Speech (committee meeting)

{
    "time": "2008-06-16 16:40:00",
    "attribution": {
        "en": "Ms. Colleen Killingsworth (President, Canadian Centre for Energy Information)",
        "fr": ""
    },
    "content": {
        "en": "<p data-HoCid=\"1181746\" data-originallang=\"en\">Thank you, Mr. Chair. </p>\n<p data-HoCid=\"1181747\" data-originallang=\"en\">My name is Colleen Killingsworth and I am the president of the Canadian Centre for Energy Information. </p>\n<p data-HoCid=\"1181748\" data-originallang=\"en\">We are a non-profit, third-party energy information resource on all sources of energy across Canada. I'll just point out we are a non-advocacy group and we do rely on a rigorous stakeholder review process for all our original content. </p>\n<p data-HoCid=\"1181749\" data-originallang=\"en\">I have a lengthy slide presentation that is put together to serve as extended background and information for you. Please don't let that intimidate you. I will only be speaking to some key highlights per slide. </p>\n<p data-HoCid=\"1181750\" data-originallang=\"en\">As world demand for crude oil continues to grow, the oil sands deposits of northern Alberta represent one of the few reliable, long-term sources of supply. The total amount of bitumen in the ground is estimated at 1.7 trillion barrels, of which 174 billion barrels are considered recoverable reserves based on current economics and technology. </p>\n<p data-HoCid=\"1181751\" data-originallang=\"en\">Only about 10% of Alberta bitumen resource is considered economically recoverable with current technologies, yet those reserves would be sufficient to sustain production of three million barrels per day for more than 150 years. </p>\n<p data-HoCid=\"1181752\" data-originallang=\"en\">The next slide is a graph that shows you Canadian oil production and its projections for growth in the oil sands development and production to 2020. </p>\n<p data-HoCid=\"1181753\" data-originallang=\"en\">The next slide shows you where Canada sits within the top five world oil reserves. The oil sands reserves are larger than the reserves of Iran, Iraq, or Russia, and are second in size only to those of Saudi Arabia. </p>\n<p data-HoCid=\"1181754\" data-originallang=\"en\">Oil sands deposits underlie 140,800 square kilometres of Alberta, an area larger than the island of Newfoundland or the state of North Carolina. Smaller potential bitumen resources are also being evaluated in northwestern and east central Saskatchewan. Conventional heavy oil deposits in Canada are concentrated around Lloydminster on the Alberta-Saskatchewan border, but heavy oil has also been found in British Columbia, offshore Newfoundland and Labrador, and the Arctic islands. </p>\n<p data-HoCid=\"1181755\" data-originallang=\"en\">I won't go into discussing this slide, as it has already been covered by Mr. Stringer, but it shows you the oil sands molecule and how it is developed. </p>\n<p data-HoCid=\"1181756\" data-originallang=\"en\">According to the National Energy Board, in 2006 production from the oil sands reached 1.1 million barrels per day, surpassing the oil production of Texas and equal to about one-tenth the output of Saudi Arabia, or 1.3% of the total world crude oil supply. </p>\n<p data-HoCid=\"1181757\" data-originallang=\"en\">Dozens of multi-billion-dollar projects are under way to expand oil sands production. The Alberta government envisions oil sands production as high as five million barrels per day by 2030. This would be equivalent to nearly one-quarter of current North American oil consumption. </p>\n<p data-HoCid=\"1181758\" data-originallang=\"en\">The growth of the oil sands industry has had far-reaching benefits. Nearly a quarter of a million people are directly and indirectly employed by the oil sands. Studies estimate that the oil sands activity will provide $123 billion in government revenues in Canada between the years 2000 and 2025. </p>\n<p data-HoCid=\"1181759\" data-originallang=\"en\">About 18% of Alberta's economically recoverable oil sands bitumen reserves are close enough to the surface to make mining feasible. Most of these are located in the area north of Fort McMurray. </p>\n<p data-HoCid=\"1181760\" data-originallang=\"en\">Mining extraction techniques were initially borrowed from other open-pit mining processes and used giant draglines, bucket wheels, and conveyor belts to excavate oil sand and transport it to processing facilities. This system was costly and difficult to maintain, especially in the harsh northern climate.</p>\n<p data-HoCid=\"1181761\" data-originallang=\"en\"> In the early 1990s substantial savings were achieved by switching to power shovels, oversized trucks, and water-slurry. The switch in technology was a key step in making the oil sands industry cost-competitive with conventional oil producers. </p>\n<p data-HoCid=\"1181762\" data-originallang=\"en\"> The next slide is a good illustration of the oil sands mining process. Once oil sands ore is mined, it is transported by truck to a slurry system called hydro-transport, where the process of separating the bitumen from the oil sands begins. The slurry is treated with hot water in an extraction plant to recover the bitumen. </p>\n<p data-HoCid=\"1181763\" data-originallang=\"en\">Tailings, a mixture of water, clay particles, and some bitumen, is a byproduct of the extraction process. Tailings are stored in ponds, which are later reclaimed. </p>\n<p data-HoCid=\"1181764\" data-originallang=\"en\">Once the oil sands ore has been completely mined, the site is reclaimed to a state comparable to what existed prior to the oil sands development. </p>\n<p data-HoCid=\"1181765\" data-originallang=\"en\">I'm going to skip over the next slide, as Mr. Stringer has covered this quite well. </p>\n<p data-HoCid=\"1181766\" data-originallang=\"en\">The following slide illustrates the SAGD process. This is one of the in situ processes, which more recently has gained popularity and is the most common method used in new, smaller-scale projects. SAGD stands for steam-assisted gravity drainage. In this method, pairs of horizontal wells, one above the other, are drilled into an oil sands formation, with steam injected continuously into the upper well. As the steam heats the oil sands formation, the bitumen softens and drains into the lower well. Pumps then bring the bitumen to the surface. </p>\n<p data-HoCid=\"1181767\" data-originallang=\"en\">As shown on the next slide, existing in situ projects use natural-gas-fired boilers to generate steam. Technologies have been developed to use crude bitumen as a fuel if needed for steam generation. </p>\n<p data-HoCid=\"1181768\" data-originallang=\"en\">One technology that could reduce energy requirements is called vapour extraction, or VAPEX. In this method, pairs of parallel horizontal wells are drilled, as in SAGD. But instead of steam, natural gas liquids such as ethane, propane, or butane are injected into the upper well to act as solvents so that the bitumen or heavy oil can flow to the lower well. An industry-government conversion is currently evaluating a VAPEX pilot project, and several operators are also testing the technology on their own leases. </p>\n<p data-HoCid=\"1181769\" data-originallang=\"en\">In situ, as the next slide says, is expected to disturb only about 10% of the surface land in the development area and utilizes about 90% less water than current mining methods. </p>\n<p data-HoCid=\"1181770\" data-originallang=\"en\">The next slide is on upgrading. Once extracted, the bitumen can be sold directly to the market or upgraded by the oil sands operators into a variety of crude oil products. Because most oil refineries are designed to handle only conventional light and medium crude oil, bitumen requires special processing or upgrading to make marketable commodities. </p>\n<p data-HoCid=\"1181771\" data-originallang=\"en\">The next slide is a diagram on the upgrading process. Upgrading is usually a two-stage process. In the first stage, coking, hydro-processing, or both are used to break up the molecules. Coking removes carbon, while hydro-processing adds hydrogen. In the second stage, a process called hydro-treating is used to stabilize the products and to remove impurities such as sulphur. The hydrogen used for hydro-processing and hydro-treating is manufactured from natural gas and steam.</p>\n<p data-HoCid=\"1181772\" data-originallang=\"en\">As the next slide shows, upgrading produces various hydrocarbon products that can be blended together into custom-made crude oil equivalent or sold or used separately. The Syncrude and Suncor mining projects use some of their production to fuel the diesel engines in their trucks and other equipment at their operations. Suncor also ships diesel fuel by pipeline to Edmonton for sale on the marketplace. </p>\n<p data-HoCid=\"1181773\" data-originallang=\"en\">The next slide deals with transporting oil sands products. Whether synthetic crude or diluted bitumen, they are transported in the same manner and in the same pipelines as conventional crude oil. The vast pipeline system extends from the producing areas in northern Alberta to refineries in eastern Canada, the U.S. midwest, and as far south as the gulf coast. </p>\n<p data-HoCid=\"1181774\" data-originallang=\"en\">The next slide is a map of the North American crude oil pipeline system. </p>\n<p data-HoCid=\"1181775\" data-originallang=\"en\">The next slide shows the benefits of oil sands. Oil sands developers are expected to invest about $45 billion in the oil sands during the next four years. This is in addition to the $34 billion in capital expenditures to date.