アサバスカ・オイルサンド

アサバスカ油砂がヨーロッパの毛皮商人の目に留まったのは、1719年にクリー族の商人ワパ・スーが瀝青砂のサンプルをハドソン湾のヨーク・ファクトリーにあるハドソン湾会社の交易所に持ち込んだ時だった。当時、ヨーク・ファクトリーの支配人はヘンリー・ケルシーだった。^{[ 14 ]} 1778年には、別の毛皮商人でライバルのノース・ウェスト・カンパニーの創設者でもあるピーター・ポンドが、ハドソン湾流域からアサバスカ川水系の豊富な毛皮資源へのアクセスを可能にするメシー・ポーテージを探検した後、アサバスカの油田を目にした最初のヨーロッパ人となった。^{[ 15 ]}

1788年、後にマッケンジー川の名の由来となった毛皮商人のアレクサンダー・マッケンジーは、北極と太平洋の両方の航路を旅し、次のように記した。「アサバスカ川とクリアウォーター川の分岐点から約24マイル（39km ）のところに、長さ20フィート（6.1m ）の棒を抵抗なく差し込める瀝青の泉がある。瀝青は流動性があり、トウヒから採取した樹脂状の物質であるガムと混ぜると、インディアンのカヌーの接着剤として使われる。」 1799年には地図製作者のデイビッド・トンプソンが、1819年にはイギリス海軍士官のジョン・フランクリンが彼に続いた。^{[ 16 ]}  

ジョン・リチャードソンは、フランクリンの行方不明の探検隊を探すために北上する途中の1848年に、オイルサンドの最初の本格的な科学的評価を行った。政府が後援する最初のオイルサンド調査は、1875年にジョン・マコウンによって開始され、1883年には、カナダ地質調査所 のG・C・ホフマンが、水を使用してオイルサンドから瀝青を分離しようと試み、容易に分離できることを報告した。1888年、カナダ地質調査所の所長であるロバート・ベルは、上院委員会に「証拠は、アサバスカ渓谷とマッケンジー渓谷に、世界とは言わないまでも、アメリカで最も広大な石油田が存在することを示している」と報告した。^{[ 15 ]}

1897年にこの地域に到着したアルフレッド・フォン・ハンマーシュタイン伯爵（1870～1941）は、40年以上にわたりアサバスカ・オイルサンドを宣伝し、「アサバスカ地区のタールサンドと流れるアスファルト」などの説明的なタイトルの写真を撮影しました。これらの写真は現在、カナダ国立図書館とカナダ国立公文書館に所蔵されています。アサバスカ・オイルサンドの写真は、カナダの作家で冒険家のアグネス・ディーンズ・キャメロンのベストセラー『ニュー・ノース』にも掲載されました。この本は、彼女が北極海まで往復1万6000キロメートルを旅した記録です。 ^{[ 17 ]}彼女の写真は、2011年から2012年にかけてオタワのカナダ文明博物館で開催された展覧会で複製され、^{[ 18 ]}アサバスカ川沿いのアルフレッド・フォン・ハンマーシュタイン伯爵の石油掘削作業の写真も含まれていました。  

1926年、アルバータ大学のカール・クラークは、今日の熱抽出プロセスの先駆けとなる温水分離プロセスの特許を取得した。このプロセスを実用化しようとする試みは何度か行われたが、成功の度合いは様々だった。

プロジェクト・オイルサンドは、1958年にアサバスカ・オイルサンドを地下核爆発で採掘するという提案でした。^{[ 19 ]}理論的には、地下爆発によって発生する熱と圧力によってビチューメン鉱床が沸騰し、粘度が低下して、通常の油田技術が使えるようになるはずでした。この計画は、1976年10月の原子力科学者会報で議論されました。^{[ 20 ]} 1964年に、このプロセスに関する特許が取得されました。^{[ 21 ] [ 22 ]}核加熱オプションは、タールサンド油を抽出するために使用される従来の加熱方法の先駆けと考えられています。^{[ 23 ]}

1959年4月、連邦鉱山局はオイルサンド計画を承認した。^{[ 24 ]}しかし、その後1962年に中止された。^{[ 25 ]}

オイルサンドは通常、厚さが40～60メートル（130～200フィート）で、比較的平坦な石灰岩の上に堆積しており、比較的容易にアクセスできます。オイルサンドは、1～3メートル（3フィート3インチ～9フィート10インチ）の湿地、0～75メートル（0～246フィート）の粘土層と不毛な砂層の下にあります。アクセスが容易なため、世界初のオイルサンド鉱山はアサバスカ・オイルサンドにありました。       

