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FrançaisEsquisto Bituminoso y Arenas Petrolíferas: Fronteras de los Combustibles Fósiles No Convencionales
Debajo de vastas extensiones del oeste canadiense y estadounidense, debajo de las montañas de Estonia y Escocia, y bajo los desiertos de Brasil y China, se encuentran enormes depósitos de roca y arena cargadas de hidrocarburos que han transformado el panorama energético mundial desde que comenzó su desarrollo a gran escala en el siglo veinte. Las arenas petrolíferas y los esquistos bituminosos — las dos categorías principales de recursos de hidrocarburos "no convencionales" — contienen cantidades de petróleo equivalentes a, o superiores a, la totalidad de las reservas de petróleo crudo convencional que han impulsado la civilización industrial durante un siglo y medio.
Las arenas petrolíferas (también llamadas arenas bituminosas) son depósitos de una forma densa y espesa de petróleo conocida como bitumen, mezclada con arena, arcilla y agua. A diferencia del petróleo crudo convencional, el bitumen es demasiado viscoso para fluir por tuberías a temperaturas ambientales y debe extraerse mediante minería a cielo abierto (en depósitos poco profundos) o mediante métodos de recuperación térmica in situ (en depósitos más profundos) que calientan el bitumen para reducir su viscosidad. Las arenas petrolíferas de Athabasca, en el norte de Alberta, Canadá, son el reservorio de arenas petrolíferas más grande conocido en el mundo, con reservas que superan los ciento setenta mil millones de barriles de petróleo recuperable, la tercera reserva de petróleo más grande del mundo después de Arabia Saudita y Venezuela.
El esquisto bituminoso es una roca sedimentaria de grano fino que contiene kerógeno, un material orgánico sólido y ceroso que no ha sido sometido a suficiente calor y presión geológicos para convertirse en petróleo convencional. Cuando el esquisto bituminoso se calienta (un proceso llamado retortado), el kerógeno se convierte en un petróleo crudo sintético (petróleo de esquisto) y gas. Los depósitos de esquisto bituminoso existen en todos los continentes habitados y se estima que contienen varios billones de barriles de petróleo equivalente, muchas veces superiores a la totalidad de las reservas de petróleo convencional del mundo. Sin embargo, la energía necesaria para extraer y retorar el esquisto bituminoso representa típicamente una fracción sustancial de la energía contenida en el producto, lo que hace del esquisto bituminoso uno de los métodos de producción de petróleo con mayor intensidad energética.
El desarrollo de las arenas petrolíferas y el esquisto bituminoso como recursos energéticos representa un desafío definitorio de la transición energética del siglo veintiuno: estos recursos son enormes en escala, económicamente significativos a los precios actuales del petróleo, pero acompañados de impactos ambientales — perturbación del suelo, uso del agua, emisiones de gases de efecto invernadero — que son sustancialmente mayores que los de la producción de petróleo convencional. El debate sobre el desarrollo de las arenas petrolíferas y el esquisto bituminoso encapsula la tensión central de la transición energética: el valor económico y geopolítico de los recursos de hidrocarburos domésticos frente a los costos ambientales de explotar el extremo más no convencional, de mayor intensidad energética y más perturbador para el medio ambiente del espectro de los combustibles fósiles.
La Geología de las Arenas Petrolíferas
Las arenas petrolíferas — también llamadas arenas bituminosas en muchos contextos, aunque "arenas petrolíferas" es el término preferido por la industria porque hace referencia al producto (petróleo) en lugar de la textura (alquitrán) — son depósitos sedimentarios en los que arenisca porosa o roca carbonatada ha sido impregnada con una forma pesada y viscosa de petróleo que ha sido degradada por la acción de bacterias y agua durante millones de años.
El petróleo convencional se forma cuando la materia orgánica en sedimentos marinos es enterrada a profundidades suficientes para que la temperatura y la presión la conviertan en petróleo líquido, que luego migra hacia arriba a través de roca permeable hasta quedar atrapado debajo de una roca impermeable de cubierta, formando un yacimiento de petróleo convencional. En los depósitos de arenas petrolíferas, el petróleo que migraba hacia arriba alcanzó la superficie (o cercanías de la superficie), donde quedó expuesto a aguas subterráneas, bacterias y oxígeno atmosférico, que eliminaron las fracciones más ligeras y degradaron el petróleo restante en bitumen pesado. El resultado es un depósito cercano a la superficie de arena impregnada de petróleo con un contenido de bitumen muy alto (típicamente del diez al quince por ciento en peso), pero con una permeabilidad extremadamente baja (el bitumen llena los espacios porosos entre los granos de arena, impidiendo el flujo).
Los depósitos de arenas petrolíferas de Athabasca, Cold Lake y Peace River en Alberta, Canadá, se formaron a partir de petróleo que migró desde yacimientos de petróleo convencional más profundos durante decenas de millones de años. La Formación McMurray de la era Cretácica — la formación rocosa que alberga el depósito de Athabasca — contiene una capa de arena bituminosa de hasta ochenta metros de espesor en algunas áreas, que subyace a formaciones más antiguas y está cubierta en áreas poco profundas por una capa relativamente delgada de sobrecarga (musgo, turba y till glacial) que debe ser removida para acceder a las arenas petrolíferas.
Los depósitos de petróleo pesado del Cinturón del Orinoco en Venezuela son otro importante recurso de petróleo no convencional, que contiene aproximadamente doscientos setenta a trescientos mil millones de barriles de reservas certificadas de "petróleo extra-pesado", técnicamente similares al bitumen de las arenas petrolíferas pero algo menos viscoso, lo que permite su recuperación por métodos distintos. Los depósitos del Cinturón del Orinoco fueron certificados como las mayores reservas de petróleo probadas del mundo en 2010, superando las reservas de Arabia Saudita en la clasificación oficial.
La Historia del Desarrollo de las Arenas Petrolíferas
Los pueblos indígenas de la región de Alberta — los Dene, los Cree y otras naciones — conocían las arenas petrolíferas mucho antes del contacto europeo, utilizando el bitumen que aflora naturalmente a la superficie en algunas áreas a lo largo de los ríos Athabasca y Clearwater como impermeabilizante para canoas de corteza de abedul y como adhesivo para madera. Los distintivos afloramientos oscuros y pegajosos a orillas de los ríos eran puntos de referencia familiares en el paisaje del norte de Alberta.
El primer relato europeo de las arenas petrolíferas del Athabasca fue registrado por Peter Pond, un comerciante de pieles que trabajaba para la North West Company, quien anotó en 1778 que los indígenas cercanos al río Athabasca utilizaban el material bituminoso de los afloramientos superficiales. Alexander Mackenzie, quien atravesó la región en 1788 camino al océano Ártico, registró que las orillas del río Athabasca exudaban grandes cantidades de un material bituminoso y observó que las arenas estaban fuertemente saturadas de petróleo.
La investigación científica de las arenas petrolíferas comenzó en serio a finales del siglo diecinueve y principios del veinte. Robert Bell, del Servicio Geológico de Canadá, estimó en 1882 que las arenas bituminosas de la cuenca del Athabasca representaban un enorme recurso petrolero. S.C. Ells, un químico e ingeniero del gobierno que estudió las arenas petrolíferas desde 1913 hasta la década de 1940, realizó investigaciones sistemáticas sobre la extensión, las características y el potencial del depósito, experimentando con métodos de extracción y separación y publicando informes influyentes que establecieron la magnitud del recurso.
El problema fundamental para la explotación de las arenas petrolíferas siempre fue el desafío de extracción y procesamiento: cómo separar eficientemente el bitumen de la arena y el agua con los que está mezclado, y cómo mejorar el espeso bitumen rico en azufre hasta convertirlo en un petróleo crudo sintético adecuado para el procesamiento en refinerías. La altísima viscosidad del bitumen a temperaturas ambientales (aproximadamente diez mil a un millón de veces más viscoso que el petróleo crudo convencional) impide que fluya a través de pozos de producción o tuberías sin calentamiento.
Karl Clark, un químico que trabajó en el Consejo de Investigación de Alberta de 1921 a 1954, realizó la contribución decisiva al procesamiento de las arenas petrolíferas: desarrolló el proceso de extracción con agua caliente de Clark, utilizando agua caliente (a aproximadamente ochenta grados Celsius) e hidróxido de sodio (sosa cáustica) para separar el bitumen de la arena y el agua, creando el proceso de extracción que sigue siendo la base de las operaciones de minería a cielo abierto en la actualidad. La patente de Clark sobre el proceso de extracción con agua caliente, emitida en 1929, estableció la base técnica de la industria de las arenas petrolíferas que eventualmente se desarrollaría cinco décadas después. El persistente trabajo experimental de Clark — incluida la construcción de una planta piloto de media tonelada por día en 1929 — demostró que la extracción comercial de arenas petrolíferas era técnicamente factible, sentando las bases para el eventual desarrollo del depósito de Athabasca.
El desarrollo de la primera planta comercial de arenas petrolíferas fue un proyecto que duró décadas y requirió apoyo gubernamental sostenido, capital paciente e innovación tecnológica. El proyecto Great Canadian Oil Sands (GCOS) — que eventualmente fue renombrado Suncor — fue concebido en la década de 1950 y promovido por J. Howard Pew, de la Sun Oil Company (Sunoco), quien veía las arenas petrolíferas de Alberta como una reserva estratégica para la seguridad energética a largo plazo de América del Norte. Tras años de estudios de viabilidad, aprobaciones regulatorias y sobrecostos, la planta de GCOS comenzó su producción en 1967, la primera operación comercial de arenas petrolíferas del mundo, que extraía arena bituminosa y la mejoraba para obtener petróleo crudo sintético. La planta producía aproximadamente cuarenta y cinco mil barriles por día a un costo que inicialmente superaba con creces el precio del petróleo crudo convencional, requiriendo subsidios sostenidos y compromiso a largo plazo de sus inversores.
Syncrude Canada, una empresa conjunta de múltiples compañías petroleras, abrió su planta de arenas petrolíferas al noreste de Fort McMurray en 1978, ampliando drásticamente la capacidad canadiense de procesamiento de arenas petrolíferas. El proyecto Syncrude requirió el desarrollo industrial individual más costoso en la historia de Canadá hasta ese momento, con costos de construcción de aproximadamente dos mil millones de dólares (en moneda de 1978). La planta utilizaba gigantescas excavadoras de rueda de cangilones y minería con camiones y palas para excavar las arenas petrolíferas, transportándolas por cinta transportadora y tubería hasta una instalación de extracción y mejoramiento.
La industria de las arenas petrolíferas permaneció relativamente pequeña durante los años setenta y ochenta, limitada por los altos costos de producción y los bajos precios del petróleo. La expansión dramática llegó a finales de los años noventa y en la década de 2000, cuando los precios sostenidamente altos del petróleo (por encima de aproximadamente treinta a cuarenta dólares por barril para el crudo WTIC) y las mejoras en la tecnología de recuperación in situ (en particular el Drenaje por Gravedad Asistido por Vapor, o SAGD, por sus siglas en inglés) hicieron que la producción de arenas petrolíferas fuera ampliamente rentable. Miles de millones de dólares de inversión fluyeron hacia nuevos proyectos: el Proyecto de Arenas Petrolíferas de Athabasca de Shell, el proyecto Horizon de Canadian Natural Resources, el proyecto Kearl Lake de Imperial Oil, y docenas de proyectos SAGD.
A mediados de la década de 2010, la producción de arenas petrolíferas de Canadá superaba los tres millones de barriles por día, convirtiendo a Canadá en uno de los cinco mayores productores de petróleo del mundo y al depósito de Athabasca en la tercera reserva de petróleo probada más grande de la Tierra. Las arenas petrolíferas de Alberta se convirtieron en la fuente individual más importante de crecimiento de la oferta en la producción mundial de petróleo entre 2000 y 2015, y su desarrollo cambió fundamentalmente la posición de Canadá en los mercados energéticos mundiales.
Métodos de Extracción: Minería Versus in Situ
La elección entre la minería a cielo abierto y la extracción in situ para las arenas petrolíferas depende principalmente de la profundidad: los depósitos donde el material suprayacente (sobrecarga) tiene menos de aproximadamente setenta y cinco metros de profundidad pueden ser explotados mediante la remoción de la sobrecarga y la excavación de la arena petrolífera; los depósitos más profundos requieren métodos in situ que calientan el bitumen bajo tierra para reducir su viscosidad lo suficiente como para permitir su recuperación.
La minería a cielo abierto representa aproximadamente el veinte por ciento de las reservas de arenas petrolíferas de Alberta en volumen, pero ha producido una proporción desproporcionada de la producción histórica porque las tasas de recuperación son más altas (aproximadamente el noventa por ciento del bitumen en el material extraído es recuperado) y las primeras plantas comerciales se construyeron sobre depósitos poco profundos cerca de Fort McMurray. Las operaciones de minería a cielo abierto son empresas industriales masivas: las minas de Syncrude y Suncor al norte de Fort McMurray se encuentran entre las operaciones industriales más grandes de América del Norte, con excavaciones a cielo abierto que se extienden por decenas de kilómetros, enormes flotas de camiones que operan de forma continua, e instalaciones de mejoramiento que convierten el bitumen extraído en petróleo crudo sintético comercializable. La escala de las operaciones de minería a cielo abierto — y el paisaje de estanques de relaves negros y terrenos perturbados que crean — ha sido objeto de críticas ambientales desde la década de 1970.
El Drenaje por Gravedad Asistido por Vapor (SAGD) — desarrollado mediante investigaciones en la Autoridad de Tecnología e Investigación de Arenas Petrolíferas de Alberta (AOSTRA, por sus siglas en inglés) a finales de los años setenta y ochenta, con contribuciones clave de Roger Butler — se ha convertido en el método dominante para la recuperación in situ de arenas petrolíferas, representando la mayor parte de la nueva capacidad de producción construida desde la década de 2000. En el SAGD, dos pozos horizontales se perforan en paralelo a aproximadamente cuatro a seis metros de distancia entre sí — un pozo inyector superior y un pozo productor inferior. El vapor se inyecta a través del pozo superior, calentando el bitumen circundante y reduciendo su viscosidad lo suficiente para que se drene por gravedad hacia el pozo productor, desde el cual una mezcla de bitumen y agua condensada es bombeada a la superficie. El proceso SAGD fue validado en la Instalación de Pruebas Subterráneas de AOSTRA en la década de 1980 y desplegado comercialmente por primera vez en el proyecto MacKay River en la década de 1990.
La Estimulación Cíclica con Vapor (CSS, por sus siglas en inglés) — un método in situ alternativo utilizado en particular en la operación de Cold Lake de Imperial Oil — inyecta vapor en un solo pozo en una serie de ciclos de "inhalación y exhalación": inyección de vapor seguida de remojo (para permitir que el calor se difunda a través de la formación) y luego producción, repetido múltiples veces hasta que la productividad del pozo disminuye. El CSS tiene tasas de recuperación más bajas que el SAGD, pero es técnicamente más sencillo para algunas configuraciones de yacimientos.
Métodos in situ experimentales que incluyen calentamiento eléctrico, recuperación asistida por solventes y calentamiento electromagnético están siendo desarrollados para reducir la intensidad energética y la demanda de agua de la producción in situ, que actualmente utiliza aproximadamente dos a tres barriles de vapor por barril de bitumen recuperado, consumiendo grandes cantidades de gas natural para generar vapor.
Esquisto Bituminoso: Geología y Distribución
El esquisto bituminoso se diferencia de las arenas petrolíferas en que la materia orgánica (kerógeno) no es un petróleo sino un precursor del petróleo — un material sólido que no ha sido expuesto a suficiente calor y presión geológicos para convertirse en petróleo líquido. Cuando el esquisto bituminoso se calienta a aproximadamente quinientos grados Celsius (un proceso llamado retortado), el kerógeno sufre pirólisis y se convierte en petróleo de esquisto (similar al crudo convencional), gas y un residuo rico en carbono.
Los mayores depósitos de esquisto bituminoso del mundo se encuentran en la Formación Green River de Colorado, Utah y Wyoming (EE. UU.), que contiene un estimado de tres billones de barriles de petróleo potencialmente recuperable, aproximadamente cuarenta veces las reservas de petróleo convencional probadas actuales de los Estados Unidos. Los esquistos negros del Devónico del este de los Estados Unidos, el esquisto bituminoso báltico de Estonia y Rusia, el esquisto bituminoso jordano, la Formación Irati de Brasil y los depósitos de esquisto bituminoso chinos en Manchuria y otras regiones se encuentran entre los otros principales recursos de esquisto bituminoso en el mundo.
Los esquistos bituminosos de la Formación Green River se depositaron hace aproximadamente cincuenta a treinta y cinco millones de años en una serie de lagos antiguos en lo que hoy es la región de las Montañas Rocosas. Los sedimentos lacustres — que incluyen abundantes algas, material vegetal y otra materia orgánica — se acumularon en ambientes lacustres tranquilos y pobres en oxígeno donde la descomposición estaba inhibida, acumulando gradualmente gruesas secuencias de lutita y marlita ricas en kerógeno. Los esquistos de Green River más ricos (llamados "Zona Caoba" por su color distintivo) contienen hasta ciento cuarenta litros de petróleo por tonelada de roca, entre las concentraciones de kerógeno más altas de cualquier depósito de esquisto bituminoso.
El esquisto bituminoso estonio — kukersite, un esquisto de origen marino depositado hace aproximadamente cuatrocientos cincuenta millones de años durante el período Ordovícico — ha sido explotado y utilizado para la producción de energía desde 1916, haciendo de Estonia uno de los productores de esquisto bituminoso con mayor continuidad en el mundo. El kukersite estonio tiene un rendimiento de petróleo relativamente bajo en comparación con el esquisto de Green River, pero fue utilizado para combustión directa en centrales eléctricas y para retortado con el fin de producir petróleo, gas y productos químicos. La dependencia de Estonia del esquisto bituminoso para la producción de energía (en su punto máximo, el esquisto bituminoso proporcionaba aproximadamente el noventa por ciento de la electricidad de Estonia) la convirtió en el país más dependiente del esquisto bituminoso en el mundo.
Tecnologías de Retortado de Esquisto Bituminoso
La conversión del kerógeno del esquisto bituminoso en petróleo utilizable requiere un proceso de retortado — calentar el esquisto a temperatura de pirólisis en una instalación sobre el terreno (ex situ) donde se procesa la roca extraída, o bajo tierra (in situ) donde se aplica calor a la formación de esquisto sin necesidad de minería.
El retortado sobre el terreno se ha practicado comercialmente en Estonia, China, Brasil y en diversas instalaciones experimentales en los Estados Unidos. La tecnología de retortado más común — el retorta de eje vertical, utilizada en el procesamiento del esquisto bituminoso estonio desde la década de 1920 — procesa esquisto bituminoso triturado en un recipiente vertical donde se calienta mediante gas reciclado caliente o mediante la combustión de una parte del contenido orgánico propio del esquisto, desprendiendo productos volátiles (vapores de petróleo de esquisto y gas) que son condensados y recogidos.
Los retortas Kiviter y Galoter, desarrollados en Estonia, representaron refinamientos sucesivos del enfoque de eje vertical y dominaron el procesamiento del esquisto bituminoso estonio durante décadas. El retorta Enefit 280, desarrollado por Eesti Energia (la empresa energética estatal estonia) y desplegado en Estonia con licencia internacional, es la tecnología de retorta de esquisto bituminoso comercial más moderna, logrando mayor eficiencia y menor impacto ambiental que los diseños anteriores.
El retortado de esquisto bituminoso estadounidense experimentó importantes esfuerzos de desarrollo en los años setenta y ochenta, impulsados por las perturbaciones en los precios del petróleo y la preocupación por la dependencia de las importaciones. Colony Development Operation (una empresa conjunta que incluía a Exxon, ARCO, Shell y Tosco) desarrolló la tecnología de retorta Tosco II y comenzó la construcción de una gran planta comercial de esquisto bituminoso en la Cuenca Piceance del oeste de Colorado. El proyecto, que habría sido la operación de esquisto bituminoso más grande del mundo, fue abandonado en mayo de 1982 — el "Domingo Negro" para las comunidades locales de Colorado — cuando la caída de los precios del petróleo y los costos en espiral lo hicieron inviable económicamente. El abandono del Proyecto Colony, y de numerosas otras iniciativas de esquisto bituminoso a principios de la década de 1980, fue profundamente traumático para las comunidades de Colorado y Utah que habían anticipado un auge del esquisto bituminoso.
El proceso de conversión in situ (ICP, por sus siglas en inglés) de Shell — desarrollado a través de décadas de investigación en el Proyecto de Investigación Mahogany de Shell en Colorado — utiliza una red de elementos calefactores eléctricos insertados en la formación de esquisto bituminoso para calentarla lentamente durante años, convirtiendo el kerógeno en petróleo y gas in situ sin necesidad de minería. El petróleo y el gas calentados migran hacia pozos de producción y son bombeados a la superficie para su procesamiento. La tecnología ICP de Shell promete evitar la perturbación del suelo que conlleva la minería a cielo abierto y acceder a formaciones más profundas no aptas para el retortado convencional, pero su viabilidad comercial aún no ha sido demostrada a escala.
El proceso Electrofrac de ExxonMobil y el proceso de Mejoramiento in Situ de Total representan otros enfoques in situ desarrollados por grandes compañías petroleras. El desafío común para todos los métodos in situ es la lenta tasa de calentamiento y la muy grande escala de aporte de energía necesaria para calentar kilómetros cúbicos de formación rocosa a temperatura de pirólisis, mientras se mantienen barreras de agua (usando "muros de congelación") para prevenir la contaminación de las aguas subterráneas.
Impactos Ambientales de la Producción de Arenas Petrolíferas
Los impactos ambientales de la producción de arenas petrolíferas son sustancialmente mayores que los de la producción de petróleo convencional, y abarcan la perturbación del suelo, el uso y la contaminación del agua, las emisiones de gases de efecto invernadero y los impactos en las comunidades indígenas y sus territorios tradicionales.
La perturbación del suelo causada por la minería a cielo abierto es el impacto ambiental más visible de las arenas petrolíferas. Para 2020, aproximadamente novecientos kilómetros cuadrados de bosque boreal, musgo y humedales habían sido perturbados por las operaciones de minería a cielo abierto en Alberta, un área comparable a la de Singapur. El terreno explotado debe ser restaurado de acuerdo con el marco regulatorio de Alberta, que exige a los operadores depositar fianzas de garantía para la restauración y recuperar el terreno explotado hasta su "capacidad equivalente de uso del suelo" — sustentando tipos equivalentes de uso del suelo y función del ecosistema a las condiciones previas a la minería. En 2020, menos de veinticinco kilómetros cuadrados habían recibido certificación formal de restauración, una fracción ínfima del área perturbada, lo que refleja tanto el largo período de tiempo requerido para la restauración del ecosistema como la naturaleza continua de las operaciones que impide la restauración de las áreas de minas activas.
Los estanques de relaves — los embalses de residuos líquidos (una mezcla de agua, arcilla, arena fina, bitumen residual y productos químicos de proceso) creados durante el proceso de extracción con agua caliente — representan uno de los aspectos ambientales más controvertidos de la minería a cielo abierto. En 2020, los estanques de relaves de las arenas petrolíferas de Alberta cubrían aproximadamente doscientos veinte kilómetros cuadrados y contenían aproximadamente un billón cuatrocientos mil millones de litros de relaves líquidos. Los estanques son tóxicos para las aves acuáticas (varios incidentes en que aves acuáticas migratorias aterrizaron en estanques de relaves y murieron por exposición a hidrocarburos han atraído una atención significativa de los medios de comunicación y las autoridades reguladoras), y las preocupaciones sobre la filtración de sustancias tóxicas hacia las aguas subterráneas y el río Athabasca han sido persistentes. Las regulaciones que exigen el secado progresivo y la restauración de los relaves ("relaves finos fluidos" son particularmente difíciles de gestionar) se han fortalecido, pero continúan enfrentando desafíos en su implementación.
El uso de agua por parte de las operaciones de arenas petrolíferas es sustancial: las operaciones de minería a cielo abierto utilizan aproximadamente tres a cinco barriles de agua dulce por barril de bitumen extraído (aunque la mayor parte se recicla y reutiliza), y las operaciones in situ de SAGD utilizan aproximadamente uno a dos barriles de agua (principalmente en forma de vapor) por barril. El río Athabasca — el río más grande de Alberta, que fluye hacia el noreste a través de la región de las arenas petrolíferas — proporciona gran parte del agua utilizada por las operaciones mineras, y las comunidades de Primeras Naciones aguas abajo (en particular la Primera Nación Chipewyan de Athabasca y la Primera Nación Cree de Mikisew) han documentado preocupaciones sobre la reducción del caudal del río y los impactos en la calidad del agua.
Las emisiones de gases de efecto invernadero de la producción de arenas petrolíferas — por barril de petróleo equivalente — son aproximadamente tres veces y media a cuatro veces más altas que el promedio mundial para la producción de petróleo crudo convencional, debido a la energía necesaria para la generación de vapor (en SAGD), el mejoramiento del bitumen y las operaciones mineras. Las emisiones totales de gases de efecto invernadero del sector de arenas petrolíferas de Alberta eran de aproximadamente ochenta a noventa millones de toneladas de CO2 equivalente por año a principios de la década de 2020, aproximadamente el doce al trece por ciento de las emisiones nacionales totales de Canadá. Los esfuerzos para reducir las emisiones de las arenas petrolíferas incluyen proyectos de captura y almacenamiento de carbono, la electrificación de la generación de vapor mediante electricidad baja en carbono y mejoras en la eficiencia energética.
Los impactos en las comunidades indígenas han sido una dimensión central y controvertida del desarrollo de las arenas petrolíferas desde sus primeras etapas. La Primera Nación Chipewyan de Athabasca, la Primera Nación Cree de Mikisew, la Primera Nación de Fort McMurray y otras comunidades indígenas cuyos territorios tradicionales se superponen o colindan con la región de las arenas petrolíferas han planteado preocupaciones sobre los impactos del desarrollo en sus derechos de tratado, el uso tradicional de la tierra, la calidad del agua y el aire, y el patrimonio cultural. El caso emblemático de Nación Haida c. Columbia Británica (2004) estableció el principio del deber de la Corona de consultar a los pueblos indígenas antes de aprobar proyectos que pudieran afectar sus derechos, un principio que ha dado forma a las aprobaciones posteriores de proyectos de arenas petrolíferas y ha sido la base de numerosos desafíos legales.
La controversia sobre el oleoducto Keystone XL — un oleoducto propuesto que habría transportado bitumen de las arenas petrolíferas de Alberta a las refinerías de la costa del Golfo de los EE. UU. — se convirtió en una de las controversias ambientales y de derechos indígenas más prominentes en América del Norte en la década de 2010. La oposición de las comunidades indígenas a lo largo de la ruta del oleoducto, en particular en Nebraska (donde el oleoducto habría cruzado el Acuífero Oglala, una fuente crítica de agua potable), de organizaciones ambientales preocupadas por las emisiones de las arenas pet