arenas bituminosas

La magnitud de los recursos en los dos países es del orden de 3,5 a 4 billones de barriles (550 a 650 mil millones de metros cúbicos) de petróleo original en el sitio (OOIP). ^{[ 23 ]} El petróleo en el sitio no es necesariamente reservas de petróleo , y la cantidad que se puede producir depende de la evolución tecnológica . Los rápidos desarrollos tecnológicos en Canadá en el período 1985–2000 dieron como resultado técnicas como el drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD) que pueden recuperar un porcentaje mucho mayor del OOIP que los métodos convencionales. El gobierno de Alberta estima que con la tecnología actual, se puede recuperar el 10% de su betún y petróleo pesado, lo que le daría alrededor de 200 mil millones de barriles (32 mil millones de m ³ ) de reservas de petróleo recuperables. Venezuela estima su petróleo recuperable en 267 mil millones de barriles (42 mil millones de m ³ ). ^{[ 6 ]} Esto coloca a Canadá y Venezuela en la misma liga que Arabia Saudita, que tiene las tres mayores reservas de petróleo del mundo .

Existen numerosos yacimientos de arenas bituminosas en el mundo, pero los más grandes e importantes se encuentran en Canadá y Venezuela, con yacimientos menores en Kazajstán y Rusia. El volumen total de petróleo no convencional en las arenas bituminosas de estos países supera las reservas de petróleo convencional de todos los demás países juntos. En las provincias canadienses de Alberta y Saskatchewan existen vastos depósitos de betún : más de 350 mil millones de metros cúbicos (2,2 billones de barriles) de petróleo in situ . Si se pudiera extraer el 30% de este petróleo, podría abastecer todas las necesidades de Norteamérica durante más de 100 años, según los niveles de consumo de 2002. Estos depósitos representan petróleo abundante, pero no barato. Requieren tecnología avanzada para su extracción y transporte a las refinerías . ^{[ 24 ]}

Canadá

Las arenas bituminosas de la Cuenca Sedimentaria del Oeste de Canadá (WCSB) son el resultado de la formación de las Montañas Rocosas canadienses por la placa del Pacífico que cabalgó sobre la placa norteamericana mientras avanzaba desde el oeste, transportando las antiguas cadenas de islas que ahora componen la mayor parte de la Columbia Británica . La colisión comprimió las llanuras de Alberta y elevó las Rocosas sobre las llanuras, formando cadenas montañosas . Este proceso orogénico enterró las capas de roca sedimentaria que subyacen a la mayor parte de Alberta a gran profundidad , creando altas temperaturas subterráneas y produciendo un gigantesco efecto de olla a presión que convirtió el querógeno en las lutitas ricas en materia orgánica enterradas profundamente en petróleo ligero y gas natural. ^{[ 6 ] [ 25 ]} Estas rocas madre eran similares a las llamadas lutitas bituminosas americanas , excepto que estas últimas nunca han sido enterradas lo suficientemente profundo como para convertir el querógeno en petróleo líquido.

Este cabalgamiento también inclinó las formaciones de roca sedimentaria pre- cretácica que subyacen a la mayor parte del subsuelo de Alberta, hundiendo las formaciones rocosas en el suroeste de Alberta hasta 8 km (5 millas) de profundidad cerca de las Rocosas, pero a profundidad cero en el noreste, donde se acuñaron contra las rocas ígneas del Escudo Canadiense , que afloran en la superficie. Esta inclinación no es aparente en la superficie porque la trinchera resultante se ha rellenado con material erosionado de las montañas. El petróleo ligero migró hacia arriba mediante transporte hidrodinámico desde las Rocosas en el suroeste hacia el Escudo Canadiense en el noreste siguiendo una compleja discordancia pre-cretácica que existe en las formaciones bajo Alberta. La distancia total de migración del petróleo del suroeste al noreste fue de aproximadamente 500 a 700 km (300 a 400 millas) . En las profundidades someras de las formaciones sedimentarias en el noreste, la biodegradación microbiana masiva a medida que el petróleo se acercaba a la superficie provocó que el petróleo se volviera altamente viscoso e inmóvil. Casi todo el petróleo restante se encuentra en el extremo norte de Alberta, en depósitos de arena, limo y lutita del Cretácico Medio (de 115 millones de años de antigüedad) cubiertos por gruesas capas de lutita, aunque se encuentran grandes cantidades de petróleo pesado, más ligero que el betún, en el Cinturón de Petróleo Pesado a lo largo de la frontera entre Alberta y Saskatchewan, que se extiende hasta Saskatchewan y se acerca a la frontera con Montana. Cabe señalar que, aunque adyacente a Alberta, Saskatchewan no tiene depósitos masivos de betún, solo grandes reservorios de petróleo pesado >10°API. ^{[ 6 ] [ 25 ]}  

La mayor parte de las arenas bituminosas canadienses se encuentran en tres grandes yacimientos en el norte de Alberta. Estos son las arenas bituminosas de Athabasca-Wabiskaw en el noreste de Alberta, los yacimientos de Cold Lake en el noreste de Alberta y los yacimientos de Peace River en el noroeste de Alberta. En conjunto, cubren más de 140 000 kilómetros cuadrados (54 000 millas cuadradas ) , un área mayor que Inglaterra , y contienen aproximadamente 1,75 Tbbl (280 × 10⁹ ^{m³ ) de} betún crudo . El gobierno de Alberta estima que alrededor del 10 % del petróleo in situ , o 173 Gbbl (27,5 × 10⁹ ^{m³ ) , ​​es recuperable a los precios actuales, utilizando la tecnología actual, lo que equivale al 97 % de las reservas} de petróleo canadienses y al 75 % de las reservas totales de petróleo de América del Norte. ^{[ 2 ]} Aunque el yacimiento de Athabasca es el único en el mundo que tiene áreas lo suficientemente poco profundas como para extraerlo de la superficie, las tres áreas de Alberta son aptas para la producción utilizando métodos in situ , como la estimulación cíclica con vapor (CSS) y el drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD).      

El yacimiento de arenas bituminosas más grande de Canadá, el de Athabasca, se encuentra en la Formación McMurray , centrada en la ciudad de Fort McMurray, Alberta . Aflora en la superficie (a profundidad cero) a unos 50 km (30 millas) al norte de Fort McMurray, donde se han establecido enormes minas de arenas bituminosas, pero tiene 400 m (1300 pies) de profundidad al sureste de Fort McMurray. Solo el 3% del área de arenas bituminosas, que contiene aproximadamente el 20% del petróleo recuperable, puede producirse mediante minería a cielo abierto , por lo que el 80% restante tendrá que producirse mediante pozos in situ . Los demás yacimientos canadienses tienen entre 350 y 900 m (1000 y 3000 pies) de profundidad y requerirán producción in situ. ^{[ 6 ] [ 25 ]}     

Athabasca

Las arenas bituminosas de Athabasca , también conocidas como arenas de alquitrán de Athabasca, son grandes depósitos de arenas bituminosas ricas en betún , una forma pesada y viscosa de petróleo, ubicadas en el noreste de Alberta , Canadá. Estas reservas constituyen una de las mayores fuentes de petróleo no convencional del mundo, lo que convierte a Canadá en un actor importante en el mercado energético mundial. ^{[ 26 ]}

A partir de 2023, la industria de arenas bituminosas de Canadá, junto con el oeste de Canadá y las instalaciones petroleras en alta mar cerca de Terranova y Labrador, continuaron aumentando la producción y se proyectó un aumento estimado del 10 % en 2024, lo que representa un posible récord a finales de año de aproximadamente 5,3 millones de barriles por día (bpd). ^{[ 27 ]} El aumento en la producción se atribuye principalmente al crecimiento de las arenas bituminosas de Alberta. ^{[ 27 ]} La expansión del oleoducto Trans Mountain —el único oleoducto hacia la costa oeste— facilitará aún más este aumento, ya que su capacidad se incrementará significativamente, de 300 000 bpd actuales a 890 000 barriles por día. ^{[ 28 ] [ 27 ]} A pesar de este crecimiento, hay advertencias de que podría ser efímero, con una posible meseta en la producción después de 2024. ^{[ 27 ]} El aumento previsto de la producción de petróleo de Canadá supera al de otros productores importantes como Estados Unidos, y el país está preparado para convertirse en un importante impulsor del crecimiento de la producción mundial de petróleo crudo en 2024. ^{[ 27 ]} La explotación de estos recursos ha suscitado debates sobre el desarrollo económico, la seguridad energética y los impactos ambientales, en particular las emisiones de las arenas bituminosas, lo que ha provocado discusiones en torno a las regulaciones de emisiones para el sector del petróleo y el gas. ^{[ 27 ] [ 29 ] [ 30 ] [ 31 ] [ 32 ] [ 33 ] [ 34 ]}

Las arenas bituminosas de Athabasca, junto con los depósitos cercanos de Peace River y Cold Lake, se encuentran bajo 141.000 kilómetros cuadrados (54.000 millas  cuadradas  ) de bosque boreal y turberas , según el Ministerio de Energía del Gobierno de Alberta, ^{[ 35 ]} el Regulador de Energía de Alberta (AER) y la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo (CAPP).

Lago frío

Las arenas bituminosas de Cold Lake se encuentran al noreste de Edmonton , la capital de Alberta , cerca de la frontera con Saskatchewan. Una pequeña porción del yacimiento de Cold Lake se ubica en Saskatchewan. Si bien son más pequeñas que las arenas bituminosas de Athabasca, las de Cold Lake son importantes porque parte del petróleo es lo suficientemente fluido como para ser extraído mediante métodos convencionales. El betún de Cold Lake contiene más alcanos y menos asfaltenos que las otras arenas bituminosas principales de Alberta, y el petróleo es más fluido. ^{[ 36 ]} Como resultado, la estimulación cíclica con vapor (CSS) se utiliza comúnmente para la producción.