アサバスカ・オイルサンドからの石油の商業生産は、フォートマクマレーのグレート・カナディアン・オイルサンド（GCOS）プラントの開設により、1967年に始まった。これは、アメリカの親会社であるサン・オイル・カンパニーが所有・運営する、世界で最初の稼働中のオイルサンド・プロジェクトだった。2億4000万米ドルのプラントが正式に稼働を開始し、 1日あたり4万5000バレル（7200^立方メートル/日） の生産能力を持つと、アサバスカ・オイルサンドの商業開発が始まった。2013年、マッケンジー・ブラウンは、アサバスカ・オイルサンドを築いた6人の先見の明のある人物の1人として、実業家のJ・ハワード・ピューを挙げた。 ^{[ 26 ]} 1971年にピューが亡くなる頃には、ピュー家はフォーブス誌によってアメリカで最も裕福な6つの家族の1つにランク付けされていた。^{[ 27 ]}グレート・カナディアン・オイル・サンズ社（当時はサン・オイル社の傘下企業であったが、現在はサンコア・エナジー社として知られる独立企業に統合されている）は、合成原油を1日あたり3万バレル（4,800^立方メートル/日）生産した。 ^{[ 28 ]}  

カナダのオイルサンド鉱床の真の規模が明らかになったのは1970年代のことである。現在、シンクルード鉱山は世界最大の鉱山（面積ベース）であり、その潜在面積は14万平方キロメートル（5万4000^平方マイル）に及ぶ。（掘削や原位置採掘によって影響を受ける可能性のある14万2200平方キロメートル（ ^5万4900平方マイル）の地下油田が存在するものの、地表採掘が可能なのはわずか4800平方キロメートル（1900平方マイル）であり、これまでに採掘されたのは904平方キロメートル（349平方マイル）^に過ぎない。）            

世界的な原油価格の下落により開発は阻害され、シンクルード・コンソーシアムが運営する第2の鉱山は、1973年の石油危機が投資家の関心を喚起した後の1978年まで操業を開始しなかった。しかし、その後原油価格は下落し、 1979年のエネルギー危機で原油価格は再びピークに達したものの、1980年代には原油価格は非常に低い水準まで下落し、石油業界は大幅な縮小を余儀なくされた。

1979年、サン社はカナダにおける精製・小売事業をグレート・カナディアン・オイル・サンズ社および従来型の石油・ガス事業と統合し、サンコア社を設立した。1981年、オンタリオ州政府は同社の株式の25%を取得したが、1993年に売却した。1995年には、サン・オイル社も同社への出資を売却したが、サンコア社はカナダ国内でサノコという小売ブランドを維持した。サンコア社はこれら2度の株式売却を機に、独立した、広く株式を保有する公開企業となった。

サンコアは成長を続け、市場価格の変動に関わらずオイルサンド事業からますます多くの石油を生産し続け、最終的には以前の親会社よりも大きくなりました。2009年、サンコアはかつてカナダ政府が所有していた石油会社ペトロ・カナダを買収し^{[ 29 ] [ 30 ]}、サンコアはカナダ最大の石油会社となり、カナダ最大の企業の1つとなりました。サンコア・エナジーは現在、以前のアメリカの親会社とは全く関係のないカナダの会社です。サン・オイル・カンパニーはスノコとして知られるようになりましたが、後に石油生産と精製事業から撤退し、その後、テキサス州ダラスのエナジー・トランスファー・パートナーズが所有する小売ガソリン販売会社になりました。カナダでは、サンコア・エナジーは、すべての下流小売事業をペトロ・カナダのブランドの下に統合し、スノコ・ブランドのライセンス料の支払いを停止するために、すべてのスノコ・ステーション（すべてオンタリオ州）をペトロ・カナダのサイトに転換しました。全国的に、ペトロ・カナダの上流製品供給業者および親会社はサンコア・エナジーです。サンコア・エナジーは、オンタリオ州でサノコの小売拠点を1か所のみ運営し続けている。^{[ 31 ]}

米国のバッケン盆地とパーミアン盆地におけるタイトオイル採掘の大規模な開発は、石油産業を急速に変革し、外国産石油の輸入を劇的に減少させた。オイルサンドと同様に、シェールオイルの生産コストは従来型石油よりも高い。供給過剰や地政学的対立など複数の要因が重なり、原油価格は2013年の1バレル100ドル超から3年後には40ドル未満にまで下落した。原油価格の低迷が続いたため、企業はオイルサンドへの新規投資を中止した。

2016年5月から7月にかけて、フォートマクマレーからアルバータ州北部にかけて山火事が広がり、約59万ヘクタール（150万エーカー）の森林地帯が焼失し、約2,400軒の家屋や建物が破壊されました。8万8千人が避難を余儀なくされ、アルバータ州史上最大の山火事避難となり、カナダ史上最も被害額の大きい災害となりました。

山火事により、フォートマクマレー北部の施設でのオイルサンド生産が停止した。シェル・カナダはアルビアン・サンズ鉱山での生産を停止した。サンコア・エナジーとシンクルード・カナダも操業規模を縮小し、従業員とその家族を避難させた。5月の火災により、カナダの石油生産量の4分の1に相当する1日約100万バレルの石油生産が停止した。この停止は6月も続き、1日あたり70万バレルのペースで続いた。生産量の減少は、世界の原油価格の上昇の一因となった。操業規模縮小に加え、エドモントンの製油所が操業停止したため、カナダ西部各地のガソリンスタンドでガソリンが品切れとなった。

2018年には、オイルサンドの生産量は1日あたり310万バレル（49万^{立方メートル}/日）に達した。 

2014年まで、業界団体はオイルサンドの生産量が2030年までに500万バレル/日（79万立方メートル/日）^に達する可能性があると考えていた。2021年現在、投資の減速後、アナリストは同時期までに380万バレル/日（60万^{立方メートル}/日）に達する可能性があると予測している。^{[ 36 ] [ 37 ]}    

カナダは米国が輸入する石油の最大の供給源であり、2019年時点で主にオイルサンドから1日あたり300万バレル（48万^{立方メートル}/日）を供給している。 ^{[ 38 ]} 

業界関係者は、当初はパイプラインの輸送能力に余裕があるかもしれないと考えていたが、いくつかのパイプライン計画が中止またはキャンセルされた後、石油砂生産の増加に対応するには不十分だと警告するようになった。^{[ 39 ]}

ブリティッシュコロンビア州キティマットへのノースゲートウェイプロジェクトは、同地域にもサービスを提供するエンブリッジパイプラインシステムの運営会社であるエンブリッジによって建設される予定でしたが、2016年に中止されました。同様に、環境保護団体や先住民グループの長期にわたる反対の後、アルバータ州からメキシコ湾岸の製油所へのパイプラインプロジェクトであるキーストーンXLは、2021年に中止されました。^{[ 40 ]}既存の通行権を使用する他のプロジェクトは、2018年に国有化されたキンダーモーガンのトランスマウンテン拡張や、ケベック州の製油所に供給するために逆方向に建設されたエンブリッジのライン9のように建設されています。^{[ 41 ] [ 42 ]} 2019年1月から2020年12月の間、アルバータ州政府はパイプライン輸出能力に合わせて生産を調整するために割当量を課しました。^{[ 43 ]}

パイプラインの容量制限を補うため、鉄道による石油輸送量は2012年から2020年の間に1日あたり5万バレル未満から40万バレル（64,000^立方メートル/日）に増加した。 ^{[ 44 ]} 

グレート・カナディアン・オイル・サンズ（現サンコア）が1967年に鉱山の操業を開始して以来、アサバスカ・オイル・サンドからは露天掘りによって商業規模で瀝青が抽出されてきた。アサバスカ・サンドには、表土がほとんどない状態で大量の瀝青が存在するため、露天掘りが最も効率的な抽出方法となっている。表土は、粘土と不毛な砂の上に水を含む泥炭湿原（泥炭沼）が重なっている。オイル・サンド自体は通常、平らな石灰岩の上に40～60メートル（130～200フィート）の深さで存在している。当初、砂はドラグラインとバケットホイール掘削機で採掘され、コンベアベルトで処理工場に運ばれていた。 

これらの初期の鉱山では、瀝青採掘技術が効率的になるまでに、多くの試行錯誤を要しました。その間、より効果的な原位置生産技術、特に蒸気圧入重力排水法（SAGD）が開発されました。アサバスカ油砂のうち、地表採掘で回収できるほど浅い層はわずか約20%に過ぎず、特にSAGD法は大量の瀝青を比較的低コストで回収できる非常に効率的な方法であったため、原位置採掘法の重要性が高まりました。

近年、SyncrudeやSuncorなどの企業は、世界最大のパワーショベル（少なくとも100ショートトン、91トン）とダンプトラック（400ショートトン、360トン）を使用した、はるかに安価なショベルとトラックによる操業に切り替えた。 ^{[ 82 ]}これにより、エネルギーと労働コストの上昇にもかかわらず、合成原油の生産コストは1バレルあたり約27米ドルに 抑えられている。^{[ 83 ]}  

掘削後、砂に熱湯と苛性ソーダ（水酸化ナトリウム）を加え、得られたスラリーを抽出プラントにパイプで送り、そこで攪拌して油を上澄みとして取り除きます。^{[ 84 ]}水の化学組成がビチューメンを砂や粘土から分離するのに適していれば、熱湯と攪拌の組み合わせによってオイルサンドからビチューメンが分離され、小さな気泡がビチューメンの液滴に付着します。ビチューメンの泡は分離容器の上部に浮き上がり、残留水と微細な固形物を取り除くためにさらに処理されます。

約2ショートトン（1.8トン）のオイルサンドから1バレル（1/8ショートトン、110kg ）の石油を生産します。当初は、砂からビチューメンの約75%が回収されていました。しかし、この方法の最近の改良点として、尾鉱から石油を回収する尾鉱石油回収（TOR）装置、泡からナフサを回収する希釈剤回収装置、傾斜板沈降機（IPS）、ディスク遠心分離機などがあります。これらにより、抽出プラントは砂中のビチューメンの90%以上を回収できるようになりました。石油抽出後、使用済みの砂やその他の材料は鉱山に戻され、最終的に鉱山は再生されます。  

アルバータ・タシウク・プロセス技術は、乾式レトルト法によってオイルサンドからビチューメンを抽出する。このプロセスでは、オイルサンドが回転ドラムを通過する際に、熱によってビチューメンが分解され、より軽い炭化水素が生成される。この技術は試験済みではあるが、まだ商業利用には至っていない。^{[ 85 ]}

砂から瀝青を抽出する最初のプロセスは、1920年代にアルバータ研究評議会で働いていたカール・クラーク博士によって開発されました。 ^{[ 86 ]}現在、Syncrude Canada、Suncor Energy、Albian Sands Energyなど、露天掘りを行っているすべての生産者は、クラーク熱水抽出（CHWE）プロセスのバリエーションを使用しています。このプロセスでは、鉱石は露天掘り技術を使用して採掘されます。採掘された鉱石は、サイズを小さくするために粉砕されます。50 ～80 ℃（122～176 °F）の熱水が鉱石に加えられ、生成されたスラリーは水力輸送ラインを使用して一次分離容器（PSV）に輸送され、そこで瀝青が浮選によって瀝青泡として回収されます。回収された瀝青泡は、重量比で瀝青60％、水30％、固形分10％で構成されています。^{[ 87 ]}  

回収された瀝青泡は、下流のアップグレードプロセスの要件を満たすために、含まれる固形物と水を除去するために洗浄する必要があります。鉱石中の瀝青含有量に応じて、最新の温水抽出技術を使用して瀝青の90～100％を回収できます。^{[ 88 ]}石油抽出後、使用済みの砂やその他の材料は鉱山に戻され、最終的に鉱山は再生されます。

蒸気補助重力排水法 (SAGD) は、重質原油とビチューメンを生産するための強化石油回収技術です。これは、一対の水平坑井を油層に掘削する高度な蒸気刺激法で、一方の坑井は他方の坑井より数メートル上に位置しています。高圧蒸気が上側の坑井に連続的に注入され、原油を加熱して粘度を低下させ、加熱された原油が下側の坑井に流れ込み、そこでビチューメン回収施設に汲み出されます。 1955年から1982年までインペリアル・オイルのエンジニアであったロジャー・バトラー博士は、1970年代に蒸気補助重力排水法 (SAGD) を発明しました。バトラーは、「水平坑井のペアと注入蒸気を使用して、採掘するには深すぎると考えられていた特定のビチューメン鉱床を開発するという概念を開発しました」^{[ 89 ] [ 90 ]}

近年では、蒸気圧入重力排水法（SAGD）や循環蒸気刺激法（CSS）などの原位置法が開発され、蒸気を注入して砂を加熱し、ビチューメンの粘度を下げて、従来の原油のように汲み出すことで、深層堆積物からビチューメンを抽出している。^{[ 91 ]}

標準的な抽出プロセスには膨大な量の天然ガスが必要です。2007年時点で、オイルサンド産業は西カナダ堆積盆地の天然ガス生産量の約4%を使用していました。2015年までに、これは2.5倍に増加する可能性があります。^{[ 92 ]}

国立エネルギー委員会によると、原位置採掘プロジェクトでビチューメン1バレルを生産するには約1,200立方フィート（34 m ³ ）の天然ガスが必要であり、統合プロジェクトでは約700立方フィート（20 m ³ ）が必要である。^{[ 93 ]}石油換算1バレルは約6,000立方フィート（170 m ³ ）のガスに相当するため、これはエネルギーの大幅な増加を意味する。そのため、アルバータ州の規制当局は、オイルサンドプラントに燃料を供給するために、米国への天然ガスの輸出を削減する可能性が高い。しかし、ガス埋蔵量が枯渇すると、石油精製業者は、独自の燃料を生成するためにビチューメンガス化に頼ることになるだろう。ビチューメンを合成原油に変換できるのとほぼ同じように、合成天然ガスに変換することもできる。   

オイルサンドは、先住民、科学者、弁護士、ジャーナリスト、環境団体によってエコサイド（生態系破壊）と表現されてきた。^{[ 6 ] [ 7 ] [ 8 ] [ 9 ] [ 10 ] [ 11 ]}アルバータ州のオイルサンドの約20%は露天掘りで回収可能だが、80%は（主に深さのため）原位置抽出技術を必要とする。露天掘りは北方林と泥炭地を破壊するが、原位置抽出技術による被害はそれほど大きくない。アルバータ州の北方林の約0.19%が露天掘りによって破壊されている。^{[ 94 ]}アルバータ州政府は、企業に対し土地を「同等の土地利用能力」に復元することを義務付けている。これは、土地が復元後に様々な土地利用を支える能力が以前と似ていることを意味するが、個々の土地利用は必ずしも同一ではない。^{[ 95 ]}

政府は特定の状況下では農地を森林地と同等とみなすことがある。オイルサンド会社は採掘した土地を元の北方林や湿原に戻す代わりに、ウッドバイソンの牧草地として利用するために埋め立ててきた。シンクルード社は、攪乱された土地の22%を埋め立てたと主張しているが^{[ 96 ]} 、この数字は他の情報源によって異議を唱えられており、シンクルード社が埋め立てたのは攪乱された土地のわずか0.2%に過ぎないとより正確に評価している^{[ 97 ] 。}

ペンビナ研究所の報告書には、「採掘作業で合成原油（SCO）（アップグレードされたビチューメン）1立方メートル（m ³）[ 35 cu ft ]を生産するには、約2～4.5 m ³ [71～159 cu ft]の水（正味量）が必要です。認可されたオイルサンド採掘作業は現在、アサバスカ川から3億5900万 m ^3の水を取水することが許可されており、これはカルガリー市の年間都市用水需要を満たすのに必要な水の量の2倍以上です。」 ^{[ 98 ]} さらに、「原位置生産で1立方メートルの石油を生産するのに必要な正味の水量は、リサイクルされる量に応じて、わずか0.2 m ³ [7.1 cu ft]になる可能性がある」と述べています。           

アサバスカ川は、アルバータ州中西部のアサバスカ氷河からアルバータ州北東部のアサバスカ湖まで、1,231キロメートル（765マイル）にわたって流れています。^{[ 99 ]}フォートマクマレーのすぐ下流での年間平均流量は毎秒633立方メートル（毎秒22,400立方フィート） ^{[ 100 ]}で、日平均流量は毎秒1,200立方メートルに達します。^{[ 101 ]}   

水利権の割り当て量はアサバスカ川の年間平均流量の約1%に相当しますが、2006年の全ての用途における実際の取水量は約0.4%でした。^{[ 102 ]}さらに、アルバータ州政府は、オイルサンド企業がアサバスカ川から取水できる水量に厳しい制限を設けています。アサバスカ川下流の水管理枠組みによると、河川流量が少ない時期には、アサバスカ川からの取水量は年間平均流量の1.3%に制限されます。^{[ 103 ]}アルバータ州はまた、オイルサンド事業者間の協力的な取水協定についても検討しています。^{[ 104 ]}

オイルサンド開発の開始以来、アサバスカ川への漏洩が何度か発生し、石油と尾鉱池の水で川が汚染されている。尾鉱池が川に非常に近いため、地下水の漏洩による汚染の可能性が大幅に高まる。1997年、サンコアは、尾鉱池から1日に1,600立方メートル（57,000立方フィート）の有毒な水が川に漏洩していたことを認めた。この水には、ナフテン酸、水銀などの微量金属、その他の汚染物質が含まれている。アサバスカ川は世界最大の淡水デルタだが、サンコアとシンクルードが尾鉱池から漏洩しているため、汚染水の量は2020年までに10億立方メートルを超えるだろう。^{[ 105 ]}  

アルバータ州北部の瀝青から生じる天然の毒性物質は、その地域に住む人々に潜在的な生態学的および人体健康リスクをもたらす。オイルサンドの開発は、低濃度でも有毒なヒ素、カドミウム、クロム、鉛、水銀、ニッケル、その他の金属元素をアサバスカ川の支流や河川にもたらす。^{[ 106 ]}

2024年現在、オイルサンドはカナダの総排出量の8%を占めている。^{[ 107 ]}オイルサンドからの排出量は増加し続けており、他のほとんどの発生源からの排出量は減少している。^{[ 107 ]}

ビチューメンを合成原油に加工するには、天然ガスを燃焼させて生成したエネルギーが必要です。2007年には、オイルサンドは1日あたり約10億立方フィート（28,000,000 m ³ ）の天然ガスを使用し、これはアルバータ州の総使用量の約40%に相当します。ガス購入に基づくと、カナダエネルギー資源研究所は、周期的な蒸気刺激プロジェクトでは1バレルあたり2.14 GJ（2.04千立方フィート）、SAGDプロジェクトでは1バレルあたり1.08 GJ（1.03千立方フィート）、アップグレードを含まない採掘作業でのビチューメン抽出では1バレルあたり0.55 GJ（0.52千立方フィート）、採掘作業での抽出とアップグレードでは1バレルあたり1.54 GJ（1.47千立方フィート）と天然ガスの必要量を示しています。^{[ 108 ]}  

CERAによる2009年の調査では、カナダのオイルサンドからの生産は、「燃料の「井戸から車輪まで」のライフサイクル分析において、平均的な原油よりも約5～15パーセント多くの二酸化炭素を排出すると推定されている。^{[ 109 ]}同年、著者で調査ジャーナリストのデビッド・ストラハンは、IEAの数値はオイルサンドからの二酸化炭素排出量が石油からの平均排出量よりも20パーセント高いことを示していると述べ、その差は上流排出量とライフサイクル排出量の差であると説明している。^{[ 110 ]}さらに彼は、2005年の米国政府の報告書では、現在の技術では、従来型石油は 1バレルあたり40kgの二酸化炭素を放出するのに対し、非従来型石油は80～115kg の二酸化炭素を放出すると示唆されていると述べている。アルバータ州のエネルギー部門は、技術の進歩により炭素排出量が減少すると示唆しており、1990年から2008年の間に1バレル当たりの排出量が39%減少したとしている^{[ 111 ]}が、 1990年から2009年の間には29%の減少にとどまった^{[ 112 ]。}

