Ångunderstödd gravitationsdränering
Ångassisterad gravitationsdränering ( SAGD ; "Sag-D") är en förbättrad oljeåtervinningsteknik för att producera tung råolja och bitumen . Det är en avancerad form av ångstimulering där ett par horisontella brunnar borras in i oljereservoaren , den ena några meter ovanför den andra. Högtrycksånga injiceras kontinuerligt i det övre borrhålet för att värma oljan och minska dess viskositet , vilket gör att den uppvärmda oljan rinner ut i det nedre borrhålet, där den pumpas ut. Dr. Roger Butler, ingenjör vid Imperial Oil från 1955 till 1982, uppfann SAGD-processen (steam assisted gravity drainage) på 1970-talet. Butler "utvecklade konceptet att använda horisontella par av brunnar och injicerad ånga för att utveckla vissa avlagringar av bitumen som anses vara för djupa för gruvdrift". 1983 blev Butler chef för tekniska program för Alberta Oil Sands Technology and Research Authority ( AOSTRA), ett kronföretag skapat av Alberta Premier Lougheed för att främja ny teknik för oljesand och produktion av tung råolja. AOSTRA stödde snabbt SAGD som en lovande innovation inom oljesandextraktionsteknik.
Ångassisterad gravitationsdränering (SAGD) och cyklisk ångstimulering (CSS) ånginjektion (oljeindustrin) är två kommersiellt tillämpade primära termiska återvinningsprocesser som används i oljesanden i underenheter för geologisk formation, såsom Grand Rapids Formation, Clearwater Formation , McMurray Formation, General Petroleum Sand, Lloydminster Sand, från Mannville Group , ett stratigrafiskt område i västra kanadensiska sedimentbassängen .
Kanada är nu [ när? ] den enskilt största leverantören av importerad olja till USA, som levererar över 35 % av USA:s import, mycket mer än Saudiarabien eller Venezuela, och mer än alla OPEC- länder tillsammans. Det mesta av nyproduktionen kommer från Albertas stora oljesandfyndigheter. Det finns två primära metoder för återvinning av oljesand. Tekniken för gruvbrytning är mer bekant för allmänheten, men kan endast användas för grunda bitumenavlagringar. Den nyare ångassisterade gravitationsdräneringstekniken (SAGD) är dock bättre lämpad för de mycket större djupa avlagringarna som omger de grunda. Mycket av den förväntade framtida tillväxten av produktionen i den kanadensiska oljesanden förutspås komma från SAGD.
"Petroleum från den kanadensiska oljesanden som utvinns via ytbrytningstekniker kan förbruka 20 gånger mer vatten än konventionell oljeborrning. Som ett specifikt exempel på en underliggande datasvaghet utesluter denna siffra den allt viktigare metoden för ångassisterad gravitationsdränering (SAGD). "
— The Water-Energy Nexus 2011
Steam Assisted Gravity Drainage-utsläpp är likvärdiga med vad som släpps ut från ångöversvämningsprojekt som länge har använts för att producera tung olja i Kaliforniens Kern River Oil Field och på andra håll i världen.
Beskrivning
SAGD-processen för produktion av tung olja eller bitumen är en förbättring av ånginsprutningsteknikerna som ursprungligen utvecklades för att producera tungolja från Kern River Oil Field i Kalifornien. Nyckeln till alla ångflödesprocesser är att leverera värme till den producerande formationen för att minska viskositeten hos den tunga oljan och göra det möjligt för den att röra sig mot den producerande brunnen. Den cykliska ångstimuleringsprocessen (CSS) som utvecklades för de tunga oljefälten i Kalifornien kunde producera olja från vissa delar av Albertas oljesand, såsom Cold Lake oljesand, men fungerade inte lika bra för att producera bitumen från tyngre och djupare avlagringar i oljesanden Athabasca och Peace River oljesand , där majoriteten av Albertas oljesandreserver ligger. För att producera dessa mycket större reserver utvecklades SAGD-processen, främst av Dr. Roger Butler från Imperial Oil med hjälp av Alberta Oil Sands Technology and Research Authority och industripartners. SAGD-processen uppskattas av National Energy Board vara ekonomisk när oljepriset är minst 30-35 USD per fat.