</p>\n<p data-HoCid=\"1181776\" data-originallang=\"en\"> As a result of this growth, the number of people directly and indirectly employed by the oil sands industry is expected to total nearly a quarter of a million in just two years. </p>\n<p data-HoCid=\"1181777\" data-originallang=\"en\"> The economic opportunities extend across Canada and internationally. According to the study by the Canadian Energy Research Institute that examined the impact of the oil sands development over a 20-year period, about 56% of the employment impacts from the oil sands would occur in Alberta, 27% would be in other Canadian provinces, and 17% would occur internationally. The gross domestic product gains outside Alberta are largely due to the demand for steel, vehicles, and other equipment manufactured in other provinces and countries. </p>\n<p data-HoCid=\"1181778\" data-originallang=\"en\">Most importantly, this serious study estimates that oil sands activity will provide $123 billion in government revenues in Canada between the years 2000 and 2025. During the same period, an additional $13.5 billion in revenues will be generated for non-Canadian governments, primarily as a result of the oil sands industry relying on international manufacturing sources.</p>\n<p data-HoCid=\"1181779\" data-originallang=\"en\">The economic, environmental, and social challenges of the oil sands arise from the nature of the resource, its location, its vast scale, and the rapid acceleration of development since the late 1990s. The soaring demand for labour and services to support the projects, and the effects on the existing aboriginal and non-aboriginal communities, are among the social challenges. </p>\n<p data-HoCid=\"1181780\" data-originallang=\"en\">Since the 1970s, the government and oil sands companies have established programs to train and recruit aboriginal people as employees, contractors, and suppliers, and the new projects seek aboriginal involvement where possible. </p>\n<p data-HoCid=\"1181781\" data-originallang=\"en\">The chart on the next slide depicts employment due to the oil sands. It shows 56% of oil sands employment in Alberta, 27% in other provinces, and 17% internationally. On government revenue breakdown from the oil sands, 36% of the revenue is in Alberta. Other provinces receive 23%, and Canada as a whole receives 41%.</p>\n<p data-HoCid=\"1181782\" data-originallang=\"en\">The National Energy Board estimates that 500 cubic feet--14 cubic metres--of natural gas are used to produce a barrel of upgraded crude oil from mining upgrading projects. About twice that much is used to produce one barrel of bitumen from in situ projects. With respect to other challenges related to energy use, introducing new technologies to improve energy efficiency is generating results. Energy used in oil sands mining and extraction has been reduced by 45% through the use of new technologies, such as hydrotransport and new low-temperature extraction processes. </p>\n<p data-HoCid=\"1181783\" data-originallang=\"en\">On challenges related to water use, as we heard Mr. Stringer say, water recycling and the use of non-potable groundwater already has reduced the impact on freshwater resources. And new technologies may reduce the large water requirements for current oil sands production methods. Companies are also working with scientists, government authorities, and forestry companies to reduce the cumulative impacts on soil, vegetation, and wildlife.</p>\n<p data-HoCid=\"1181784\" data-originallang=\"en\">There are cooperative programs underway between government, oil companies, and forestry companies to reduce the cumulative impacts on landscapes, forest productivity, and wildlife. These include using low-impact seismic reclamation techniques, which provide for more rapid re-vegetation; protecting caribou habitat; introducing bison to reclaimed land; and, to date, planting more than eight million trees.</p>\n<p data-HoCid=\"1181785\" data-originallang=\"en\">Improved pollution controls, such as flue scrubbers, have reduced per-barrel emissions of sulphur oxides, nitrogen oxides, and particulates that can cause smog and acid rain effects. </p>\n<p data-HoCid=\"1181786\" data-originallang=\"en\">With respect to greenhouse gas emissions, bitumen extraction and upgrading, as you have heard, produce more than twice as many greenhouse gas emissions per barrel compared to conventional crude oil production. However, about 80% of emissions from oil use occur at the point of final use, such as an automobile or furnace.