Dampfunterstützte Schwerkraftentwässerung - Steam-assisted gravity drainage
Die dampfunterstützte Schwerkraftentwässerung ( SAGD ; "Sag-D") ist eine verbesserte Ölrückgewinnungstechnologie zur Herstellung von schwerem Rohöl und Bitumen . Es handelt sich um eine fortschrittliche Form der Dampfstimulation, bei der zwei horizontale Bohrlöcher einige Meter übereinander in das Ölreservoir gebohrt werden . Hochdruckdampf wird kontinuierlich in das obere Bohrloch injiziert , um das Öl zu erwärmen und seine Viskosität zu verringern , wodurch das erhitzte Öl in das untere Bohrloch abfließt, wo es abgepumpt wird. Dr. Roger Butler, von 1955 bis 1982 Ingenieur bei Imperial Oil, erfand in den 1970er Jahren das dampfunterstützte Schwerkraftdrainageverfahren (SAGD). Butler "entwickelte das Konzept, horizontale Brunnenpaare zu verwenden und Dampf einzuspritzen, um bestimmte Bitumenablagerungen zu entwickeln, die für den Bergbau als zu tief angesehen werden". Im Jahr 1983 wurde Butler Direktor der technischen Programme für die Alberta Ölsand - Technologie und Forschung Authority (AOSTRA), eine Korporation Krone von Alberta erstellt Premier Lougheed , um neue Technologien für die Förderung von Ölsand und Schwerölförderung. AOSTRA unterstützte SAGD schnell als vielversprechende Innovation in der Ölsandgewinnungstechnologie.
Die dampfunterstützte Schwerkraftdrainage (SAGD) und die Dampfinjektion mit zyklischer Dampfstimulation (CSS) (Ölindustrie) sind zwei kommerziell angewandte primäre Wärmerückgewinnungsverfahren, die in Ölsanden in Untereinheiten der geologischen Formation verwendet werden, wie z. B. Grand Rapids Formation, Clearwater Formation, McMurray-Formation, General Petroleum Sand, Lloydminster Sand, von der Mannville Group , einem stratigraphischen Bereich im westkanadischen Sedimentbecken .
Kanada ist heute der größte Einzellieferant von importiertem Öl in die USA und liefert über 35% der US-Importe, viel mehr als Saudi-Arabien oder Venezuela und mehr als alle OPEC- Länder zusammen. Der größte Teil der neuen Produktion stammt aus den riesigen Ölsandvorkommen in Alberta. Es gibt zwei Hauptmethoden zur Gewinnung von Ölsand. Die Strip-Mining-Technik ist der Öffentlichkeit besser bekannt, kann jedoch nur für flache Bitumenablagerungen verwendet werden. Die neuere dampfunterstützte Schwerkraftentwässerungstechnik (SAGD) eignet sich jedoch besser für die viel größeren tiefen Ablagerungen, die die flachen umgeben. Ein Großteil des erwarteten zukünftigen Produktionswachstums in den kanadischen Ölsanden wird voraussichtlich von SAGD stammen.
"Erdöl aus kanadischen Ölsanden, die durch Tagebautechniken gewonnen werden, kann 20-mal mehr Wasser verbrauchen als herkömmliche Ölbohrungen. Als spezifisches Beispiel für eine zugrunde liegende Datenschwäche schließt diese Zahl die zunehmend wichtige Methode der dampfunterstützten Schwerkraftentwässerung (SAGD) aus. ""
- Der Wasser-Energie-Nexus 2011
Die dampfunterstützten Schwerkraftentwässerungsemissionen entsprechen den Emissionen der Dampfflutprojekte, mit denen seit langem Schweröl auf dem kalifornischen Kern River Oil Field und anderswo auf der Welt gefördert wird.
Beschreibung
Das SAGD-Verfahren zur Herstellung von Schweröl oder Bitumen ist eine Verbesserung der Dampfinjektionstechniken , die ursprünglich zur Herstellung von Schweröl aus dem Kern River Oil Field in Kalifornien entwickelt wurden. Der Schlüssel zu allen Dampfflutungsprozessen besteht darin, der produzierenden Formation Wärme zuzuführen, um die Viskosität des Schweröls zu verringern und es in Richtung des produzierenden Bohrlochs zu bewegen. Das für die kalifornischen Schwerölfelder entwickelte zyklische Dampfstimulationsverfahren (CSS) konnte Öl aus einigen Teilen des Ölsandes in Alberta wie dem Cold Lake-Ölsand produzieren , funktionierte jedoch nicht so gut, um Bitumen aus schwereren und tieferen Gebieten zu produzieren Lagerstätten im Athabasca-Ölsand und im Peace River-Ölsand , wo der Großteil der Ölsandreserven in Alberta liegt. Um diese viel größeren Reserven zu fördern, wurde das SAGD-Verfahren hauptsächlich von Dr. Roger Butler von Imperial Oil mit Unterstützung der Technologie- und Forschungsbehörde von Alberta Oil Sands und von Industriepartnern entwickelt. Der SAGD-Prozess wird vom National Energy Board als wirtschaftlich eingeschätzt, wenn der Ölpreis mindestens 30 bis 35 US-Dollar pro Barrel beträgt.
Beim SAGD-Verfahren werden zwei parallele horizontale Ölquellen in die Formation gebohrt , eine etwa 4 bis 6 Meter über der anderen. Der obere Brunnen injiziert Dampf, und der untere sammelt das erhitzte Rohöl oder Bitumen, das aufgrund der Schwerkraft nach unten fließt, sowie das aus der Kondensation des injizierten Dampfes zurückgewonnene Wasser. Die Basis des SAGD-Prozesses besteht darin, dass eine thermische Kommunikation mit dem Reservoir hergestellt wird, so dass der eingespritzte Dampf eine "Dampfkammer" bildet. Die Wärme des Dampfes verringert die Viskosität des schweren Rohöls oder Bitumens, wodurch es in das untere Bohrloch hinunterfließen kann. Der Dampf und das damit verbundene Gas steigen aufgrund ihrer geringen Dichte im Vergleich zu dem darunter liegenden schweren Rohöl an, wodurch sichergestellt wird, dass in der unteren Produktionsbohrung kein Dampf erzeugt wird. Sie steigen tendenziell in der Dampfkammer auf und füllen den vom Öl hinterlassenen Hohlraum aus. Das zugehörige Gas bildet bis zu einem gewissen Grad eine isolierende Heizdecke über (und um) den Dampf. Der Öl- und Wasserfluss erfolgt durch eine schwerkraftgetriebene Gegenstromableitung in das untere Bohrloch. Das kondensierte Wasser und Rohöl oder Bitumen wird durch Pumpen wie Exzenterschneckenpumpen an die Oberfläche zurückgewonnen, die sich gut zum Fördern von hochviskosen Flüssigkeiten mit suspendierten Feststoffen eignen.
Unterkühlung ist die Differenz zwischen der Sättigungstemperatur (Siedepunkt) von Wasser beim Erzeugerdruck und der tatsächlichen Temperatur an derselben Stelle, an der der Druck gemessen wird. Je höher der Flüssigkeitsstand über dem Hersteller ist, desto niedriger ist die Temperatur und desto höher ist die Unterkühlung. Reale Reservoire sind jedoch ausnahmslos heterogen, weshalb es äußerst schwierig wird, eine gleichmäßige Unterkühlung über die gesamte horizontale Länge eines Bohrlochs zu erreichen. Infolgedessen lassen viele Bediener bei einer ungleichmäßig verkümmerten Dampfkammerentwicklung eine kleine Menge Dampf in den Erzeuger eintreten, um das Bitumen im gesamten Bohrloch heiß zu halten, wodurch seine Viskosität niedrig gehalten wird, mit dem zusätzlichen Vorteil, dass Wärme auf kältere Teile übertragen wird des Reservoirs entlang des Bohrlochs. Eine andere Variante, die manchmal als partielle SAGD bezeichnet wird, wird verwendet, wenn Bediener nach einer langen Einschaltdauer oder als Startvorgang absichtlich Dampf im Hersteller zirkulieren lassen. Ein hoher Wert für die Unterkühlung ist zwar vom Standpunkt des thermischen Wirkungsgrads aus wünschenswert, da er im Allgemeinen eine Verringerung der Dampfinjektionsraten umfasst, führt jedoch auch zu einer leicht verringerten Produktion aufgrund einer entsprechend höheren Viskosität und einer geringeren Beweglichkeit des Bitumens, die durch eine niedrigere Temperatur verursacht wird. Ein weiterer Nachteil einer sehr hohen Unterkühlung ist die Möglichkeit, dass der Dampfdruck möglicherweise nicht ausreicht, um die Dampfkammerentwicklung über dem Injektor aufrechtzuerhalten, was manchmal zu kollabierten Dampfkammern führt, in denen kondensierter Dampf den Injektor überflutet und eine weitere Entwicklung der Kammer ausschließt.
Der kontinuierliche Betrieb der Injektions- und Produktionsbohrungen bei ungefähr Reservoirdruck beseitigt die Instabilitätsprobleme, die alle Hochdruck- und zyklischen Dampfprozesse plagen, und SAGD erzeugt eine gleichmäßige Produktion, die bis zu 70% bis 80% des vorhandenen Öls betragen kann geeignete Stauseen. Das Verfahren ist relativ unempfindlich gegenüber Schieferstreifen und anderen vertikalen Barrieren für den Dampf- und Flüssigkeitsstrom, da beim Erhitzen des Gesteins durch die unterschiedliche Wärmeausdehnung Dampf und Flüssigkeiten durch die Schwerkraft zum Produktionsschacht fließen können. Dies ermöglicht Rückgewinnungsraten von 60% bis 70% des vorhandenen Öls, selbst in Formationen mit vielen dünnen Schieferbarrieren. Thermisch ist SAGD im Allgemeinen doppelt so effizient wie der ältere CSS-Prozess und führt dazu, dass weitaus weniger Bohrlöcher durch den mit CSS verbundenen hohen Druck beschädigt werden. In Kombination mit den erzielten höheren Ölrückgewinnungsraten bedeutet dies, dass SAGD viel wirtschaftlicher ist als zyklische Dampfprozesse, bei denen das Reservoir relativ dick ist.
Geschichte
Die Idee der Schwerkraftentwässerung wurde ursprünglich von Dr. Roger Butler, einem Ingenieur für Imperial Oil in den 1970er Jahren, entwickelt. 1975 verlegte Imperial Oil Butler von Sarnia, Ontario, nach Calgary, Alberta , um die Schwerölforschung zu leiten. Er testete das Konzept 1980 mit Imperial Oil in einem Pilotprojekt am Cold Lake, das eine der ersten horizontalen Bohrungen der Branche mit vertikalen Injektoren enthielt.
Alberta Oil Sands Technologie- und Forschungsbehörde (AOSTRA) 1974
Im Jahr 1974 schuf ehemalige Premier von Alberta Peter Lougheed den Alberta Oil Sands Technologie und Forschung Authority (AOSTRA) als Alberta Korporation Krone die Entwicklung und den Einsatz neuer Technologien für Ölsand und Schwerölförderung und eine verbesserte Rückgewinnung von konventionellen Rohöl zu fördern Öl. Die erste Einrichtung war im Besitz von zehn Industrieteilnehmern und wurde von diesen betrieben. Sie erhielt umfangreiche staatliche Unterstützung (Deutsch und McLennan 2005), unter anderem vom Alberta Heritage Savings Trust Fund . Eines der Hauptziele von AOSTRA bei der Suche nach geeigneten Technologien für den Teil des Athabasca- Ölsandes, der mit herkömmlichen Tagebautechnologien nicht gewonnen werden konnte.
AOSTRA Underground Test Facility 1984
1984 initiierte AOSTRA die unterirdische Testanlage in den Athabasca-Ölsanden , die sich zwischen den MacKay-Flüssen und dem Devon River westlich des Syncrude-Werks befindet, als In-situ- SAGD- