Westkanadisches Sedimentbecken – Wikipedia

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Umriss des Sedimentbeckens im Westen Kanadas

Das Sedimentbecken im Westen Kanadas ((WCSB) ist ein riesiges Sedimentbecken, das 1.400.000 Quadratkilometer westlich von Kanada liegt, einschließlich des südwestlichen Manitoba, des südlichen Saskatchewan, Alberta, des nordöstlichen British Columbia und der südwestlichen Ecke der Northwest Territories. Es besteht aus einem massiven Sedimentgesteinskeil, der sich von den Rocky Mountains im Westen bis zum Canadian Shield im Osten erstreckt. Dieser Keil ist unter den Rocky Mountains etwa 6 Kilometer dick, an seinen östlichen Rändern jedoch auf Null. Das WCSB enthält eine der weltweit größten Erdöl- und Erdgasreserven und versorgt einen Großteil des nordamerikanischen Marktes mit einer Produktion von mehr als 450.000.000 m (16.000.000.000 Kubikfuß)3) pro Tag Gas im Jahr 2000. Es hat auch riesige Reserven an Kohle. Von den Provinzen und Territorien innerhalb des WCSB verfügt Alberta über die meisten Öl- und Gasreserven und fast alle Ölsande.

Konventionelles Öl[edit]

Das WCSB gilt als ausgereiftes Gebiet für die Exploration von Erdöl[1] und die jüngste Entwicklung tendierte eher zu Erdgas und Ölsand als zu konventionellem Öl. In der WCSB gibt es zwei verschiedene Arten von konventionellem Öl: leichtes Rohöl und schweres Rohöl mit jeweils unterschiedlichen Kosten, Preisen und Entwicklungsstrategien. Konventionelles Leichtöl ist eine ausgereifte Industrie, in der die meisten förderbaren Ölreserven bereits gefördert wurden und die Produktion um drei bis vier Prozent pro Jahr zurückging. Konventionelles Schweröl hat ebenfalls seinen Produktionsgipfel überschritten und wird langfristig rückläufig sein. Alberta, das die meisten Reserven enthält, geht davon aus, dass die Rohölproduktion von 2006 bis 2016 um 42% sinken wird, während die Rohölproduktion im gleichen Zeitraum um 35% sinken wird. Es wird jedoch auch erwartet, dass Bitumen und synthetisches Rohöl aus Ölsanden den Rückgang des konventionellen Rohöls mehr als ausgleichen und bis 2016 87% der Ölproduktion in Alberta ausmachen werden.[2]

Für Leichtöl sucht die Erdölindustrie nach den verbleibenden unentdeckten Pools, bohrt Infill-Ölquellen oder entwickelt vorhandene Pools mithilfe von EOR-Techniken (Enhanced Oil Recovery) wie Wasserfluten, mischbaren Überschwemmungen und Kohlendioxidinjektion neu. Derzeit werden nur etwa 27 Prozent des Leichtöls gewonnen, was große Verbesserungsmöglichkeiten bietet.

Für konventionelles Schweröl erkundet die Industrie neue Zonen in ungebohrten Teilen des Beckens, um verbleibende unentdeckte Pools zu finden oder um EOR-Systeme wie Wasserfluten, thermische Projekte und mischbare Fluten wie die VAPEX-Technologie (Vapor Extraction Process) anzuwenden. Derzeit werden nur 15 Prozent des Schweröls gewonnen, so dass ein großes Volumen für die künftige Gewinnung übrig bleibt.

Verbesserte seismische und Bohrtechnologie, höhere Rückgewinnungen aus vorhandenen Pools durch Infill-Bohrungen sowie eine effiziente, kostengünstige Exploration und Erschließung kleinerer Pools halten die konventionelle Ölförderung im Sedimentbecken im Westen Kanadas aufrecht. Während das Becken reift, wird das Ressourcendreieck mit wenigen großen Pools an der Spitze und vielen kleinen Pools an der Basis aufgrund dieser Effizienz wirtschaftlich tiefer in das kleinere Poolsegment hinein verfolgt.

Ölsand[edit]

Nach Angaben des Alberta Energy and Utilities Board (EUB, jetzt bekannt als Alberta Energy Regulator, Die Ölsandgebiete von Alberta enthalten eine letztendlich rückgewinnbare Rohbitumenressource von 50 Milliarden Kubikmetern (315 Milliarden Barrel), wobei zum Jahresende 2004 noch Reserven von fast 28 Milliarden Kubikmetern (174 Milliarden Barrel) vorhanden waren.