</p>\n<p data-HoCid=\"1181787\" data-originallang=\"en\">Several methods to reduce greenhouse gas emissions have been suggested. One possibility would be to inject emissions underground, known as carbon capture and storage, or carbon sequestration. Some of the carbon dioxide might be used to enhance production from conventional oil fields.</p>\n<p data-HoCid=\"1181788\" data-originallang=\"en\">On a per-barrel basis, greenhouse gases and other emissions have already been reduced substantially since the 1990s, but the recent rapid expansion of production has made further emissions reductions a high priority for companies and government authorities.</p>\n<p data-HoCid=\"1181789\" data-originallang=\"en\">The next slide shows the life cycle of emissions. If upgraded crude oil from oil sands were not available, additional imports would be required in North America. Some imports, such as Venezuelan heavy crude, actually have higher life cycle emissions than upgraded crude from the Canadian oil sands.</p>\n<p data-HoCid=\"1181790\" data-originallang=\"en\">That's the end of my presentation.</p>",
        "fr": "<p data-HoCid=\"1181746\" data-originallang=\"en\">Merci, monsieur le pr\u00e9sident.</p>\n<p data-HoCid=\"1181747\" data-originallang=\"en\">Je m'appelle Colleen Killingsworth et je suis pr\u00e9sidente du Centre canadien d'information sur l'\u00e9nergie.</p>\n<p data-HoCid=\"1181748\" data-originallang=\"en\">Nous sommes un centre d'information tiers \u00e0 but non lucratif qui fournit des renseignements sur toutes les sources d'\u00e9nergie du Canada. Je pr\u00e9cise \u00e9galement que nous ne sommes pas un groupe de d\u00e9fense d'int\u00e9r\u00eats et que nous effectuons un examen minutieux de tout le contenu original fourni par les parties prenantes.</p>\n<p data-HoCid=\"1181749\" data-originallang=\"en\">J'ai un long diaporama \u00e0 vous pr\u00e9senter qui vise \u00e0 vous fournir d'autres renseignements au sujet de cette industrie. Mais, n'ayez pas peur. Je vais me contenter de vous pr\u00e9senter les faits saillants sur chaque diapositive.</p>\n<p data-HoCid=\"1181750\" data-originallang=\"en\">Tandis que la demande de p\u00e9trole brut continue \u00e0 grandir, les gisements de sables p\u00e9trolif\u00e8res du nord de l'Alberta repr\u00e9sentent une des quelques sources fiables d'approvisionnement \u00e0 long terme. La quantit\u00e9 totale de bitume qu'ils contiennent est \u00e9valu\u00e9e \u00e0 1,7 billion de barils, dont 174 milliards de barils sont consid\u00e9r\u00e9s comme des r\u00e9serves r\u00e9cup\u00e9rables \u00e9conomiquement et \u00e0 l'aide des technologies actuelles.</p>\n<p data-HoCid=\"1181751\" data-originallang=\"en\">Seulement 10 p. 100 environ des sables bitumineux de l'Alberta sont consid\u00e9r\u00e9s comme r\u00e9cup\u00e9rables \u00e9conomiquement \u00e0 l'aide des technologies actuelles, mais ces r\u00e9serves seraient suffisantes pour soutenir la production de 3 millions de barils par jour pendant plus de 150 ans.</p>\n<p data-HoCid=\"1181752\" data-originallang=\"en\">La diapositive suivante est un graphique indiquant la production de p\u00e9trole canadien et les projections de croissance de l'exploitation et de la production des sables bitumineux d'ici 2020.</p>\n<p data-HoCid=\"1181753\" data-originallang=\"en\">La diapositive suivante vous indique la place du Canada par rapport aux cinq plus grandes r\u00e9serves de p\u00e9trole du monde. Les r\u00e9serves des sables bitumineux sont plus importantes que les r\u00e9serves de l'Iran, de l'Irak, ou de la Russie, et sont deuxi\u00e8me en importance apr\u00e8s l'Arabie saoudite seulement.</p>\n<p data-HoCid=\"1181754\" data-originallang=\"en\">Les gisements de sables bitumineux reposent sous 140 800 kilom\u00e8tres carr\u00e9s de l'Alberta, une superficie plus importante que l'\u00eele de Terre-Neuve ou l'\u00c9tat de la Caroline du Nord. De plus petits gisements potentiels de bitume sont \u00e9galement en voie d'\u00e9valuation dans le nord-ouest et le centre-est de la Saskatchewan. Les gisements de p\u00e9trole lourd conventionnel au Canada sont concentr\u00e9s autour de Lloydminster sur la fronti\u00e8re de l'Alberta et de la Saskatchewan, mais des gisements de p\u00e9trole lourd ont \u00e9galement \u00e9t\u00e9 trouv\u00e9s en Colombie-Britannique, au large de la c\u00f4te de Terre-Neuve-et-Labrador et dans les \u00celes arctiques.</p>\n<p data-HoCid=\"1181755\" data-originallang=\"en\">Je n'ai pas l'intention de vous expliquer cette diapositive, comme M. Stringer vous a d\u00e9j\u00e0 fourni cette information, mais comme vous le voyez, elle vous montre la mol\u00e9cule des sables bitumineux et la fa\u00e7on de l'exploiter.</p>\n<p data-HoCid=\"1181756\" data-originallang=\"en\">D'apr\u00e8s l'Office national de l'\u00e9nergie, la production issue des sables bitumineux a atteint 1,1 million de barils par jour, d\u00e9passant la production p\u00e9troli\u00e8re du Texas; elle repr\u00e9sente environ un dixi\u00e8me de la production de l'Arabie saoudite, soit 1,3 p. 100 du total de l'approvisionnement mondial en p\u00e9trole brut.</p>\n<p data-HoCid=\"1181757\" data-originallang=\"en\">\u00c0 l'heure actuelle, des dizaines de projets d'exploitation d'une valeur de plusieurs milliards de dollars sont en cours, en vue d'\u00e9largir la production issue des sables bitumineux. Le gouvernement albertain envisage une production atteignant 5 millions de barils par jour d'ici 2030, soit l'\u00e9quivalent de presque un quart de la consommation actuelle de p\u00e9trole en Am\u00e9rique du Nord.</p>\n<p data-HoCid=\"1181758\" data-originallang=\"en\">La croissance du secteur des sables bitumineux a \u00e9t\u00e9 extr\u00eamement avantageuse \u00e0 de multiples \u00e9gards. Presque un quart de millions de personnes ont un emploi qui est directement ou indirectement li\u00e9 \u00e0 l'exploitation des sables bitumineux. Selon certaines \u00e9tudes, l'exploitation des sables bitumineux rapportera aux gouvernements du Canada quelque 123 milliards de dollars entre 2000 et 2025.</p>\n<p data-HoCid=\"1181759\" data-originallang=\"en\">Environ 18 p. 100 des r\u00e9serves r\u00e9cup\u00e9rables \u00e9conomiquement en Alberta sont suffisamment proches de la surface pour permettre l'utilisation de techniques d'extraction mini\u00e8re. La plupart de ces derni\u00e8res se trouvent dans une zone situ\u00e9e au nord de Fort McMurray.</p>\n<p data-HoCid=\"1181760\" data-originallang=\"en\">Au d\u00e9part, les techniques d'extraction mini\u00e8re ont \u00e9t\u00e9 emprunt\u00e9es \u00e0 d'autres proc\u00e9d\u00e9s d'exploitation \u00e0 ciel ouvert pr\u00e9voyant l'utilisation d'\u00e9normes pelles \u00e0 benne tra\u00eenante, des engins roue-pelle et des convoyeurs \u00e0 courroie afin d'excaver les sables bitumineux et les transporter aux installations de valorisation. Toutefois, ce syst\u00e8me \u00e9tait co\u00fbteux et exigeait beaucoup d'entretien, ce qui \u00e9tait probl\u00e9matique dans le climat rigoureux du nord de l'Alberta.</p>\n<p data-HoCid=\"1181761\" data-originallang=\"en\">Au d\u00e9but des ann\u00e9es 1990, des \u00e9conomies consid\u00e9rables ont \u00e9t\u00e9 r\u00e9alis\u00e9es en passant \u00e0 l'utilisation de puissantes pelles m\u00e9caniques, de camions immenses et d'hydrocarboducs. Ce changement technologique a \u00e9t\u00e9 critique pour ce qui est de mettre le secteur des sables bitumineux sur un pied d'\u00e9galit\u00e9 avec les producteurs de p\u00e9trole conventionnel au niveau des co\u00fbts.</p>\n<p data-HoCid=\"1181762\" data-originallang=\"en\">La diapositive suivante vous donne une bonne illustration du proc\u00e9d\u00e9 d'extraction mini\u00e8re des sables bitumineux. Une fois que le minerai des sables bitumineux a \u00e9t\u00e9 extrait, il est transport\u00e9 par camion vers un syst\u00e8me de transformation en boue, appel\u00e9 hydrotransport, o\u00f9 un proc\u00e9d\u00e9 de s\u00e9paration du bitume du sable d\u00e9bute. Par la suite, les boues sont trait\u00e9es \u00e0 l'eau chaude dans l'usine d'extraction qui r\u00e9cup\u00e8re le bitume.</p>\n<p data-HoCid=\"1181763\" data-originallang=\"en\">Les r\u00e9sidus, un agr\u00e9gat d'eau, de particules d'argile et d'un peu de bitume, sont un sous-produit du proc\u00e9d\u00e9 d'extraction. Ces r\u00e9sidus sont stock\u00e9s dans des bassins et son r\u00e9cup\u00e9r\u00e9s par la suite.</p>\n<p data-HoCid=\"1181764\" data-originallang=\"en\">Une fois que le minerai de sables bitumineux a \u00e9t\u00e9 compl\u00e8tement trait\u00e9, le site est \u00e9galement retrait\u00e9 pour le ramener \u00e0 un \u00e9tat comparable \u00e0 ce qu'il \u00e9tait avant l'exploitation des sables bitumineux.</p>\n<p data-HoCid=\"1181765\" data-originallang=\"en\">Je vais laisser passer la prochaine diapositive, \u00e9tant donn\u00e9 que M. Stringer vous a d\u00e9j\u00e0 bien expliqu\u00e9 cet aspect-l\u00e0.</p>\n<p data-HoCid=\"1181766\" data-originallang=\"en\">La diapositive qui suit illustre le proc\u00e9d\u00e9 DGMV. Il s'agit d'un des proc\u00e9d\u00e9s employ\u00e9s pour l'extraction <em>in situ</em> qui est r\u00e9cemment devenue plus populaire, et il correspond \u00e0 pr\u00e9sent \u00e0 la m\u00e9thode la plus couramment utilis\u00e9e pour les nouveaux projets \u00e0 petite \u00e9chelle. Le sigle DGMV d\u00e9signe le proc\u00e9d\u00e9 de drainage par gravit\u00e9 au moyen de vapeur. Cette m\u00e9thode pr\u00e9voit le forage de puits horizontaux en parall\u00e8le, l'un au-dessus de l'autre, dans un gisement de sables bitumineux, avec injection constante de vapeur dans le puits sup\u00e9rieur. La vapeur chauffe les sables bitumineux, si bien que le bitume se ramollit et coule dans le puits inf\u00e9rieur. \u00c0 l'aide de pompes, le bitume est ensuite ramen\u00e9 \u00e0 la surface.</p>\n<p data-HoCid=\"1181767\" data-originallang=\"en\">Comme vous le voyez sur la diapositive suivante, les projets actuels d'exploitation <em>in situ</em> ont recours \u00e0 des chaudi\u00e8res aliment\u00e9es au gaz naturel pour produire de la vapeur. Certaines technologies ont \u00e9t\u00e9 mises au point qui permettent d'utiliser le bitume brut comme combustible, le cas \u00e9ch\u00e9ant, pour produire de la vapeur.</p>\n<p data-HoCid=\"1181768\" data-originallang=\"en\">Il existe une technologie qui pourrait permettre de r\u00e9duire la consommation d'\u00e9nergie: il s'agit de ce qu'on appelle l'extraction \u00e0 la vapeur, ou VAPEX. Cette m\u00e9thode pr\u00e9voit le forage de puits horizontaux en parall\u00e8le, comme c'est le cas pour la m\u00e9thode DGMV. Mais, \u00e0 la place de la vapeur, des liquides de gaz naturel tels que l'\u00e9thane, le propane ou le butane sont inject\u00e9s dans le puits sup\u00e9rieur et agissent comme solvants, pour que le bitume ou le p\u00e9trole brut coule dans le puits inf\u00e9rieur. Un groupe compos\u00e9 de repr\u00e9sentants de l'industrie et du gouvernement \u00e9value actuellement un projet pilote employant la m\u00e9thode VAPEX, et plusieurs autres exploitants mettent \u00e0 l'essai cette technologie dans leurs propres concessions.</p>\n<p data-HoCid=\"1181769\" data-originallang=\"en\">Comme l'indique la diapositive suivante, on s'attend \u00e0 ce que ce proc\u00e9d\u00e9 d'exploitation <em>in situ</em> ne perturbe que 10 p. 100 du terrain de surface dans les zones d'exploitation et \u00e0 ce qu'il utilise environ 90 p. 100 moins d'eau que les m\u00e9thodes mini\u00e8res actuelles.</p>\n<p data-HoCid=\"1181770\" data-originallang=\"en\">La prochaine diapositive concerne la valorisation. Une fois extrait, le bitume peut \u00eatre vendu directement sur le march\u00e9 ou valoris\u00e9 par les exploitants des sables bitumineux de fa\u00e7on \u00e0 en produire diff\u00e9rents produits de p\u00e9trole brut. Comme la plupart des raffineries de p\u00e9trole sont con\u00e7ues pour traiter uniquement le p\u00e9trole brut l\u00e9ger et moyen conventionnel, le bitume doit subir une transformation ou valorisation particuli\u00e8re pour produire des biens commercialisables.</p>\n<p data-HoCid=\"1181771\" data-originallang=\"en\">La prochaine diapositive est un diagramme pr\u00e9sentant les diff\u00e9rentes \u00e9tapes du proc\u00e9d\u00e9 de valorisation. Ce dernier se d\u00e9roule normalement en deux \u00e9tapes. Pendant la premi\u00e8re \u00e9tape, la cok\u00e9faction ou l'hydrotraitement, ou les deux, permettent de fragmenter les mol\u00e9cules. La cok\u00e9faction enl\u00e8ve le carbone, alors que l'hydrotraitement ajoute de l'hydrog\u00e8ne. Pendant la deuxi\u00e8me \u00e9tape, un proc\u00e9d\u00e9 qu'on appelle hydroraffinage permet de stabiliser les produits et d'enlever les impuret\u00e9s telles que le soufre. L'hydrog\u00e8ne qui est utilis\u00e9 pour l'hydrotraitement et l'hydroraffinage est fabriqu\u00e9e \u00e0 partir de gaz naturel et de vapeur.</p>\n<p data-HoCid=\"1181772\" data-originallang=\"en\">Comme l'indique la prochaine diapositive, la valorisation permet de fabriquer diff\u00e9rents produits d'hydrocarbure qui peuvent \u00eatre m\u00e9lang\u00e9s pour former un \u00e9quivalent de p\u00e9trole brut synth\u00e9tique, ou encore, ils peuvent \u00eatre vendus ou utilis\u00e9s s\u00e9par\u00e9ment. Les projets d'exploitation mini\u00e8re de Syncrude et de Suncor se servent d'une partie de leur production pour alimenter en carburant les moteurs diesel qu'utilisent leurs camions et d'autres \u00e9quipements dans leurs sites. De plus, Suncor transporte le gasoil par pipeline \u00e0 Edmonton pour le vendre sur le march\u00e9.</p>\n<p data-HoCid=\"1181773\" data-originallang=\"en\">La diapositive suivante porte sur le transport des produits issus des sables bitumineux. Qu'il s'agisse de p\u00e9trole brut synth\u00e9tique ou de bitume dilu\u00e9, ces produits sont transport\u00e9s de la m\u00eame mani\u00e8re et dans les m\u00eames pipelines que le p\u00e9trole brut classique. Ce vaste syst\u00e8me de pipeline s'\u00e9tend des r\u00e9gions productrices du nord de l'Alberta \u00e0 des raffineries situ\u00e9es dans l'est du Canada, le Midwest am\u00e9ricain et jusqu'\u00e0 la c\u00f4te du golfe du Mexique.</p>\n<p data-HoCid=\"1181774\" data-originallang=\"en\">La prochaine diapositive vous pr\u00e9sente un plan du r\u00e9seau nord-am\u00e9ricain de pipelines servant \u00e0 transporter le p\u00e9trole brut.</p>\n<p data-HoCid=\"1181775\" data-originallang=\"en\">La diapositive suivante vous \u00e9num\u00e8re les importants avantages d\u00e9coulant de l'exploitation des sables bitumineux. On s'attend \u00e0 ce que les exploitants des sables bitumineux investissent environ 45 milliards de dollars dans les diff\u00e9rents projets d'exploitation au cours des quatre prochaines ann\u00e9es. Cette somme vient s'ajouter aux 34 milliards de dollars de d\u00e9penses en immobilisation engag\u00e9es jusqu'ici.</p>\n<p data-HoCid=\"1181776\" data-originallang=\"en\">Gr\u00e2ce \u00e0 cette croissance, le nombre de personnes employ\u00e9es directement ou indirectement par l'industrie des sables bitumineux devrait atteindre pr\u00e8s d'un quart de million en seulement deux ans.</p>\n<p data-HoCid=\"1181777\" data-originallang=\"en\">Les possibilit\u00e9s \u00e9conomiques existent dans tout le Canada et \u00e0 l'\u00e9chelle internationale. Selon une \u00e9tude men\u00e9e par le Canadian Energy Research Institute, qui a examin\u00e9 l'impact de l'exploitation des sables bitumineux au cours d'une p\u00e9riode de 20 ans, environ 56 p. 100 des effets sur l'emploi se feraient sentir en Alberta, 27 p. 100 dans d'autres provinces canadiennes et 17 p. 100 \u00e0 l'\u00e9chelle internationale. La progression du produit int\u00e9rieur brut en dehors de l'Alberta est principalement due \u00e0 la demande d'acier, de v\u00e9hicules et d'autres \u00e9quipements fabriqu\u00e9s dans d'autres provinces ou pays.</p>\n<p data-HoCid=\"1181778\" data-originallang=\"en\">Autre \u00e9l\u00e9ment important, cette \u00e9tude s\u00e9rieuse indique que l'exploitation des sables bitumineux rapportera 123 milliards de dollars de recettes aux divers gouvernements canadiens entre 2000 et 2025. Au cours de la m\u00eame p\u00e9riode, 13,5 milliards de recettes seront g\u00e9n\u00e9r\u00e9s pour les gouvernements non canadiens, surtout du fait que le secteur des sables bitumineux a recours \u00e0 des sources de fabrication internationales.</p>\n<p data-HoCid=\"1181779\" data-originallang=\"en\">Les d\u00e9fis \u00e9conomiques, environnementaux et sociaux associ\u00e9s aux sables bitumineux d\u00e9coulent de la nature de cette ressource, son emplacement, son immensit\u00e9 et l'acc\u00e9l\u00e9ration rapide des activit\u00e9s d'exploitation depuis la fin des ann\u00e9es 1990. La mont\u00e9e en fl\u00e8che de la demande de main-d'oeuvre et de services pour soutenir les projets d'exploitation, et les incidences de ces derniers sur les collectivit\u00e9s autochtones et non autochtones, constituent des d\u00e9fis sociaux parmi d'autres.</p>\n<p data-HoCid=\"1181780\" data-originallang=\"en\">Depuis les ann\u00e9es 1970, le gouvernement et les soci\u00e9t\u00e9s qui exploitent les sables bitumineux ont cr\u00e9\u00e9 des programmes visant \u00e0 former et \u00e0 recruter des Autochtones comme employ\u00e9s, entrepreneurs et fournisseurs, et les nouveaux projets favorisent, dans la mesure du possible, la participation des Autochtones.</p>\n<p data-HoCid=\"1181781\" data-originallang=\"en\">Le tableau que vous voyez \u00e0 la prochaine diapositive vous donne un aper\u00e7u des emplois cr\u00e9\u00e9s gr\u00e2ce \u00e0 l'exploitation des sables bitumineux. Ce tableau indique que 56 p. 100 des emplois en Alberta sont li\u00e9s aux sables bitumineux, 27 p. 100, dans d'autres provinces, et 17 p. 100 \u00e0 l'\u00e9chelle internationale. En ce qui concerne les recettes gouvernementales provenant des sables bitumineux, 36 p. 100 de ces recettes sont g\u00e9n\u00e9r\u00e9es en Alberta. Les autres provinces b\u00e9n\u00e9ficient de 23 p. 100 de ces recettes, et le Canada dans son ensemble, en re\u00e7oit 41 p. 100.