล่านี้ ซึ่งมีอยู่ในรูปแบบMcMurray Formationเป็นหลักประกอบด้วยส่วนผสมของน้ำมันดินดิบ (น้ำมันดิบที่มีลักษณะเหมือนหินกึ่งแข็ง) ทรายซิลิกา แร่ดินเหนียว และน้ำ แหล่ง Athabasca เป็นแหล่งกักเก็บน้ำมันดินดิบที่ใหญ่ที่สุดในโลกและเป็นแหล่งสะสมทรายน้ำมันรายใหญ่ที่สุดสามแห่งในอัลเบอร์ตา ควบคู่ไปกับแหล่งสะสมของแม่น้ำ Peace Riverและทะเลสาบ Cold Lake (ส่วนหลังขยายสู่ซัสแคตเชวัน ) [25]

ร่วมกันเหล่านี้เงินฝากทรายน้ำมันอยู่ภายใต้ 141,000 ตารางกิโลเมตร (54,000 ตารางไมล์) เหนือป่าและmuskeg (พรุอึ ) และมีประมาณ 1700000000000 บาร์เรล (270 × 10^9  ม. 3 ) ของน้ำมันดินในสถานที่เดียวกันในขนาดสำรองที่พิสูจน์แล้วของโลกรวมของการชุมนุมปิโตรเลียม สำนักงานพลังงานสากล (IEA) รายการสำรองทางเศรษฐกิจ 2007 ราคาและเทคโนโลยีการผลิตน้ำมันที่ทันสมัยแปลกใหม่ที่จะ 178,000,000,000 บาร์เรล (28.3 × 10^9  ม. 3 ) หรือประมาณ 10% ของเงินฝากเหล่านี้ [25]เหล่านี้นำไปสู่แคนาดารวมสำรองพิสูจน์แล้วว่าเป็นที่สามที่ใหญ่ที่สุดในโลกหลังจากที่ประเทศซาอุดิอารเบียและเวเนซุเอลาOrinoco เข็มขัด (26)

ทะเลสาบเย็น

Cold Lake มองจาก Meadow Lake Provincial Park , Saskatchewan

ทรายน้ำมันทะเลสาบเย็นตะวันออกเฉียงเหนือของอัลเบอร์ต้าทุน 's, เอดมันตัน , ใกล้กับชายแดนแคตเชวัน ส่วนเล็ก ๆ ของฝาก Cold Lake อยู่ในซัสแคตเชวัน แม้ว่าจะมีขนาดเล็กกว่าทรายน้ำมัน Athabasca แต่ทรายน้ำมัน Cold Lake ก็มีความสำคัญเนื่องจากน้ำมันบางส่วนเป็นของเหลวเพียงพอที่จะสกัดด้วยวิธีการทั่วไป น้ำมันดิน Cold Lake ประกอบด้วยอัลเคนและแอสฟัลต์ทีนน้อยกว่าทรายน้ำมันรายใหญ่อื่นๆ ของอัลเบอร์ตา และน้ำมันมีของเหลวมากกว่า [29]ผลลัพธ์ก็คือ การกระตุ้นด้วยไอน้ำแบบวนรอบ (CSS) มักใช้สำหรับการผลิต

ทรายน้ำมันทะเลสาบเย็นมีรูปร่างกลมประมาณแน่นิ่งBonnyville, แอลเบอร์ตา พวกเขาอาจมีน้ำมันมากกว่า 60 พันล้านลูกบาศก์เมตร (370 พันล้านบาร์เรล) น้ำมันมีความหนืดสูง แต่มากน้อยดังนั้นกว่าทรายน้ำมันธาและมีค่อนข้างน้อยกำมะถัน ความลึกของตะกอนอยู่ที่ 400 ถึง 600 เมตร (1,300 ถึง 2,000 ฟุต) และมีความหนาตั้งแต่ 15 ถึง 35 เมตร (49 ถึง 115 ฟุต) [23]พวกเขามีความลึกเกินไปที่จะเหมืองพื้นผิว

มากจากทรายน้ำมันที่อยู่บนฐานกองทัพแคนาดาทะเลสาบเย็น เครื่องบินขับไล่CF-18 Hornetของ CFB Cold Lake ปกป้องพื้นที่ครึ่งทางตะวันตกของน่านฟ้าแคนาดาและครอบคลุมอาณาเขตอาร์กติกของแคนาดา Cold Lake Air Weapons Range (CLAWR) เป็นหนึ่งในสนามทิ้งระเบิดแบบปล่อยทิ้งที่ใหญ่ที่สุดในโลก รวมถึงการทดสอบขีปนาวุธครูซ ในขณะที่การผลิตทรายน้ำมันยังคงเติบโต ภาคส่วนต่าง ๆ ต่างแย่งชิงการเข้าถึงน่านฟ้า ที่ดิน และทรัพยากร และสิ่งนี้ทำให้การขุดเจาะบ่อน้ำมันและการผลิตมีความซับซ้อนอย่างมาก

แม่น้ำสันติภาพ

สันติภาพแม่น้ำทรายน้ำมันฝากโกหกในทางตะวันตกของอัลเบอร์ต้าและลึกกว่าที่มีขนาดใหญ่ที่รู้จักกันดี ทรายน้ำมันธา

ตั้งอยู่ในทิศตะวันตกเฉียงเหนือภาคกลางอัลเบอร์ต้าที่Peace River ทรายน้ำมันเงินฝากเป็นที่เล็กที่สุดในสี่ของเงินฝากขนาดใหญ่ของทรายน้ำมัน[30]ของแคนาดาตะวันตกตะกอนลุ่มน้ำก่อ [30]

ทรายน้ำมัน Peace River อยู่ทั่วไปในลุ่มน้ำของแม่น้ำสันติภาพ

แหล่งทรายน้ำมันของแม่น้ำสันติภาพมีขนาดเล็กที่สุดในจังหวัด ทรายน้ำมันที่ใหญ่ที่สุดคือAthabascaตั้งอยู่ทางทิศตะวันออก ที่ใหญ่ที่สุดเป็นอันดับสองคือแหล่งทรายน้ำมัน Cold Lakeทางใต้ของAthabasca และทรายน้ำมัน Wabascoอยู่ทางใต้ของ Athabaska และมักจะเชื่อมโยงกับมัน [30]ตามรายงานของนักเศรษฐศาสตร์ปิโตรเลียมทรายน้ำมันเกิดขึ้นในกว่า 70 ประเทศ แต่พบจำนวนมากในสี่ภูมิภาคนี้รวมกันครอบคลุมพื้นที่ประมาณ 77,000 ตารางกิโลเมตร (30,000 ตารางไมล์) [31]ในปี 2007 สภาพลังงานโลกที่คาดว่าพื้นที่เหล่านี้ทรายน้ำมันที่มีอยู่อย่างน้อยสองในสามของการค้นพบของโลกน้ำมันดินในสถานที่ในเวลานั้น[32]กับน้ำมันในสถานที่ (OOIP) สำรองเดิมของ 260000000000 ลูกบาศก์ เมตร (9.2 × 10 12  ลูกบาศ์กฟุต) (1.6 ล้านบาร์เรล ) ซึ่งเป็นปริมาณที่เทียบได้กับปริมาณสำรองทั่วโลกของน้ำมันทั่วไป

เวเนซุเอลา

ตะวันออกเวเนซุเอลาลุ่มน้ำมีโครงสร้างคล้ายกับ WCSB, แต่มีขนาดสั้น ระยะทางที่น้ำมันเคลื่อนตัวแบบจุ่มขึ้นจากด้านหน้าของภูเขาเซียร์รา โอเรียนเตลไปยังทรายน้ำมันโอรีโนโกที่ซึ่งน้ำมันเคลื่อนตัวไปกระทบกับหินอัคนีของโล่กายอานาอยู่ที่ประมาณ 200 ถึง 300 กม. (100 ถึง 200 ไมล์) สภาพอุทกพลศาสตร์ของการขนส่งน้ำมันมีความคล้ายคลึงกัน โดยหินต้นทางที่ฝังลึกตามการเพิ่มขึ้นของภูเขาเซียร์รา โอเรียนเตลทำให้เกิดน้ำมันเบาที่เคลื่อนขึ้น-ลงทางใต้ จนกระทั่งค่อยๆ ถูกตรึงโดยความหนืดที่เพิ่มขึ้นซึ่งเกิดจากการย่อยสลายทางชีวภาพใกล้พื้นผิว แหล่งแร่ของ Orinoco เป็นชั้นหินตะกอนทรายตะกอนดินหินดินดาน (อายุ 50 ถึง 60 ล้านปี) ที่ซ้อนทับกันด้วยชั้นหินหนาทึบที่ต่อเนื่องกัน เหมือนกับตะกอนของแคนาดา

ในเวเนซุเอลาทรายน้ำมันOrinoco Belt มีความลึกตั้งแต่ 350 ถึง 1,000 ม. (1,000 ถึง 3,000 ฟุต) และไม่มีพื้นผิวโผล่ขึ้นมา เงินฝากนี้มีความยาวจากตะวันออกไปตะวันตกประมาณ 500 กม. (300 ไมล์) และกว้างจากเหนือจรดใต้ 50 ถึง 60 กม. (30 ถึง 40 ไมล์) ซึ่งน้อยกว่าพื้นที่รวมที่ครอบคลุมโดยเงินฝากของแคนาดามาก โดยทั่วไปแล้ว แหล่งแร่ของแคนาดาจะพบได้ในพื้นที่กว้างกว่ามาก มีคุณสมบัติที่หลากหลายกว่า และมีประเภทของอ่างเก็บน้ำที่กว้างกว่าแหล่งน้ำในเวเนซุเอลา แต่โครงสร้างทางธรณีวิทยาและกลไกที่เกี่ยวข้องมีความคล้ายคลึงกัน ความแตกต่างหลักคือ น้ำมันในทรายในเวเนซุเอลามีความหนืดน้อยกว่าในแคนาดา ทำให้บางส่วนสามารถผลิตได้ด้วยเทคนิคการขุดแบบทั่วไป แต่ไม่มีน้ำมันเข้าใกล้พื้นผิวเหมือนในแคนาดา ซึ่งหมายความว่าไม่มีน้ำมันที่ผลิตได้โดยใช้ การขุดพื้นผิว เงินฝากของแคนาดาเกือบทั้งหมดจะต้องผลิตโดยการขุดหรือใช้เทคนิคที่ไม่ธรรมดาใหม่

Orinoco

ทัศนียภาพของแม่น้ำโอรีโนโก

โอรีโนโกเข็มขัดเป็นดินแดนในแถบตอนใต้ของตะวันออกOrinoco แม่น้ำลุ่มน้ำในเวเนซุเอลาซึ่ง overlies หนึ่งของเงินฝากที่ใหญ่ที่สุดในโลกของปิโตรเลียม Orinoco Belt ตามแนวแม่น้ำ อยู่ห่างจากตะวันออกไปตะวันตกประมาณ 600 กิโลเมตร (370 ไมล์) และจากเหนือจรดใต้ 70 กิโลเมตร (43 ไมล์) โดยมีพื้นที่ประมาณ 55,314 ตารางกิโลเมตร (21,357 ตารางไมล์)

ทรายน้ำมันประกอบด้วยแหล่งน้ำมันดิบหนักพิเศษจำนวนมาก แหล่งน้ำมันหนักของเวเนซุเอลาประมาณ 1,200 Gbbl (190 × 10 .)^น้ำมันที่มีอยู่9  ม. 3 ) โดยประมาณจะเท่ากับปริมาณสำรองน้ำมันไฟแช็กของโลกโดยประมาณ [1] Petróleos de Venezuela SA (PDVSA) บริษัทน้ำมันแห่งชาติของเวเนซุเอลาคาดการณ์ว่าปริมาณสำรองที่ผลิตได้ของ Orinoco Belt จะสูงถึง 235 Gbbl (37.4 × 10) ^9  ม. 3 ) [34]ซึ่งจะทำให้เป็นแหล่ง สำรองปิโตรเลียมที่ใหญ่ที่สุดในโลก

ในปี 2552 US Geological Survey (USGS) ได้เพิ่มประมาณการของเงินสำรองเป็น 513 Gbbl (81.6 × 10^9  ม. 3 ) ของน้ำมันซึ่งเป็น "เทคนิคการกู้คืน (ผลิตโดยใช้เทคโนโลยีที่มีอยู่ในปัจจุบันและแนวปฏิบัติทางอุตสาหกรรม)" ไม่มีการประมาณการว่าน้ำมันจะสามารถกู้คืนได้ในเชิงเศรษฐกิจมากน้อยเพียงใด [35]

เงินฝากอื่นๆ

นอกจากทรายน้ำมันหลักสามแห่งของแคนาดาในอัลเบอร์ตาแล้ว ยังมีแหล่งทรายน้ำมันหลักแห่งที่สี่ในแคนาดาทรายน้ำมันของเกาะเมลวิลล์ในหมู่เกาะอาร์กติกของแคนาดาซึ่งอยู่ห่างไกลเกินกว่าจะคาดหวังการผลิตเชิงพาณิชย์ในอนาคตอันใกล้

นอกเหนือจากแหล่งทรายน้ำมันขนาดมหึมา[36]แหล่งทรายน้ำมันในแคนาดาและเวเนซุเอลา ประเทศอื่น ๆ อีกหลายแห่งยังมีแหล่งทรายน้ำมันขนาดเล็กกว่า ในสหรัฐอเมริกา มีทรัพยากรทรายน้ำมันขนาดใหญ่[36] ที่มีความเข้มข้นเป็นหลักในภาคตะวันออกของยูทาห์โดยมีทั้งหมด 32 Gbbl (5.1 × 10^9  ม. 3 ) ของน้ำมัน (เป็นที่รู้จักและมีศักยภาพ) ในแปดเงินฝากที่สำคัญในคาร์บอน , การ์ฟิลด์ , แกรนด์ , Uintahและเวย์นมณฑล [37]นอกจากจะมีขนาดเล็กกว่าแหล่งทรายน้ำมันของแคนาดาแล้ว ทรายน้ำมันของสหรัฐยังเป็นไฮโดรคาร์บอน-เปียก ในขณะที่ทรายน้ำมันของแคนาดาเป็นน้ำ-เปียก [38]ต้องใช้เทคนิคการสกัดที่แตกต่างกันบ้างสำหรับทรายน้ำมันยูทาห์จากที่ใช้สำหรับทรายน้ำมันอัลเบอร์ตา

รัสเซียถือทรายน้ำมันในสองภูมิภาคหลัก ทรัพยากรขนาดใหญ่มีอยู่ในลุ่มน้ำ Tunguska ไซบีเรียตะวันออกโดยแหล่งที่ใหญ่ที่สุดคือ Olenek และ Siligir แหล่งอื่น ๆ ตั้งอยู่ในแอ่งTiman-Pechoraและ Volga-Urals (ในและรอบ ๆตาตาร์สถาน ) ซึ่งเป็นจังหวัดที่สำคัญแต่มีความสมบูรณ์มากในแง่ของน้ำมันทั่วไป มีทรายน้ำมันจำนวนมากในรูปแบบเพอร์เมียนตื้น [1] [39]ในคาซัคสถาน แหล่งน้ำมันดินขนาดใหญ่ตั้งอยู่ในแอ่งแคสเปียนเหนือ

ในมาดากัสการ์TsimiroroและBemolangaเป็นแหล่งสะสมทรายน้ำมันหนักสองแห่ง โดยที่นักบินคนหนึ่งได้ผลิตน้ำมันในปริมาณเล็กน้อยในเมือง Tsimiroro แล้ว [40]และการแสวงหาผลประโยชน์ในวงกว้างในระยะเริ่มต้นของการวางแผน [41]ในสาธารณรัฐคองโก ทุนสำรองอยู่ที่ประมาณ 0.5 ถึง 2.5 Gbbl (79 × 10^6และ 397 × 10^6  ม. 3 ).

ทรายบิทูมินัสเป็นแหล่งน้ำมันหลักที่สำคัญ แม้ว่าจะมีเพียงแคนาดาเท่านั้นที่มีอุตสาหกรรมทรายน้ำมันเชิงพาณิชย์ขนาดใหญ่ ในปี 2549 การผลิตน้ำมันดินในแคนาดามีค่าเฉลี่ย 1.25 Mbbl/d (200,000 m 3 /d) ผ่านโครงการทรายน้ำมัน 81 โครงการ 44% ของการผลิตน้ำมันของแคนาดาในปี 2550 มาจากทรายน้ำมัน [42]สัดส่วนนี้ (ณ ปี 2551) คาดว่าจะเพิ่มขึ้นในทศวรรษต่อ ๆ ไป เนื่องจากการผลิตน้ำมันดินเพิ่มขึ้นในขณะที่การผลิตน้ำมันแบบเดิมลดลง แม้ว่าเนื่องจากภาวะเศรษฐกิจตกต่ำในปี 2551 ของโครงการใหม่ ๆ ได้ถูกเลื่อนออกไป [2]ปิโตรเลียมไม่ได้ผลิตจากทรายน้ำมันในระดับที่มีนัยสำคัญในประเทศอื่น [38]

แคนาดา

ทรายน้ำมันของอัลเบอร์ตาได้รับการผลิตเชิงพาณิชย์ตั้งแต่เหมืองGreat Canadian Oil Sands (ปัจจุบันคือSuncor Energy ) เริ่มดำเนินการในปี 1967 เหมืองแห่งที่สองของSyncrudeเริ่มดำเนินการในปี 1978 และเป็นเหมืองที่ใหญ่ที่สุดในโลก เหมืองที่สามใน Athabasca Oil Sands กลุ่มAlbian SandsของShell Canada , Chevron Corporationและ Western Oil Sands Inc. (ซื้อโดยMarathon Oil Corporationในปี 2550) เริ่มดำเนินการในปี 2546 Petro-Canadaยังพัฒนาป้อมมูลค่า 33 พันล้านดอลลาร์ โครงการ Hills ร่วมกับ UTS Energy Corporation และTeck Comincoซึ่งสูญเสียโมเมนตัมหลังจากการควบรวมกิจการของ Petro-Canada ในปี 2552 เข้ากับ Suncor [43]

ภายในปี 2556 มีโครงการขุดทรายน้ำมันเก้าโครงการในแหล่งทรายน้ำมันของ Athabasca: Suncor Energy Inc. (Suncor), Syncrude Canada Limited (Syncrude)'s Mildred Lake และ Aurora North, Shell Canada Limited (Shell) Muskeg River และ Jackpine บริษัท Horizon ของ Canadian Natural Resources Limited (CNRL) บริษัท Imperial Oil Resources Ventures Limited (อิมพีเรียล) โครงการ Kearl Oil Sands (KOSP) บริษัท Total E&P Canada Ltd. Joslyn North Mine และ Fort Hills Energy Corporation (FHEC) [44]ในปี 2011 เพียงปีเดียว พวกเขาผลิตน้ำมันดินได้มากกว่า 52 ล้านลูกบาศก์เมตร [44]

เวเนซุเอลา

ไม่มีการพัฒนาแหล่งน้ำมันหนักพิเศษของเวเนซุเอลาอย่างมีนัยสำคัญก่อนปี 2543 ยกเว้นการดำเนินการของ BITOR ซึ่งผลิตน้ำมันได้ค่อนข้างน้อยกว่า 100,000 บาร์เรลต่อวัน (16,000 ม. 3 / วัน) ของน้ำมัน 9° API โดยการผลิตขั้นต้น ซึ่งส่วนใหญ่จัดส่งเป็นอิมัลชัน ( Orimulsion ) ของน้ำมัน 70% และน้ำ 30% ที่มีลักษณะคล้ายคลึงกับน้ำมันเชื้อเพลิงหนักสำหรับการเผาไหม้ในโรงไฟฟ้าพลังความร้อน [6]อย่างไรก็ตาม เมื่อเกิดการนัดหยุดงานครั้งใหญ่กับบริษัทน้ำมันPDVSAของรัฐเวเนซุเอลาวิศวกรส่วนใหญ่ถูกไล่ออกเพื่อเป็นการลงโทษ [ ต้องการอ้างอิง ] Orimulsion เป็นความภาคภูมิใจของวิศวกร PDVSA ดังนั้น Orimulsion จึงไม่ชอบผู้นำทางการเมืองคนสำคัญ ส่งผลให้รัฐบาลพยายาม "ปิดบัง" โครงการโอริมัลชั่น [ ต้องการการอ้างอิง ]

แม้ว่าทรายน้ำมัน Orinoco จะมีน้ำมันที่มีน้ำหนักมากเป็นพิเศษซึ่งผลิตได้ง่ายกว่าน้ำมันดินสำรองที่มีขนาดใกล้เคียงกันของแคนาดา แต่การผลิตน้ำมันของเวเนซุเอลาก็ลดลงในช่วงไม่กี่ปีที่ผ่านมาเนื่องจากปัญหาทางการเมืองและเศรษฐกิจของประเทศ ในขณะที่แคนาดามีจำนวนเพิ่มขึ้น ส่งผลให้การส่งออกน้ำมันหนักและน้ำมันดินของแคนาดาสนับสนุนน้ำมันหนักและหนักพิเศษของเวเนซุเอลาออกจากตลาดสหรัฐฯ และการส่งออกน้ำมันทั้งหมดของแคนาดาไปยังสหรัฐฯ เพิ่มขึ้นหลายเท่าของของเวเนซุเอลา

ภายในปี 2559 เศรษฐกิจของเวเนซุเอลาอยู่ในภาวะชะงักงัน และประเทศประสบปัญหาการขาดแคลนอาหารอย่างกว้างขวาง ไฟฟ้าดับ ความโกลาหล และการประท้วงต่อต้านรัฐบาล ยังไม่ชัดเจนว่าจะมีการผลิตทรายน้ำมันใหม่อีกมากเพียงใดในอนาคตอันใกล้นี้ [45]

ประเทศอื่น ๆ

ในเดือนพฤษภาคม 2008, อิตาลีบริษัท น้ำมันEniประกาศโครงการพัฒนาขนาดเล็กเงินฝากทรายน้ำมันในส่วนสาธารณรัฐคองโก การผลิตมีกำหนดเริ่มในปี 2557 และคาดว่าจะให้ผลผลิตรวม 40,000 บาร์เรลต่อวัน (6,400 ม. 3 / วัน) [46]

ยกเว้นส่วนของน้ำมันพิเศษหนักหรือน้ำมันดินซึ่งสามารถสกัดโดยเทคโนโลยีบ่อน้ำมันธรรมดา, ทรายน้ำมันจะต้องมีการผลิตโดยการทำเหมืองแร่แถบหรือน้ำมันที่เกิดขึ้นกับการไหลเข้าบ่อโดยใช้ความซับซ้อนในแหล่งกำเนิดเทคนิค วิธีการเหล่านี้มักใช้น้ำมากกว่าและต้องใช้พลังงานมากกว่าการสกัดน้ำมันแบบทั่วไป ในขณะที่ทรายน้ำมันของแคนาดาส่วนใหญ่ผลิตขึ้นโดยใช้การขุดแบบเปิด แต่ทรายน้ำมันของแคนาดาประมาณ 90% และทรายน้ำมันของเวเนซุเอลาทั้งหมดอยู่ต่ำกว่าพื้นผิวเกินกว่าจะใช้การขุดบนพื้นผิวได้ [47]

การผลิตขั้นต้น

น้ำมันดิบธรรมดาที่สกัดได้ตามปกติจากพื้นดินโดยการเจาะบ่อน้ำมันเป็นอ่างเก็บน้ำปิโตรเลียมที่ช่วยให้น้ำมันไหลเข้าพวกเขาภายใต้แรงกดดันอ่างเก็บน้ำธรรมชาติแม้ลิฟท์เทียมและเทคนิคต่าง ๆ เช่นการเจาะแนวนอน , น้ำไม่ท่วมและการฉีดก๊าซมักจะต้องรักษากำลังการผลิต . เมื่อใช้การผลิตขั้นต้นในทรายน้ำมันของเวเนซุเอลา ซึ่งน้ำมันหนักพิเศษอยู่ที่ประมาณ 50 องศาเซลเซียสอัตราการนำน้ำมันกลับคืนมาโดยทั่วไปจะอยู่ที่ประมาณ 8–12% ทรายน้ำมันของแคนาดานั้นเย็นกว่ามากและย่อยสลายได้ทางชีวภาพมากกว่า ดังนั้นอัตราการนำน้ำมันดินกลับคืนมามักจะอยู่ที่ประมาณ 5-6% เท่านั้น ในอดีต การกู้คืนขั้นต้นถูกใช้ในพื้นที่ที่มีของเหลวมากขึ้นของทรายน้ำมันของแคนาดา อย่างไรก็ตาม มันนำน้ำมันกลับคืนมาเพียงส่วนเล็กๆ เท่านั้นดังนั้นจึงไม่ค่อยได้ใช้ในปัจจุบัน [48]

การขุดพื้นผิว

การทำเหมืองในทรายน้ำมัน Athabasca ภาพหอดูดาว NASA Earth , 2009

ทรายน้ำมันธาเป็นคนเดียวที่สำคัญเงินฝากทรายน้ำมันซึ่งจะเพียงพอที่ตื้นไปยังเหมืองพื้นผิว ในทราย Athabasca มีน้ำมันดินจำนวนมากปกคลุมไปด้วยดินน้อยทำให้การขุดพื้นผิวเป็นวิธีที่มีประสิทธิภาพมากที่สุดในการสกัด ดินเหนียวประกอบด้วยมัสค์บรรทุกน้ำ(พรุพรุ) อยู่เหนือดินเหนียวและทรายที่แห้งแล้ง ทรายน้ำมันตัวเองมักจะมี 40 ถึง 60 เมตร (130-200 ฟุต) เงินฝากหนาของยางมะตอยน้ำมันดิบที่ฝังอยู่ใน unconsolidated หินทรายนั่งอยู่บนด้านบนของแบนหินปูนหิน นับตั้งแต่Great Canadian Oil Sands (ปัจจุบันคือSuncor Energy ) เริ่มดำเนินการเหมืองทรายน้ำมันขนาดใหญ่แห่งแรกในปี 1967 น้ำมันดินจึงถูกสกัดออกมาในเชิงพาณิชย์และปริมาณก็เพิ่มขึ้นในอัตราคงที่นับตั้งแต่นั้นมา

เหมืองทรายน้ำมันจำนวนมากกำลังดำเนินการอยู่ และอีกหลายแห่งอยู่ในขั้นตอนของการอนุมัติหรือการพัฒนา Syncrude แคนาดาเหมืองเป็นครั้งที่สองที่จะเปิดในปี 1978 เชลล์แคนาดาเปิดของMuskeg แม่น้ำเหมืองแร่ (Albian Sands)ในปี 2003 และแคนาดาทรัพยากรธรรมชาติจำกัด (CNRL) เปิดของฮอไรซอน Oil Sandsโครงการในปี 2009 การทำเหมืองแร่ที่ใหม่กว่ารวมถึงเหมือง Jackpine เชลล์แคนาดา[49] อิมพีเรียลน้ำมัน 's Kearl Oil Sands โครงการที่ Synenco พลังงาน (ตอนนี้เป็นเจ้าของโดยรวม SA ) เหมืองแสงเหนือและ Suncor ของฟอร์ฮิลล์เหมือง

บ่อทรายน้ำมัน

ไซต์ Mildred Lake ของ Syncrude พืชและบ่อหางแร่ Fort McMurray , Alberta

Oil Sands แร่บ่อได้รับการออกแบบเขื่อนและเขื่อนกั้นน้ำระบบเกลือที่มีสารแขวนลอยและสารเคมีอื่น ๆ ละลายเช่นกรดแนฟทา , เบนซิน , ไฮโดรคาร์บอน[50]ที่เหลือน้ำมันดิน , ตะกอนดี (ผู้ใหญ่หางปรับ MFT) และน้ำ [51]หางแร่จำนวนมากเป็นผลพลอยได้จากการขุดพื้นผิวของทรายน้ำมัน และการจัดการแร่เหล่านี้เป็นหนึ่งในความท้าทายด้านสิ่งแวดล้อมที่ยากที่สุดที่ต้องเผชิญกับอุตสาหกรรมทรายน้ำมัน [51]รัฐบาลอัลเบอร์ตารายงานในปี 2556 ว่าบ่อแร่ในทรายน้ำมันของอัลเบอร์ตาครอบคลุมพื้นที่ประมาณ 77 ตารางกิโลเมตร (30 ตารางไมล์) [51] Syncrude แร่เขื่อนหรือ Mildred ทะเลสาบปักหลักลุ่มน้ำ (MLSB) เป็นเขื่อนหินที่เป็นไปตามปริมาณของวัสดุก่อสร้างที่ใหญ่ที่สุดในโครงสร้างแผ่นดินในโลกในปี 2001 [52]

การผลิตน้ำมันหนักเย็นด้วยทราย (CHOPS)

เมื่อหลายปีก่อน บริษัทน้ำมันของแคนาดาค้นพบว่าหากพวกเขาถอดตัวกรองทรายออกจากบ่อน้ำมันหนักและผลิตทรายให้ได้มากที่สุดโดยใช้น้ำมัน อัตราการผลิตก็ดีขึ้นอย่างเห็นได้ชัด เทคนิคนี้เป็นที่รู้จักในชื่อ Cold Heavy Oil Production with Sand (CHOPS) นอกจากนี้การวิจัยเปิดเผยว่าการสูบน้ำออกทรายเปิด "หนอน" ในการก่อทรายที่ได้รับอนุญาตน้ำมันมากขึ้นในการเข้าถึงwellbore ข้อดีของวิธีนี้คืออัตราการผลิตและการคืนตัวที่ดีขึ้น (ประมาณ 10% เทียบกับ 5-6% เมื่อใช้ตัวกรองทราย) และข้อเสียของการกำจัดทรายที่ผลิตได้คือปัญหา วิธีใหม่ในการทำเช่นนี้คือการแพร่กระจายไปตามถนนในชนบทซึ่งรัฐบาลในชนบทชอบเพราะทรายที่มีน้ำมันลดฝุ่นและบริษัทน้ำมันได้ดำเนินการบำรุงรักษาถนนให้กับพวกเขา อย่างไรก็ตาม รัฐบาลต่างกังวลเกี่ยวกับปริมาณและองค์ประกอบของน้ำมันที่กระจายอยู่บนท้องถนนเป็นจำนวนมาก [53]ดังนั้นในช่วงไม่กี่ปีที่ผ่านมาการกำจัดทรายมันในถ้ำเกลือใต้ดินจึงกลายเป็นเรื่องธรรมดามากขึ้น

การกระตุ้นด้วยไอน้ำแบบวนรอบ (CSS)

การฉีดไอน้ำเพื่อนำน้ำมันหนักกลับมาใช้ใหม่ในแหล่งน้ำมันของแคลิฟอร์เนียตั้งแต่ปี 1950 วิธีการกระตุ้นด้วยไอน้ำแบบวนรอบ (CSS) "huff-and-puff" ปัจจุบันมีการใช้กันอย่างแพร่หลายในการผลิตน้ำมันหนักทั่วโลก เนื่องจากมีอัตราการผลิตที่รวดเร็ว อย่างไรก็ตาม ปัจจัยการกู้คืนค่อนข้างต่ำ (10–40% ของน้ำมันอยู่ในตำแหน่ง) เมื่อเทียบกับ SAGD (60–70% ของ OIP) [ ต้องการการอ้างอิง ]

CSS ถูกใช้โดยImperial Oilที่ Cold Lake ตั้งแต่ปี 1985 และยังถูกใช้โดยCanadian Natural Resourcesที่ Primrose และ Wolf Lake และโดยShell Canadaที่ Peace River ในวิธีนี้ บ่อน้ำจะผ่านวงจรการฉีดไอน้ำ การแช่ และการผลิตน้ำมัน ขั้นแรก ไอน้ำจะถูกฉีดเข้าไปในบ่อน้ำที่อุณหภูมิ 300 ถึง 340 องศาเซลเซียสเป็นเวลาหลายสัปดาห์ถึงหลายเดือน จากนั้นบ่อน้ำจะได้รับอนุญาตให้นั่งเป็นเวลาหลายวันถึงหลายสัปดาห์เพื่อให้ความร้อนซึมเข้าสู่ชั้นหิน และต่อมาน้ำมันร้อนจะถูกสูบออกจากบ่อน้ำเป็นเวลาหลายสัปดาห์หรือหลายเดือน เมื่ออัตราการผลิตลดลง บ่อน้ำจะถูกนำเข้าสู่วงจรการฉีด การแช่ และการผลิตอื่น กระบวนการนี้ซ้ำแล้วซ้ำอีกจนกว่าต้นทุนการฉีดไอน้ำจะสูงกว่าเงินที่ได้จากการผลิตน้ำมัน [54]