Die Athabasca Oil Sands, die Cold Lake Oil Sands und die Peace River Oil Sands, die anfängliche Ölreserven von 260 Milliarden Kubikmetern (1,6 Billionen Barrel) enthalten, eine Menge, die mit den weltweiten Gesamtreserven an konventionellem Öl vergleichbar ist. Der World Energy Council berichtete (2007), dass die drei Ölsandgebiete in Alberta mindestens zwei Drittel des weltweit entdeckten Bitumens enthalten.[3] Diese drei großen Ölsandgebiete, alle in Alberta, verfügen über Reserven, die die der konventionellen Ölfelder in den Schatten stellen.[4] Bis 2007 waren die natürlichen Bitumenvorkommen in Alberta die Quelle von über einem Drittel des in Kanada produzierten Rohöls.[3]

Infolge des Ölpreisanstiegs seit 2003 ist die Anzahl der großen Bergbau-, Modernisierungs- und thermischen In-situ-Projekte auf rund 46 bestehende und vorgeschlagene Projekte angewachsen, die 135 Projektexpansionsphasen in verschiedenen Ausführungsphasen umfassen. Die geschätzten Investitionsausgaben für den Bau aller angekündigten Projekte im Zeitraum 2006 bis 2015 belaufen sich auf 125 Milliarden US-Dollar. Laut einem Bericht von Statistics Canada aus dem Jahr 2006 hat dieses extrem hohe Aktivitätsniveau in Alberta zu einem starken Arbeitskräftemangel geführt und die Arbeitslosenquote auf den niedrigsten Stand in der Geschichte gebracht – den niedrigsten aller 10 kanadischen Provinzen und 50 US-Bundesstaaten.[5] Dies ist der Hauptfaktor, der das Wachstum der Ölsandproduktion im WCSB begrenzt.

Erdgas[edit]

Kanada ist der drittgrößte Produzent und zweitgrößte Exporteur von Gas in der Welt, wobei der überwiegende Teil davon vom WCSB stammt. Der WCSB hat schätzungsweise 4.000 km (143 Billionen Kubikfuß)3) des verbleibenden marktfähigen Gases (entdeckt und unentdeckt), das etwa zwei Drittel der kanadischen Gasreserven ausmacht. Über die Hälfte des produzierten Gases wird in die USA exportiert.

Die kanadischen Gasreserven machen jedoch weniger als ein Prozent der Weltreserven aus und werden laut einem Papier von 2010 rasch erschöpft.
[6]

Der Großteil der großen Gaspools wurde entdeckt und ein erheblicher Teil der entdeckten Reserven wurde produziert. Die Produktion aus dem Becken erreichte 2001 einen Höchststand von 450.000.000 m (16 Milliarden Kubikfuß)3) pro Tag und wurde 2003 vom National Energy Board als voraussichtlich von diesem Niveau abnehmend prognostiziert.[7] Die allgemeine Rückgangsrate stieg von 13 Prozent pro Jahr im Jahr 1992 auf 23 Prozent im Jahr 2002, was 3,8 Milliarden Kubikfuß pro Tag (110.000.000 m) bedeutet3/ d) der Produktion muss jedes Jahr ausgetauscht werden, um die Produktion konstant zu halten. Da das Becken weitgehend erforscht ist und die Betreiber mit jedem neuen Bohrloch weniger Gas finden, erscheint dies unwahrscheinlich. Neue Gasreserven im WCSB werden wahrscheinlich aus unkonventionellen Quellen wie Kohleflözmethan (CBM) stammen.[8]

Die Anzahl der Methanbohrungen im Kohlebett in Alberta hat sich 2005 mehr als verdoppelt und lag Ende des Jahres bei 7764, was einer Produktion von fast 14.000.000 m entspricht3) Gas pro Tag. Mehr als 95 Prozent der CBM-Bohrlöcher wurden in den Formationen Upper Cretaceous Horseshoe Canyon und Belly River in typischen Tiefen von 91 m bis 730 m fertiggestellt. Etwa 4 Prozent der CBM-Bohrlöcher werden in der Mannville-Formation der unteren Kreidezeit in Tiefen von 700 m bis 1.300 m fertiggestellt.[9]

Autor David J. Hughes in seinem 2004 erschienenen Buch mit dem Titel Nordamerikas Erdgaskrise, prognostiziert, dass das Sedimentbecken im Westen Kanadas wahrscheinlich noch viele Jahre lang das Hauptgasversorgungsgebiet in Kanada sein wird. Aufgrund der rückläufigen Produktion und der Wahrscheinlichkeit, dass ein Großteil des Gases zur Förderung neuer Ölsandanlagen umgeleitet wird, ist die Wahrscheinlichkeit von Es gibt genügend überschüssiges Gas, um die prognostizierte US-Nachfrage zu befriedigen, und die USA müssen anderswo nach künftigen Gaslieferungen suchen.[10]

Das WCSB enthält rund 90 Prozent der nutzbaren Kohlevorkommen Kanadas.[11] Ihr Rang reicht von Braunkohle bis Semianthrazit. Etwa 36 Prozent der geschätzten 71.000 Megatonnen nutzbarer Kohle sind bituminös, einschließlich eines hohen Anteils an mittel- bis schwachflüchtigen Kohlen. Der niedrige Schwefelgehalt und die akzeptablen Aschegehalte dieser bituminösen Kohlen machen sie als Koksrohstoffe attraktiv, und zu diesem Zweck werden große Mengen abgebaut. Der Mangel an Schwerindustrie in Westkanada bedeutet jedoch, dass nur eine begrenzte Menge dieser Kohle in Kanada verbraucht wird und der größte Teil nach Japan, Korea und anderen Ländern exportiert wird. Die niederrangigen Kohlen werden hauptsächlich zur Stromerzeugung verwendet, wo das Vorhandensein von flachen Kohleflözen mit geringer Abraummenge den Abbau und die Rückgewinnung von Streifen erleichtert und niedrige Schwefelgehalte die Umweltauswirkungen ihrer Verwendung verringern.[12]

Siehe auch[edit]

Verweise[edit]

  1. ^
    NEB (2005). “Kurzfristiger Ausblick für kanadisches Rohöl bis 2006”. National Energy Board. Archiviert von das Original am 11.07.2006. Abgerufen 2006-09-25.
  2. ^
    “Albertas Reserven 2006 und Angebots- / Nachfrageausblick 2007 bis 2016”. Alberta Energy Resources Conservation Board. 2007. Abgerufen 2008-05-14.
  3. ^ ein b “Übersicht über Energieressourcen 2007: Natürliches Bitument – Ressourcenmengen und geografische Verteilung”. Weltenergierat. 2007.
  4. ^
    NEB (2006). “Kanadas Ölsand – Chancen und Herausforderungen für 2015: Ein Update”. National Energy Board. Archiviert von das Original am 11.07.2006. Abgerufen 2006-09-25.
  5. ^
    Statistik Kanada (2006). “Der Wirtschaftsjuggernaut von Alberta” (PDF). Statistik Kanada. Archiviert von das Original (PDF) am 26. März 2009. Abgerufen 2006-09-25.
  6. ^
    Paul Ziff (2010). “Kanadisches konventionelles Gas am Scheideweg” (PDF). Abgerufen 2011-03-14.
  7. ^
    NEB (2003). “Kurzfristige Lieferbarkeit von Erdgas aus dem Sedimentbecken Westkanadas 2003-2005” (PDF). National Energy Board. Archiviert von das Original (PDF) am 22.05.2016. Abgerufen 2006-09-20.
  8. ^
    Russum, D.; Botterill, A. (2006). “Chancen in einem reifen Becken vergleichen: Beispiele aus dem Sedimentbecken Westkanadas” (PDF). Suche und Entdeckung. Abgerufen 2006-09-20.
  9. ^ Susan R. Eaton, “Coalbed Gas Frontier wird erschlossen”, AAPG Explorer, Nov. 2006, S. 20-24.
  10. ^
    Hughes, David J. (21.06.2004). “Nordamerikas Erdgaskrise: Der Gesamtüberblick und die Rolle des unkonventionellen Gases” (PDF). Kanadisches Gaspotentialkomitee. Abgerufen 2006-10-06.
  11. ^
    Cameron, AR; Smith, GG (1991). “Coals of Canada: Verbreitung und Zusammensetzung”. Internationale Zeitschrift für Kohlegeologie. Elsevier, Amsterdam. 19 (1–4): 9–20. doi:10.1016 / 0166-5162 (91) 90013-9. ISSN 0166-5162. Abgerufen 03.10.2006.
  12. ^
    Energieministerium von Alberta (2005). “Über Kohle”. Archiviert von das Original am 24.06.2006. Abgerufen 03.10.2006.

Weiterführende Literatur[edit]

Externe Links[edit]

Vorlage: Sedimentbecken im Westen Kanadas

Koordinaten: 55 ° N. 112 ° W./.55 ° N 112 ° W./. 55; -112


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