アルバータ州における合成油生産量の増加予測は、カナダの国際的な公約をも脅かすものである。カナダは京都議定書を批准するにあたり、2012年までに温室効果ガス排出量を1990年比で6%削減することに合意した。しかし、2002年時点で、カナダの温室効果ガス総排出量は1990年比で24%増加していた。

_{温室効果ガスの排出量で}世界第8位にランクされるカナダは、人口規模からすると比較的排出量が多く、京都議定書の目標を達成できていません。統合CO2ネットワーク（ICO2N）と呼ばれるカナダの主要な取り組みは、経済成長を支えながら気候変動目標の達成を支援する手段として、二酸化炭素（CO2）の大規模な回収、輸送、貯蔵の開発を推進しています_。ICO2Nのメンバーは、多くのオイルサンド生産者を含む業界関係者のグループを代表しており、カナダにおける炭素回収・貯蔵開発の枠組みを提供しています。^{[ 113 ]}

10月には、アルバータ州のオイルサンド事業をめぐるエクソンモービルに対する2件の詐欺訴訟が提起された。1件はニューヨークで、もう1件は10月24日にマサチューセッツ州で提起された。マサチューセッツ州の訴訟では、エクソンモービルが「カナダのビチューメンオイルサンド事業を含む、最もリスクの高い長期投資」を「虚偽に」正当化することで投資家を欺いたと主張している。同社は投資家に対し、「気候変動対策が事業、特にオイルサンド事業にどのようなコストをもたらす可能性があるか」について警告しなかった。^{[ 114 ]}

2022年12月、カナダのオイルサンド生産の約95%を担う6社（Canadian Natural Resources、Cenovus Energy、Imperial Oil、MEG Energy、Suncor Energy、ConocoPhillips ）からなるコンソーシアムであるPathways Allianceは、オイルサンド抽出プロセスで回収された炭素を貯蔵する地下貯留層をアルバータ州北部で作るための探査掘削をその冬に開始すると発表した。 ^{[ 115 ]}規制当局の承認を得るには数年かかる可能性があるこの提案には、20以上のオイルサンド施設から回収された炭素をコールドレイク近郊の地下貯蔵施設まで輸送するためのパイプラインの建設が含まれている。^{[ 115 ]}

同じ月、カナダで10番目に大きな石油生産会社であるアサバスカ・オイル・コーポレーションは、プロジェクトに資金を提供しているエントロピー社と提携し、アルバータ州コンクリン近郊のレイスマー油砂油田に二酸化炭素回収・貯留施設を建設すると発表した。 ^{[ 116 ]}アサバスカ・オイルは、2025年までに採掘プロセスからの排出量を30%削減することを目指していると述べた。^{[ 116 ]}

アルバータ州北部では、石油開発活動により、脆弱な生態系に膨大な数の人々が流入しています。歴史的に、この地域の人口は非常に少ないです。ほとんどの湿地帯では地下水が地表に達しているため、水は容易に汚染されます。資源の開発と採掘がますます増加するにつれて、野生生物は汚染の直接的および間接的な影響を受けています。森林カリブーは人間の活動に特に敏感であり、そのため、カロリーの必要量が最も高く、食料が最も不足する時期に、好みの生息地から追いやられます。道路建設と生息地の分断により、その地域がシカやオオカミに開放されるため、カリブーに対する人間の影響はさらに悪化します。^{[ 117 ]}

アサバスカ川付近に生息する野生生物は、水系に流入する汚染物質によって大きな影響を受けている。毎年、数えきれないほどの鳥が死んでいる。特に目立ち、大きな被害を受けているのは、尾鉱池で休息するために立ち寄る渡り鳥である。尾鉱池に大量のカモが着地し、その後すぐに死んでしまうという報告が多数ある。^{[ 118 ]}尾鉱池で見つかった鳥の数に関するデータは、1970年代から記録されている。^{[ 119 ]}

この地域に生息し産卵する魚にも大きな影響が出ている。オイルサンドによって川に毒素が蓄積するにつれ、奇妙な突然変異、腫瘍、奇形魚が現れ始めている。地域の保健当局が委託した調査では、いくつかの既知の毒素と発がん物質の濃度が上昇していることが判明した。^{[ 120 ]}川の周辺に住む先住民コミュニティは、自分たちの食料となる動物や飲料水がどのような影響を受けているかについて、ますます懸念を強めている。^{[ 121 ]}

オイルサンドと健康問題との関連性はまだ確認されていないが、環境防衛のマット・プライス氏は、その関連性は常識的に考えて当然だと述べている。魚の奇形や動物の体内の高濃度の有毒物質も確認されている。^{[ 122 ]}

大量の尾鉱は、オイルサンドからのビチューメン抽出の副産物であり、これらの尾鉱の管理は、オイルサンド産業が直面する最も困難な環境課題の 1 つです。^{[ 123 ]}尾鉱池は、分離プロセスで使用される溶剤、残留ビチューメン、塩類、可溶性有機化合物、微細シルト、および水を含む、人工のダムと堤防システムです。^{[ 123 ]}化学物質の濃度は魚に有害である可能性があり、表面の油は鳥に有害です。^{[ 124 ]}これらの沈殿池は一時的なものとして意図されていました。オイルサンド生産水の監視の大きな障害は、存在する個々の化合物の識別が不足していることです。ナフテン酸を含む非常に複雑な化合物の混合物の性質をよりよく理解することで、浸出液について河川を監視し、有毒成分を除去することが可能になるかもしれません。個々の酸の特定は長年不可能とされてきたが、2011年の分析のブレークスルーにより、オイルサンドの尾鉱池に何が含まれているかが明らかになり始めた。^{[ 125 ]}尾鉱水の90%は石油抽出に再利用できる。^{[ 123 ]}尾鉱池が増殖し続け、流動尾鉱の量が増加したため、2009年までにアルバータ州エネルギー資源保全委員会は、石油会社に新しい厳しい基準に基づいて尾鉱を管理するよう強制する指令074を発行した。^{[ 126 ]}アルバータ州政府は2013年に、アルバータ州のオイルサンドの尾鉱池が約77平方キロメートル（30平方マイル） の面積を占めていると報告した。^{[ 123 ]}採掘可能なオイルサンドの尾鉱管理フレームワークは、尾鉱が可能な限り迅速に再生されることを保証するために、アルバータ州のオイルサンドの漸進的再生戦略の一部です。^{[ 126 ]}  

サンコアは、尾鉱池から成熟した微細尾鉱（MFT）を化学凝集剤（一般的に水処理プラントで全有機物含有量（TOC）の除去を改善するために使用されている陰^イオン性ポリアクリルアミド）で処理し、より容易に再生可能な物質に乾燥を早める尾鉱削減オペレーション（TROTM）法^{[ 127} ]に12億ドルを投資しました。池の底から懸濁状態で浚渫された成熟尾鉱はポリマー凝集剤と混合され、尾鉱が常温で脱水および乾燥する浅い勾配の「ビーチ」に広げられました。乾燥したMFTは、その場で再生するか、最終的な再生のために別の場所に移動することができます。サンコアは、これにより尾鉱からの水の再生にかかる時間を数年から数週間に短縮し、回収された水をオイルサンドプラントにリサイクルできることを期待していました。サンコアは、成熟した微粒子尾鉱処理により尾鉱池の数を減らし、尾鉱池の修復にかかる時間を現在の40年から7〜10年に短縮し、採掘作業の7〜10年後に土地の復旧を継続的に行うと主張した。 ^{[ 128 ]} 2010年から2012年の報告期間において、サンコアはこの技術による微粒子の回収実績が予想を下回った。^{[ 126 ]} シンクルードは、ミルドレッドレイクプロジェクトで微粒子を回収するために、旧式の複合尾鉱（CT）技術を使用した。シンクルードは2011〜2012年に微粒子の回収実績が予想を下回ったが、2010〜2011年には予想を上回った。^{[ 126 ]}シェルは、大気圧微粉乾燥（AFD）技術を使用し、「流動性尾鉱と凝集剤を組み合わせ、その混合物を傾斜地に堆積させて水を排水し、堆積物を乾燥させる」という方法を採用したが、予想よりも微粉の捕捉性能が低かった。^{[ 126 ]}

2010年までに、サンコアは最初の尾鉱池であるポンドワンを、オイルサンドで最初の再生沈殿池であるワピシウルックアウトに変えた。2007年には、この地域は220ヘクタールの有毒な排水池だったが、数年後には、クロトウヒとヤマナラシが植えられたしっかりとした土地になった。ワピシウルックアウトは2011年の尾鉱池のわずか1パーセントを占めるにすぎないが、ポンドワンは1967年にオイルサンド業界で最初の排水池であり、1997年まで使用されていた。2011年までに浄化されたのはわずか65平方キロメートルで、約1平方キロメートルがアルバータ州によって自立した自然環境として認定された。ワピシウルックアウトはまだ認定されていない。 1号池の閉鎖作業は2007年に開始されました。ゼリー状の成熟した微細尾鉱（MFT）は池から汲み上げられ、浚渫されて、長期保管と処理のために別の尾鉱池に移されました。その後、MFTは3,000万トンのきれいな砂と、1960年代に現場から取り除かれた表土に置き換えられました。表面から深さ50cm （1フィート8インチ）までの120万立方メートル（42 × 10 ^ ⁶立方フィート）の表土は、砂の上に盛り土と窪地の形で配置されました。その後、再生植物が植えられました。^{[ 129 ] [ 130 ] [ 131 ]}      

2012年3月、石油会社の連合体であるカナダ・オイルサンド・イノベーション・アライアンス（COSIA）が発足し、尾鉱池、温室効果ガス、水、土地に焦点を当て、オイルサンド生産による環境への悪影響を軽減するための研究と技術を共有することを使命としています。蒸気法による原油生産に使用される水のほぼすべてが尾鉱池に流れ込みます。この方法の最近の改良には、尾鉱から油を回収する尾鉱油回収（TOR）装置、泡からナフサを回収する希釈剤回収装置、傾斜板沈降装置（IPS）、ディスク遠心分離機などがあります。これらにより、抽出プラントは砂中のビチューメンの90%以上を回収することができます。

2013年1月、クイーンズ大学の科学者たちは、過去50年間のアサバスカ地域の湖底堆積物を分析した報告書を発表した。^{[ 132 ]}彼らは、 1960年代に瀝青の採掘が始まって以来、多環芳香族炭化水素（PAH）の濃度が最大23倍に増加したことを発見した。発がん性、変異原性、催奇形性PAHの濃度は、1999年にカナダ環境大臣評議会が定めた湖底堆積物のガイドラインを大幅に上回っていた。研究チームは、汚染がこれまで考えられていたよりも広範囲に及んでいることを発見した。^{[ 133 ]}

ペンビナ研究所は、多くの企業によるカナダのオイルサンドへの巨額投資が生産量の増加につながり、結果として貯蔵場所のない余剰のビチューメンが発生していると指摘した。同研究所は、2022年までに1か月分の廃水排出量で、ニューヨーク市のセントラルパーク（840.01エーカー、339.94ヘクタール、3.3994平方キロメートル）の大きさの深さ11フィート（3メートル）の有毒貯水池ができる可能性があると付け加えた。^{[ 134 ]} 

オイルサンド業界は、採掘を終えた古い鉱山跡に水を汲み上げ、底に有毒な廃水を残して生物学的プロセスによって回復させることで、最大30個の湖を造成する可能性がある。放棄された露天掘り鉱山を土で埋めるよりも水で埋める方が費用がかからない。^{[ 135 ]} 2012年、累積環境管理協会（CEMA）はエンドピット湖（EPL）^{[ 136 ]}を次のように説明した。

石油砂採掘後の採掘跡地の地下に位置する、人工的に作られた水域。石油砂の副産物を含む可能性があり、周囲の再生地や未開発地から地表水と地下水が流入する。人工水域は最終的な再生地の恒久的な構造物となり、下流の環境に水を排出する。

CEMAは、「主な懸念は、EPLが毒性の遺産を形成し、将来的にオイルサンド地域の土地利用価値を低下させる可能性」であることを認めた。Syncrude Canadaは、2013年に最初のエンドピット湖を計画しており、「ベースマイン湖」と呼ぶ場所に堆積した40メートルの鉱山廃水の上に真水を汲み上げる」ことを意図していた。David Schindlerは、「最終的に健全な生態系を支えるという確証が得られるまで、これ以上のエンドピット湖は承認されるべきではない」と主張した。現在までに、「それらの実現可能性を裏付ける証拠も、湖からの流出物が無毒であることを示唆する『モデル化』結果もない」。^{[ 135 ]}

オイルサンド、特に新しいパイプラインの建設といった関連プロジェクトは、社会的な影響も及ぼします。中でも、新しい石油パイプラインの影響を最も受けるのは、地域住民です。一般的な石油流出のリスクに加え、油田や水域の汚染により食料の確保が困難になるという危険性もあります。これらの地域の住民の多くは経済的に恵まれていないにもかかわらず、生活の質の向上に資金を費やすのではなく、新しいプロジェクトの建設に資金が使われています。さらに、既存の石油パイプラインに新しいパイプラインを追加すると、化石燃料への依存度が高まります。^{[ 137 ]}

2015年7月、カナダ史上最大級の漏洩事故が発生し、フォートマクマレー南部のロングレイク油砂施設にあるネクセンエナジーのパイプラインから、5,000立方メートルのエマルジョン（約500万リットルのビチューメン、砂、廃水）が流出した。中国のCNOOC Ltd.の子会社である同社の自動安全システムは、手動検査が行われるまで、流出の原因となったパイプラインの欠陥を検知できず、流出は16,000平方メートルの範囲に及んだ。^{[ 138 ]}アルバータ州エネルギー規制当局（AER）は、パイプラインの破裂や流出を減らすための規制当局の周知の努力にもかかわらず、昨年アルバータ州でのパイプライン「事故」の件数が15%増加したことを明らかにした。

フォートマクマレーの南、アンザック近郊のロングレイク油田にある中国資本のネクセン・エナジー社の施設で爆発が発生し、作業員1人が死亡、1人が重傷を負った。 ^{[ 139 ]}爆発に巻き込まれた2人の保守作業員は、重油を軽質原油に変換するハイドロクラッカーに使用される天然ガス圧縮装置の近くで発見された。この装置は、アップグレーダーとして知られるプラントの主要処理施設にある。^{[ 140 ]}