Las arenas bituminosas de Cold Lake tienen una forma aproximadamente circular, centrada alrededor de Bonnyville, Alberta . Probablemente contienen más de 60 mil millones de metros cúbicos (370 mil millones de barriles) de petróleo extra pesado in situ. El petróleo es altamente viscoso, pero considerablemente menos que las arenas bituminosas de Athabasca, y es algo menos sulfuroso . La profundidad de los depósitos es de 400 a 600 metros (1300 a 2000 pies) y tienen de 15 a 35 metros (49 a 115 pies) de espesor. ^{[ 24 ]} Son demasiado profundos para la minería de superficie .  

Gran parte de las arenas bituminosas se encuentran en la Base de las Fuerzas Canadienses de Cold Lake . Los cazas CF-18 Hornet de la base defienden la mitad occidental del espacio aéreo canadiense y cubren el territorio ártico de Canadá. El Campo de Pruebas Aéreas de Cold Lake (CLAWR) es uno de los mayores campos de tiro con munición real del mundo, donde se realizan pruebas de misiles de crucero. A medida que la producción de arenas bituminosas sigue creciendo, diversos sectores compiten por el acceso al espacio aéreo, la tierra y los recursos, lo que complica significativamente la perforación y la producción de pozos petrolíferos.

Río de la Paz

Ubicado en el centro-noroeste de Alberta , el yacimiento de arenas bituminosas de Peace River es el más pequeño de los cuatro grandes yacimientos de arenas bituminosas ^{[ 37 ]} de la formación de la Cuenca Sedimentaria del Oeste de Canadá . ^{[ 37 ]}

Las arenas bituminosas del río Peace se encuentran, en general, en la cuenca hidrográfica del río Peace .

Los depósitos de arenas bituminosas de Peace River son los más pequeños de la provincia. Los más grandes, las arenas bituminosas de Athabasca , se encuentran al este. El segundo más grande, el depósito de arenas bituminosas de Cold Lake , está al sur de Athabaska, y las arenas bituminosas de Wabasco también están al sur de Athabaska y generalmente están vinculadas a ella. ^{[ 37 ]} Según The Petroleum Economist , las arenas bituminosas se encuentran en más de 70 países, pero la mayor parte se encuentra en estas cuatro regiones que juntas cubren un área de unos 77 000 kilómetros cuadrados (30 000 millas  cuadradas  ). ^{[ 38 ]} En 2007, el Consejo Mundial de la Energía estimó que estas áreas de arenas bituminosas contenían al menos dos tercios del betún descubierto en el mundo en ese momento, ^{[ 39 ]} con una reserva original de petróleo en el lugar (OOIP) de 260.000.000.000 metros cúbicos (9,2 × 10 ¹²  pies cúbicos  ) (1,6 billones de barriles ), una cantidad comparable a las reservas mundiales totales de petróleo convencional.

Mientras que las arenas bituminosas de Athabasca se encuentran lo suficientemente cerca de la superficie como para que la arena pueda extraerse en minas a cielo abierto y transportarse a una ubicación central para su procesamiento, los depósitos de Peace River se consideran demasiado profundos y se explotan in situ mediante drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD) y producción de petróleo pesado en frío con arena (CHOPS). ^{[ 40 ]}

Venezuela

La Cuenca Venezolana Oriental tiene una estructura similar a la WCSB, pero a menor escala. La distancia que el petróleo ha migrado hacia arriba desde el frente montañoso de la Sierra Oriental hasta las arenas bituminosas del Orinoco, donde se acuña contra las rocas ígneas del Escudo Guayanés, es de solo unos 200 a 300 km (100 a 200 millas) . ^{[ 41 ]} Las condiciones hidrodinámicas del transporte de petróleo fueron similares: las rocas madre enterradas profundamente por el levantamiento de las montañas de la Sierra Oriental produjeron petróleo ligero que se movió hacia arriba hacia el sur hasta que fue gradualmente inmovilizado por el aumento de viscosidad causado por la biodegradación cerca de la superficie. Los depósitos del Orinoco son secuencias de arena, limo y lutita del Terciario temprano (de 50 a 60 millones de años de antigüedad) cubiertas por lutitas gruesas continuas, muy parecidas a los depósitos canadienses. 

En Venezuela, las arenas bituminosas del Cinturón del Orinoco tienen profundidades que oscilan entre los 350 y los 1000 metros (1000 y 3000 pies) y carecen de afloramientos superficiales. El yacimiento se extiende aproximadamente 500 kilómetros (300 millas) de este a oeste y entre 50 y 60 kilómetros (30 y 40 millas) de ancho de norte a sur, una superficie mucho menor que la superficie total cubierta por los yacimientos canadienses. En general, los yacimientos canadienses se encuentran en una zona mucho más extensa, presentan una gama más amplia de propiedades y tipos de yacimientos que los venezolanos, pero las estructuras y mecanismos geológicos involucrados son similares. La principal diferencia radica en que el petróleo de las arenas en Venezuela es menos viscoso que en Canadá, lo que permite extraerlo parcialmente mediante técnicas de perforación convencionales, pero no aflora a la superficie como en Canadá, lo que significa que no se puede extraer mediante minería a cielo abierto. Los yacimientos canadienses deberán extraerse casi en su totalidad mediante minería o utilizando nuevas técnicas no convencionales.    

Orinoco

El Cinturón del Orinoco es un territorio ubicado en la franja sur de la cuenca oriental del río Orinoco en Venezuela , que alberga uno de los yacimientos petrolíferos más grandes del mundo. El Cinturón del Orinoco sigue el curso del río. Tiene aproximadamente 600 kilómetros (370 millas) de este a oeste y 70 kilómetros (43 millas) de norte a sur, con una superficie de unos 55 314 kilómetros cuadrados (21 357 millas cuadradas ) .    

Las arenas bituminosas consisten en grandes depósitos de crudo extra pesado . Se estima que los depósitos ^de petróleo pesado de Venezuela, de aproximadamente 1200 Gbbl (190 × 10⁹ ^{m³ )} de petróleo in situ , equivalen aproximadamente a las reservas mundiales de petróleo ligero. ^{[ 1} ]  

En 2009, el Servicio Geológico de los Estados Unidos ( USGS ) aumentó sus estimaciones de las reservas a 513 Gbbl (81,6 × 10⁹ ^{m³ )} de petróleo que es "técnicamente recuperable (producible utilizando la tecnología y las prácticas de la industria actualmente disponibles)". No se realizó ninguna estimación de cuánto de ese petróleo es económicamente recuperable . ^{[ 42 ]}  

Además de los tres principales yacimientos de arenas bituminosas canadienses en Alberta, existe un cuarto yacimiento importante en Canadá, las arenas bituminosas de la isla Melville en las islas del Ártico canadiense , que son demasiado remotas como para esperar una producción comercial en un futuro previsible.

Aparte de los megagigantes ^{[ 43 ]} depósitos de arenas bituminosas en Canadá y Venezuela, muchos otros países poseen depósitos de arenas bituminosas más pequeños. En Estados Unidos, existen recursos supergigantes ^{[ 43 ]} de arenas bituminosas concentrados principalmente en el este de Utah , con un total de 32 Gbbl (5,1 × 10 ^ ⁹ m3 ^{) de petróleo (conocido y potencial} ) en ocho depósitos principales en los condados de Carbon , Garfield , Grand , Uintah y Wayne . ^{[ 44 ]} Además de ser mucho más pequeñas que los depósitos de arenas bituminosas canadienses, las arenas bituminosas de EE. UU. son humectadas por hidrocarburos, mientras que las arenas bituminosas canadienses son humectadas por agua. ^{[ 45 ]} Esto requiere técnicas de extracción algo diferentes para las arenas bituminosas de Utah que las utilizadas para las arenas bituminosas de Alberta.  

Rusia posee arenas bituminosas en dos regiones principales. Grandes recursos se encuentran en la cuenca de Tunguska , Siberia Oriental , siendo los depósitos más grandes Olenyok y Siligir . Otros depósitos se ubican en las cuencas de Timan-Pechora y Volga-Urales (en y alrededor de Tatarstán ), que es una provincia importante pero muy madura en términos de petróleo convencional, contiene grandes cantidades de arenas bituminosas en una formación pérmica poco profunda. ^{[ 1 ] [ 46 ]} En Kazajstán, grandes depósitos de betún se ubican en la cuenca del norte del Caspio.

En Madagascar, Tsimiroro y Bemolanga son dos depósitos de arenas bituminosas pesadas, con un pozo piloto que ya produce pequeñas cantidades de petróleo en Tsimiroro. ^{[ 47 ]} y una explotación a mayor escala en la fase inicial de planificación. ^{[ 48 ]} En la República del Congo, las reservas se estiman entre 0,5 y 2,5 Gbbl (79 × 10 ^ ⁶ y 397 × 10 ^ ⁶ m ³ ) .  