I SAGD-processen borras två parallella horisontella oljekällor i formationen , den ena ca 4 till 6 meter över den andra. Den övre brunnen injicerar ånga och den nedre samlar upp den uppvärmda råoljan eller bitumen som rinner ner på grund av gravitationen, plus återvunnet vatten från kondensationen av den injicerade ångan. Grunden för SAGD-processen är att termisk kommunikation upprättas med reservoaren så att den injicerade ångan bildar en "ångkammare". Värmen från ångan minskar viskositeten hos den tunga råoljan eller bitumenet vilket gör att den kan rinna ner i det nedre borrhålet. Ångan och tillhörande gas stiger på grund av sin låga densitet jämfört med den tunga råoljan nedan, vilket säkerställer att ånga inte produceras vid den lägre produktionsbrunnen, tenderar att stiga i ångkammaren och fyller det tomrum som oljan lämnar. Associerad gas bildar i viss utsträckning en isolerande värmefilt ovanför (och runt) ångan. Olje- och vattenflödet sker genom en motströms, gravitationsdriven dränering in i det nedre borrhålet. Det kondenserade vattnet och råoljan eller bitumenet återvinns till ytan av pumpar såsom progressiva kavitetspumpar som fungerar bra för att flytta högviskösa vätskor med suspenderade fasta ämnen.
Underkyl är skillnaden mellan mättnadstemperaturen (kokpunkten) för vatten vid producenttrycket och den faktiska temperaturen på samma plats där trycket mäts. Ju högre vätskenivå över producenten desto lägre temperatur och högre är underkylan. Men reservoarer i verkligheten är undantagslöst heterogena och därför blir det extremt svårt att uppnå en enhetlig underkylning längs hela den horisontella längden av en brunn. Som en följd av detta tillåter många operatörer, när de står inför ojämn hämmad utveckling av ångkammaren, en liten mängd ånga att komma in i producenten för att hålla bitumenet i hela borrhålet varmt och därmed hålla dess viskositet låg med den extra fördelen att överföra värme till kallare delar av reservoaren längs borrhålet. En annan variant som ibland kallas Partiell SAGD används när operatörer avsiktligt cirkulerar ånga i producenten efter en lång avstängningsperiod eller som en startprocedur. Även om ett högt värde på underkylning är önskvärt ur termisk effektivitetssynpunkt eftersom det i allmänhet inkluderar minskning av ånginsprutningshastigheter men det resulterar också i något minskad produktion på grund av en motsvarande högre viskositet och lägre rörlighet hos bitumen orsakad av lägre temperatur. En annan nackdel med mycket hög underkylning är möjligheten att ångtrycket så småningom inte räcker för att upprätthålla utvecklingen av ångkammaren ovanför injektorn, vilket ibland resulterar i kollapsade ångkammare där kondenserad ånga svämmar över injektorn och förhindrar ytterligare utveckling av kammaren.
Kontinuerlig drift av injektions- och produktionsbrunnarna vid ungefär reservoartryck eliminerar de instabilitetsproblem som plågar alla högtrycks- och cykliska ångprocesser och SAGD ger en jämn, jämn produktion som kan vara så hög som 70 % till 80 % av oljan på plats i lämpliga reservoarer. Processen är relativt okänslig för skifferstrimmor och andra vertikala barriärer för ånga och vätskeflöde eftersom, när berget värms upp, tillåter differentiell termisk expansion ånga och vätskor att strömma igenom till produktionsbrunnen. Detta tillåter återvinningsgrader på 60 % till 70 % av oljan på plats, även i formationer med många tunna skifferbarriärer. Termiskt är SAGD i allmänhet dubbelt så effektiv som den äldre CSS-processen, och det resulterar i att mycket färre brunnar skadas av de höga tryck som är förknippade med CSS. I kombination med de högre oljeutvinningsgraderna som uppnåtts betyder detta att SAGD är mycket mer ekonomiskt än cykliska ångprocesser där reservoaren är lagom tjock.
Historia
Idén om gravitationsdränering skapades ursprungligen av Dr. Roger Butler, ingenjör för Imperial Oil på 1970-talet. År 1975 överförde Imperial Oil Butler från Sarnia, Ontario till Calgary, Alberta för att leda deras forskning om tungolja. Han testade konceptet med Imperial Oil 1980, i en pilot vid Cold Lake som innehöll en av de första horisontella brunnarna i branschen, med vertikala injektorer.
Alberta Oil Sands Technology and Research Authority (AOSTRA) 1974
1974 skapade Albertas premiärminister Peter Lougheed Alberta Oil Sands Technology and Research Authority (AOSTRA) som ett Alberta kronföretag för att främja utvecklingen och användningen av ny teknik för oljesand och produktion av tung råolja, och förbättrad utvinning av konventionell råolja . Dess första anläggning ägdes och drevs av tio industriella deltagare och fick rikligt statligt stöd (Deutsch och McLennan 2005) inklusive från Alberta Heritage Savings Trust Fund . Ett av huvudmålen för AOSTRA att hitta lämpliga tekniker för den del av Athabascas oljesand som inte kunde utvinnas med konventionell ytbrytningsteknik.
