正在矿面上进行采矿工作的移动式破碎机。

随着石油储量的日渐减少，人们开始关注其他的能源生产方式，从油砂中获得能源的方法受到关注。在油砂产业发展迅速的同时，其对环境的影响也呈现出了快速增长之势。

在当前艰难的经济时局之下，那些奋战于困乱行业中的人们有可能十分羡慕加拿大阿尔伯塔省油砂产业的顺利处境。据加拿大石油生产商协会（CAPP）预测，产自油砂的合成原油的生产量将从2007年的120万桶/天增加到330万桶/天。这些合成原油产量中的一大部分将通过一张正在扩建的管道网输送至美国。

尽管如此，但油砂行业仍然受到了当前景气衰退的影响，导致若干家公司推迟了自己的扩张计划。例如，Suncor Energy公司1年前宣布过一项206亿加拿大元的扩张计划，该计划的目标是在2012年前将产量从35万桶/天增加至55万桶/天。而最近，这项计划的完成日期已经推迟至2013年，而且公司正将2009年的投资计划缩减1/3以上。与此类似，一家新建企业Fort Hills Energy L.P.已推迟了一项有关采矿领域经营的最终投资决策，并无限期搁置了一项建设一套质量改进装置（延迟焦化装置）的决策。Petro-Canada公司作为Fort Hills公司的主要合作伙伴，已经将本年度的资本支出以及勘探支出缩减到大约40亿加拿大元，少于2008年的60亿加拿大元。2009年，Petro-Canada公司在油砂方面的投资预期将达到9.85亿加拿大元左右，也少于2008年的14亿加拿大元。

据CAPP的油砂和市场副总裁Greg Stringham所述，阿尔伯塔省的油砂可采储量总计约1750亿桶。目前，约有一半的产量来自于先对油砂及其伴生沥青实施露天开采，然后对沥青进行分离和改质以获取可适合于精炼的合成原油。但是，只有约20%的储量适于采用露天采矿法，所以，目前的发展趋势是加强现场处理以开采地面200英尺以下的矿床。

工艺技术

油砂产业技术创新的主要推动力来自于对降低成本和环境影响的渴求。据Stringham说，各家经营成本相差很大，但目前处于30~35美元/桶的范围之内。Syncrude Canada Ltd.公司的报告说，2007年包括采购能源成本在内的经营成本为24.64加拿大元/桶，少于2006年的26.46加拿大元/桶。

图1 尽管发展迅速，但加拿大西部地区产自油砂的沥青产量实际上已降至去年6月对今年“中等速度增长”（MG）的预测。传统石油产量将有所下降。

在露天开采工作方式下，油砂被巨型铲具挖起，并用卡车运送到破碎机处，然后与热水混合成泥浆，然后再经过管道输送至萃取厂。在这个过程中，需要添加热水（40~50℃），并向混合物流内注入空气和工艺助剂，然后这些混合物将被送至圆锥形初级分离容器中。砂石将沉积于此容器的底部，而溢流物将是一种包含了约60%的沥青、30%的水和10%粘土的泡沫状物质。

典型情况下，会在这种泡沫状物质内添加石脑油以降低沥青的黏度，以便于通过离心作用或沉积作用将沥青与水和粘土分离开来。最终，通过蒸馏方式将沥青和石脑油分离开来。分离出来的脑油将会被回收，而比重约为10API的沥青将采用延迟流化焦化的方式进行改质，以获取比重为25-30API的用于精炼的合成原油。

这些工艺流程的不利影响在于，它们都需要使用大量的水，并且产生了内含有毒残留物质的巨型尾矿池。 而且其对空气的污染也非常令人担忧，主要问题在于CO2的排放量（请参见侧栏说明）。在为此做出辩护时，油砂行业的发言人们会指出，本行业至少回收了占所使用量90%的水，并且做到了CO2的零排放，而每生产1桶石油的净用水量大致平均为4桶。