Las arenas bituminosas de Alberta han estado en producción comercial desde que la mina original Great Canadian Oil Sands (ahora Suncor Energy ) comenzó a operar en 1967. La segunda mina de Syncrude comenzó a operar en 1978 y es la mina más grande de cualquier tipo en el mundo. La tercera mina en las arenas bituminosas de Athabasca, el consorcio Albian Sands de Shell Canada , Chevron Corporation y Western Oil Sands Inc. (adquirido por Marathon Oil Corporation en 2007) comenzó a operar en 2003. Petro-Canada también estaba desarrollando un proyecto de Fort Hills de 33 mil millones de dólares, en asociación con UTS Energy Corporation y Teck Cominco , que perdió impulso después de la fusión de Petro-Canada con Suncor en 2009. ^{[ 50 ]}

Para 2013, había nueve proyectos de extracción de arenas bituminosas en el yacimiento de arenas bituminosas de Athabasca: Suncor Energy Inc. (Suncor), Mildred Lake y Aurora North de Syncrude Canada Limited (Syncrude), Muskeg River y Jackpine de Shell Canada Limited (Shell), Horizon de Canadian Natural Resources Limited (CNRL), Imperial Oil Resources Ventures Limited (Imperial), Kearl Oil Sands Project (KOSP), Joslyn North Mine de Total E&P Canada Ltd. y Fort Hills Energy Corporation (FHEC). ^{[ 51 ]} Solo en 2011 produjeron más de 52 millones de metros cúbicos de betún. ^{[ 51 ]}

La extracción de arenas bituminosas canadienses ha causado un daño ambiental extenso, y muchos pueblos de las Primeras Naciones, científicos, abogados, periodistas y grupos ambientalistas han descrito la minería de arenas bituminosas canadienses como un ecocidio . ^{[ 52 ] [ 53 ] [ 54 ] [ 55 ] [ 56 ] [ 57 ]} Las proyecciones de metano de los relaves de arenas bituminosas de Canadá utilizando aprendizaje profundo científico revelan una subestimación significativa. ^{[ 58 ]}

Desde principios de 2022, la extracción de arenas bituminosas en Alberta ha aumentado drásticamente, superando con creces el nivel de 2014. Los altos precios del petróleo son una de las causas. ^{[ 59 ]} Se proyecta que en 2024 aumentará aún más, por lo que Canadá podría convertirse en líder en la producción de petróleo. ^{[ 60 ]}

No se llevó a cabo ningún desarrollo significativo de los depósitos de petróleo extrapesado de Venezuela antes del año 2000, excepto por la operación BITOR, que produjo algo menos de 100.000 barriles de petróleo por día (16.000 m³ ^/ d) de petróleo 9°API mediante producción primaria. Este se transportaba principalmente como una emulsión ( Orimulsión ) de 70% de petróleo y 30% de agua con características similares al fuelóleo pesado para su combustión en centrales termoeléctricas. ^{[ 6 ]} Sin embargo, cuando una huelga importante afectó a la petrolera estatal venezolana PDVSA , la mayoría de los ingenieros fueron despedidos como castigo. La Orimulsión había sido el orgullo de los ingenieros de PDVSA, por lo que cayó en desgracia ante los principales líderes políticos. Como resultado, el gobierno ha estado tratando de "desmantelar" el programa de Orimulsión.

A pesar de que las arenas bituminosas del Orinoco contienen petróleo extrapesado, cuya producción es más sencilla que la de las reservas de betún canadienses, de tamaño similar, la producción petrolera de Venezuela ha disminuido en los últimos años debido a los problemas políticos y económicos del país, mientras que la de Canadá ha aumentado. Como consecuencia, las exportaciones canadienses de petróleo pesado y betún han desplazado al petróleo pesado y extrapesado venezolano del mercado estadounidense, y las exportaciones totales de petróleo de Canadá a Estados Unidos se han multiplicado varias veces en comparación con las de Venezuela.

Para 2016, con la economía de Venezuela en caída libre y el país experimentando escasez generalizada de alimentos, apagones intermitentes, disturbios y protestas antigubernamentales, no estaba claro cuánta nueva producción de arenas bituminosas se produciría en un futuro próximo. ^{[ 61 ]}

En mayo de 2008, la petrolera italiana Eni anunció un proyecto para desarrollar un pequeño yacimiento de arenas bituminosas en la República del Congo . Se prevé que la producción comience en 2014 y se estima que eventualmente producirá un total de 40 000 barriles por día (6400 ^m³ / día) . ^{[ 62 ]}  

El petróleo crudo convencional se extrae normalmente del subsuelo perforando pozos en un yacimiento petrolífero , lo que permite que el petróleo fluya hacia ellos bajo las presiones naturales del yacimiento, aunque a menudo se requieren técnicas de levantamiento artificial , como la perforación horizontal , la inundación con agua y la inyección de gas, para mantener la producción. Cuando se utiliza la producción primaria en las arenas bituminosas venezolanas, donde el petróleo extrapesado tiene una temperatura de aproximadamente 50 grados Celsius , las tasas típicas de recuperación de petróleo son de alrededor del 8-12%. Las arenas bituminosas canadienses son mucho más frías y están más biodegradadas, por lo que las tasas de recuperación de betún suelen ser de solo alrededor del 5-6%. Históricamente, la recuperación primaria se utilizaba en las zonas más fluidas de las arenas bituminosas canadienses. Sin embargo, solo recuperaba una pequeña fracción del petróleo in situ , por lo que no se utiliza con frecuencia en la actualidad. ^{[ 64 ]}

La minería a cielo abierto de arenas bituminosas implica la remoción de la capa superficial, luego el transporte de las arenas bituminosas a un mecanismo de trituración para convertirlas en lodo, donde luego se procesan aún más. ^{[ 65 ]} Las arenas bituminosas de Athabasca son los únicos depósitos importantes de arenas bituminosas que son lo suficientemente poco profundos para la minería a cielo abierto. En las arenas de Athabasca hay grandes cantidades de betún cubiertas por poca capa superficial , lo que hace que la minería a cielo abierto sea el método más eficiente para extraerlo. La capa superficial consiste en turberas (ciénagas) cargadas de agua sobre arcilla y arena estéril. Las arenas bituminosas en sí son depósitos típicos de 40 a 60 metros (130 a 200 pies) de espesor de betún crudo incrustado en arenisca no consolidada , que se asienta sobre roca caliza plana. Desde que Great Canadian Oil Sands (ahora Suncor Energy ) comenzó a operar la primera mina de arenas bituminosas a gran escala en 1967, el betún se ha extraído a escala comercial y el volumen ha crecido a un ritmo constante desde entonces. 

Un gran número de minas de arenas bituminosas están actualmente en funcionamiento y otras más se encuentran en las etapas de aprobación o desarrollo. La mina Syncrude Canada fue la segunda en abrir en 1978, Shell Canada abrió su mina Muskeg River (Albian Sands) en 2003 y Canadian Natural Resources Ltd (CNRL) abrió su proyecto Horizon Oil Sands en 2009. Entre las minas más recientes se incluyen la mina Jackpine de Shell Canada, ^{[ 66 ]} el proyecto Kearl Oil Sands de Imperial Oil , la mina Northern Lights de Synenco Energy (ahora propiedad de TotalEnergies ) y la mina Fort Hills de Suncor.

estanques de relaves de arenas bituminosas

Los estanques de relaves de arenas bituminosas son sistemas de diques y presas de ingeniería que contienen sales, sólidos en suspensión y otros compuestos químicos solubles como ácidos nafténicos , benceno , hidrocarburos ^{[ 67 ]} , betún residual , limos finos (relaves finas maduras MFT) y agua. ^{[ 68 ]} Grandes volúmenes de relaves son un subproducto de la minería a cielo abierto de las arenas bituminosas y la gestión de estos relaves es uno de los aspectos más perjudiciales de las arenas bituminosas. ^{[ 68 ]} El Gobierno de Alberta informó en 2013 que los estanques de relaves en las arenas bituminosas de Alberta cubrían un área de aproximadamente 77 kilómetros cuadrados (30 millas cuadradas ) . ^{[ 68 ]} La presa de relaves Syncrude o cuenca de sedimentación del lago Mildred (MLSB) es una presa de terraplén que, por volumen de material de construcción, era la estructura de tierra más grande del mundo en 2001. ^{[ 69 ]}  

Hace algunos años, las compañías petroleras canadienses descubrieron que si retiraban los filtros de arena de los pozos de petróleo pesado y extraían la mayor cantidad de arena posible junto con el petróleo, las tasas de producción mejoraban significativamente. Esta técnica se conoció como Producción de Petróleo Pesado en Frío con Arena (CHOPS, por sus siglas en inglés). Investigaciones posteriores revelaron que el bombeo de arena abría "agujeros de gusano" en la formación de arena que permitían que más petróleo llegara al pozo . La ventaja de este método son mejores tasas de producción y recuperación (alrededor del 10% frente al 5-6% con los filtros de arena instalados) y la desventaja de que la eliminación de la arena producida es un problema. Una forma novedosa de hacerlo fue esparcirla en caminos rurales , lo que gustó a los gobiernos rurales porque la arena aceitosa reducía el polvo y las compañías petroleras se encargaban del mantenimiento de sus caminos . Sin embargo, a los gobiernos les ha preocupado el gran volumen y la composición del petróleo esparcido en los caminos. ^{[ 70 ]} Por lo tanto, en los últimos años, la eliminación de arena aceitosa en cavernas de sal subterráneas se ha vuelto más común.

El uso de la inyección de vapor para recuperar petróleo pesado se ha empleado en los campos petrolíferos de California desde la década de 1950. El método de estimulación cíclica con vapor (CSS) de "inyección y extracción" se utiliza ampliamente en la producción mundial de petróleo pesado debido a sus rápidas tasas de producción iniciales; sin embargo, los factores de recuperación son relativamente bajos (10-40% del petróleo in situ) en comparación con SAGD (60-70% del petróleo in situ). ^{[ 71 ]}

El método CSS ha sido utilizado por Imperial Oil en Cold Lake desde 1985 y también por Canadian Natural Resources en Primrose y Wolf Lake, así como por Shell Canada en Peace River. En este método, el pozo se somete a ciclos de inyección de vapor, remojo y producción de petróleo. Primero, se inyecta vapor en el pozo a una temperatura de 300 a 340 grados Celsius durante semanas o meses; luego, se deja reposar el pozo durante días o semanas para que el calor penetre en la formación; y, posteriormente, se bombea el petróleo caliente durante semanas o meses. Una vez que la tasa de producción disminuye, el pozo se somete a otro ciclo de inyección, remojo y producción. Este proceso se repite hasta que el costo de inyectar vapor supera los ingresos generados por la producción de petróleo. ^{[ 72 ]}

El drenaje por gravedad asistido por vapor ( SAGD) fue desarrollado en la década de 1980 por la Autoridad de Investigación y Tecnología de las Arenas Bituminosas de Alberta y, fortuitamente, coincidió con mejoras en la tecnología de perforación direccional que lo hicieron rápido y económico para mediados de la década de 1990. En el SAGD, se perforan dos pozos horizontales en las arenas bituminosas: uno en la base de la formación y otro a unos 5 metros por encima. Estos pozos se suelen perforar en grupos desde plataformas centrales y pueden extenderse por kilómetros en todas direcciones. En cada par de pozos, se inyecta vapor en el pozo superior; el calor funde el betún, lo que permite que fluya hacia el pozo inferior, donde se bombea a la superficie. ^{[ 72 ]}

La técnica SAGD ha demostrado ser un gran avance en la tecnología de producción, ya que es más económica que la CSS, permite tasas de producción de petróleo muy elevadas y recupera hasta el 60 % del petróleo in situ. Gracias a su viabilidad económica y su aplicabilidad a una vasta área de arenas bituminosas, este método por sí solo cuadruplicó las reservas de petróleo de Norteamérica y permitió a Canadá ascender al segundo lugar en reservas mundiales de petróleo, después de Arabia Saudita. La mayoría de las principales compañías petroleras canadienses cuentan actualmente con proyectos SAGD en producción o en construcción en las zonas de arenas bituminosas de Alberta y en Wyoming. Algunos ejemplos incluyen el proyecto de Japan Canada Oil Sands Ltd (JACOS) , el proyecto Firebag de Suncor, el proyecto Long Lake de Nexen , el proyecto MacKay River de Suncor (anteriormente Petro-Canada), los proyectos Tucker Lake y Sunrise de Husky Energy , el proyecto Peace River de Shell Canada, los desarrollos Foster Creek ^{[ 73 ]} y Christina Lake ^{[ 74 ]} de Cenovus Energy , el proyecto Surmont de ConocoPhillips , el proyecto Jackfish de Devon Canada y el proyecto LAK Ranch de Derek Oil & Gas. OSUM Corp de Alberta ha combinado tecnología minera subterránea probada con SAGD para permitir tasas de recuperación más altas al operar pozos subterráneos desde dentro del depósito de arenas bituminosas, reduciendo así también los requisitos de energía en comparación con el SAGD tradicional. Esta aplicación tecnológica en particular se encuentra en su fase de prueba.

Varios métodos utilizan disolventes, en lugar de vapor, para separar el betún de la arena. Algunos métodos de extracción con disolventes pueden funcionar mejor en la producción in situ y otros en la minería. ^{[ 75 ]} El uso de disolventes puede ser beneficioso si produce más petróleo y requiere menos energía para generar vapor.

El proceso de extracción por vapor (VAPEX) es una tecnología in situ , similar al SAGD. En lugar de vapor, se inyectan disolventes de hidrocarburos en un pozo superior para diluir el betún, lo que permite que este fluya hacia un pozo inferior. Presenta la ventaja de una eficiencia energética mucho mayor que la inyección de vapor y permite una conversión parcial del betún en petróleo directamente en la formación. Este proceso ha despertado el interés de las compañías petroleras, que están experimentando con él.

Los métodos mencionados no son mutuamente excluyentes. Cada vez es más común que los pozos se sometan a un ciclo de inyección, remojo y producción CSS para acondicionar la formación antes de pasar a la producción SAGD, y las empresas están experimentando con la combinación de VAPEX con SAGD para mejorar las tasas de recuperación y reducir los costos de energía. ^{[ 76 ]}

Este es un método muy novedoso y experimental que combina un pozo de inyección de aire vertical con un pozo de producción horizontal. El proceso enciende el petróleo en el yacimiento y crea una pared de fuego vertical que se mueve desde la punta del pozo horizontal hacia el talón, que quema los componentes más pesados ​​del petróleo y transforma parte del betún pesado en petróleo más ligero directamente en la formación. Históricamente, los proyectos de inyección de fuego no han tenido éxito debido a la dificultad para controlar el frente de llama y a la tendencia a incendiar los pozos productores. Sin embargo, algunas compañías petroleras consideran que el método THAI será más controlable y práctico, y tiene la ventaja de no requerir energía para generar vapor. ^{[ 77 ]}

Los defensores de este método de extracción afirman que utiliza menos agua dulce, produce un 50 % menos de gases de efecto invernadero y tiene una huella ambiental menor que otras técnicas de producción. ^{[ 78 ]}

Petrobank Energy and Resources ha reportado resultados alentadores de sus pozos de prueba en Alberta, con tasas de producción de hasta 400 bbl/d (64 ^m³ / d) por pozo, y el petróleo mejorado de 8 a 12 grados API . La compañía espera obtener una mejora adicional de 7 grados con su sistema CAPRI (infusión de resina a presión atmosférica controlada) ^{[ 79 ]} , que hace pasar el petróleo a través de un revestimiento catalítico en la tubería inferior. ^{[ 80 ] [ 81 ] [ 82 ]}   

Tras varios años de producción in situ, ha quedado claro que los métodos THAI actuales no funcionan según lo previsto. Ante la constante caída de la producción de sus pozos THAI en Kerrobert, Petrobank ha reducido a cero el valor de sus patentes THAI y las reservas de la instalación. Tienen previsto experimentar con una nueva configuración que denominan "multi-THAI", que consiste en añadir más pozos de inyección de aire. ^{[ 83 ]}

Este es un método experimental que emplea varios pozos verticales de inyección de aire sobre un pozo de producción horizontal ubicado en la base de la zona productora de betún. Se utiliza un ciclo de vapor inicial similar al CSS para preparar el betún para su ignición y movilidad. Tras este ciclo, se inyecta aire en los pozos verticales, lo que provoca la ignición del betún superior y la movilización (mediante calentamiento) del betún inferior para que fluya hacia el pozo de producción. Se espera que el COGD genere un ahorro de agua del 80 % en comparación con el SAGD. ^{[ 84 ]}

En las arenas bituminosas canadienses, el betún extraído mediante minería a cielo abierto generalmente se procesa in situ y se entrega como crudo sintético. Esto facilita su comercialización a través de oleoductos convencionales. Por otro lado, el betún extraído mediante proyectos in situ no se procesa, sino que se entrega en crudo. Si el agente utilizado para convertir el betún en crudo sintético no se produce en la zona, debe obtenerse de otro lugar y transportarse hasta el sitio de procesamiento. Si el crudo procesado se transporta desde la zona por oleoducto, se requerirá un oleoducto adicional para suministrar el agente de procesamiento necesario. Los costos de producción del agente de procesamiento, del oleoducto para su transporte y de su operación deben incluirse en el costo de producción del crudo sintético.

Al llegar a la refinería , el crudo sintético se procesa y una parte significativa del agente de mejora se elimina durante el proceso de refinación. Este agente puede utilizarse para otras fracciones de combustible, pero el resultado final es que el combustible líquido debe transportarse por tuberías hasta la planta de mejora simplemente para que el betún pueda transportarse por oleoducto. Si se consideran todos los costos, la producción y el transporte de crudo sintético utilizando betún y un agente de mejora podrían resultar económicamente insostenibles.

Cuando se construyeron las primeras plantas de arenas bituminosas hace más de 50 años, la mayoría de las refinerías de petróleo en su área de mercado estaban diseñadas para procesar crudo ligero o medio con un contenido de azufre inferior al 4-7% que suele encontrarse en el betún. Las primeras plantas de mejora de arenas bituminosas se diseñaron para producir crudo sintético (SCO) de alta calidad con menor densidad y menor contenido de azufre. Se trata de plantas grandes y costosas, muy similares a las refinerías de petróleo pesado. Actualmente se está investigando el diseño de plantas de mejora más sencillas que no produzcan SCO, sino que simplemente traten el betún para reducir su viscosidad, permitiendo su transporte sin mezclar, como el petróleo pesado convencional.

Western Canadian Select , lanzado en 2004 como una nueva corriente de petróleo pesado, mezclado en la terminal de Husky Energy en Hardisty , Alberta , ^{[ 91 ]} es la mayor corriente de petróleo crudo proveniente de las arenas bituminosas canadienses y el referente para los crudos pesados ​​emergentes de alto TAN (ácidos). ^{[ 92 ] [ 93 ] : 9 [ 94 ] [ 95 ]} Western Canadian Select (WCS) se comercializa en Cushing, Oklahoma , un importante centro de suministro de petróleo que conecta a los proveedores de petróleo con la Costa del Golfo, que se ha convertido en el centro comercial más importante de petróleo crudo en América del Norte. Si bien su componente principal es el betún, también contiene una combinación de diluyentes sintéticos dulces y condensado , y 25 corrientes existentes de petróleo convencional y no convencional ^{[ 96 ]} lo que lo convierte en un syndilbit, tanto un dilbit como un synbit. ^{[ 97 ] : 16}

El primer paso en el proceso de mejora es la destilación al vacío para separar las fracciones más ligeras. Posteriormente, se utiliza la desasfaltación para separar el asfalto de la materia prima. El craqueo se emplea para descomponer las moléculas de hidrocarburos más pesadas en otras más simples. Dado que el craqueo produce productos ricos en azufre, es necesario realizar una desulfuración para reducir el contenido de azufre a menos del 0,5 % y obtener un crudo sintético ligero y dulce. ^{[ 98 ]}

En 2012, Alberta produjo aproximadamente 1.900.000 bbl/d (300.000 ^m³ / d) de betún crudo de sus tres principales yacimientos de arenas bituminosas, de los cuales aproximadamente 1.044.000 bbl/d (166.000 ^m³ / d) se refinaron para obtener productos más ligeros y el resto se vendió como betún crudo. El volumen de betún, tanto refinado como sin refinar, aumenta anualmente. Alberta cuenta con cinco plantas de refinación de arenas bituminosas que producen una variedad de productos. Estos incluyen: ^{[ 99 ] [ 100 ]}    

• Suncor Energy puede refinar 440.000 barriles por día (70.000 ^m³ / día) de betún para convertirlo en petróleo crudo sintético ligero dulce y medio ácido (SCO), además de producir combustible diésel para sus operaciones en arenas bituminosas en la planta de refinación.  
• Syncrude puede mejorar 407.000 barriles por día (64.700 ^m³ / día) de betún para convertirlo en crudo ligero y dulce.  
• Canadian Natural Resources Limited (CNRL) puede mejorar 141.000 barriles por día (22.400 ^m³ / día) de betún para convertirlo en betún ligero y dulce SCO.  
• Nexen , propiedad en su totalidad desde 2013 de China National Offshore Oil Corporation (CNOOC), puede mejorar 72.000 barriles por día (11.400 ^m³ / día) de betún para convertirlo en crudo ligero y dulce.  
• Shell Canada opera su planta de mejora de Scotford en combinación con una refinería de petróleo y una planta química en Scotford, Alberta , cerca de Edmonton. El complejo puede mejorar 255 000 barriles por día (40 500 ^m³ / día) de betún para convertirlo en crudo ligero y pesado, así como en una variedad de productos químicos y de refinería.  

Las refinerías modernas y de nueva construcción, como las que se encuentran en el Medio Oeste de Estados Unidos y en la Costa del Golfo , así como muchas en China , pueden procesar el petróleo pesado por sí mismas, por lo que su demanda se centra en el betún sin procesar y el petróleo extrapesado, en lugar del crudo ligero. El principal problema es que la materia prima sería demasiado viscosa para fluir por oleoductos, por lo que, a menos que se transporte en buques cisterna o vagones cisterna, debe mezclarse con un diluyente para facilitar su transporte. Esto requiere mezclar el betún crudo con un diluyente de hidrocarburos más ligero, como condensado de pozos de gas, pentanos y otros productos ligeros de refinerías de petróleo o plantas de gas, o petróleo crudo sintético procedente de plantas de procesamiento de arenas bituminosas, para que pueda fluir por oleoductos hasta el mercado.

Por lo general, el betún mezclado contiene aproximadamente un 30 % de condensado de gas natural u otros diluyentes y un 70 % de betún. Alternativamente, el betún también puede transportarse al mercado mediante vagones cisterna ferroviarios especialmente diseñados , camiones cisterna , barcazas de carga líquida o buques petroleros transoceánicos . En estos casos, no es necesario mezclar el betún con diluyente, ya que los tanques pueden calentarse para permitir el bombeo del petróleo.

Se prevé que la demanda de condensado para diluyente de arenas bituminosas supere los 750 000 barriles diarios (119 000 m³ ^/ día) para 2020, el doble que en 2012. Dado que el oeste de Canadá solo produce unos 150 000 barriles diarios (24 000 m³ ^/ día) de condensado, se esperaba que la oferta se convirtiera en una importante limitación para el transporte de betún. Sin embargo, el reciente y considerable aumento de la producción de petróleo de esquisto en Estados Unidos ha resuelto en gran medida este problema, ya que gran parte de la producción es demasiado ligera para su uso en refinerías estadounidenses, pero ideal para diluir el betún. El excedente de condensado y petróleo ligero estadounidense se exporta a Canadá, se mezcla con betún y luego se reimporta a Estados Unidos como materia prima para refinerías. Dado que el diluyente simplemente se exporta y se reimporta inmediatamente, no está sujeto a la prohibición estadounidense de exportación de petróleo crudo. Una vez de vuelta en EE. UU., las refinerías separan el diluyente y lo reexportan a Canadá, lo que nuevamente elude las leyes de exportación de petróleo crudo de EE. UU., ya que ahora es un producto refinado. Para ayudar en este proceso, Kinder Morgan Energy Partners está invirtiendo el flujo de su oleoducto Cochin, que solía transportar propano de Edmonton a Chicago, para transportar 95 000 bbl/d (15 100 ^m³ / d) de condensado de Chicago a Edmonton para mediados de 2014; y Enbridge está considerando la expansión de su oleoducto Southern Lights, que actualmente transporta 180 000 bbl/d (29 000 ^m³ / d) de diluyente desde el área de Chicago a Edmonton, agregando otros 100 000 bbl/d (16 000 ^m³ / d) . ^{[ 101 ]}          

Aunque el petróleo extrapesado venezolano es menos viscoso que el betún canadiense, gran parte de la diferencia se debe a la temperatura. Una vez extraído y enfriado, presenta la misma dificultad: su viscosidad impide su transporte por oleoductos. Venezuela produce actualmente más crudo extrapesado en las arenas bituminosas del Orinoco del que pueden procesar sus cuatro plantas de refinación, construidas por compañías petroleras extranjeras hace más de una década. Estas plantas tienen una capacidad combinada de 630 000 barriles diarios (100 000 m³ ^/ día) , lo que representa solo la mitad de su producción de petróleo extrapesado. Además, Venezuela produce volúmenes insuficientes de nafta para utilizarla como diluyente en el transporte de petróleo extrapesado al mercado. A diferencia de Canadá, Venezuela no produce grandes cantidades de condensado de gas natural en sus propios pozos, ni tiene fácil acceso al condensado proveniente de la nueva producción de gas de esquisto estadounidense . Dado que Venezuela también tiene una capacidad de refinación insuficiente para abastecer su mercado interno, los suministros de nafta son insuficientes para usarlos como diluyente en oleoductos, y se ve obligada a importar nafta para cubrir la demanda. Debido a que Venezuela también enfrenta problemas financieros —como resultado de la crisis económica del país— y desacuerdos políticos con el gobierno estadounidense y las compañías petroleras, la situación sigue sin resolverse. ^{[ 102 ]}  

En Alberta existen cuatro refinerías de petróleo importantes que abastecen a la mayor parte del oeste de Canadá ^con productos derivados del petróleo , pero en 2012 estas procesaban menos de 1/4 de los aproximadamente 1.900.000 bbl/d (300.000 m³ /d) de betún y SCO producidos en Alberta. Algunas de las grandes plantas de mejora de arenas bituminosas también producían gasóleo como parte de sus operaciones. Parte del betún y SCO de arenas bituminosas se destinaba a refinerías de otras provincias, pero la mayor parte se exportaba a Estados Unidos. Las cuatro refinerías principales de Alberta son: ^{[ 104 ]}  

• Suncor Energy opera la refinería Petro-Canada cerca de Edmonton, que puede procesar 142.000 barriles por día (22.600 ^m³ / día) de todo tipo de petróleo y betún para convertirlos en todo tipo de productos.  
• Imperial Oil opera la refinería de Strathcona, cerca de Edmonton, que puede procesar 187.200 barriles por día (29.760 m³ ^/ día) de petróleo crudo y convencional para convertirlos en todo tipo de productos.  
• Shell Canada opera la refinería de Scotford, cerca de Edmonton, que está integrada con la planta de mejora de Scotford y que puede procesar 100.000 barriles al día (16.000 m³ ^al día) de todo tipo de petróleo y betún para convertirlos en todo tipo de productos.  
• Husky Energy opera la refinería Husky Lloydminster en Lloydminster , que puede procesar 28.300 barriles por día (4.500 ^m³ / día) de materia prima procedente de la planta de mejora Husky adyacente para convertirla en betún y otros productos.  

La refinería Sturgeon , con un costo de 8.500 millones de dólares y que será la quinta refinería importante de Alberta, se encuentra en construcción cerca de Fort Saskatchewan y se prevé que esté terminada en 2017. ^{[ 105 ] [ 106 ]}

El proyecto Pacific Future Energy propuso una nueva refinería en la Columbia Británica que procesaría betún para convertirlo en combustible para los mercados asiático y canadiense. Pacific Future Energy propone transportar betún casi sólido a la refinería utilizando vagones cisterna ferroviarios. ^{[ 107 ]}

La mayor parte de la industria canadiense de refinación de petróleo es de propiedad extranjera. Las refinerías canadienses solo pueden procesar alrededor del 25 % del petróleo producido en Canadá. Las refinerías canadienses, fuera de Alberta y Saskatchewan, se construyeron originalmente para crudo ligero y medio. Con la entrada en producción de nuevas arenas bituminosas a precios inferiores a los del petróleo internacional, los desequilibrios de precios del mercado han perjudicado la rentabilidad de las refinerías que no podían procesarlo.

Antes de 2013, cuando China lo superó, Estados Unidos era el mayor importador de petróleo del mundo. ^{[ 108 ]} A diferencia de Canadá, Estados Unidos tiene cientos de refinerías de petróleo, muchas de las cuales se han modificado para procesar petróleo pesado a medida que la producción estadounidense de petróleo ligero y medio disminuía. Se asumía que el principal mercado para el betún canadiense, así como para el petróleo extrapesado venezolano, era Estados Unidos. Históricamente, Estados Unidos ha sido el mayor cliente de Canadá para petróleo crudo y productos derivados, particularmente en los últimos años. Las importaciones estadounidenses de petróleo y productos derivados de Canadá aumentaron de 450.000 bbl/d ⁽ 72.000 m³ /d) en 1981 a 3.120.000 bbl/d (496.000 m³ ^/ d) en 2013 a medida que las arenas bituminosas de Canadá producían cada vez más petróleo, mientras que en Estados Unidos, la producción nacional y las importaciones de otros países disminuían. ^{[ 109 ]} Sin embargo, esta relación se está volviendo tensa debido a influencias físicas, económicas y políticas. La capacidad de los oleoductos de exportación se acerca a sus límites; el petróleo canadiense se vende con descuento respecto a los precios del mercado mundial; la demanda estadounidense de petróleo crudo y productos derivados ha disminuido debido a los problemas económicos de Estados Unidos; y la producción nacional de petróleo no convencional (la producción de petróleo de esquisto mediante fracturación hidráulica ) está creciendo rápidamente. Estados Unidos reanudó la exportación de petróleo crudo en 2016; a principios de 2019, Estados Unidos producía tanto petróleo como consumía, y el petróleo de esquisto desplazó las importaciones canadienses.    

Para beneficio de los comercializadores de petróleo, en 2004 los productores del oeste de Canadá crearon un nuevo crudo de referencia llamado Western Canadian Select (WCS), una mezcla de crudo pesado derivado del betún que presenta características de transporte y refinación similares a las de los crudos pesados ​​de California, México Maya o Venezuela. Este crudo pesado tiene una gravedad API de 19 a 21 y, a pesar de contener grandes cantidades de betún y crudo sintético, fluye bien por los oleoductos y está clasificado como "petróleo pesado convencional" por los gobiernos. Se importan varios cientos de miles de barriles diarios de esta mezcla a Estados Unidos, además de mayores cantidades de betún crudo y crudo sintético (SCO) procedentes de las arenas bituminosas.

La demanda de las refinerías estadounidenses se inclina cada vez más hacia el betún sin refinar en lugar del SCO. La Junta Nacional de Energía de Canadá (NEB) prevé que los volúmenes de SCO se dupliquen hasta alcanzar aproximadamente 1.900.000 bbl/d (300.000 ^m³ / d) para 2035, pero no al mismo ritmo que el aumento total de la producción de betún. Proyecta que la proporción de la producción de arenas bituminosas que se refina para obtener SCO disminuirá del 49% en 2010 al 37% en 2035. Esto implica que más de 3.200.000 bbl/d (510.000 ^m³ / d) de betún deberán mezclarse con diluyente para su comercialización.    

La demanda de petróleo en Asia ha crecido mucho más rápido que en Norteamérica o Europa. En 2013, China superó a Estados Unidos como el mayor importador mundial de crudo, y su demanda sigue creciendo mucho más rápido que su producción. El principal obstáculo para las exportaciones canadienses a Asia es la capacidad de los oleoductos: el único oleoducto capaz de transportar la producción de arenas bituminosas a la costa del Pacífico canadiense es el oleoducto Trans Mountain, que va de Edmonton a Vancouver y que actualmente opera a su capacidad máxima de 300 000 barriles diarios (48 000 m³ ^/ día), abasteciendo a refinerías en la Columbia Británica y el estado de Washington. Sin embargo, una vez finalizado, se espera que el oleoducto Northern Gateway y la ampliación del Trans Mountain, actualmente en revisión por parte del gobierno, transporten entre 500 000 barriles diarios (79 000 m³ ^/ día) y 1 100 000 barriles diarios (170 000 m³ ^/ día) adicionales a los buques cisterna en la costa del Pacífico, desde donde podrían distribuirlos a cualquier parte del mundo. Existe suficiente capacidad de refinación de crudo pesado en China e India para refinar el volumen adicional canadiense, posiblemente con algunas modificaciones en las refinerías. ^{[ 110 ]} En los últimos años, compañías petroleras chinas como China Petrochemical Corporation (Sinopec), China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) y PetroChina han comprado más de 30 mil millones de dólares en activos en proyectos de arenas bituminosas canadienses, por lo que probablemente deseen exportar parte de su petróleo recién adquirido a China. ^{[ 111 ]}      

Los costos de producción y transporte del petróleo comercializable de las arenas bituminosas suelen ser significativamente más altos que los de las fuentes globales convencionales. ^{[ 113 ] [ 114 ]} Por lo tanto, la viabilidad económica de la producción de arenas bituminosas es más vulnerable al precio del petróleo . El precio del petróleo de referencia West Texas Intermediate (WTI) en Cushing, Oklahoma, por encima de los US$100/bbl que prevaleció hasta finales de 2014 fue suficiente para promover un crecimiento activo en la producción de arenas bituminosas. Las principales compañías petroleras canadienses habían anunciado planes de expansión y las compañías extranjeras estaban invirtiendo cantidades significativas de capital, en muchos casos formando asociaciones con compañías canadienses. La inversión se había estado desplazando hacia proyectos de drenaje por gravedad asistido por vapor in situ (SAGD) y alejándose de los proyectos de minería y mejora, ya que los operadores de arenas bituminosas prevén mejores oportunidades vendiendo betún y petróleo pesado directamente a las refinerías que mejorándolos para convertirlos en petróleo crudo sintético . Las estimaciones de costos para Canadá incluyen los efectos de la minería cuando las minas se devuelven al medio ambiente en "condiciones iguales o mejores que las originales". La limpieza de los productos finales de consumo es responsabilidad de las jurisdicciones consumidoras, que en su mayoría se encuentran en provincias o países distintos al productor.

El gobierno de Alberta estimó que en 2012, el costo de suministro de las nuevas operaciones mineras de arenas bituminosas era de $70 a $85 por barril, mientras que el costo de los nuevos proyectos SAGD era de $50 a $80 por barril. ^{[ 99 ]} Estos costos incluían costos de capital y operación, regalías e impuestos, más una ganancia razonable para los inversionistas. Desde que el precio del WTI subió a $100/bbl a partir de 2011, ^{[ 115 ]} se esperaba que la producción de arenas bituminosas fuera altamente rentable suponiendo que el producto pudiera ser entregado a los mercados. El mercado principal eran los enormes complejos de refinería en la costa del Golfo de los EE. UU., que generalmente son capaces de procesar betún canadiense y petróleo extra pesado venezolano sin refinación.

El Instituto Canadiense de Investigación Energética (CERI) realizó un análisis, estimando que en 2012 los costos promedio de puerta de planta (incluido un margen de ganancia del 10%, pero excluyendo la mezcla y el transporte) de recuperación primaria fueron $30.32/bbl, de SAGD fueron $47.57/bbl, de minería y refinación fueron $99.02/bbl, y de minería sin refinación fueron $68.30/bbl. ^{[ 116 ]} Por lo tanto, se esperaba que todos los tipos de proyectos de arenas bituminosas, excepto los nuevos proyectos de minería con refinadores integrados, fueran consistentemente rentables a partir de 2011 en adelante, siempre que los precios mundiales del petróleo se mantuvieran favorables. Dado que las refinerías más grandes y sofisticadas preferían comprar betún crudo y petróleo pesado en lugar de petróleo crudo sintético, los nuevos proyectos de arenas bituminosas evitaban los costos de construir nuevos refinadores. Aunque la recuperación primaria como la que se realiza en Venezuela es más barata que SAGD, solo recupera alrededor del 10% del petróleo en el lugar frente al 60% o más para SAGD y más del 99% para minería. Las compañías petroleras canadienses operaban en un mercado más competitivo y tenían acceso a más capital que en Venezuela, por lo que prefirieron invertir ese dinero extra en SAGD o minería para extraer más petróleo.

Luego, a finales de 2014, el aumento drástico en la producción estadounidense de formaciones de esquisto, combinado con un malestar económico mundial que redujo la demanda, provocó que el precio del WTI cayera por debajo de los 50 dólares, donde se mantuvo a finales de 2015. ^{[ 117 ]} En 2015, el Instituto Canadiense de Investigación Energética (CERI) reestimó los costos promedio de puerta de planta (nuevamente incluyendo un margen de beneficio del 10%) de SAGD en 58,65 dólares/bbl, y 70,18 dólares/bbl para la minería sin refinamiento. Incluyendo los costos de mezcla y transporte, los costos de suministro equivalentes de WTI para la entrega a Cushing se convierten en 80,06 dólares/bbl para proyectos SAGD, y 89,71 dólares/bbl para una mina independiente. ^{[ 113 ]} En este entorno económico, los planes para un mayor desarrollo de la producción de arenas bituminosas se han ralentizado o aplazado, ^{[ 118 ] [ 119 ]} o incluso abandonado durante la construcción. ^{[ 120 ]} La producción de crudo sintético a partir de operaciones mineras puede continuar con pérdidas debido a los costos de cierre y reinicio, así como a los compromisos con los contratos de suministro. ^{[ 121 ]} Durante la guerra de precios del petróleo entre Rusia y Arabia Saudita en 2020 , el precio del crudo pesado canadiense cayó por debajo de los 5 dólares por barril. ^{[ 122 ]} En 2025, el costo promedio del ciclo completo cayó a alrededor de 42 dólares/barril (sin mezcla ni transporte). ^{[ 123 ]}

Las previsiones de producción de arenas bituminosas publicadas por la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo (CAPP), el Regulador de Energía de Alberta (AER) y el Instituto Canadiense de Investigación Energética (CERI) son comparables a las proyecciones de la Junta Nacional de Energía (NEB), en términos de producción total de betún. Ninguna de estas previsiones toma en cuenta las probables restricciones internacionales que se impondrán a la combustión de todos los hidrocarburos para limitar el aumento de la temperatura global, dando lugar a una situación denominada " burbuja de carbono ". ^{[ 124 ]} Ignorando tales restricciones, y suponiendo también que el precio del petróleo se recupere de su colapso a finales de 2014, la lista de proyectos propuestos actualmente, muchos de los cuales están en las primeras etapas de planificación, sugeriría que para 2035 la producción canadiense de betún podría alcanzar potencialmente hasta 1,3 millones de m³ ^/ d (8,3 millones de barriles por día) si la mayoría saliera adelante. Bajo las mismas premisas, un escenario más probable es que para 2035 la producción canadiense de betún de arenas bituminosas alcance los 800 000 m³ ^/ día (5 millones de barriles/día), 2,6 veces la producción de 2012. La mayor parte del crecimiento probablemente se produciría en la categoría de extracción in situ, ya que los proyectos in situ suelen ser más rentables que los proyectos mineros. Además, el 80 % de las reservas de arenas bituminosas de Canadá son aptas para la extracción in situ, frente al 20 % para los métodos mineros.