AOSTRA Underground Test Facility 1984
1984 initierade AOSTRA den underjordiska testanläggningen i Athabascas oljesand, belägen mellan MacKay Rivers och Devon River väster om Syncrude-anläggningen som en SAGD- bitumenåtervinningsanläggning på plats . Det var här som deras första test av dubbla (horisontella) SAGD-brunnar ägde rum, vilket bevisade konceptets genomförbarhet, vilket kortvarigt uppnådde positivt kassaflöde 1992 med en produktionshastighet på cirka 2 000 fat per dag (320 m 3 /d) från tre väl parar.
Foster Creek
Foster Creek-fabriken i Alberta Kanada, byggd 1996 och drivs av Cenovus Energy , var det första kommersiella Steam-assisterade gravitationsdräneringsprojektet (SAGD) och 2010 blev Foster Creek "det största kommersiella SAGD-projektet i Alberta för att nå royaltyutbetalningsstatus. " [ död länk ] [ död länk ]
De ursprungliga UTF SAGD-brunnarna borrades horisontellt från en tunnel i kalkstensunderlaget, som nås med vertikala gruvschakt . Konceptet sammanföll med utvecklingen av riktborrningstekniker som gjorde det möjligt för företag att borra horisontella brunnar exakt, billigt och effektivt, till den grad att det blev svårt att motivera att borra en konventionell vertikal brunn längre. Med den låga kostnaden för att borra horisontella brunnspar och de mycket höga utvinningsgraderna för SAGD-processen (upp till 60 % av oljan på plats), är SAGD ekonomiskt attraktivt för oljebolag.
På Foster Creek har Cenovus använt sin patenterade "kilbrunnsteknik" för att återvinna restresurser som förbigås av vanliga SAGD-operationer, vilket förbättrar den totala återvinningsgraden för operationen. "Kilbrunns"-tekniken fungerar genom att få tillgång till kvarvarande bitumen som förbigås i vanliga SAGD-operationer genom att borra en utfyllnadsbrunn mellan två etablerade fungerande SAGD-brunnspar när SAGD-ångkamrarna har mognat till den punkt där de har smält samman och är i vätskekommunikation och sedan är det som återstår att återvinna i det reservoarområdet mellan de fungerande SAGD-brunnsparen en "kil" av kvarvarande, förbikopplad olja. Kilbrunnsteknologi har visat sig förbättra den totala återvinningsgraden med 5 %-10 % till en reducerad kapitalkostnad eftersom mindre ånga krävs när ångkamrarna mognar till den punkt där de är i vätskekommunikation och vanligtvis i detta skede av återvinningsprocessen , även känd som "blåsningsfasen", ersätts den insprutade ångan med en icke-kondenserbar gas som metan, vilket ytterligare minskar produktionskostnaderna.
Aktuella applikationer
Denna teknik var till en början inte kommersiellt gångbar. Det blev så under de höjda oljepriserna under 2000-talet. Medan traditionella borrmetoder var vanliga fram till 1990-talet, uppmuntrar höga råoljepriser under 2000-talet mer okonventionella metoder (som SAGD) för att utvinna råolja. Den kanadensiska oljesanden har många SAGD-projekt på gång, eftersom denna region är hem för en av de största fyndigheterna av bitumen i världen ( Kanada och Venezuela har världens största fyndigheter).
SAGD-processen gjorde det möjligt för Alberta Energy Resources Conservation Board (ERCB) att öka sina bevisade oljereserver till 179 miljarder fat, vilket höjde Kanadas oljereserver till den tredje högsta i världen efter Venezuela och Saudiarabien och ungefär fyrdubblade nordamerikanska oljereserver. Från och med 2011 uppgår oljesandreserverna till cirka 169 miljarder fat.
Nackdelar
Olja och vatten koppling
SAGD, en termisk återvinningsprocess, förbrukar stora mängder vatten och naturgas.
"Petroleum från den kanadensiska oljesanden som utvinns via ytbrytningstekniker kan förbruka 20 gånger mer vatten än konventionell oljeborrning. Som ett specifikt exempel på en underliggande datasvaghet utesluter denna siffra den allt viktigare metoden för ångassisterad gravitationsdränering (SAGD). Vi uppmuntrar framtida forskare att fylla detta hål.