การระบายน้ำด้วยแรงโน้มถ่วงโดยใช้ไอน้ำช่วย (SAGD)

การระบายด้วยแรงโน้มถ่วงโดยใช้ไอน้ำช่วยได้รับการพัฒนาในทศวรรษ 1980 โดยหน่วยงานด้านเทคโนโลยีและการวิจัยของAlberta Oil Sandsและบังเอิญใกล้เคียงกับการปรับปรุงเทคโนโลยีการขุดเจาะตามทิศทางซึ่งทำให้ทำได้รวดเร็วและราคาไม่แพงภายในกลางปี ​​1990 ใน SAGD มีการเจาะหลุมแนวนอนสองหลุมในทรายน้ำมัน หลุมหนึ่งอยู่ที่ด้านล่างของชั้นหิน และอีกหลุมหนึ่งอยู่สูงกว่า 5 เมตร โดยทั่วไปแล้ว หลุมเหล่านี้จะถูกเจาะเป็นกลุ่มนอกแผ่นกลาง และสามารถขยายได้หลายไมล์ในทุกทิศทาง ในแต่ละคู่ของหลุม ไอน้ำจะถูกฉีดเข้าไปในหลุมบน ความร้อนจะละลายน้ำมันดิน ซึ่งช่วยให้สามารถไหลลงสู่บ่อน้ำด้านล่าง ซึ่งจะถูกปั๊มขึ้นสู่ผิวน้ำ [54]

SAGD ได้พิสูจน์แล้วว่าเป็นความก้าวหน้าครั้งสำคัญในเทคโนโลยีการผลิตเนื่องจากมีราคาถูกกว่า CSS ทำให้มีอัตราการผลิตน้ำมันที่สูงมาก และกู้คืนน้ำมันได้มากถึง 60% เนื่องจากความเป็นไปได้ทางเศรษฐกิจและการบังคับใช้กับพื้นที่ทรายน้ำมันที่กว้างใหญ่ วิธีการนี้เพียงอย่างเดียวทำให้ปริมาณสำรองน้ำมันในอเมริกาเหนือเพิ่มขึ้นสี่เท่าและอนุญาตให้แคนาดาย้ายไปยังอันดับที่สองในการสำรองน้ำมันของโลกรองจากซาอุดีอาระเบีย ปัจจุบันบริษัทน้ำมันรายใหญ่ของแคนาดาส่วนใหญ่มีโครงการ SAGD ในการผลิตหรืออยู่ระหว่างการก่อสร้างในพื้นที่ทรายน้ำมันของอัลเบอร์ตาและในไวโอมิง ตัวอย่าง ได้แก่ โครงการJapan Canada Oil Sands Ltd (JACOS)โครงการ Firebag ของ Suncor โครงการLong Lake ของNexenโครงการ MacKay River ของ Suncor (เดิมคือ Petro-Canada) โครงการTucker Lake และ Sunrise ของHusky Energyโครงการ Peace River ของ Shell Canada การพัฒนา Foster Creek ของCenovus Energy [55]และ Christina Lake [56] , โครงการ Surmont ของConocoPhillips , โครงการ Jackfish ของDevon Canada และโครงการ LAK Ranch ของ Derek Oil & Gas OSUM Corp ของอัลเบอร์ตาได้รวมเทคโนโลยีการขุดใต้ดินที่ได้รับการพิสูจน์แล้วเข้ากับ SAGD เพื่อให้อัตราการฟื้นตัวสูงขึ้นโดยการขุดบ่อน้ำใต้ดินจากแหล่งสะสมทรายน้ำมัน ซึ่งช่วยลดความต้องการด้านพลังงานเมื่อเทียบกับ SAGD แบบเดิม แอปพลิเคชันเทคโนโลยีเฉพาะนี้อยู่ในขั้นตอนการทดสอบ

หลายวิธีใช้ตัวทำละลายแทนไอน้ำเพื่อแยกน้ำมันดินออกจากทราย วิธีการสกัดด้วยตัวทำละลายบางวิธีอาจทำงานได้ดีกว่าในการผลิตในแหล่งกำเนิดและอื่น ๆ ในการขุด [57]ตัวทำละลายสามารถเป็นประโยชน์ได้หากผลิตน้ำมันได้มากขึ้นในขณะที่ต้องการพลังงานน้อยลงในการผลิตไอน้ำ

กระบวนการสกัดด้วยไอระเหย (VAPEX) เป็นเทคโนโลยีในแหล่งกำเนิดซึ่งคล้ายกับ SAGD แทนที่จะใช้ไอน้ำ ตัวทำละลายไฮโดรคาร์บอนจะถูกฉีดเข้าไปในบ่อน้ำด้านบนเพื่อเจือจางน้ำมันดิน และทำให้น้ำมันดินเจือจางสามารถไหลลงสู่บ่อน้ำด้านล่างได้ มีข้อได้เปรียบด้านประสิทธิภาพการใช้พลังงานที่ดีกว่าการฉีดไอน้ำ และมีการอัปเกรดน้ำมันดินบางส่วนเป็นน้ำมันในชั้นหิน กระบวนการนี้ได้รับความสนใจจากบริษัทน้ำมันที่กำลังทดลองใช้

วิธีการข้างต้นไม่ได้เกิดขึ้นพร้อมกัน เป็นเรื่องปกติที่บ่อน้ำจะต้องผ่านวงจรการผลิตแบบฉีด-แช่-ผลิต CSS เพื่อปรับสภาพการก่อตัวก่อนการผลิต SAGD และบริษัทต่างๆ กำลังทดลองด้วยการรวม VAPEX กับ SAGD เพื่อปรับปรุงอัตราการฟื้นตัวและลดต้นทุนด้านพลังงาน [58]

Toe to Heel Air ฉีด (การบินไทย)

นี่เป็นวิธีการใหม่และทดลองที่ผสมผสานการฉีดอากาศแนวตั้งกับหลุมผลิตในแนวนอน กระบวนการนี้จะจุดไฟให้กับน้ำมันในอ่างเก็บน้ำ และสร้างกำแพงไฟในแนวตั้งซึ่งเคลื่อนจาก "นิ้วเท้า" ของหลุมแนวนอนไปยัง "ส้นเท้า" ซึ่งจะเผาส่วนประกอบของน้ำมันที่หนักกว่าและอัพเกรดน้ำมันดินหนักบางส่วนให้เป็นน้ำมันที่เบากว่าในชั้นหิน . โครงการป้องกันไฟในอดีตไม่ได้ผลดีนัก เนื่องจากมีปัญหาในการควบคุมหน้าเปลวไฟและมีแนวโน้มที่จะจุดไฟเผาบ่อผลิต อย่างไรก็ตาม บริษัทน้ำมันบางแห่งรู้สึกว่าวิธีการของการบินไทยจะควบคุมและใช้งานได้จริงมากกว่า และมีข้อได้เปรียบที่ไม่ต้องใช้พลังงานในการผลิตไอน้ำ [59]

ผู้สนับสนุนวิธีการสกัดนี้ระบุว่าใช้น้ำจืดน้อยกว่า ผลิตก๊าซเรือนกระจกน้อยลง 50% และมีรอยเท้าน้อยกว่าเทคนิคการผลิตอื่นๆ [60]

Petrobank พลังงานและทรัพยากรได้รายงานผลการให้กำลังใจจากบ่อทดสอบของพวกเขาในอัลเบอร์ต้าที่มีอัตราการผลิตได้ถึง 400 เหรียญฯ ต่อบาร์เรล / วัน (64 ม. 3 / d) ต่อกันและน้ำมันอัพเกรด 8-12  องศา API บริษัทหวังว่าจะได้รับการอัพเกรดอีก 7 องศาจากระบบ CAPRI (การแช่เรซินด้วยความดันบรรยากาศควบคุม) [61]ซึ่งดึงน้ำมันผ่านตัวเร่งปฏิกิริยาที่บุท่อด้านล่าง [62] [63] [64]

หลังจากหลายปีของการผลิตในแหล่งกำเนิด เป็นที่ชัดเจนว่าวิธีการของการบินไทยในปัจจุบันไม่ได้ผลตามที่วางแผนไว้ ท่ามกลางการผลิตที่ลดลงอย่างต่อเนื่องจากหลุม THAI ของพวกเขาที่ Kerrobert Petrobank ได้เขียนมูลค่าของสิทธิบัตร THAI ของพวกเขาและเงินสำรองที่โรงงานเป็นศูนย์ พวกเขามีแผนที่จะทดลองด้วยการกำหนดค่าใหม่ที่เรียกว่า "multi-THAI" ซึ่งเกี่ยวข้องกับการเพิ่มหลุมฉีดอากาศเพิ่มเติม [65]

การระบายแรงโน้มถ่วงเหนือศีรษะจากการเผาไหม้ (COGD)

นี่เป็นวิธีทดลองที่ใช้หลุมฉีดอากาศแนวตั้งจำนวนหนึ่งเหนือหลุมผลิตในแนวนอนซึ่งอยู่ที่ฐานของเขตจ่ายน้ำมันดิน วัฏจักรไอน้ำเริ่มต้นที่คล้ายกับ CSS ใช้เพื่อเตรียมน้ำมันดินสำหรับการจุดระเบิดและการเคลื่อนที่ หลังจากวงจรนั้น อากาศจะถูกฉีดเข้าไปในหลุมแนวตั้ง โดยจุดไฟให้น้ำมันดินด้านบนและเคลื่อน (ผ่านการให้ความร้อน) น้ำมันดินด้านล่างเพื่อไหลเข้าสู่บ่อน้ำการผลิต คาดว่า COGD จะส่งผลให้ประหยัดน้ำได้ถึง 80% เมื่อเทียบกับ SAGD [66]

การรักษาฟอง F

Bitumen รักษาฟองเป็นกระบวนการที่ใช้ใน ทรายน้ำมันธา (AOS) น้ำมันดินการดำเนินการกู้เพื่อเอาดี Inorganics น้ำและอนุภาคจากแร่ น้ำมันดินฟองโดยเจือจางน้ำมันดินที่มีไฮโดรคาร์บอนแสงตัวทำละลายทั้งแนฟทาหรือ paraffinic ต่อการลด ความหนืดของฟองและเพื่อขจัดสิ่งปนเปื้อนที่ไม่ได้ถูกกำจัดในขั้นตอนการกู้คืนแรงโน้มถ่วงที่ใช้น้ำก่อนหน้านี้ [67]น้ำมันดินที่มีความหนืดสูงหรือมีสารปนเปื้อนมากเกินไป ไม่เหมาะสำหรับการขนส่งทางท่อหรือการกลั่น การบำบัดด้วยโฟมแนฟทานิกแบบดั้งเดิมและแบบธรรมดา (NFT) ใช้ตัวทำละลายแนฟทาด้วยการเติมสารเคมี Paraffinic Solvent Froth Treatment (PSFT) ซึ่งใช้ครั้งแรกในเชิงพาณิชย์ใน Albian Sandsในช่วงต้นทศวรรษ 2000 ส่งผลให้มีน้ำมันดินที่สะอาดขึ้นและมีสารปนเปื้อนในระดับต่ำ เช่น น้ำและแร่ธาตุที่เป็นของแข็ง [68]หลังจากการบำบัดด้วยฟอง น้ำมันดินสามารถอัพเกรดเพิ่มเติมได้โดยใช้ "ความร้อนเพื่อผลิตน้ำมันดิบสังเคราะห์โดยใช้โคเกอร์ยูนิต" [68]

ต้องใช้พลังงานประมาณ 1.0–1.25 กิกะจูล (280–350 kWh) ในการสกัดน้ำมันดินหนึ่งบาร์เรลและอัปเกรดเป็นน้ำมันดิบสังเคราะห์ ในปี 2549 การผลิตส่วนใหญ่เกิดจากการเผาก๊าซธรรมชาติ [69]เนื่องจากน้ำมันหนึ่งบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันประมาณ 6.117 กิกะจูล (1,699 kWh) EROEIของมันคือ 5–6 ซึ่งหมายความว่าจะดึงพลังงานออกมาประมาณ 5 หรือ 6 เท่าของพลังงานที่ใช้ไป ประสิทธิภาพการใช้พลังงานคาดว่าจะดีขึ้นโดยเฉลี่ย 900 ลูกบาศก์ฟุต (25 ม. 3 ) ของก๊าซธรรมชาติหรือ 0.945 กิกะจูล (262 กิโลวัตต์ต่อชั่วโมง) ของพลังงานต่อบาร์เรลภายในปี 2558 ทำให้มีค่า EROEI ประมาณ 6.5 [70]

มีทางเลือกอื่นสำหรับก๊าซธรรมชาติและมีอยู่ในพื้นที่ทรายน้ำมัน น้ำมันดินสามารถใช้เป็นเชื้อเพลิงได้โดยใช้น้ำมันดินดิบประมาณ 30-35% ต่อหน่วยการผลิตของน้ำมันดิบสังเคราะห์ โครงการ Long Lake ของ Nexen จะใช้เทคโนโลยี deasphalting ที่เป็นเอกสิทธิ์ในการอัพเกรดน้ำมันดิน โดยใช้สารตกค้างของแอสฟัลต์ทีนที่ป้อนไปยังเครื่องผลิตแก๊สซึ่งกังหันพลังงานความร้อนร่วมและหน่วยผลิตไฮโดรเจนจะใช้ซินแก๊สซึ่งให้ความต้องการพลังงานทั้งหมดของโครงการ: ไอน้ำ ไฮโดรเจน และไฟฟ้า [71]ดังนั้น มันจะผลิตซิงค์โดยไม่ใช้ก๊าซธรรมชาติ แต่ต้นทุนทุนสูงมาก

การขาดแคลนก๊าซธรรมชาติสำหรับเชื้อเพลิงในโครงการคาดว่าจะเป็นปัญหาสำหรับการผลิตทรายน้ำมันของแคนาดาเมื่อไม่กี่ปีที่ผ่านมา แต่การเพิ่มขึ้นของการผลิตก๊าซจากชั้นหินของสหรัฐเมื่อเร็วๆ นี้ได้ขจัดปัญหาส่วนใหญ่ในอเมริกาเหนือ ด้วยการใช้การแตกหักด้วยไฮดรอลิกที่เพิ่มขึ้นทำให้สหรัฐฯ พึ่งพาตนเองในก๊าซธรรมชาติเป็นส่วนใหญ่และส่งออกก๊าซธรรมชาติไปยังแคนาดาตะวันออกเพื่อทดแทนก๊าซอัลเบอร์ตามากขึ้น รัฐบาลอัลเบอร์ตาจึงใช้อำนาจของตนภายใต้NAFTAและรัฐธรรมนูญของแคนาดาเพื่อลดการจัดส่งก๊าซธรรมชาติไปยัง สหรัฐอเมริกาและแคนาดาตะวันออก และเปลี่ยนเส้นทางก๊าซไปใช้ในประเทศอัลเบอร์ตา โดยเฉพาะอย่างยิ่งสำหรับเชื้อเพลิงทรายน้ำมัน ท่อส่งก๊าซธรรมชาติไปทางทิศตะวันออกและทิศใต้กำลังถูกดัดแปลงเพื่อดำเนินการผลิตทรายน้ำมันที่เพิ่มขึ้นไปยังจุดหมายปลายทางเหล่านี้แทนการใช้ก๊าซ แคนาดายังมีแหล่งก๊าซจากชั้นหินที่ยังไม่ได้พัฒนาจำนวนมากนอกเหนือจากของสหรัฐ ดังนั้นก๊าซธรรมชาติสำหรับการผลิตทรายน้ำมันในอนาคตจึงไม่เป็นปัญหาร้ายแรง ราคาก๊าซธรรมชาติที่ตกต่ำอันเป็นผลจากการผลิตใหม่ทำให้เศรษฐกิจของการผลิตทรายน้ำมันดีขึ้นอย่างมาก

น้ำมันดิบชนิดหนักพิเศษหรือน้ำมันดินดิบที่สกัดจากทรายน้ำมันเป็นน้ำมันรูปแบบกึ่งของแข็งที่มีความหนืดสูงซึ่งไม่สามารถไหลได้ง่ายที่อุณหภูมิปกติ ทำให้การขนส่งไปยังตลาดโดยทางท่อทำได้ยาก หากต้องการไหลผ่านท่อส่งน้ำมัน จะต้องอัปเกรดเป็นน้ำมันดิบสังเคราะห์ที่มีน้ำหนักเบากว่า(SCO) ผสมกับสารเจือจางเพื่อสร้างดิลบิตหรือให้ความร้อนเพื่อลดความหนืด

แคนาดา

ในทรายน้ำมันของแคนาดา น้ำมันดินที่ผลิตโดยการขุดบนพื้นผิวโดยทั่วไปจะได้รับการอัพเกรดในสถานที่ทำงานและส่งมอบเป็นน้ำมันดิบสังเคราะห์ ทำให้การส่งน้ำมันออกสู่ตลาดผ่านท่อส่งน้ำมันแบบธรรมดานั้นค่อนข้างง่าย ในทางกลับกัน น้ำมันดินที่ผลิตโดยโครงการในแหล่งกำเนิดมักจะไม่ได้รับการอัพเกรด แต่ส่งไปยังตลาดในรูปแบบดิบ หากไม่มีการผลิตตัวแทนที่ใช้ในการอัพเกรดน้ำมันดินเป็นน้ำมันดิบสังเคราะห์ในไซต์งาน จะต้องจัดหาแหล่งอื่นและขนส่งไปยังไซต์ที่ทำการอัพเกรด หากมีการขนย้ายน้ำมันดิบที่อัพเกรดจากไซต์โดยไปป์ไลน์ และไปป์ไลน์เพิ่มเติมจะต้องนำตัวแทนการอัพเกรดที่เพียงพอ ต้นทุนการผลิตสารปรับรุ่น ไปป์ไลน์ในการขนส่ง และค่าใช้จ่ายในการดำเนินการไปป์ไลน์ ต้องคำนวณเป็นต้นทุนการผลิตของน้ำมันดิบสังเคราะห์

เมื่อไปถึงโรงกลั่นน้ำมันดิบสังเคราะห์จะถูกแปรรูปและส่วนสำคัญของสารปรับรุ่นจะถูกลบออกในระหว่างกระบวนการกลั่น มันอาจจะใช้สำหรับเศษส่วนของเชื้อเพลิงอื่น ๆ แต่ผลลัพธ์สุดท้ายคือต้องส่งเชื้อเพลิงเหลวไปยังสิ่งอำนวยความสะดวกในการอัพเกรดเพียงเพื่อให้น้ำมันดินสามารถขนส่งทางท่อได้ หากพิจารณาต้นทุนทั้งหมดแล้ว การผลิตและถ่ายโอนน้ำมันดิบสังเคราะห์โดยใช้น้ำมันดินและสารปรับรุ่นอาจพิสูจน์ได้ว่าไม่ยั่งยืนในเชิงเศรษฐกิจ

เมื่อโรงงานทรายน้ำมันแห่งแรกถูกสร้างขึ้นเมื่อ 50 ปีที่แล้ว โรงกลั่นน้ำมันส่วนใหญ่ในพื้นที่ตลาดของพวกเขาได้รับการออกแบบให้รองรับน้ำมันดิบขนาดเบาหรือปานกลางที่มีปริมาณกำมะถันต่ำกว่า 4-7% ที่มักพบในน้ำมันดิน ตัวอัพเกรดทรายน้ำมันดั้งเดิมได้รับการออกแบบเพื่อผลิตน้ำมันดิบสังเคราะห์คุณภาพสูง (SCO) ที่มีความหนาแน่นต่ำกว่าและมีปริมาณกำมะถันต่ำ เหล่านี้เป็นพืชขนาดใหญ่และมีราคาแพงซึ่งคล้ายกับโรงกลั่นน้ำมันหนัก ขณะนี้กำลังดำเนินการวิจัยเกี่ยวกับการออกแบบตัวอัปเกรดที่ง่ายกว่าซึ่งไม่ได้ผลิต SCO แต่เพียงแค่บำบัดน้ำมันดินเพื่อลดความหนืดของน้ำมัน เพื่อให้สามารถขนส่งแบบไม่ผสมได้เหมือนน้ำมันหนักทั่วไป

แคนาดาตะวันตกเลือกเปิดตัวในปี 2004 เป็นกระแสน้ำมันหนักใหม่ผสมที่Husky พลังงานขั้วในHardisty , อัลเบอร์ต้า , [72]เป็นกระแสที่ใหญ่ที่สุดน้ำมันดิบมาจากทรายน้ำมันในแคนาดาและมาตรฐานสำหรับการเกิดใหม่หนัก TAN สูง ( เป็นกรด) น้ำมันดิบ [73] [74] : 9 [75] [76] Western Canadian Select (WCS) มีการซื้อขายที่Cushing, Oklahomaศูนย์กลางการจัดหาน้ำมันรายใหญ่ที่เชื่อมต่อซัพพลายเออร์น้ำมันกับ Gulf Coast ซึ่งได้กลายเป็นศูนย์กลางการค้าน้ำมันดิบที่สำคัญที่สุด น้ำมันในอเมริกาเหนือ แม้ว่าส่วนประกอบหลักของมันคือน้ำมันดิน แต่ก็ยังมีส่วนผสมของสารเจือจางสังเคราะห์รสหวานและสารเจือจางคอนเดนเสทและน้ำมันทั้งแบบธรรมดาและน้ำมันนอกระบบที่มีอยู่ 25 ชนิด[77]ทำให้เป็นซินดิลบิต—ทั้งดิลบิตและซินบิต [78] : 16

ขั้นตอนแรกในการอัพเกรดคือการกลั่นสุญญากาศเพื่อแยกเศษส่วนที่เบากว่า หลังจากนั้นจะใช้การดีแอสฟัลต์เพื่อแยกแอสฟัลต์ออกจากวัตถุดิบ การแคร็กใช้เพื่อแยกโมเลกุลไฮโดรคาร์บอนที่หนักกว่าออกเป็นโมเลกุลที่ง่ายกว่า เนื่องจากการแตกร้าวทำให้เกิดผลิตภัณฑ์ที่อุดมไปด้วยกำมะถัน จึงต้องดำเนินการกำจัดซัลเฟตเพื่อให้ได้ปริมาณกำมะถันต่ำกว่า 0.5% และสร้างน้ำมันดิบสังเคราะห์ที่มีน้ำหนักเบาและหวาน [79]

ในปี 2012 อัลเบอร์ต้าผลิตประมาณ 1,900,000 บาร์เรล / วัน (300,000 ม. 3 / d) ของ bitumen น้ำมันดิบจากหลักสามเงินฝากทรายน้ำมันของตนซึ่งประมาณ 1,044,000 บาร์เรล / วัน (166,000 ม. 3 / d) ถูกปรับให้กับสินค้าที่มีน้ำหนักเบาและส่วนที่เหลือ ขายเป็นน้ำมันดินดิบ ปริมาณน้ำมันดินทั้งที่อัพเกรดและไม่ได้อัพเกรดเพิ่มขึ้นทุกปี อัลเบอร์ตามีตัวอัพเกรดทรายน้ำมันห้าตัวที่ผลิตผลิตภัณฑ์ที่หลากหลาย ได้แก่[80] [81]

• Suncor พลังงานสามารถอัพเกรด 440,000 บาร์เรล / วัน (70,000 ม. 3 / d) ของ bitumen กับแสงหวานและเปรี้ยวกลางสังเคราะห์น้ำมันดิบ (SCO) บวกน้ำมันดีเซลผลิตสำหรับการดำเนินทรายน้ำมันที่ upgrader
• Syncrudeสามารถอัพเกรดน้ำมันดินได้407,000 บาร์เรลต่อวัน (64,700 ลบ.ม. 3 / วัน) เป็น SCO แสงหวาน
• Canadian Natural Resources Limited (CNRL) สามารถอัพเกรดน้ำมันดิน 141,000 bbl/d (22,400 m 3 /d) ให้เป็น SCO แสงหวาน
• Nexenตั้งแต่ปี 2556 ซึ่งเป็นเจ้าของทั้งหมดโดยChina National Offshore Oil Corporation (CNOOC) สามารถอัพเกรดน้ำมันดิน72,000 บาร์เรลต่อวัน (11,400 ลบ.ม. 3 / วัน) เป็น SCO แสงหวาน
• Shell CanadaดำเนินการScotford Upgraderร่วมกับโรงกลั่นน้ำมันและโรงงานเคมีที่Scotford รัฐ Albertaใกล้ Edmonton คอมเพล็กซ์สามารถอัพเกรด 255,000 บาร์เรลต่อวัน (40,500 ลบ.ม. 3 / วัน) ของน้ำมันดินเป็น SCO แบบหวานและแบบหนัก รวมทั้งผลิตภัณฑ์โรงกลั่นและเคมีภัณฑ์ต่างๆ

โรงกลั่นน้ำมันขนาดใหญ่แห่งใหม่ที่ทันสมัยและทันสมัย ​​เช่น พบในแถบมิดเวสต์ของสหรัฐและบนคาบสมุทรกัลฟ์ของสหรัฐอเมริกาและอีกหลายแห่งในจีนสามารถจัดการกับการอัพเกรดน้ำมันหนักได้ด้วยตัวเอง ดังนั้นความต้องการของพวกเขาจึงต้องการน้ำมันดินที่ไม่ได้อัพเกรดและสารพิเศษ น้ำมันหนักมากกว่า SCO ปัญหาหลักคือวัตถุดิบจะมีความหนืดเกินกว่าจะไหลผ่านท่อได้ ดังนั้น เว้นแต่จะจัดส่งโดยเรือบรรทุกน้ำมันหรือรถราง จะต้องผสมกับสารเจือจางเพื่อให้ไหลได้ เรื่องนี้ต้องมีการผสมยางมะตอยน้ำมันดิบกับเจือจางสารไฮโดรคาร์บอนเบากว่าเช่นคอนเดนเสทจากบ่อก๊าซpentanesและผลิตภัณฑ์แสงอื่น ๆ จากโรงกลั่นน้ำมันหรือน้ำมันพืชหรือน้ำมันน้ำมันดิบสังเคราะห์จากทรายน้ำมัน upgraders จะให้มันไหลผ่านท่อไปยังตลาด

โดยทั่วไป น้ำมันดินผสมประกอบด้วยคอนเดนเสทของก๊าซธรรมชาติประมาณ 30% หรือสารเจือจางอื่นๆ และน้ำมันดิน 70% อีกวิธีหนึ่งคือน้ำมันดินนอกจากนี้ยังสามารถส่งไปยังตลาดโดยการออกแบบมาเป็นพิเศษรถไฟรถถัง , รถบรรทุกถัง , เรือบรรทุกสินค้าที่เป็นของเหลวหรือมหาสมุทรจะบรรทุกน้ำมัน สิ่งเหล่านี้ไม่จำเป็นต้องผสมน้ำมันดินกับสารเจือจางเนื่องจากถังสามารถให้ความร้อนเพื่อให้น้ำมันถูกสูบออก

ความต้องการคอนเดนเสทสำหรับสารเจือจางทรายน้ำมันคาดว่าจะมากกว่า 750,000 บาร์เรลต่อวัน (119,000 ลบ.ม. 3 / วัน) ภายในปี 2563 เพิ่มขึ้นเป็นสองเท่าในปี 2555 ตั้งแต่ทางตะวันตกของแคนาดาเพียง แต่ผลิตประมาณ 150,000 บาร์เรล / วัน (24,000 ม. 3 / d) คอนเดนเสทและอุปทานที่คาดว่าจะกลายเป็นข้อ จำกัด ที่สำคัญในการขนส่งน้ำมันดิน อย่างไรก็ตามการผลิตน้ำมันที่ตึงตัวในสหรัฐฯ ที่เพิ่มขึ้นอย่างมากเมื่อเร็วๆนี้ ได้แก้ปัญหานี้ได้เป็นส่วนใหญ่ เนื่องจากการผลิตส่วนใหญ่มีปริมาณน้อยเกินไปสำหรับโรงกลั่นของสหรัฐฯ แต่เหมาะสำหรับการเจือจางน้ำมันดิน คอนเดนเสทและน้ำมันเบาส่วนเกินของอเมริกากำลังส่งออกไปยังแคนาดาและผสมกับน้ำมันดิน แล้วนำเข้าอีกครั้งไปยังสหรัฐอเมริกาเพื่อเป็นวัตถุดิบสำหรับโรงกลั่น เนื่องจากสารเจือจางถูกส่งออกอย่างง่ายๆ แล้วจึงนำเข้าใหม่ทันที จึงไม่อยู่ภายใต้การห้ามการส่งออกน้ำมันดิบของสหรัฐฯ เมื่อกลับมาอยู่ในสหรัฐอเมริกาแล้ว โรงกลั่นจะแยกสารเจือจางและส่งออกอีกครั้งไปยังแคนาดา ซึ่งถือเป็นการข้ามกฎหมายการส่งออกน้ำมันดิบของสหรัฐฯ อีกครั้งเนื่องจากตอนนี้เป็นผลิตภัณฑ์โรงกลั่น เพื่อช่วยในกระบวนการนี้Kinder Morgan Energy Partnersกำลังย้อนกลับ Cochin Pipeline ซึ่งเคยขนส่งโพรเพนจากเอดมันตันไปยังชิคาโก เพื่อขนส่งคอนเดนเสท95,000 บาร์เรลต่อวัน (15,100 ม. 3 / วัน) จากชิคาโกไปยังเอดมันตันภายในกลางปี ​​2557 และEnbridgeจะพิจารณาการขยายตัวของท่อไฟใต้ซึ่งขณะนี้เรือ 180,000 บาร์เรล / วัน (29,000 ม. 3 / d) เจือจางจากเขตชิคาโกเอดมันตันโดยการเพิ่มอีก 100,000 บาร์เรล / วัน (16,000 ม. 3 / d) [82]

เวเนซุเอลา

แม้ว่าน้ำมันหนักพิเศษของเวเนซุเอลาจะมีความหนืดน้อยกว่าน้ำมันดินของแคนาดา แต่ความแตกต่างส่วนใหญ่เกิดจากอุณหภูมิ เมื่อน้ำมันออกมาจากพื้นดินและเย็นตัวลง ก็จะมีปัญหาเช่นเดียวกันคือมีความหนืดเกินกว่าจะไหลผ่านท่อได้ ขณะนี้ เวเนซุเอลากำลังผลิตน้ำมันดิบในปริมาณมากเป็นพิเศษในทรายน้ำมัน Orinoco มากกว่าเครื่องอัปเกรดทั้งสี่ซึ่งสร้างโดยบริษัทน้ำมันต่างประเทศเมื่อกว่า 10 ปีที่แล้ว สามารถรองรับได้ upgraders มีกำลังการผลิตรวม 630,000 บาร์เรล / วัน (100,000 ม. 3 / d) ซึ่งเป็นเพียงครึ่งหนึ่งของการผลิตน้ำมันพิเศษหนัก นอกจากนี้ เวเนซุเอลายังผลิตแนฟทาในปริมาณที่ไม่เพียงพอเพื่อใช้เป็นสารเจือจางในการเคลื่อนย้ายน้ำมันที่มีน้ำหนักมากเป็นพิเศษออกสู่ตลาด ต่างจากแคนาดา เวเนซุเอลาไม่ได้ผลิตก๊าซธรรมชาติจากบ่อก๊าซของตัวเองมากนัก และต่างจากแคนาดาตรงที่ประเทศไม่สามารถเข้าถึงคอนเดนเสทจากการผลิตก๊าซจากชั้นหินของสหรัฐฯ ได้โดยง่าย เนื่องจากเวเนซุเอลามีกำลังการกลั่นไม่เพียงพอที่จะจ่ายให้กับตลาดภายในประเทศ อุปทานของแนปทาจึงไม่เพียงพอที่จะใช้เป็นตัวเจือจางในท่อ และต้องนำเข้าแนปทาเพื่อเติมช่องว่าง เนื่องจากเวเนซุเอลามีปัญหาทางการเงินด้วย ซึ่งเป็นผลมาจากวิกฤตเศรษฐกิจของประเทศและความขัดแย้งทางการเมืองกับรัฐบาลสหรัฐฯ และบริษัทน้ำมัน สถานการณ์จึงยังไม่ได้รับการแก้ไข [83]

เครือข่ายของการชุมนุมและท่อป้อนเก็บน้ำมันดินดิบและ SCO จากอัลเบอร์ต้าภาคเหนือทรายน้ำมันเงินฝาก (ส่วนใหญ่ธาทะเลสาบเย็นและสันติภาพแม่น้ำ) และฟีดพวกเขาเป็นสองจุดเก็บหลักสำหรับการส่งมอบจักรยาน: เอดมันตัน, อัลเบอร์ต้าและHardisty, อัลเบอร์ต้า ท่อป้อนส่วนใหญ่เคลื่อนย้ายน้ำมันดินผสมหรือ SCO ไปทางใต้และทางเหนือที่เจือจาง แต่มีบางส่วนที่เคลื่อนย้ายไปทางด้านข้างภายในบริเวณทรายน้ำมัน ในปี 2555 กำลังการผลิตของสายป้อนทางใต้มีมากกว่า 300,000 ลบ.ม./วัน (2 ล้านบาร์เรล/วัน) และกำลังเพิ่มกำลังการผลิตมากขึ้น การสร้างท่อส่งทรายน้ำมันใหม่ต้องการเพียงการอนุมัติจากหน่วยงานกำกับดูแลพลังงานของอัลเบอร์ตา ซึ่งเป็นหน่วยงานที่เกี่ยวข้องกับเรื่องทั้งหมดภายในอัลเบอร์ตาและมีแนวโน้มที่จะให้การพิจารณาเพียงเล็กน้อยต่อการแทรกแซงจากผลประโยชน์ทางการเมืองและสิ่งแวดล้อมจากภายนอกอัลเบอร์ตา [84]

ท่อที่มีอยู่

จาก Edmonton และ Hardisty ท่อส่งหลักจะเคลื่อนย้ายน้ำมันดินผสมและ SCO ตลอดจนน้ำมันดิบทั่วไปและน้ำมันต่างๆ และการผลิตจากธรรมชาติไปยังตลาดต่างๆ ทั่วอเมริกาเหนือ ระบบส่งกำลังหลัก ได้แก่ : [84]

• Enbridgeมีระบบท่อที่มีอยู่ที่ซับซ้อนซึ่งนำน้ำมันดิบจาก Edmonton และ Hardisty ไปทางตะวันออกไปยังMontrealและทางใต้จนถึงGulf Coast ของสหรัฐอเมริกาโดยมีกำลังการผลิตรวม 2.5 × 10^6  บาร์เรลต่อวัน (400,000 ม. 3 /วัน) นอกจากนี้ยังมีท่อทางเหนือที่จะเจือจางจากโรงกลั่นในรัฐอิลลินอยส์และอื่น ๆรัฐแถบมิดเวสต์เอดมันตันที่มีความจุ 160,000 บาร์เรล / วัน (25,000 ม. 3 / d) ของสารไฮโดรคาร์บอนแสง
• คินมอร์แกนมีทรานส์เมาน์เทนที่ใช้ท่อส่งน้ำมันดิบจาก Edmonton เหนือเทือกเขาร็อกกีไปยังชายฝั่งตะวันตกของบริติชโคลัมเบียและรัฐวอชิงตันมีกำลังการผลิตที่มีอยู่ 300,000 บาร์เรล / วัน (48,000 ม. 3 / d) แต่ก็มีแผนการที่จะเพิ่มอีก 450,000 บาร์เรล / วัน (72,000 ม. 3 / d) ของความจุที่จะท่อนี้ภายในท่อที่มีอยู่สบาย
• Spectra พลังงานมีระบบท่อที่ใช้น้ำมันดิบจาก Hardisty ทิศใต้ไปแคสเปอร์ไวโอมิงและจากนั้นไปทางทิศตะวันออกไม้แม่น้ำอิลลินอยส์ ส่วนแรกมีกำลังการผลิต 280,000 บาร์เรลต่อวัน (45,000 ลบ.ม. 3 / วัน) และส่วนที่สอง 160,000 บาร์เรลต่อวัน (25,000 ม. 3 / วัน)
• TransCanada คอร์ปอเรชั่นมีKeystone ท่อส่งระบบ ขั้นตอนที่ 1 ในขณะนี้จะใช้เวลาน้ำมันดิบจาก Hardisty ไปทางทิศใต้สตีลซิตี้, เนบราสก้าและจากนั้นไปทางทิศตะวันออกไม้แม่น้ำอิลลินอยส์ ขั้นตอนที่มีอยู่ 2 ย้ายน้ำมันดิบจากสตีลซิตี้หลักสหรัฐศูนย์กลางการตลาดน้ำมันที่Cushing, โอคลาโฮมา ระยะที่ 1 และ 2 มีกำลังการผลิตรวม 590,000 บาร์เรลต่อวัน (94,000 ลบ.ม. 3 / วัน)

โดยรวมแล้ว กำลังการผลิตท่อทั้งหมดสำหรับการเคลื่อนย้ายน้ำมันดิบจาก Edmonton และ Hardisty ไปยังส่วนที่เหลือของอเมริกาเหนืออยู่ที่ประมาณ 3.5 × 10^6  บาร์เรลต่อวัน (560,000 ม. 3 /วัน) อย่างไรก็ตาม สารอื่นๆ เช่น น้ำมันดิบทั่วไปและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมกลั่นก็แชร์เครือข่ายท่อส่งนี้เช่นกัน การผลิตน้ำมันที่ตึงตัวที่เพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็วจากการก่อตัว BakkenของNorth Dakotaยังแข่งขันกันเพื่อให้ได้พื้นที่ในระบบท่อส่งส่งออกของแคนาดา ผู้ผลิตน้ำมันในนอร์ทดาโคตากำลังใช้ท่อส่งน้ำมันของแคนาดาเพื่อส่งน้ำมันไปยังโรงกลั่นของสหรัฐ

ในปี 2555 ระบบท่อส่งส่งออกของแคนาดาเริ่มมีการผลิตน้ำมันใหม่มากเกินไป เป็นผลให้ Enbridge ดำเนินการแบ่งส่วนไปป์ไลน์บนเส้นทางใต้และ Kinder Morgan บนเส้นทางมุ่งหน้าไปทางทิศตะวันตก พื้นที่ไปป์ไลน์ที่ปันส่วนนี้โดยการลดการจัดสรรรายเดือนของผู้ขนส่งแต่ละรายเป็นเปอร์เซ็นต์ของความต้องการ เชฟรอนคอร์ปอเรชั่น Burnaby โรงกลั่นที่โรงกลั่นน้ำมันสุดท้ายที่เหลืออยู่บนชายฝั่งตะวันตกของแคนาดานำไปใช้กับ NEB สำหรับการเข้าถึงสิทธิพิเศษกับน้ำมันแคนาดาตั้งแต่โรงกลั่นอเมริกันในกรุงวอชิงตันและแคลิฟอร์เนียถูก outbidding มันสำหรับพื้นที่ท่อ แต่ถูกปฏิเสธเพราะมันจะเป็นการละเมิดข้อตกลง NAFTAเข้าถึงเท่ากัน สู่กฎพลังงาน ในทำนองเดียวกันการผลิตน้ำมันอย่างแน่นหนาในนอร์ทดาโคตาเริ่มขัดขวางการผลิตใหม่ของแคนาดาจากการใช้ระบบทางใต้ของ Enbridge, Kinder Morgan และ TransCanada [80]

นอกจากนี้ ศูนย์กลางการตลาดน้ำมันของสหรัฐฯ ที่ Cushing ถูกน้ำท่วมด้วยน้ำมันใหม่ เนื่องจากการผลิตใหม่ในอเมริกาเหนือส่วนใหญ่จากแคนาดา นอร์ทดาโคตา และเท็กซัส มาบรรจบกัน ณ จุดนั้น และมีกำลังการผลิตไม่เพียงพอที่จะนำน้ำมันจากที่นั่นไปยังโรงกลั่นในกัลฟ์โคสต์ ที่ซึ่งกำลังการกลั่นน้ำมันของสหรัฐครึ่งหนึ่งตั้งอยู่ ระบบท่อส่งน้ำมันของอเมริกาออกแบบมาเพื่อนำน้ำมันที่นำเข้าจากคาบสมุทรกัลฟ์และเท็กซัสไปยังโรงกลั่นทางตอนเหนือของสหรัฐ และน้ำมันใหม่ก็ไหลไปในทิศทางตรงกันข้ามไปยังชายฝั่งกัลฟ์ ราคาของWest Texas Intermediateส่งที่ที่นอนซึ่งเป็นหลักมาตรฐานสำหรับราคาน้ำมันสหรัฐลดลงถึงระดับต่ำเป็นประวัติการณ์ด้านล่างน้ำมันมาตรฐานระหว่างประเทศอื่น ๆ เช่นน้ำมันดิบเบรนต์และน้ำมันดิบดูไบ เนื่องจากราคาของ WTI ที่ Cushing มักถูกเสนอโดยสื่อสหรัฐฯ ว่าเป็นราคาน้ำมันทำให้ชาวอเมริกันจำนวนมากมองว่าราคาน้ำมันในตลาดโลกนั้นต่ำกว่าที่เคยเป็นมา และอุปทานก็ดีกว่าที่เป็นในระดับสากล แคนาดาเคยอยู่ในสถานะที่คล้ายคลึงกับสหรัฐฯ ในเรื่องที่น้ำมันนอกชายฝั่งมีราคาถูกกว่าน้ำมันในประเทศ ดังนั้นท่อส่งน้ำมันที่เคยวิ่งไปทางตะวันตกจากชายฝั่งตะวันออกไปยังแคนาดาตอนกลาง ตอนนี้กำลังถูกย้อนกลับเพื่อดำเนินการผลิตทรายน้ำมันในประเทศที่ถูกกว่าจาก อัลเบอร์ตาไปทางชายฝั่งตะวันออก

ท่อส่งใหม่

การขาดการเข้าถึงตลาด ความสามารถในการส่งออกที่จำกัด และอุปทานส่วนเกินในตลาดสหรัฐฯ เป็นปัญหาสำหรับผู้ผลิตทรายน้ำมันในช่วงไม่กี่ปีที่ผ่านมา พวกเขาทำให้ราคาที่ต่ำกว่าสำหรับผู้ผลิตทรายน้ำมันของแคนาดาและลดรายได้ค่าภาคหลวงและภาษีให้กับรัฐบาลแคนาดา บริษัทท่อส่งกำลังเดินหน้าด้วยแนวทางแก้ไขปัญหาการขนส่งหลายประการ: [80]

• เส้นเอ็นบริดจ์จากซาร์เนีย ออนแทรีโอไปเวสต์โอเวอร์ ออนแทรีโอใกล้บริเวณหัวของทะเลสาบอีรีได้รับการกลับรายการ สายนี้เคยนำน้ำมันนอกชายฝั่งไปยังโรงกลั่นในพื้นที่ซาร์เนีย ตอนนี้นำ Alberta SCO และน้ำมันดินผสมไปยังโรงกลั่นส่วนใหญ่ในออนแทรีโอ
• Enbridge ได้นำไปใช้กลับสายจาก Westover ไปมอนทรีออ , ควิเบก สายนี้เคยนำน้ำมันนอกชายฝั่งไปยังโรงกลั่นในออนแทรีโอตอนใต้ หลังจากการกลับรายการ จะนำอัลเบอร์ตา SCO และน้ำมันดินไปยังมอนทรีออล เนื่องจากSuncor Energyเป็นเจ้าของเหมืองทรายน้ำมันขนาดใหญ่มากและเครื่องอัปเกรดในอัลเบอร์ตา และยังเป็นเจ้าของโรงกลั่นน้ำมันขนาดใหญ่ในมอนทรีออลด้วย โครงการนี้จึงน่าสนใจ ทางเลือกอื่นคือปิดโรงกลั่นเนื่องจากไม่สามารถใช้น้ำมันนอกชายฝั่งได้
• TransCanada กำลังประเมินการแปลงส่วนหนึ่งของระบบส่งก๊าซธรรมชาติหลักจากแคนาดาตะวันตกไปยังอเมริกาเหนือตะวันออกเพื่อขนส่งน้ำมัน ภาคตะวันออกของอเมริกาเหนือได้รับก๊าซธรรมชาติอย่างดีจากการเพิ่มขึ้นของการผลิตก๊าซจากชั้นหินของสหรัฐในช่วงที่ผ่านมาแต่มีปัญหากับการจัดหาน้ำมันเนื่องจากน้ำมันส่วนใหญ่มาจากนอกชายฝั่ง
• ท่อส่งน้ำมัน Seawayของ Enbridge ซึ่งเคยนำน้ำมันจากชายฝั่งอ่าวสหรัฐไปยังศูนย์กลางการค้าน้ำมันที่ Cushing ได้กลับรายการในปี 2555 เพื่อนำน้ำมันจาก Cushing ไปยังชายฝั่ง ซึ่งช่วยบรรเทาปัญหาคอขวดที่ Cushing มีกำลังการผลิต 400,000 บาร์เรลต่อวัน (64,000 ลบ.ม. 3 / วัน) แต่ Enbridge กำลังจับคู่ไปป์ไลน์เพื่อเพิ่มเพิ่มอีก 400,000 บาร์เรลต่อวัน (64,000 ม. 3 / วัน)
• หลังจากการปฏิเสธใบอนุญาตด้านกฎระเบียบของสหรัฐอเมริกาสำหรับไปป์ไลน์ Keystone XLแล้ว TransCanada ก็เดินหน้าต่อไปด้วยโครงการ Keystone ทางตอนใต้ สิ่งนี้จะส่งมอบ 830,000 บาร์เรลต่อวัน (132,000 ลบ.ม. 3 / วัน) จาก Cushing ไปยังชายฝั่ง เนื่องจากอยู่ในรัฐโอคลาโฮมาและเท็กซัสทั้งหมด จึงไม่จำเป็นต้องมีการอนุมัติจากรัฐบาลกลางของสหรัฐฯ

ท่อส่งในอนาคต

ด้วยข้อจำกัดหลักในการพัฒนาทรายน้ำมันของแคนาดา กลายเป็นความพร้อมของกำลังการผลิตท่อส่งส่งออก บริษัทท่อส่งได้เสนอท่อส่งใหม่ที่สำคัญจำนวนหนึ่ง สิ่งเหล่านี้หลายอย่างหยุดชะงักในกระบวนการกำกับดูแลของรัฐบาล ทั้งโดยรัฐบาลแคนาดาและอเมริกา อีกปัจจัยหนึ่งคือการแข่งขันสำหรับพื้นที่วางท่อจากการผลิตน้ำมันที่คับแคบเพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็วจากนอร์ทดาโคตา ซึ่งภายใต้กฎการค้าของ NAFTA สามารถเข้าถึงท่อส่งน้ำมันของแคนาดาได้อย่างเท่าเทียมกัน [80]

• Enbridge ได้ประกาศความตั้งใจที่จะขยายสายผลิตภัณฑ์ Alberta Clipper จาก 450,000 bbl/d (72,000 m 3 /d) เป็น 570,000 bbl/d (91,000 m 3 /d) และสาย Southern Access จาก 400,000 bbl/d (64,000 m 3 / d) ถึง 560,000 บาร์เรลต่อวัน (89,000 ลบ.ม. 3 / วัน) นอกจากนี้ยังเสนอให้สร้างสายผลิตภัณฑ์ Flanagan South ด้วยกำลังการผลิตเริ่มต้น 585,000 bbl/d (93,000 m 3 /d) ขยายได้ถึง 800,000 bbl/d (130,000 m 3 /d)
• Enbridge กำลังเสนอให้สร้างNorthern Gateway PipelineจากBruderheimใกล้Edmonton, Albertaไปยังท่าเรือKitimat, BCเพื่อบรรทุกบนsupertankers ที่มีความจุเริ่มต้น 525,000 bbl / d (83,500 m 3 / d) โดยมีท่อส่งคอนเดนเสทไหลย้อนกลับไปยัง นำสารเจือจางจากเรือบรรทุกน้ำมันที่ Kitimat ไปอัลเบอร์ตา สิ่งนี้ได้รับการอนุมัติโดยคณะรัฐมนตรีของรัฐบาลกลางของแคนาดาเมื่อวันที่ 17 มิถุนายน 2014 ภายใต้เงื่อนไข 209 หลังจากจุดนี้บริษัทต้องปฏิบัติตามเงื่อนไขส่วนใหญ่ให้เป็นไปตามความพึงพอใจของคณะกรรมการพลังงานแห่งชาติก่อนจึงจะเริ่มก่อสร้างได้ การปฏิบัติตามเงื่อนไขคาดว่าจะใช้เวลาหนึ่งปีหรือมากกว่านั้น ผู้นำของพรรคฝ่ายค้านหลักทั้งสองฝ่ายสัญญาว่าจะกลับการตัดสินใจหากพวกเขาจัดตั้งรัฐบาลในการเลือกตั้งปี 2558 [85]สิ่งนี้เกิดขึ้นจริง ขณะที่พรรคเสรีนิยมภายใต้การปกครองของจัสติน ทรูโดชนะเสียงข้างมากในรัฐบาล [86]
• Kinder Morgan กำลังเสนอให้เพิ่มความจุของท่อส่ง Trans Mountain ผ่าน British Columbia เป็น 900,000 bbl/d (140,000 m 3 /d) ภายในปี 2017 Kinder Morgan ยังเสนอให้สร้างไปป์ไลน์ Trans Mountain Expansion ซึ่งจะเพิ่ม 550,000 bbl/d (87,000 ม. 3 /วัน) ของกำลังการผลิตไปยังชายฝั่งตะวันตกของแคนาดาและสหรัฐอเมริกา
• TransCanada ได้เสนอให้ก่อสร้างส่วนขยาย Keystone XL กับKeystone Pipelineซึ่งจะเพิ่มกำลังการผลิต 700,000 bbl/d (110,000 m 3 /d) จากอัลเบอร์ตาไปยังชายฝั่งอ่าวสหรัฐ เมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2558 ประธานาธิบดีสหรัฐบารัค โอบามาประกาศว่ากระทรวงการต่างประเทศได้ปฏิเสธข้อเสนอการขยายตัว [87]
• TransCanada ยังได้เสนอให้สร้างท่อส่งพลังงานตะวันออกระยะทาง 4,600 กม. (2,900 ไมล์) ซึ่งจะบรรทุก 1.1 × 10^ น้ำมัน6 bbl/d (170,000 m 3 /d) จากอัลเบอร์ตาไปจนถึงโรงกลั่นในแคนาดาตะวันออก รวมถึงควิเบกและนิวบรันสวิก มันจะมีสิ่งอำนวยความสะดวกทางทะเลที่จะช่วยให้การผลิตอัลเบอร์ตาสามารถจัดส่งไปยังตลาดแอตแลนติกโดยเรือบรรทุกน้ำมัน [88]เออร์วิงโรงกลั่นน้ำมันในนิวบรันสวิกซึ่งเป็นโรงกลั่นน้ำมันที่ใหญ่ที่สุดในแคนาดาเป็นที่สนใจโดยเฉพาะอย่างยิ่งในมันตั้งแต่แหล่งดั้งเดิมเช่นน้ำมันทะเลเหนือมีการหดตัวและน้ำมันต่างประเทศมีราคาแพงกว่าน้ำมันอัลเบอร์ต้าส่งมอบให้กับชายฝั่งมหาสมุทรแอตแลนติก .

นอกจากนี้ยังมีท่อส่งใหม่จำนวนมากที่เสนอสำหรับอัลเบอร์ตา สิ่งเหล่านี้น่าจะได้รับการอนุมัติอย่างรวดเร็วจากหน่วยงานกำกับดูแลพลังงานของอัลเบอร์ตา ดังนั้นจึงมีแนวโน้มที่จะมีปัญหาด้านความจุเล็กน้อยภายในอัลเบอร์ตา

รถไฟ

ความเคลื่อนไหวของน้ำมันดิบโดยทางรถไฟอยู่ไกลจากใหม่ แต่ตอนนี้มันเป็นตลาดที่มีการเติบโตอย่างรวดเร็วสำหรับรถไฟในอเมริกาเหนือ การเติบโตนั้นเกิดจากปัจจัยหลายประการ หนึ่งคือท่อส่งจากอัลเบอร์ตากำลังทำงานอยู่ที่หรือใกล้ความจุและ บริษัท ที่ไม่สามารถรับพื้นที่ท่อส่งน้ำมันต้องเคลื่อนย้ายน้ำมันด้วยรางแทน อีกประการหนึ่งคือโรงกลั่นหลายแห่งบนชายฝั่งตะวันออก ตะวันตก และอ่าวของอเมริกาเหนือไม่ได้รับบริการจากท่อส่งน้ำมัน เนื่องจากพวกเขาสันนิษฐานว่าจะได้รับน้ำมันจากเรือบรรทุกน้ำมันในมหาสมุทร ผู้ผลิตน้ำมันใหม่ในอัลเบอร์ตา นอร์ทดาโคตา และเวสต์เท็กซัส กำลังจัดส่งน้ำมันโดยรถไฟไปยังโรงกลั่นตามชายฝั่งซึ่งประสบปัญหาในการรับน้ำมันจากต่างประเทศในราคาที่แข่งขันได้กับผู้ผลิตน้ำมันในอเมริกาเหนือ นอกจากนี้ น้ำมันดินดิบสามารถบรรจุลงในถังน้ำมันที่ติดตั้งคอยล์ร้อนแบบไอน้ำได้โดยตรง โดยไม่ต้องผสมกับคอนเดนเสทราคาแพงเพื่อจัดส่งออกสู่ตลาด รถถังยังสามารถสร้างขึ้นเพื่อขนส่งคอนเดนเสทบนหลังลากจากโรงกลั่นไปยังทรายน้ำมันเพื่อสร้างรายได้เพิ่มเติมแทนที่จะปล่อยให้ว่างเปล่า [84]

เส้นทางรถไฟรางเดียวแบก 10 วันต่อรถไฟแต่ละคนมีรถยนต์ 120 ถังสามารถย้าย 630,000 บาร์เรล / วัน (100,000 ม. 3 / d) 780,000 บาร์เรล / วัน (124,000 ม. 3 / d) ซึ่งเป็นความจุของที่ ท่อส่งขนาดใหญ่ ต้องใช้หัวรถจักร 300 หัวและรถถัง 18,000 คัน ซึ่งเป็นส่วนเล็ก ๆ ของกองเรือของรถไฟประเภท 1 โดยการเปรียบเทียบ รถไฟชั้น 1 ของแคนาดา 2 สาย ได้แก่ รถไฟแคนาเดียนแปซิฟิก (CP) และรถไฟแห่งชาติแคนาดา (CN) มีตู้รถไฟ 2,400 ตู้และรถบรรทุกสินค้า 65,000 คันระหว่างกัน และซีพีเคลื่อนย้ายรถไฟ 30–35 ขบวนต่อวันบนเส้นทางหลักไปยังแวนคูเวอร์ รถไฟ US Class 1 จำนวน 2 แห่ง ได้แก่Union Pacific Railroad (UP) และBNSF Railwayรองรับรถไฟมากกว่า 100 ขบวนต่อวันบนทางเดินด้านตะวันตก [84] CN Rail ได้กล่าวว่าสามารถเคลื่อนย้ายน้ำมันดิน1,500,000 bbl/d (240,000 m 3 /d) จาก Edmonton ไปยังท่าเรือน้ำลึกของPrince Rupert, BCถ้า Northern Gateway Pipeline จาก Edmonton ไปยังท่าเรือKitimat, BCคือ ไม่ได้รับการอนุมัติ

เนื่องจากเส้นทางรถไฟหลายสายมีการใช้งานน้อยเกินไป การรถไฟจึงพบว่าการขนส่งน้ำมันดิบเป็นแหล่งรายได้ที่น่าดึงดูด ด้วยรถถังใหม่เพียงพอ พวกเขาจึงสามารถบรรทุกน้ำมันใหม่ทั้งหมดที่ผลิตในอเมริกาเหนือได้ แม้ว่าจะมีราคาสูงกว่าท่อส่งน้ำมันก็ตาม ในระยะสั้น การใช้รางจะยังคงเติบโตต่อไป เนื่องจากผู้ผลิตพยายามหลีกเลี่ยงปัญหาคอขวดในท่อส่งระยะสั้นเพื่อใช้ประโยชน์จากราคาที่สูงขึ้นในพื้นที่ที่มีโรงกลั่นที่สามารถจัดการกับน้ำมันดิบที่หนักกว่าได้ ในระยะยาว การเติบโตของการขนส่งทางรางจะขึ้นอยู่กับปัญหาคอขวดของท่อส่งน้ำมันอย่างต่อเนื่อง เนื่องจากการผลิตที่เพิ่มขึ้นในอเมริกาเหนือและความล่าช้าด้านกฎระเบียบสำหรับท่อส่งใหม่ ในการเคลื่อนไหวทางรถไฟในปัจจุบันกว่า 90,000 บาร์เรล / วัน (14,000 ม. 3 / d) น้ำมันดิบและมีการเติบโตอย่างต่อเนื่องในการผลิตน้ำมันและการสร้างอาคารใหม่การเคลื่อนไหวทางรถไฟอาจจะยังคงเติบโตในอนาคตอันใกล้ [80]

ในปี 2013 การส่งออกน้ำมันจากแคนาดาไปยังสหรัฐโดยทางรถไฟได้เพิ่มขึ้น 9 เท่าในเวลาน้อยกว่าสองปีจาก 16,000 บาร์เรล / วัน (2,500 ม. 3 / d) ในช่วงต้นปี 2012 ถึง 146,000 บาร์เรล / วัน (23,200 ม. 3 / d ) ในช่วงปลายปี 2556 สาเหตุหลักมาจากการวางท่อส่งออกใหม่จากความล่าช้าด้านกฎระเบียบ เป็นผลให้เกษตรกรชาวแคนาดาประสบปัญหาการขาดแคลนรางอย่างฉับพลันของความสามารถในการส่งออกธัญพืชเนื่องจากกำลังการผลิตรางของแคนาดาส่วนใหญ่ถูกผูกติดอยู่กับผลิตภัณฑ์น้ำมัน ความปลอดภัยของการขนส่งทางรถไฟของน้ำมันที่ถูกเรียกว่าเป็นคำถามหลังจากหลายรางโดยเฉพาะอย่างยิ่งหลังจากที่รถไฟ 74 รถถังน้ำมันตกรางและถูกไฟไหม้ในLac Megantic ควิเบก [89]

การระเบิดที่ตามมาและพายุเพลิงไหม้อาคาร 40 หลังในใจกลางเมืองและคร่าชีวิตผู้คนไป 47 คน การทำความสะอาดพื้นที่ที่ตกรางอาจใช้เวลา 5 ปี และอาจต้องรื้อถอนอาคารอีก 160 แห่ง กระแทกแดกดันน้ำมันเป็นน้ำมันดินไม่แคนาดาถูกส่งออกไปยังประเทศสหรัฐอเมริกา แต่Bakken ก่อ น้ำมันดิบแสงถูกนำเข้ามาในประเทศแคนาดาจากนอร์ทดาโคตาไปยังโรงกลั่นน้ำมันเออร์วิงในนิวบรันสวิก แม้ว่าจะอยู่ใกล้ท่าเรือนำเข้าน้ำมันขนาดใหญ่ในมหาสมุทรแอตแลนติก โรงกลั่นเออร์วิงกำลังนำเข้าน้ำมัน Bakken ของสหรัฐฯ ทางราง เนื่องจากน้ำมันจากนอกอเมริกาเหนือมีราคาแพงเกินกว่าจะประหยัดได้ และไม่มีท่อส่งน้ำมันที่หนักกว่าแต่ถูกกว่าของแคนาดาตะวันตกไปยังนิว บรันสวิก. ต่อมาได้มีการชี้ให้เห็นว่าน้ำมันเบาของ Bakken ติดไฟได้ดีกว่าน้ำมันดินอัลเบอร์ตามากและรถรางก็ติดฉลากผิดโดยผู้ผลิตในนอร์ทดาโคตาถึงความไวไฟ

ภายในปี 2557 การเคลื่อนย้ายน้ำมันดิบโดยรถไฟสร้างผลกำไรให้กับบริษัทน้ำมันได้มาก Suncor Energyบริษัทน้ำมันรายใหญ่ที่สุดของแคนาดาประกาศผลกำไรสูงสุดเป็นประวัติการณ์ และถือว่าส่วนใหญ่มาจากการขนส่งน้ำมันสู่ตลาดทางราง มันกำลังจะย้ายไปประมาณ 70,000 บาร์เรล / วัน (11,000 ม. 3 / d) เพื่อCushing, โอคลาโฮมาและวางลงใหม่ท่อคาบสมุทร TransCanada ของ - ซึ่ง แต่เดิมจะเป็นขาใต้ของ Keystone XL ท่อก่อนที่ขาตอนเหนือของฝั่งตรงข้าม ชายแดนจากแคนาดาถูกขัดขวางโดยรัฐบาลสหรัฐล่าช้า [90]

นอกจากนี้ Suncor ยังได้ย้าย 20,000 บาร์เรลต่อวัน (3,200 ลูกบาศก์เมตร3 / วัน) ของน้ำมันดินอัลเบอร์ตาและน้ำมันแน่นของนอร์ธดาโคตาโดยรถไฟไปยังโรงกลั่นน้ำมันมอนทรีออลโดยมีแผนจะเพิ่มเป็น 35,000 บาร์เรลต่อวัน (5,600 ม. 3 / วัน) Suncor อ้างว่าสิ่งนี้ช่วยประหยัดได้ประมาณ 10 ดอลลาร์ต่อบาร์เรลจากราคาซื้อน้ำมันนอกชายฝั่ง อย่างไรก็ตาม ยังคาดการณ์ถึงการพลิกกลับของLine 9 ของEnbridgeจากทางตะวันตกเฉียงใต้ของออนแทรีโอไปยังมอนทรีออลเพื่อส่งมอบน้ำมัน 300,000 บาร์เรลต่อวัน (48,000 ม. 3 / วัน) ที่ถูกกว่าด้วยซ้ำ Suncor กำลังพิจารณาที่จะเพิ่มโคเกอร์ในโรงกลั่นของมอนทรีออลเพื่ออัพเกรดน้ำมันดินทรายน้ำมันหนัก ซึ่งจะถูกกว่าการเพิ่มตัวอัปเกรดอีกตัวในการดำเนินงานทรายน้ำมัน นอกจากนี้ยังขนส่งสินค้าทางทะเลด้วย "พื้นฐานที่ฉวยโอกาส" จากเท็กซัสและหลุยเซียน่า "ด้วยส่วนลดที่สำคัญสำหรับน้ำมันดิบระหว่างประเทศที่เรามักจะดำเนินการในมอนทรีออล" ดังนั้นจึงใช้ประโยชน์จากปริมาณน้ำมันที่ตึงตัวของสหรัฐเมื่อเร็ว ๆนี้นอกเหนือจากการเพิ่มอุปทานของแคนาดาราคาถูก ทรายน้ำมัน น้ำมันดิน. [91]

วัตถุดิบน้ำมันดิบหนัก#วัตถุดิบต้องผ่านการแปรรูปก่อนจึงจะเหมาะสำหรับโรงกลั่นทั่วไป แม้ว่าโรงกลั่นน้ำมันหนักและน้ำมันดินจะทำการแปรรูปล่วงหน้าได้เองก็ตาม การประมวลผลล่วงหน้านี้เรียกว่า 'การอัพเกรด' ซึ่งมีองค์ประกอบหลักดังต่อไปนี้:

1. การกำจัดน้ำ ทราย ของเสียทางกายภาพ และผลิตภัณฑ์ไฟแช็ก
2. ฟอกตัวเร่งปฏิกิริยาโดยhydrodemetallisation (HDM) hydrodesulfurization (HDS) และhydrodenitrogenation (HDN)
3. ไฮโดรจิเนชันผ่านการคัดแยกคาร์บอนหรือไฮโดรแคร็กตัวเร่งปฏิกิริยา (HCR)

เนื่องจากการคัดแยกคาร์บอนนั้นไม่มีประสิทธิภาพและสิ้นเปลืองอย่างมากในกรณีส่วนใหญ่ ในกรณีส่วนใหญ่จึงนิยมใช้ไฮโดรแคร็กด้วยตัวเร่งปฏิกิริยา กระบวนการทั้งหมดนี้ใช้พลังงานและน้ำปริมาณมาก ในขณะที่ปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์มากกว่าน้ำมันทั่วไป

การทำให้บริสุทธิ์ด้วยตัวเร่งปฏิกิริยาและไฮโดรแคร็กกิ้งเรียกว่ากระบวนการไฮโดรโพรเซสซิง ความท้าทายที่ยิ่งใหญ่ในกระบวนการไฮโดรโพรเซสซิงคือการจัดการกับสิ่งเจือปนที่พบในน้ำมันดิบหนัก เนื่องจากพวกมันเป็นพิษต่อตัวเร่งปฏิกิริยาเมื่อเวลาผ่านไป มีความพยายามหลายอย่างในการจัดการกับสิ่งนี้เพื่อให้แน่ใจว่ามีกิจกรรมสูงและอายุยืนยาวของตัวเร่งปฏิกิริยา วัสดุตัวเร่งปฏิกิริยาและการกระจายขนาดรูพรุนเป็นพารามิเตอร์หลักที่ต้องปรับให้เหมาะสมเพื่อจัดการกับความท้าทายนี้และแตกต่างกันไปในแต่ละสถานที่ ขึ้นอยู่กับชนิดของวัตถุดิบที่มีอยู่ [92]

แคนาดา

มีสี่ที่สำคัญคือโรงกลั่นน้ำมันในอัลเบอร์ต้าซึ่งจัดหาที่สุดของแคนาดาตะวันตกกับผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมแต่เป็นของปี 2012 เหล่านี้การประมวลผลน้อยกว่า 1/4 ของประมาณ 1,900,000 บาร์เรล / วัน (300,000 ม. 3 / d) ของน้ำมันดินและ SCO ผลิตในอัลเบอร์ต้า . บริษัทอัปเกรดทรายน้ำมันขนาดใหญ่บางรายยังผลิตน้ำมันดีเซลซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของการดำเนินงานด้วย น้ำมันดินและน้ำมันดินบางส่วนและ SCO ไปโรงกลั่นในจังหวัดอื่น ๆ แต่ส่วนใหญ่ส่งออกไปยังสหรัฐอเมริกา โรงกลั่นหลักของอัลเบอร์ตาสี่แห่ง ได้แก่: [93]

• Suncor Energyดำเนินการโรงกลั่นPetro-Canadaใกล้ Edmonton ซึ่งสามารถผลิตน้ำมันและน้ำมันดินได้142,000 bbl/d (22,600 m 3 /d) ทุกประเภทในผลิตภัณฑ์ทุกประเภท
• Imperial Oilดำเนินการโรงกลั่น Strathconaใกล้ Edmonton ซึ่งสามารถแปรรูปSCO 187,200 bbl/d (29,760 m 3 /d) ได้187,200 bbl/d (29,760 m 3 /d) และน้ำมันทั่วไปในผลิตภัณฑ์ทุกประเภท
• เชลล์แคนาดาดำเนิน Scotford โรงกลั่นน้ำมันที่อยู่ใกล้กับเอดมันตันซึ่งจะรวมกับScotford Upgraderและที่สามารถประมวลผลได้ 100,000 บาร์เรล / วัน (16,000 ม. 3 / d) ทุกประเภทของน้ำมันและน้ำมันดินในทุกประเภทของผลิตภัณฑ์
• Husky Energyดำเนินการโรงกลั่น Husky LloydminsterในLloydminsterซึ่งสามารถประมวลผลวัตถุดิบ 28,300 bbl/d (4,500 m 3 /d) จาก Husky Upgrader ที่อยู่ติดกันเป็นยางมะตอยและผลิตภัณฑ์อื่นๆ

โรงกลั่น Sturgeon Refineryมูลค่า 8.5 พันล้านดอลลาร์ซึ่งเป็นโรงกลั่นน้ำมันรายใหญ่อันดับที่ 5 ของ Alberta อยู่ระหว่างการก่อสร้างใกล้กับFort Saskatchewanโดยจะแล้วเสร็จในปี 2017 [94] [95]

โครงการ Pacific Future Energy ได้เสนอโรงกลั่นแห่งใหม่ในบริติชโคลัมเบียที่จะแปรรูปน้ำมันดินเป็นเชื้อเพลิงสำหรับตลาดเอเชียและแคนาดา Pacific Future Energy เสนอให้ขนส่งยางมะตอยใกล้ของแข็งไปยังโรงกลั่นโดยใช้รถถังรางรถไฟ [96]

อุตสาหกรรมการกลั่นน้ำมันของแคนาดาส่วนใหญ่เป็นของต่างชาติ โรงกลั่นของแคนาดาสามารถดำเนินการได้เพียง 25% ของน้ำมันที่ผลิตในแคนาดาเท่านั้น โรงกลั่นของแคนาดา นอกอัลเบอร์ตาและซัสแคตเชวัน เดิมสร้างขึ้นสำหรับน้ำมันดิบเบาและปานกลาง ด้วยการผลิตทรายน้ำมันใหม่ที่มีการผลิตในราคาที่ต่ำกว่าน้ำมันในต่างประเทศ ความไม่สมดุลของราคาในตลาดได้ทำลายเศรษฐศาสตร์ของโรงกลั่นที่ไม่สามารถดำเนินการได้

สหรัฐ

ก่อนปี 2013 เมื่อจีนแซงหน้า สหรัฐอเมริกาเป็นผู้นำเข้าน้ำมันรายใหญ่ที่สุดของโลก [97]ต่างจากแคนาดา สหรัฐฯ มีโรงกลั่นน้ำมันหลายร้อยแห่ง ซึ่งหลายแห่งได้รับการแก้ไขเพื่อแปรรูปน้ำมันหนักเนื่องจากการผลิตน้ำมันเบาและน้ำมันปานกลางของสหรัฐฯ ลดลง ตลาดหลักสำหรับน้ำมันดินของแคนาดาและน้ำมันหนักพิเศษของเวเนซุเอลาถูกสันนิษฐานว่าเป็นสหรัฐอเมริกา สหรัฐอเมริกาเป็นลูกค้าน้ำมันดิบและผลิตภัณฑ์รายใหญ่ที่สุดของแคนาดาในอดีต โดยเฉพาะอย่างยิ่งในช่วงไม่กี่ปีที่ผ่านมา การนำเข้าอเมริกันของน้ำมันและผลิตภัณฑ์จากแคนาดาเพิ่มขึ้นจาก 450,000 บาร์เรล / วัน (72,000 ม. 3 / d) ในปี 1981 เพื่อ 3,120,000 บาร์เรล / วัน (496,000 ม. 3 / d) ในปี 2013 เป็นของแคนาดาทรายน้ำมันที่ผลิตมากขึ้นและน้ำมันมากขึ้นในขณะที่ สหรัฐฯ การผลิตภายในประเทศและการนำเข้าจากประเทศอื่นลดลง [98]อย่างไรก็ตาม ความสัมพันธ์นี้กำลังตึงเครียดเนื่องจากอิทธิพลทางกายภาพ เศรษฐกิจ และการเมือง กำลังการผลิตไปป์ไลน์การส่งออกใกล้ถึงขีดจำกัดแล้ว น้ำมันของแคนาดาขายลดราคาตามราคาตลาดโลก ความต้องการใช้น้ำมันดิบและผลิตภัณฑ์ของสหรัฐฯ ลดลงเนื่องจากปัญหาเศรษฐกิจของสหรัฐฯ และการผลิตน้ำมันที่ไม่ธรรมดาในประเทศของสหรัฐฯ (การผลิตน้ำมันจากชั้นหินจากfrackingกำลังเติบโตอย่างรวดเร็ว สหรัฐฯ กลับมาส่งออกน้ำมันดิบอีกครั้งในปี 2016 ในช่วงต้นปี 2019 สหรัฐฯ ผลิตน้ำมันได้มากเท่าที่บริโภค โดยน้ำมันจากชั้นหินมาแทนที่การนำเข้าของแคนาดา

เพื่อประโยชน์ของนักการตลาดน้ำมัน ในปี 2547 ผู้ผลิตของแคนาดาตะวันตกได้สร้างเกณฑ์มาตรฐานน้ำมันดิบขึ้นใหม่ที่เรียกว่าWestern Canadian Select (WCS) ซึ่งเป็นส่วนผสมของน้ำมันดิบหนักที่ได้มาจากน้ำมันดิน ซึ่งมีลักษณะคล้ายกันในด้านการขนส่งและการกลั่นกับแคลิฟอร์เนีย เม็กซิโก มายา หรือน้ำมันดิบหนักเวเนซุเอลา น้ำมันหนักนี้มีแรงโน้มถ่วง API ที่ 19-21 และถึงแม้จะมีน้ำมันดินและน้ำมันดิบสังเคราะห์จำนวนมาก แต่ก็ไหลผ่านท่อได้ดีและจัดเป็น "น้ำมันหนักทั่วไป" โดยรัฐบาล มีการนำเข้าส่วนผสมนี้หลายแสนบาร์เรลต่อวันในสหรัฐอเมริกา นอกเหนือจากน้ำมันดินดิบและน้ำมันดิบสังเคราะห์ (SCO) จำนวนมากจากทรายน้ำมัน

ความต้องการจากโรงกลั่นของสหรัฐเพิ่มขึ้นสำหรับน้ำมันดินที่ไม่ได้อัพเกรดมากกว่า SCO แคนาดาแห่งชาติคณะกรรมการพลังงาน (NEB) คาดว่าปริมาณ SCO จะเป็นสองเท่าประมาณ 1,900,000 บาร์เรล / วัน (300,000 ม. 3 / d) โดย 2035 แต่ไม่ให้ทันกับการเพิ่มขึ้นทั้งหมดในการผลิตน้ำมันดิน มันโครงการที่เป็นส่วนหนึ่งของการผลิตทรายน้ำมันที่มีการปรับรุ่น SCO ที่จะลดลงจาก 49% ในปี 2010 เป็น 37% ในปี 2035 ซึ่งหมายความว่ามากกว่า 3,200,000 บาร์เรล / วัน (510,000 ม. 3 / d) ของน้ำมันดินจะต้องมีการผสมกับ สารเจือจางเพื่อนำส่งตลาด

เอเชีย

ความต้องการใช้น้ำมันในเอเชียเติบโตเร็วกว่าในอเมริกาเหนือหรือยุโรปมาก ในปี 2013 จีนเข้ามาแทนที่สหรัฐอเมริกาในฐานะผู้นำเข้าน้ำมันดิบรายใหญ่ที่สุดของโลก และความต้องการยังคงเติบโตเร็วกว่าการผลิตมาก อุปสรรคหลักในการส่งออกของแคนาดาไปยังเอเชียคือกำลังการผลิตท่อส่ง – ท่อส่งน้ำมันเพียงแห่งเดียวที่สามารถส่งการผลิตทรายน้ำมันไปยังชายฝั่งแปซิฟิกของแคนาดาคือท่อส่งน้ำมัน Trans Mountain จากเอดมันตันไปยังแวนคูเวอร์ ซึ่งปัจจุบันมีกำลังการผลิต 300,000 บาร์เรลต่อวัน (48,000 ม.) 3 /d) จัดหาโรงกลั่นในบริติชโคลัมเบียและรัฐวอชิงตัน อย่างไรก็ตาม เมื่อสร้างเสร็จแล้ว ท่อส่ง Northern Gateway และการขยาย Trans Mountain ที่กำลังอยู่ระหว่างการตรวจสอบของรัฐบาล คาดว่าจะส่งมอบเพิ่มอีก 500,000 bbl/d (79,000 m 3 /d) เป็น 1,100,000 bbl/d (170,000 m 3 /d) ให้กับเรือบรรทุกน้ำมันบน ชายฝั่งแปซิฟิค ซึ่งพวกเขาสามารถจัดส่งได้ทุกที่ในโลก มีกำลังการกลั่นน้ำมันหนักเพียงพอในจีนและอินเดียเพื่อกลั่นปริมาณเพิ่มเติมของแคนาดา อาจมีการปรับเปลี่ยนโรงกลั่นบางส่วน [99]ในช่วงไม่กี่ปีที่ผ่านมา บริษัทน้ำมันของจีน เช่นChina Petrochemical Corporation (Sinopec), China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) และPetroChinaได้ซื้อสินทรัพย์ในโครงการทรายน้ำมันของแคนาดามูลค่ากว่า 3 หมื่นล้านดอลลาร์ ดังนั้นพวกเขาจึงอาจต้องการส่งออก บางส่วนของน้ำมันที่ได้มาใหม่ของพวกเขาไปยังประเทศจีน [100]

แหล่งน้ำมันดินที่ใหญ่ที่สุดในโลกอยู่ในแคนาดา แม้ว่าแหล่งน้ำมันดิบหนักพิเศษของเวเนซุเอลาจะมีขนาดใหญ่กว่านั้นอีก แคนาดามีแหล่งพลังงานมากมายทุกประเภท และฐานทรัพยากรน้ำมันและก๊าซธรรมชาติของแคนาดาจะมีขนาดใหญ่พอที่จะตอบสนองความต้องการของแคนาดารุ่นต่อรุ่นหากความต้องการยังคงอยู่ ทรัพยากรไฟฟ้าพลังน้ำที่อุดมสมบูรณ์เป็นสาเหตุของการผลิตไฟฟ้าส่วนใหญ่ของแคนาดาและผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเพียงเล็กน้อย

คณะกรรมการพลังงานแห่งชาติ (NEB) รายงานในปี 2013 ว่าหากราคาน้ำมันอยู่เหนือ US $ 100 แคนาดาจะมีมากกว่าพลังงานพอที่จะตอบสนองความต้องการที่เพิ่มมากขึ้น การผลิตน้ำมันส่วนเกินจากทรายน้ำมันสามารถส่งออกได้ ประเทศผู้นำเข้ารายใหญ่น่าจะยังคงเป็นสหรัฐอเมริกา แม้ว่าก่อนการพัฒนาในปี 2557 จะมีความต้องการน้ำมันเพิ่มขึ้น โดยเฉพาะน้ำมันหนัก จากประเทศในเอเชีย เช่น จีนและอินเดีย [11]

แคนาดามีทรัพยากรน้ำมันดินและน้ำมันดิบมากมาย โดยคาดว่าทรัพยากรที่เหลืออยู่สุดท้ายจะอยู่ที่ 54 พันล้านลูกบาศก์เมตร (340 พันล้านบาร์เรล) ในจำนวนนี้ น้ำมันดินน้ำมันดินคิดเป็นร้อยละ 90 ปัจจุบันอัลเบอร์ตามีทรัพยากรน้ำมันดินทั้งหมดของแคนาดา "ทรัพยากร" กลายเป็น "เงินสำรอง" ต่อเมื่อได้รับการพิสูจน์แล้วว่าสามารถฟื้นตัวทางเศรษฐกิจได้ ในราคาที่ 2013 โดยใช้เทคโนโลยีในปัจจุบันแคนาดามีเหลือน้ำมันสำรองของ 27000000000 ม. 3 (170,000,000,000 บาร์เรล) กับ 98% ของผู้นี้มาประกอบกับทรายน้ำมันน้ำมันดิน นี้ทำให้สำรองในสถานที่ในโลกที่สามที่อยู่เบื้องหลังเวเนซุเอลาและประเทศซาอุดิอารเบีย ในราคาที่ต่ำกว่ามากของปี 2015 เงินสำรองมีขนาดเล็กกว่ามาก [ ต้องการการอ้างอิง ]

ค่าใช้จ่าย

ต้นทุนการผลิตและการขนส่งปิโตรเลียมที่ขายได้จากทรายน้ำมันมักจะสูงกว่าแหล่งทั่วไปทั่วโลกอย่างมีนัยสำคัญ [102] [103]ดังนั้น ศักยภาพทางเศรษฐกิจของการผลิตทรายน้ำมันจึงเสี่ยงต่อราคาน้ำมันมากกว่า ราคาน้ำมันมาตรฐาน West Texas Intermediate (WTI) ที่เมืองCushing รัฐโอคลาโฮมาเหนือ 100 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรลซึ่งเหนือกว่า 100 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรลจนถึงปลายปี 2557 เพียงพอที่จะส่งเสริมการเติบโตอย่างแข็งขันในการผลิตทรายน้ำมัน บริษัทน้ำมันรายใหญ่ของแคนาดาได้ประกาศแผนการขยายกิจการ และบริษัทต่างชาติกำลังลงทุนจำนวนมากด้วยเงินทุนมหาศาล ในหลายกรณีก็กลายเป็นหุ้นส่วนกับบริษัทในแคนาดา การลงทุนได้รับการขยับไปในแหล่งกำเนิด ไอน้ำช่วยระบายน้ำแรงโน้มถ่วงโครงการ (SAGD) และอยู่ห่างจากการทำเหมืองแร่และการอัพเกรดโครงการเป็นผู้ประกอบทรายน้ำมันที่คาดหวังโอกาสที่ดีขึ้นจากการขายยางมะตอยและน้ำมันหนักโดยตรงกับโรงกลั่นกว่าจากการอัพเกรดไปยังน้ำมันดิบสังเคราะห์ การประมาณการต้นทุนสำหรับแคนาดารวมถึงผลกระทบของการทำเหมืองเมื่อเหมืองถูกคืนสู่สิ่งแวดล้อมใน "ดีเท่าหรือดีกว่าสภาพเดิม" การทำความสะอาดผลิตภัณฑ์ขั้นสุดท้ายจากการบริโภคเป็นความรับผิดชอบของเขตอำนาจศาลการบริโภค ซึ่งส่วนใหญ่อยู่ในจังหวัดหรือประเทศอื่นนอกเหนือจากที่ผลิต