Otro supuesto es que existiría suficiente infraestructura de oleoductos para transportar el aumento de la producción petrolera canadiense a los mercados de exportación. Si esto fuera un factor limitante, podría haber repercusiones en los precios del crudo canadiense, lo que restringiría el crecimiento futuro de la producción. Otro supuesto es que los mercados estadounidenses seguirán absorbiendo el aumento de las exportaciones canadienses. El rápido crecimiento de la producción de petróleo de esquisto en Estados Unidos, el principal mercado de exportación de petróleo de Canadá, ha reducido considerablemente la dependencia estadounidense del crudo importado . El potencial de las exportaciones de petróleo canadiense a mercados alternativos como Asia también es incierto. Existen crecientes obstáculos políticos para la construcción de nuevos oleoductos que transporten petróleo entre Canadá y Estados Unidos. En noviembre de 2015, el presidente estadounidense Barack Obama rechazó la propuesta de construir el oleoducto Keystone XL desde Alberta hasta Steele City, Nebraska. ^{[ 125 ]} Ante la falta de nueva capacidad de oleoductos, las empresas están transportando cada vez más betún a los mercados estadounidenses por ferrocarril, barcazas fluviales, buques cisterna y otros métodos de transporte. Excepto los buques cisterna oceánicos, todas estas alternativas son más caras que los oleoductos. ^{[ 114 ]}

La escasez de mano de obra cualificada en las arenas bituminosas canadienses se produjo durante los periodos de rápido desarrollo de nuevos proyectos. En ausencia de otras limitaciones para un mayor desarrollo, la industria del petróleo y el gas tendría que cubrir decenas de miles de puestos de trabajo en los próximos años como consecuencia de los niveles de actividad del sector y de la rotación de personal por edad. A largo plazo, en un escenario de precios del petróleo y el gas más elevados, la escasez de mano de obra seguiría agravándose. Una posible escasez de mano de obra puede aumentar los costes de construcción y ralentizar el ritmo de desarrollo de las arenas bituminosas. ^{[ 112 ]}

La escasez de mano de obra calificada fue mucho más grave en Venezuela, ya que la petrolera estatal PDVSA despidió a la mayoría de sus expertos en petróleo pesado tras la huelga general venezolana de 2002-2003 y redujo la producción de Orimulsión , el principal producto de sus arenas bituminosas. Posteriormente, el gobierno renacionalizó la industria petrolera venezolana y aumentó los impuestos. Como resultado, las empresas extranjeras abandonaron Venezuela, al igual que la mayoría de sus expertos técnicos de élite en petróleo pesado. En los últimos años, la producción de petróleo pesado de Venezuela ha ido disminuyendo y el país no ha logrado alcanzar sus objetivos de producción.

A finales de 2015, el desarrollo de nuevos proyectos de arenas bituminosas se vio disuadido por el precio del WTI por debajo de los US$50, que apenas es suficiente para mantener la producción de las operaciones existentes. ^{[ 118 ]} La recuperación de la demanda se vio suprimida por problemas económicos que podrían continuar indefinidamente afectando tanto a la Comunidad Europea como a China. La producción de bajo costo de la OPEP continuó a su máxima capacidad, la eficiencia de la producción de esquistos estadounidenses continuó mejorando y las exportaciones rusas fueron obligatorias incluso por debajo del costo de producción, como su única fuente de divisas. ^{[ 126 ]} También existe la posibilidad de que surja un acuerdo internacional para introducir medidas que restrinjan la combustión de hidrocarburos en un esfuerzo por limitar el aumento de la temperatura global a los 2  °C nominales que se predice consensuadamente para limitar el daño ambiental a niveles tolerables. ^{[ 127 ]} Se están realizando rápidos avances tecnológicos para reducir el costo de las fuentes de energía renovables competidoras. ^{[ 128 ]} Por lo tanto, no hay consenso sobre cuándo, si es que alguna vez, los precios del petróleo pagados a los productores podrían recuperarse sustancialmente. ^{[ 126 ] [ 128 ] [ 129 ]}

Un estudio académico detallado sobre las consecuencias para los productores de los diversos combustibles de hidrocarburos concluyó a principios de 2015 que un tercio de las reservas mundiales de petróleo, la mitad de las reservas de gas y más del 80 % de las reservas actuales de carbón deberían permanecer bajo tierra entre 2010 y 2050 para cumplir con el objetivo de 2  °C. Por lo tanto, la exploración o el desarrollo continuos de reservas serían superfluos. Para cumplir con el  objetivo de 2 °C, se necesitarían medidas enérgicas para suprimir la demanda, como un impuesto sustancial al carbono que dejaría un precio más bajo para los productores de un mercado más pequeño. El impacto en los productores de Canadá sería mucho mayor que en los de EE. UU. La minería a cielo abierto de betún natural en Canadá pronto caería a niveles insignificantes después de 2020 en todos los escenarios considerados porque es considerablemente menos económica que otros métodos de producción. ^{[ 130 ] [ 131 ] [ 132 ]}

El gobierno de Alberta calcula un Índice de Calidad del Aire para la Salud (ICAS) a partir de sensores en cinco comunidades de la región de las arenas bituminosas, operados por un "socio" llamado Asociación Ambiental de Wood Buffalo (WBEA). Cada una de sus 17 estaciones de monitoreo continuo mide de 3 a 10 parámetros de calidad del aire entre monóxido de carbono (CO), sulfuro de hidrógeno ( H₂ Sazufrereducido total(TRS),amoníaco(NH ).₃ ),óxido nítrico(NO),dióxido de nitrógeno(NO₂ ),óxidos de nitrógeno(NO_x),ozono(O₃ ),material particulado(PM2.5),dióxido de azufre(SO2)₂ ), hidrocarburostotales(THC) emetano/no metano (CH₄ /NMHC). ^{[ 144 ]} Se dice que estos AQHI indican una calidad del aire de "bajo riesgo" en más del 95% del tiempo. ^{[ 145 ]} Antes de 2012, el monitoreo del aire mostró aumentos significativos en las superaciones de sulfuro de hidrógeno (H₂ S) tanto en el área de Fort McMurray como cerca de las plantas de mejora de arenas bituminosas. ^{[ 146 ]} En 2007, el gobierno de Alberta emitió una orden de protección ambiental a Suncor en respuesta a numerosas ocasiones en que la concentración a nivel del suelo deH₂ S) excedieron los estándares. ^{[ 147 ]} El Sistema de Gestión de Datos de Aire Ambiente de Alberta (AAADMS) de la Alianza Estratégica de Aire Limpio ^{[ 148 ]} (también conocido como Almacén de Datos CASA) registra que, durante el año que finalizó el 1 de noviembre de 2015, hubo 6 informes horarios de valores que excedieron el límite de 10ppbparaH₂ Sy 4 en 2013, por debajo de 11 en 2014 y 73 en 2012. ^{[ 149 ]}

En septiembre de 2015, el Instituto Pembina publicó un breve informe sobre "un reciente aumento de la preocupación por los olores y la calidad del aire en el norte de Alberta, asociado con la expansión del desarrollo de las arenas bituminosas", contrastando las respuestas a estas preocupaciones en Peace River y Fort McKay . En Fort McKay, la calidad del aire es abordada activamente por las partes interesadas representadas en la WBEA, mientras que la comunidad de Peace River debe depender de la respuesta del Regulador de Energía de Alberta . En un esfuerzo por identificar las fuentes de los olores nocivos en la comunidad de Fort McKay, se estableció un Índice de Calidad del Aire de Fort McKay, que extiende el Índice Provincial de Salud de la Calidad del Aire para incluir posibles contribuyentes al problema: SO₂ , TRS y THC. A pesar de estas ventajas, se logró un mayor progreso en la remediación de los problemas de olores en la comunidad de Peace River, aunque solo después de que algunas familias ya habían abandonado sus hogares. Se informó que las preocupaciones sobre los olores en Fort McKay seguían sin resolverse. ^{[ 150 ]}

Una gran parte de las operaciones de extracción de arenas bituminosas implica la tala de árboles y la eliminación de la capa superficial —tierra vegetal, turberas, arena, arcilla y grava— que se encuentra sobre el yacimiento de arenas bituminosas. [ 151 ] Se necesitan aproximadamente 2,5 toneladas de arenas bituminosas para producir un barril de petróleo (aproximadamente 1/8 ^{de tonelada )} . [ 152 ^{] Como condición} para la concesión de licencias, los proyectos deben implementar un plan de recuperación . ^{[ 153 ]} La industria minera afirma que el bosque boreal eventualmente colonizará las tierras recuperadas, pero sus operaciones son masivas y se llevan a cabo a largo plazo. A partir de 2013, se han alterado aproximadamente 715 kilómetros cuadrados (276 millas cuadradas ) de tierra en la región de arenas bituminosas, y 72 km² (28 ^millas cuadradas ) de esa tierra están en proceso de recuperación. ^{[ 154 ]} En marzo de 2008, Alberta emitió el primer certificado de recuperación de tierras de arenas bituminosas a Syncrude para la parcela de 1,04 kilómetros cuadrados (0,40 millas cuadradas ) conocida como Gateway Hill, aproximadamente a 35 kilómetros (22 millas) al norte de Fort McMurray. ^{[ 155 ]} Se espera que en los próximos 10 años se presenten varias solicitudes de certificados de recuperación para proyectos de arenas bituminosas . ^{[ 156 ]}         

En una operación minera ex situ, se utilizan entre 2 y 4,5 unidades de volumen de agua para producir cada unidad de volumen de petróleo crudo sintético . Según Greenpeace, las operaciones de arenas bituminosas canadienses utilizan 349 × 10⁶ m³ / año ( ^12,3 × ^10⁹ pies cúbicos / ^año ) de agua, el doble de la cantidad de agua utilizada por la ciudad de Calgary . ^{[ 157 ]} Sin embargo, en las operaciones SAGD, se recicla entre el 90 % y el 95 % del agua y solo se utilizan aproximadamente 0,2 unidades de volumen de agua por unidad de volumen de betún producido. ^{[ 158 ]}   

Para las operaciones de arenas bituminosas de Athabasca, el agua se suministra desde el río Athabasca, el noveno río más largo de Canadá. ^{[ 159 ] El} caudal promedio justo aguas abajo de Fort McMurray es de 633 m³ /s (22 400 pies³ /s) con un promedio diario máximo de 1200 m³ ^/ s (42 000 pies³ /s) . ^{[ 160 ] [ 161 ]} Las asignaciones de licencias de agua para las industrias de arenas bituminosas suman aproximadamente el 1,8 % del caudal del río Athabasca. El uso real en 2006 fue de aproximadamente el 0,4 %. ^{[ 162 ]} Además, según el Marco de Gestión del Agua para el Bajo Río Athabasca, durante los períodos de bajo caudal, el consumo de agua del río Athabasca se limita al 1,3 % del caudal promedio anual. ^{[ 163 ]}      

En diciembre de 2010, el Panel Asesor de Arenas Bituminosas, comisionado por el exministro de Medio Ambiente Jim Prentice, determinó que el sistema vigente para monitorear la calidad del agua en la región, incluyendo el trabajo del Programa Regional de Monitoreo Acuático, el Instituto de Investigación del Agua de Alberta, la Asociación de Gestión Ambiental Acumulativa y otros, era fragmentario y debía volverse más integral y coordinado. ^{[ 164 ] [ 165 ]}

La producción de betún y petróleo crudo sintético emite más gases de efecto invernadero que la producción de petróleo crudo convencional. Un estudio de 2009 realizado por la consultora IHS CERA estimó que la producción de las arenas bituminosas de Canadá emite "entre un 5 % y un 15 % más de dióxido de carbono, durante el análisis del ciclo de vida del combustible desde la extracción hasta el consumo, que el petróleo crudo promedio". ^{[ 166 ]} Ese mismo año, el autor y periodista de investigación David Strahan afirmó que las cifras de la AIE muestran que las emisiones de dióxido de carbono de las arenas bituminosas son un 20 % superiores a las emisiones promedio de la producción de petróleo. ^{[ 167 ]}

Un estudio de la Universidad de Stanford, encargado por la UE en 2011, reveló que el crudo de arenas bituminosas era hasta un 22 % más intensivo en carbono que otros combustibles. ^{[ 168 ] [ 169 ]} Según el análisis de la "Carnegie Endowment for International Peace", las arenas bituminosas emiten un 31 % más de GEI que el petróleo crudo promedio de América del Norte. ^{[ 170 ]} En 2023, un estudio federal encontró que las emisiones reales de las arenas bituminosas son un 65 % más altas que las reportadas por la industria. ^{[ 171 ]}

Greenpeace afirma que la industria de las arenas bituminosas ha sido identificada como la mayor contribuyente al aumento de las emisiones de gases de efecto invernadero en Canadá, ya que representa 40  millones de toneladas de CO₂.₂ emisiones por año. ^{[ 172 ]}

Según la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo y Environment Canada, la actividad industrial para la producción de arenas bituminosas representa aproximadamente el 5 % de las emisiones de gases de efecto invernadero de Canadá, o el 0,1 % de las emisiones globales. Se prevé que las arenas bituminosas lleguen a representar el 8 % de las emisiones de gases de efecto invernadero de Canadá para 2015. ^{[ 173 ]} Si bien las emisiones de la actividad industrial de producción por barril de betún producido disminuyeron un 26 % durante la década de 1992 a 2002, se esperaba que las emisiones totales de la actividad de producción aumentaran debido a los mayores niveles de producción. ^{[ 174 ] [ 175 ]} A partir de 2006, para producir un barril de petróleo de las arenas bituminosas se liberaron casi 75 kilogramos (165 lb) de gases de efecto invernadero con emisiones totales estimadas en 67 megatoneladas (66 000 000 toneladas largas ; 74 000 000 toneladas cortas ) por año para 2015. ^{[ 176 ]} Un estudio de IHS CERA encontró que los combustibles hechos de arenas bituminosas canadienses resultaron en emisiones de gases de efecto invernadero significativamente menores que muchas estimaciones comúnmente citadas. ^{[ 177 ]} Un estudio de 2012 de Swart y Weaver estimó que si solo se quemara la reserva económicamente viable de 170 Gbbl (27 × 10 ^ ⁹ m ³ ) de arenas bituminosas, la temperatura media global aumentaría en 0,02 a 0,05 °C. Si se quemara todo el petróleo almacenado (1,8 billones de barriles), el aumento previsto de la temperatura media global sería de 0,24 a 0,50 °C. ^{[ 178 ]} Bergerson et al. descubrieron que, si bien las emisiones de WTW pueden ser mayores que las del petróleo crudo, los casos de arenas bituminosas con menores emisiones pueden superar a los casos de crudo convencional con mayores emisiones . ^{[ 179 ]}     

Para compensar las emisiones de gases de efecto invernadero de las arenas bituminosas y otras zonas de Alberta, se ha propuesto el secuestro de dióxido de carbono en yacimientos de petróleo y gas agotados. Esta tecnología se deriva de los métodos de recuperación mejorada de petróleo . ^{[ 180 ]} En julio de 2008, el gobierno de Alberta anunció un fondo de 2.000 millones de dólares canadienses  para apoyar proyectos de secuestro en centrales eléctricas e instalaciones de extracción y mejora de arenas bituminosas de Alberta. ^{[ 181 ] [ 182 ] [ 183 ]}

En noviembre de 2014, Fatih Birol , economista jefe de la Agencia Internacional de Energía (AIE ), calificó las emisiones adicionales de gases de efecto invernadero provenientes de las arenas bituminosas de Canadá como "extremadamente bajas". La AIE prevé que en los próximos 25 años la producción de arenas bituminosas en Canadá aumentará en más de 3 millones de barriles diarios (480 000 ^m³ / d) , pero el Dr. Birol afirmó que "las emisiones de esta producción adicional equivalen a tan solo 23 horas de emisiones de China , ni siquiera a un día". La AIE tiene la responsabilidad de combatir el cambio climático, pero el Dr. Birol declaró que dedica poco tiempo a preocuparse por las emisiones de carbono de las arenas bituminosas. "Se habla mucho de los proyectos de arenas bituminosas en Canadá, Estados Unidos y otras partes del mundo, pero, francamente, las emisiones adicionales de CO₂ provenientes de las arenas bituminosas son extremadamente bajas". El Dr. Birol reconoció que existe una enorme diversidad de opiniones sobre las medidas a tomar en relación con el cambio climático, pero añadió: "Espero que todas estas reacciones se basen en hechos científicos y análisis rigurosos". ^{[ 184 ] [ 185 ]} 

En 2014, el Servicio de Investigación del Congreso de los Estados Unidos publicó un informe como preparación para la decisión sobre la autorización de construcción del oleoducto Keystone XL . El informe afirma, en parte: «Los crudos de arenas bituminosas canadienses son generalmente más intensivos en emisiones de GEI que otros crudos que pueden reemplazar en las refinerías estadounidenses, y emiten un 17 % más de GEI en términos de ciclo de vida que el barril promedio de petróleo crudo refinado en los Estados Unidos». ^{[ 186 ]}

Según Recursos Naturales de Canadá (NRCan), para 2017, el aumento del 23 por ciento en las emisiones de GEI en Canadá desde 2005 hasta 2017 se debió "en gran medida al aumento de la producción de arenas bituminosas, particularmente a la extracción in situ". ^{[ 8 ]}

Existen investigaciones contradictorias sobre los efectos del desarrollo de las arenas bituminosas en la vida acuática. En 2007, Environment Canada completó un estudio que muestra altas tasas de deformidades en embriones de peces expuestos a las arenas bituminosas. David W. Schindler , limnólogo de la Universidad de Alberta , fue coautor de un estudio sobre la contribución de las arenas bituminosas de Alberta de compuestos policíclicos aromáticos , algunos de los cuales son carcinógenos conocidos , al río Athabasca y sus afluentes. ^{[ 187 ]} Científicos, médicos locales y residentes apoyaron una carta enviada al Primer Ministro en septiembre de 2010 solicitando que se iniciara un estudio independiente del lago Athabasca (que se encuentra aguas abajo de las arenas bituminosas) debido al aumento de deformidades y tumores encontrados en peces capturados allí. ^{[ 188 ]}

La mayor parte de la investigación que defiende el desarrollo de las arenas bituminosas la lleva a cabo el Programa Regional de Monitoreo Acuático (RAMP), cuyo comité directivo está compuesto principalmente por compañías de petróleo y gas. Los estudios del RAMP muestran que las tasas de deformación son normales en comparación con los datos históricos y las tasas de deformación en los ríos aguas arriba de las arenas bituminosas. ^{[ 189 ] [ 190 ] [ 191 ]}

En 2007, se sugirió que la fauna silvestre se había visto afectada negativamente por las arenas bituminosas; por ejemplo, en un estudio de 2006 se encontró que los alces tenían niveles de arsénico hasta 453 veces superiores a los aceptables , aunque estudios posteriores redujeron esta cifra a entre 17 y 33 veces el nivel aceptable (si bien por debajo de los umbrales internacionales para el consumo). ^{[ 192 ]}

Se han planteado inquietudes sobre los impactos negativos que las arenas bituminosas tienen en la salud pública, incluyendo tasas de cáncer superiores a lo normal entre los residentes de Fort Chipewyan . ^{[ 193 ]} Sin embargo, John O'Connor, el médico que inicialmente informó sobre las tasas elevadas de cáncer y las relacionó con el desarrollo de las arenas bituminosas, fue posteriormente investigado por el Colegio de Médicos y Cirujanos de Alberta . El Colegio informó más tarde que las declaraciones de O'Connor consistían en "falsedades, inexactitudes e información no confirmada". ^{[ 194 ]}

En 2010, la Real Sociedad de Canadá publicó un informe que afirmaba que "actualmente no hay evidencia creíble de que la exposición a contaminantes ambientales provenientes de las arenas bituminosas llegue a Fort Chipewyan en niveles que se espera causen tasas elevadas de cáncer en humanos". ^{[ 194 ]}

En agosto de 2011, el gobierno de Alberta inició un estudio de salud provincial para examinar si existe un vínculo entre las tasas más altas de cáncer y las emisiones de las arenas bituminosas. ^{[ 195 ]}

En un informe publicado en 2014, el Dr. James Talbot, Director Médico de Salud de Alberta, afirmó que «no existe evidencia sólida de una asociación entre ninguno de estos cánceres y la exposición ambiental a las arenas bituminosas». En cambio, Talbot sugirió que las tasas de cáncer en Fort Chipewyan , que eran ligeramente superiores al promedio provincial, probablemente se debían a una combinación de factores como altas tasas de tabaquismo, obesidad, diabetes y alcoholismo, así como bajos niveles de vacunación. ^{[ 194 ]}