— The Water-Energy Nexus 2011
"Petroleum från den kanadensiska oljesanden som utvinns via brytningstekniker kan förbruka 20 gånger mer vatten än konventionell oljeborrning." Men 2011 fanns det otillräckliga uppgifter om mängden vatten som används i den allt viktigare metoden för ångassisterad gravitationsdränering (SAGD). Förångare kan behandla det SAGD-producerade vattnet för att producera färskvatten av hög kvalitet för återanvändning i SAGD-verksamhet. Emellertid producerar förångare en stor volym avfallsavfall som kräver ytterligare hantering.
Användning av naturgas för ånggenerering
Som i alla termiska återvinningsprocesser är kostnaden för ånggenerering en stor del av kostnaden för oljeproduktion. Historiskt sett naturgas använts som bränsle för kanadensiska oljesandprojekt, på grund av närvaron av stora strandade gasreserver i oljesandområdet. Men med byggandet av naturgasledningar till externa marknader i Kanada och USA har gaspriset blivit en viktig faktor. Att naturgasproduktionen i Kanada har nått sin topp och nu minskar är också ett problem. Andra källor för att generera värme är under övervägande, särskilt förgasning av de tunga fraktionerna av den producerade bitumenen för att producera syngas , genom att använda de närliggande (och massiva) avlagringarna av kol , eller till och med bygga kärnreaktorer för att producera värmen.
Användning av vatten för ånggenerering
En källa till stora mängder söt- och bräckvatten och stora vattenåtervinningsanläggningar krävs för att skapa ångan för SAGD-processen. Vatten är ett populärt ämne för debatt när det gäller vattenanvändning och vattenhantering. Från och med 2008 genererar amerikansk petroleumproduktion (ej begränsad till SAGD) över 5 miljarder liter producerat vatten varje dag. Oron för att använda stora mängder vatten har lite att göra med andelen vatten som används, snarare kvaliteten på vattnet. Traditionellt var nära 70 miljoner kubikmeter av den vattenvolym som användes i SAGD-processen färskvatten, ytvatten. Det har skett en betydande minskning av färskvattenanvändningen från och med 2010, då cirka 18 miljoner kubikmeter användes. Även om för att kompensera för den drastiska minskningen av sötvattenanvändningen har industrin börjat avsevärt öka volymen av salt grundvatten som är involverat. Detta, liksom andra, mer allmänna vattenbesparingstekniker har gjort att ytvattenanvändningen vid oljesandverksamheter har minskat med mer än tre gånger sedan produktionen började. Förlitar sig på gravitationsdränering, SAGD kräver också jämförelsevis tjocka och homogena reservoarer, och är därför inte lämplig för alla produktionsområden för tung olja.
Alternativa metoder
År 2009 användes de två kommersiellt tillämpade primära termiska återvinningsprocesserna, ångassisterad gravitationsdränering (SAGD) och cyklisk ångstimulering (CSS), vid produktion av oljesand i Clearwater- och Lower Grand Rapids-formationerna i Cold Lake-området i Alberta.
Cyklisk ångstimulering (CSS)
Canadian Natural Resources använder cyklisk ånga eller "huff and puff"-teknik för att utveckla bitumenresurser. Denna teknik kräver ett borrhål och produktionen består av injektion för att spricka och värma formationen innan produktionsfaserna. Först injiceras ånga ovanför formationens sprickpunkt i flera veckor eller månader, vilket mobiliserar kall bitumen, brunnen stängs sedan in i flera veckor eller månader för att låta ångan tränga in i formationen. Därefter vänds flödet på injektionsbrunnen och producerar olja genom samma insprutningsbrunnshål. Injektions- och produktionsfaserna utgör tillsammans en cykel. Ånga återinjiceras för att påbörja en ny cykel när oljeproduktionshastigheterna faller under ett kritiskt tröskelvärde på grund av kylningen av reservoaren. Cyklisk ångstimulering har också ett antal CSS-uppföljnings- eller förbättringsprocesser, inklusive Pressure Up and Blow Down (PUBD), Mixed Well Steam Drive and Drainage (MWSDD), Vapor Extraction (Vapex), vätsketillsats till Steam för förbättrad återhämtning av Bitumen (LASER) och HPCSS Assisted SAGD och Hybrid Process.