这种原位采矿法的流行工艺为蒸汽辅助重力泄油（SAGD）法。 将向储层内钻出一个水平井，然后在比其较低的位置钻出一个与其平行的生产井。将蒸汽注入位置较高的井道，让沥青释出，而沥青将从生产井内被泵出。

原位采矿的好处是，所产出的沥青是“清洁的”，没有尾矿的问题，用水量也远低于采用露天开采法的采矿方式。Petro-Canada表示，SAGD的净用水量（包括90%的水循环利用）约为每桶产品1/3桶水。

另一方面，这种方法的能源用量很高，也存在蒸汽锅炉的对空排放物。目前正在开发和实施的几项新技术就是以减轻这些问题和削减成本为目标。

对于那些运营起点就是采矿的公司来说，他们正在十分努力地提升整个工艺序列的效率。作为这个工艺序列的开创者，Suncor公司在1年多以来一直在采矿工作面上使用着一台移动式破碎机。这台履带式破碎机是由MMD（位于英格兰的Smmercotes）依照Suncor公司给出的技术规格进行制造的，能够每小时处理5000t的矿石，并可以将其联结到一台移动式泥浆混合装置上，从而减少了采用卡车进行运输的成本，而且减少了大气污染物的排放。Suncor公司预计在3年内还将投入两台移动式破碎机。

Syncrude公司设计了一款可配合移动式破碎机在采矿工作面上工作的紧凑型泥浆混合装置，并且现场试验了一台4000t/h的原型机，此原型机的体积仅为目前市场供应机型的一半左右。据研究和开发部经理Alan Fair表示，这家公司目前正在进行一套即将投入市场的系统的工程设计工作。此设备将采用市场现有的履带式运输设备每隔数周进行位置转移。

Fair还加以说明，运输矿石用卡车的成本约为每台500万加拿大元，“如此可见，搬运矿石的运输成本是非常高昂的。”

Shell Canada公司开发了一套用于将沥青从初次分离后获得的泡沫物中分离出来的改良型泡沫物处理工艺。正如上文所述，通常会将石脑油与泡沫物混合起来以降低沥青的黏度同时与对其进行分离。而不同的是，Shell公司已经在数年以来一直在采用与Natural Resources Canada公司的CanmetEnergy研发中心联合开发出来的石蜡基物技术。

图2 本图表示了Suncor公司计划扩建项目的布局状况。

Shell目前正在开发一种被称为“Shell Enhance”的改进型石蜡基物工艺，并计划于2010~2011期间在Muskeg River矿启动一套商业化装置。此项新工艺的运行温度将为60℃以上，而之前的工艺为25~35℃。 据Shell公司表示，石蜡基物工艺在很多方面优于石脑油工艺，如石蜡基物的沥青产物的固体和水份含量较低，并且可以对沥青进行部分的脱沥青处理。Shell Enhance是对早前工艺的进一步提升，其主要优势在于将能源效率提高了10%、而用水量减少了10%，而且所要求的占用空间也较小。

焦化

与传统炼油厂内的情况不同，焦化过程成为了油砂处理当中的一个重要的运行环节。“绝大多数的炼油厂均将焦化装置作为垃圾箱来使用，用于处理残油和重油，但对我们来说，绝大多数的原料均要通过焦化装置进行处理，”Syncrude公司研究和开发部经理Alan Fair这样说。这家公司拥有三座流化床焦化装置——其中两个是旧型装置，其标称处理能力为107 000桶/天，另一台是于2006年投入运行的95 000桶/天处理能力的装置。“这几台装置是当今世界上最大的流化焦化装置，”Fair说。

Syncrude公司在其中一台焦化装置的反应器产品回收段加装了折流部件，用于改善产品的分馏处理。这家公司计划对未来计划停机期间对其他焦化装置也进行类似的改造。每一个改造项目的成本约为100万加拿大元，但Syncrude公司表示，通过延长运行时间以及提高产品质量，潜在的节约效果有可能达到900万加拿大元/年。这些折流部件由公司自己的研究开发部开发，并获得了ExxonMobil公司的帮助，这家公司是流化焦化技术的许可证授予方。

Syncrude公司还将投入160万加拿大元来翻新两台旧型号焦化装置上的石灰喷洒干燥器以加强对含硫排放物的控制。此项目按计划将于2010年或2011年启动，预期将把这两台装置的排放量减少大约60%，从而将厂区的总硫排放量减少至低于100吨/天的排放水平。

而较新型号的焦化装置采用了Marsulex公司的氨水涤气工艺。在此工艺中，NH3将于SO2发生反应形成一种亚硫酸铵泥浆，然后空气将被注入并穿过泥浆，从而获得硫酸铵，而硫酸铵将被出售给化肥行业。

据一位工艺工程师Paul lbbotson介绍，Syncrude公司选择这一工艺的原因在于NH3可以作为加氢处理装置的一种副产品而生产获得。但是，这种气体中的一些微量化合物会产生一种臭味，所以目前公司一直在从外部购买NH3，直至找到能够解决这些难闻的化合物问题的方法为止。

Suncor公司将在其计划中的200 000桶/天扩建项目中新建三套配对延迟焦化装置。此项目配合Voyageur公司将能够同时处理来自露天开采和原位开采供应源的沥青（图2）。 据这家公司的发言人称，公司已经使用某些SAGD技术达5年之久，“但是，在以后的5~7年内，我们预期采用此项技术的采收量将占据沥青采收量的50%左右。”

尾矿处理

露天开采方式会产生尾矿，而尾矿是一种水、粘土、砂石、残余沥青和环烷酸的混合物。据Canmet的萃取和尾矿处理组的团队负责人Randy Mikula说，在3~5年之内，粘土仍会保持在悬浮状态，仅会沉淀最多30%~40%的固体含量。

事实上，Suncor公司目前仅在数十年努力之后，正在复垦自己的第一个尾矿池。Suncor公司在利用压实型尾矿处理技术领域已处于先锋地位，这项技术是与Canmet联合开发的，采用了化学处理方式对尾矿进行压实处理。在Suncor公司的具体情况下，在尾矿中添加了石膏（来自SO2涤气过程）以加快水的释出。Suncor公司的1号池目前正在进行砂石填埋，随后公司将修整地面并栽种植被。

目前Canadian Natural Resources有限公司正在商业化一项将CO2注入至尾矿管道的工艺。CNRL与Canmet联合开发了这项工艺。据首席运行工程师Theo Paradis所述，这些被注入的CO2将生成碳酸，碳酸将改变pH值并使粘土发生凝结，从而增加了尾矿的沉淀速率。CNRL正在应用这一工艺来处理其目前正在投入运行的110 000桶/天油砂处理厂所生成的尾矿。

Paradis预期这项工艺将让尾矿在数周之内完成沉淀，而无需数年之久。

在此项目将原油产量增加至232 000桶/天的第二期，将采用一项改进工艺。这项工艺将通过采用增稠剂和环酮而让尾矿量减少。增稠剂中的热水将循环回收至工艺过程，而且来自焦化装置的废热将用于加热工艺水，从而免于使用天然气。从现场H2生产装置将获得约26t/h的CO2。Paradis表示，沉积下来的尾矿将可以“几乎立刻”通行于上。

在由Syncrude公司联合Canmet开发的另一项工艺中，将向尾矿添加有机聚合物，然后对尾矿进行离心处理，将粘土与水分离开来。Syncrude公司已经在20t/h的规模上试验了此项工艺，并将尾矿的固体含量从17%~20%增至55%~60%。 所分离出来的水可以被返回至沥青萃取工艺中。

作为一项压实型尾矿处理技术的替代方案，Syncrude公司已经试点运行了一种水分离方法，这种方法将在废弃的矿井内建造人工湖，并采用软质的尾矿形成的沉积底部。据Syncrude公司表示，此项研究表明，这种人工湖将在一定的时间后可以支持植物和野生动物的生长和生活。

原位工艺

正如上文所述，传统的原位采矿工艺就是SAGD，但这种方法要用到大量的天然气来生成蒸汽，而且蒸汽锅炉部分也存在大气排放物。一些公司正在努力开发能够减少或避免这些问题的新技术。

Petrobank Energy and Resources有限公司正在试运行一种被称为THAI（端部至跟部式空气注入）的工艺。在油砂层的底部将钻出一个采用开有槽沟式衬壁的水平生产井，衬壁将为20~30m厚，然后在生产井的端部（跟部）钻出一个垂直注采井。然后注入蒸汽2~3月，以将储量物的温度升至100℃左右。最后，在450~550Psi的压力下注入空气，然后点燃一个沿生产井轴线向前移动的燃煤面，从而让石油能够流入井内。

“石油将通过气举作用升上到地面，这一过程无需进行泵抽，”Petrobank的管理顾问Barry Noble说，“仍保留在砂岩内的沥青质将成为燃料，这样，所生产出来的沥青将具有‘十几’个百分比的API比重，而不是粗沥青的8%。”他还表示，与SAGD工艺相比，此项技术在资本投入成本以及水和能源成本方面均具备显著的节约效果，因为蒸汽只会在工艺循环的开始阶段被用到。Petrobank已经展开了此工艺的试运行，并计划建设一座10 000桶/天的示范厂。

Shell正在开发一项原位改质工艺（IUP）技术，这项技术将采用插入到井道内的电阻式加热器把石油加热。 这种热量会将沥青改质为一种较轻的原油和天然气，这种原油和天然气是可以采收的，只在地层内留下焦炭。Shell在数年以来一直在现场试验IUP技术，试验中采用了18台加热器和3个生产井。至目前为止，在试验处已经生产出超过100 000桶的轻质原油，但Shell表示，还必需进一步做好一些工作才能实现此项工艺的商业化。

油砂和环境

在接近年中之时，作为阿尔伯塔省政府的能源部门，Alberta Energy将在碳捕获采集和埋存（CCS）领域签署3~5项试点项目合同。总资金为20亿加拿大元，目标是捕获5吨/年的CO2，并且形成一个用于输送石油并提高石油采收率（EOR）或用于向深处地层注入气体的管网。

这项旨在减少CO2排放量的计划获得了ICO2N主席Stephen Kaufman的欢迎，ICO2N是一个由20多个工业公司组成的研究CCS技术的集团。在最近的一份报告中，ICO2N概略说明了一个用于CCS系统的计划纲要，此系统旨在以100加拿大元/吨的估计成本减少2000万吨/年的CO2排放量。

去年是一项要求CO2排放量超过100 000吨/年的公司减少其12%的排放量的阿尔伯塔省法规生效后的第一个完整年度。那些没有达成各自目标的公司将有可能被要求购买弥补额度，或是为超过限制值以上的排放量支付15加拿大元/吨。阿尔伯塔省政府是北美地区第一个颁布此类法规的政府。

环境保护论者解释说，这项法规是以强度为基础的（例如，每桶或每kWh），而不是对工厂排放量设置一个上限。“油砂产业制造了加拿大温室气体排放量约4%的排放物，预计在2020年，这个数字还将有所增加，变成12%，”Simon Dyer这样说，他是一所可持续发展能源研究机构Pembina Institute的油砂产业研究领导者。他还表示，这项法规并不鼓励生产者采用CCS技术。“在CCS技术有可能达到约100加拿大元/吨的成本时，只为每吨排放物支付15加拿大元，这是一种不要使用CCS技术的反向激励措施，”他这样解释道。

Dyer说明了，当前的油砂经营覆盖了阿尔伯塔省东北部大约600km2的区域，但却存在着世界上任何原油生产方式中最严重的环境影响。至于土地复垦，他说道，至今为止，事实上没有任何一块土地通过了复垦验证，也没有任何尾矿池通过了复垦验证，因为其中包含“占地约130km2的有毒液体”。