รัฐบาลอัลเบอร์ตาคาดการณ์ว่าในปี 2555 ต้นทุนการจัดหาของการทำเหมืองทรายน้ำมันใหม่อยู่ที่ 70 ถึง 85 ดอลลาร์ต่อบาร์เรล ในขณะที่ต้นทุนของโครงการ SAGD ใหม่อยู่ที่ 50 ถึง 80 ดอลลาร์ต่อบาร์เรล [80]ค่าใช้จ่ายเหล่านี้รวมทุนและค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน ค่าภาคหลวงและภาษี บวกกับกำไรที่สมเหตุสมผลสำหรับนักลงทุน เนื่องจากราคาของ WTI เพิ่มขึ้นเป็น $100/bbl ในปี 2554 การผลิต[104]จากทรายน้ำมันจึงคาดว่าจะมีกำไรสูงโดยสมมติว่าผลิตภัณฑ์สามารถจัดส่งไปยังตลาดได้ ตลาดหลักคือโรงกลั่นน้ำมันขนาดใหญ่บนชายฝั่งอ่าวสหรัฐ ซึ่งโดยทั่วไปสามารถแปรรูปน้ำมันดินของแคนาดาและน้ำมันหนักพิเศษของเวเนซุเอลาได้โดยไม่ต้องอัพเกรด

แคนาดาสถาบันวิจัยพลังงาน (Ceri) ดำเนินการวิเคราะห์ประเมินว่าในปี 2012 ค่าเฉลี่ยของค่าใช้จ่ายในประตูโรงงาน (รวมถึงอัตรากำไร 10% แต่ไม่รวมถึงการผสมและการขนส่ง) ของการกู้คืนหลักได้รับ $ 30.32 / บาร์เรลของ SAGD เป็น $ 47.57 / บาร์เรลของ การขุดและการอัพเกรดคือ $99.02/bbl และการขุดโดยไม่ต้องอัพเกรดคือ $68.30/bbl [105]ดังนั้น โครงการทรายน้ำมันทุกประเภท ยกเว้นโครงการขุดใหม่ที่มีการอัปเกรดแบบบูรณาการ คาดว่าจะทำกำไรได้อย่างต่อเนื่องตั้งแต่ปี 2554 เป็นต้นไป โดยมีเงื่อนไขว่าราคาน้ำมันโลกยังคงอยู่ในเกณฑ์ดี เนื่องจากโรงกลั่นที่ใหญ่และซับซ้อนกว่าต้องการซื้อน้ำมันดินดิบและน้ำมันหนักมากกว่าน้ำมันดิบสังเคราะห์ โครงการทรายน้ำมันใหม่จึงหลีกเลี่ยงต้นทุนในการสร้างตัวอัปเกรดใหม่ แม้ว่าการกู้คืนขั้นต้น เช่น ที่ทำในเวเนซุเอลาจะมีราคาถูกกว่า SAGD แต่ก็กู้คืนได้เพียง 10% ของน้ำมันที่มีอยู่ เทียบกับ 60% หรือมากกว่าสำหรับ SAGD และมากกว่า 99% สำหรับการขุด บริษัทน้ำมันของแคนาดาอยู่ในตลาดที่มีการแข่งขันสูงและเข้าถึงเงินทุนได้มากกว่าในเวเนซุเอลา และต้องการใช้เงินพิเศษนั้นกับ SAGD หรือการขุดเพื่อกู้คืนน้ำมันมากขึ้น

จากนั้นในช่วงปลายปี 2014 การผลิตของสหรัฐที่เพิ่มขึ้นอย่างมากจากชั้นหินดินดาน รวมกับปัญหาเศรษฐกิจโลกที่ความต้องการลดลง ทำให้ราคาของ WTI ลดลงต่ำกว่า 50 ดอลลาร์ ซึ่งยังคงอยู่ ณ ปลายปี 2558 [106]ในปี 2558 แคนาดา สถาบันวิจัยพลังงาน (CERI) ประเมินต้นทุนประตูโรงงานโดยเฉลี่ยอีกครั้ง (รวมถึงอัตรากำไร 10% อีกครั้ง) ของ SAGD เป็น 58.65 ดอลลาร์/บาร์เรล และ 70.18/บาร์เรล สำหรับการขุดโดยไม่ต้องอัปเกรด เมื่อรวมค่าใช้จ่ายในการผสมและการขนส่งแล้ว ต้นทุนการจัดหาที่เทียบเท่าของ WTI สำหรับการส่งมอบไปยัง Cushing จะกลายเป็น 80.06 ดอลลาร์สหรัฐฯ/บาร์เรลสำหรับโครงการ SAGD และ 89.71 ดอลลาร์สหรัฐฯ/บาร์เรลสำหรับเหมืองเดี่ยว [102]ในสภาพแวดล้อมทางเศรษฐกิจนี้ แผนสำหรับการพัฒนาการผลิตเพิ่มเติมจากทรายน้ำมันได้ช้าลงหรือล่าช้า[107] [108]หรือแม้แต่ละทิ้งในระหว่างการก่อสร้าง [109]การผลิตน้ำมันดิบสังเคราะห์จากการทำเหมืองอาจยังคงขาดทุนเนื่องจากต้นทุนในการปิดระบบและเริ่มการทำงานใหม่ เช่นเดียวกับภาระผูกพันในการจัดหาสัญญา [110]ในช่วงสงครามราคาน้ำมันรัสเซีย-ซาอุดีอาระเบียปี 2020ราคาของน้ำมันดิบหนักของแคนาดาลดลงต่ำกว่า 5 ดอลลาร์ต่อบาร์เรล [111]

การคาดการณ์การผลิต

การคาดการณ์การผลิตทรายน้ำมันที่ออกโดยสมาคมผู้ผลิตปิโตรเลียมแห่งแคนาดา (CAPP) หน่วยงานกำกับดูแลพลังงานอัลเบอร์ตา (AER) และสถาบันวิจัยพลังงานของแคนาดา (CERI) นั้นเทียบได้กับการคาดการณ์ของคณะกรรมการพลังงานแห่งชาติ (NEB) ในแง่ของการผลิตน้ำมันดินทั้งหมด . การคาดการณ์เหล่านี้ไม่ได้คำนึงถึงข้อจำกัดระหว่างประเทศที่น่าจะเป็นไปได้สำหรับการเผาไหม้ของไฮโดรคาร์บอนทั้งหมดเพื่อจำกัดอุณหภูมิโลกที่เพิ่มขึ้น ทำให้เกิดสถานการณ์ที่มีคำว่า " ฟองคาร์บอน " กำกับอยู่ [112]เพิกเฉยต่อข้อจำกัดดังกล่าว และสมมติว่าราคาน้ำมันฟื้นตัวจากการล่มสลายในปลายปี 2557 รายชื่อโครงการที่เสนอในปัจจุบัน ซึ่งหลายโครงการอยู่ในขั้นตอนการวางแผนขั้นต้น แนะว่าภายในปี 2578 การผลิตน้ำมันดินของแคนาดาอาจเป็นไปได้ ถึงมากที่สุดเท่าที่ 1.3 ล้านม. 3 / d (8,300,000 บาร์เรลต่อวัน) ถ้าส่วนใหญ่จะไปข้างหน้า ภายใต้สมมติฐานเดียวกันสถานการณ์ที่มีโอกาสมากขึ้นก็คือว่าโดย 2035 ทรายน้ำมันแคนาดาน้ำมันดินผลิตจะถึง 800,000 ม. 3 / d (5.0 ล้านบาร์เรล / วัน) 2.6 เท่าการผลิตสำหรับปี 2012 ส่วนใหญ่ของการเจริญเติบโตมีแนวโน้มว่าจะเกิดขึ้นใน หมวดหมู่ in-situ เนื่องจากโครงการในแหล่งกำเนิดมักจะมีเศรษฐศาสตร์ที่ดีกว่าโครงการขุด นอกจากนี้ 80% ของปริมาณสำรองทรายน้ำมันของแคนาดายังเหมาะสำหรับการสกัดในแหล่งกำเนิด เทียบกับ 20% สำหรับวิธีการขุด

สมมติฐานเพิ่มเติมคือจะมีโครงสร้างพื้นฐานด้านท่อส่งน้ำมันเพียงพอที่จะส่งมอบการผลิตน้ำมันของแคนาดาที่เพิ่มขึ้นไปยังตลาดส่งออก หากนี่เป็นปัจจัยจำกัด อาจมีผลกระทบต่อราคาน้ำมันดิบของแคนาดา ซึ่งทำให้การเติบโตของการผลิตในอนาคตจำกัด สมมติฐานอีกประการหนึ่งคือตลาดสหรัฐจะยังคงรับการส่งออกที่เพิ่มขึ้นของแคนาดา เติบโตอย่างรวดเร็วของน้ำมันแน่นผลิตในสหรัฐฯตลาดส่งออกน้ำมันหลักของแคนาดาได้ลดลงอย่างมากการพึ่งพาสหรัฐในการนำเข้าน้ำมันดิบ ศักยภาพในการส่งออกน้ำมันของแคนาดาไปยังตลาดทางเลือกเช่นเอเชียยังไม่แน่นอน มีอุปสรรคทางการเมืองเพิ่มขึ้นในการสร้างท่อส่งน้ำมันใหม่ในแคนาดาและสหรัฐอเมริกา ในเดือนพฤศจิกายน 2015 ประธานาธิบดีสหรัฐฯBarack Obamaปฏิเสธข้อเสนอในการสร้างท่อ Keystone XLจากอัลเบอร์ตาไปยัง Steele City, Nebraska [113]ในกรณีที่ไม่มีกำลังการผลิตท่อใหม่ บริษัทต่างๆ ได้เพิ่มมากขึ้นในการขนส่งน้ำมันดินไปยังตลาดสหรัฐโดยทางรถไฟ เรือบรรทุกน้ำมันในแม่น้ำ เรือบรรทุกน้ำมัน และวิธีการขนส่งอื่นๆ นอกจากเรือเดินทะเลแล้ว ทางเลือกเหล่านี้ล้วนมีราคาแพงกว่าท่อส่ง [103]

การขาดแคลนแรงงานที่มีทักษะในทรายน้ำมันของแคนาดาพัฒนาขึ้นในช่วงที่มีการพัฒนาโครงการใหม่อย่างรวดเร็ว ในกรณีที่ไม่มีข้อจำกัดอื่น ๆ ในการพัฒนาต่อไป อุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซจะต้องเติมตำแหน่งงานหลายหมื่นตำแหน่งในอีกไม่กี่ปีข้างหน้า อันเป็นผลมาจากระดับกิจกรรมในอุตสาหกรรมรวมถึงการขัดสีตามอายุ ในระยะยาว ภายใต้สถานการณ์ราคาน้ำมันและก๊าซที่สูงขึ้น การขาดแคลนแรงงานจะยังคงแย่ลงไปอีก ปัญหาการขาดแคลนแรงงานอาจเพิ่มต้นทุนการก่อสร้างและทำให้การพัฒนาทรายน้ำมันช้าลง [11]

การขาดแคลนแรงงานที่มีทักษะรุนแรงมากขึ้นในเวเนซุเอลา เนื่องจากรัฐบาลควบคุมบริษัทน้ำมันPDVSAไล่ผู้เชี่ยวชาญด้านน้ำมันหนักส่วนใหญ่ออกหลังจากการประท้วงหยุดงานทั่วไปของเวเนซุเอลาในปี2545-2546และทำให้การผลิตOrimulsionซึ่งเป็นผลิตภัณฑ์หลักจากน้ำมันลดลง ทราย หลังจากนั้นรัฐบาลได้เปลี่ยนอุตสาหกรรมน้ำมันของเวเนซุเอลาใหม่และเพิ่มภาษีให้กับอุตสาหกรรมนั้น ผลที่ได้คือบริษัทต่างชาติออกจากเวเนซุเอลา เช่นเดียวกับผู้เชี่ยวชาญด้านเทคนิคน้ำมันหนักชั้นแนวหน้าส่วนใหญ่ ในช่วงไม่กี่ปีที่ผ่านมา การผลิตน้ำมันหนักของเวเนซุเอลาลดลง และไม่บรรลุเป้าหมายการผลิตอย่างต่อเนื่อง

ในช่วงปลายปี 2558 การพัฒนาโครงการทรายน้ำมันใหม่ถูกขัดขวางโดยราคา WTI ที่ต่ำกว่า 50 เหรียญสหรัฐ ซึ่งแทบจะไม่เพียงพอที่จะรองรับการผลิตจากการดำเนินงานที่มีอยู่ [107]การฟื้นตัวของอุปสงค์ถูกระงับโดยปัญหาเศรษฐกิจที่อาจดำเนินต่อไปอย่างไม่มีกำหนดเพื่อสร้างความเสียหายให้กับทั้งประชาคมยุโรปและจีน การผลิตต้นทุนต่ำโดยโอเปกยังคงมีกำลังการผลิตสูงสุด ประสิทธิภาพการผลิตจากหินน้ำมันของสหรัฐยังคงดีขึ้นอย่างต่อเนื่อง และการส่งออกของรัสเซียยังได้รับคำสั่งให้ต่ำกว่าต้นทุนการผลิต เนื่องจากเป็นแหล่งเดียวของสกุลเงินแข็ง [114]นอกจากนี้ยังมีความเป็นไปได้ที่จะมีข้อตกลงระหว่างประเทศที่จะแนะนำมาตรการเพื่อจำกัดการเผาไหม้ของไฮโดรคาร์บอนในความพยายามที่จะจำกัดการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิโลกให้อยู่ที่ 2 °C ซึ่งคาดการณ์โดยสมัครใจว่าจะจำกัดอันตรายต่อสิ่งแวดล้อมให้อยู่ในระดับที่ยอมรับได้ [115] มีความก้าวหน้าทางเทคโนโลยีอย่างรวดเร็วเพื่อลดต้นทุนของแหล่งพลังงานหมุนเวียนที่แข่งขันกัน [116]ดังนั้นจึงไม่มีความเห็นเป็นเอกฉันท์ว่าเมื่อใดที่ราคาน้ำมันที่จ่ายให้กับผู้ผลิตอาจฟื้นตัวอย่างมาก [14] [116] [117]

การศึกษาเชิงวิชาการโดยละเอียดเกี่ยวกับผลที่ตามมาสำหรับผู้ผลิตเชื้อเพลิงไฮโดรคาร์บอนต่างๆ ได้ข้อสรุปเมื่อต้นปี 2558 ว่าหนึ่งในสามของปริมาณสำรองน้ำมันทั่วโลก ครึ่งหนึ่งของปริมาณสำรองก๊าซ และมากกว่า 80% ของปริมาณสำรองถ่านหินในปัจจุบันควรอยู่ใต้ดินตั้งแต่ปี 2553 ถึง พ.ศ. 2593 เพื่อให้เป็นไปตามนั้น เป้าหมาย 2 °C ดังนั้นการสำรวจหรือพัฒนาปริมาณสำรองอย่างต่อเนื่องจึงไม่มีความจำเป็น เพื่อให้บรรลุเป้าหมาย 2 °C จำเป็นต้องมีมาตรการที่เข้มงวดเพื่อระงับความต้องการ เช่น ภาษีคาร์บอนจำนวนมากทำให้ผู้ผลิตจากตลาดขนาดเล็กมีราคาที่ต่ำกว่า ผลกระทบต่อผู้ผลิตในแคนาดาจะมีมากกว่าการทำเหมืองน้ำมันดินธรรมชาติแบบเปิดในสหรัฐฯ ในแคนาดา ในไม่ช้าก็จะลดลงสู่ระดับเล็กน้อยหลังจากปี 2020 ในทุกสถานการณ์ที่พิจารณา เนื่องจากเป็นวิธีที่ประหยัดกว่าวิธีการผลิตอื่นๆ อย่างมาก [118] [119] [120]

ภาพถ่ายดาวเทียมแสดงการเติบโตของเหมืองหลุมเหนือผืนทรายน้ำมันของแคนาดาระหว่างปี 1984 ถึง 2011