Högtryckscyklisk ångstimulering (HPCSS)
"Ungefär 35 procent av all in situ- produktion i Albertas oljesand använder en teknik som kallas högtryckscyklisk ångstimulering (HPCSS), som cyklar mellan två faser: för det första injiceras ånga i en underjordisk oljesandavlagring för att spricka och värma upp formation för att mjuka upp bitumenet precis som CSS gör, förutom vid ännu högre tryck; sedan växlar cykeln till produktion där den resulterande heta blandningen av bitumen och ånga (kallad "bitumenemulsion") pumpas upp till ytan genom samma brunn , återigen precis som CSS, tills det resulterande tryckfallet bromsar produktionen till ett oekonomiskt stadium. Processen upprepas sedan flera gånger." Ett från Alberta Energy Regulator (AER) förklarade skillnaden mellan högtryckscyklisk ångstimulering (HPCSS) och ångassisterad gravitationsdränering (SAGD). "HPCSS har använts vid oljeutvinning i Alberta i mer än 30 år. Metoden går ut på att injicera högtrycksånga, långt över det omgivande reservoartrycket, i en reservoar under en längre tidsperiod. När värmen mjuknar upp bitumenet och vattnet späds ut. och separerar bitumenet från sanden skapar trycket sprickor, sprickor och öppningar genom vilka bitumenet kan strömma tillbaka in i ånginjektorbrunnarna.HPCSS skiljer sig från steam assisted gravity drainage (SAGD) operationer där ånga kontinuerligt injiceras vid lägre tryck utan spräcker reservoaren och använder gravitationsdränering som den primära återhämtningsmekanismen."
I Clearwater-formationen nära Cold Lake, Alberta, används högtryckscyklisk ångstimulering (HPCSS). Det finns både horisontella och vertikala brunnar. Injektion sker vid frakturtryck. Det finns 60 m till 180 m avstånd för horisontella brunnar. Vertikala brunnar är åtskilda med 2 till 8 tunnland avstånd för vertikala brunnar. Utvecklingen kan vara så låg som 7 miljoner nettolön. Den används i områden i allmänhet utan till minimalt med bottenvatten eller toppgas. CSOR är 3,3 till 4,5. Den slutliga återhämtningen förutspås till 15 till 35 %. SAGD termisk återvinningsmetod används också i Clearwater och Lower Grand Rapids-formationer med horisontella brunnspar (700 till 1000 m), arbetstryck 3 till 5 MPa, Burnt Lake SAGD startades med högre arbetstryck nära dilatationstrycket, 75 m till 120 m avstånd, Utveckling till så låg som 10 m nettolön, I områden med eller utan bottenvatten, CSOR: 2,8 till 4,0 (vid 100 % kvalitet), Förutspådd slutlig återhämtning: 45 % till 55 %.
Canadian Natural Resources Limiteds (CNRL) Primrose och Wolf Lake in situ oljesandprojekt nära Cold Lake, Alberta i Clearwater Formation , som drivs av CNRLs dotterbolag Horizon Oil Sands , använder högtryckscyklisk ångstimulering (HPCSS).
Ångutsug (Vapex)
Alternativa förbättrade oljeåtervinningsmekanismer inkluderar VAPEX ( V apor A ssisted P etroleum Extraction ), Electro-Thermal Dynamic Stripping Process (ET-DSP) och ISC (för In Situ Combustion). VAPEX, en "gravitationsdräneringsprocess som använder förångade lösningsmedel snarare än ånga för att tränga undan eller producera tung olja och minska dess viskositet, uppfanns också av Butler.
ET-DSP är en patenterad process som använder elektricitet för att värma oljesandavlagringar för att mobilisera bitumen vilket möjliggör produktion med enkla vertikala brunnar. ISC använder syre för att generera värme som minskar oljans viskositet; tillsammans med koldioxid som genereras av tung råolja tränger olja mot produktionsbrunnar. En ISC-metod kallas THAI för tå till häl luftinjektion. THAI-anläggningen i Saskatchewan köptes 2017 av Proton Technologies Canada Inc., som har demonstrerat separation av rent väte på denna plats. Protons mål är att lämna kolet i marken och utvinna endast vätet från kolväten.
Enhanced Modified Steam and Gas Push (eMSAGP)
eMSAGP är en MEG Energy patenterad process där MEG, i samarbete med Cenovus, utvecklade en modifierad återvinningsprocess kallad "enhanced Modified Steam and Gas Push" (eMSAGP), en modifiering av SAGP utformad för att förbättra SAGDs termiska effektivitet genom att använda ytterligare tillverkare halvvägs mellan intilliggande SAGD-brunnspar, på höjden av SAGD-producenterna. Dessa ytterligare producenter, vanligtvis kallade "infill"-brunnar, är en integrerad del av eMSAGP-återvinningssystemet.