</p>\n<p data-HoCid=\"1181782\" data-originallang=\"en\">Selon les estimations de l'Office national de l'\u00e9nergie, il faut environ 500 pieds cubes \u2014 14 m\u00e8tres cubes \u2014 de gaz naturel pour produire un baril de p\u00e9trole synth\u00e9tique \u00e0 partir de projets d'extraction et de valorisation. Il faut environ le double pour produire un baril de bitume \u00e0 partir des projets d'extraction souterraine <em>in situ</em>. S'agissant des autres d\u00e9fis li\u00e9s \u00e0 la consommation d'\u00e9nergie, l'introduction de nouvelles technologies permettant d'am\u00e9liorer l'efficacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique donne d\u00e9j\u00e0 de bons r\u00e9sultats. L'utilisation de l'\u00e9nergie pour l'exploitation et l'extraction des sables bitumineux a \u00e9t\u00e9 r\u00e9duite de 45 p. 100 gr\u00e2ce \u00e0 de nouvelles technologies comme le transport hydraulique et de nouveaux proc\u00e9d\u00e9s d'extraction \u00e0 faible temp\u00e9rature.</p>\n<p data-HoCid=\"1181783\" data-originallang=\"en\">S'agissant des d\u00e9fis li\u00e9s \u00e0 l'utilisation de l'eau, comme M. Stringer nous l'expliquait tout \u00e0 l'heure, le recyclage de l'eau et l'utilisation de l'eau non potable provenant des r\u00e9servoirs souterrains ont d\u00e9j\u00e0 permis de r\u00e9duire l'incidence sur les ressources en eau douce. De m\u00eame, l'utilisation de nouvelles technologies pourrait permettre de r\u00e9duire l'utilisation de grandes quantit\u00e9s d'eau que requi\u00e8rent les m\u00e9thodes d'exploitation actuelles des sables bitumineux. Diverses entreprises travaillent \u00e9galement de concert avec des scientifiques, des autorit\u00e9s gouvernementales et des soci\u00e9t\u00e9s foresti\u00e8res en vue de r\u00e9duire les incidences cumulatives sur le sol, la v\u00e9g\u00e9tation et la faune.</p>\n<p data-HoCid=\"1181784\" data-originallang=\"en\">De plus, des programmes coop\u00e9ratifs sont en cours entre le gouvernement et les soci\u00e9t\u00e9s p\u00e9troli\u00e8res et foresti\u00e8res afin de r\u00e9duire les incidences cumulatives sur les paysages, la productivit\u00e9 foresti\u00e8re et la vie animale. Il s'agit, entre autres, de techniques sismiques de remise en \u00e9tat \u00e0 faible impact, qui permettent une rev\u00e9g\u00e9talisation plus rapide; de protection de l'habitat du caribou; de la r\u00e9introduction du bison dans les terres d\u00e9frich\u00e9es et la plantation de plus de huit millions d'arbres jusqu'\u00e0 pr\u00e9sent.</p>\n<p data-HoCid=\"1181785\" data-originallang=\"en\">Des contr\u00f4les de pollution am\u00e9lior\u00e9s, tels que les d\u00e9bourbeurs de chemin\u00e9es, ont r\u00e9duit les \u00e9missions d'oxydes de soufre, les oxydes d'azote et les particules par baril qui peuvent causer le smog et les pluies acides.</p>\n<p data-HoCid=\"1181786\" data-originallang=\"en\">S'agissant des \u00e9missions de gaz \u00e0 effet de serre, l'extraction et la valorisation du bitume produisent deux fois plus d'\u00e9missions de gaz \u00e0 effet de serre par baril que la production de p\u00e9trole conventionnel. Cependant, environ 80 p. 100 des \u00e9missions li\u00e9es \u00e0 l'utilisation du p\u00e9trole se produisent au niveau de la consommation finale, telle que dans les automobiles ou les chaudi\u00e8res.</p>\n<p data-HoCid=\"1181787\" data-originallang=\"en\">Plusieurs m\u00e9thodes ont \u00e9t\u00e9 propos\u00e9es en vue de r\u00e9duire les \u00e9missions de gaz \u00e0 effet de serre. L'une des possibilit\u00e9s consisterait \u00e0 injecter les \u00e9missions dans la terre \u2014 c'est ce qu'on appelle le pi\u00e9geage et le stockage du carbone, ou encore la s\u00e9questration du carbone. Une partie du gaz carbonique pourrait servir \u00e0 am\u00e9liorer la production issue des gisements de p\u00e9trole classique.</p>\n<p data-HoCid=\"1181788\" data-originallang=\"en\">En fonction du baril de p\u00e9trole produit, les gaz \u00e0 effet de serre et les autres \u00e9missions ont d\u00e9j\u00e0 \u00e9t\u00e9 consid\u00e9rablement r\u00e9duits depuis les ann\u00e9es 1990 mais, \u00e9tant donn\u00e9 l'acc\u00e9l\u00e9ration rapide de la production ces derni\u00e8res ann\u00e9es, de plus fortes r\u00e9ductions des \u00e9missions sont devenues une grande priorit\u00e9 pour les entreprises et les autorit\u00e9s gouvernementales.</p>\n<p data-HoCid=\"1181789\" data-originallang=\"en\">La prochaine diapositive pr\u00e9sente le cycle de vie des \u00e9missions. Si le p\u00e9trole brut valoris\u00e9 des sables bitumineux n'\u00e9tait pas disponible, il faudrait importer une plus grande quantit\u00e9 de p\u00e9trole vers l'Am\u00e9rique du Nord. Certaines importations, comme le p\u00e9trole brut lourd du Venezuela, ont en r\u00e9alit\u00e9 des \u00e9missions plus \u00e9lev\u00e9es pendant leur cycle de vie que le p\u00e9trole brut valoris\u00e9 des sables bitumineux canadiens.</p>\n<p data-HoCid=\"1181790\" data-originallang=\"en\">Voil\u00e0 qui termine mon expos\u00e9.</p>"
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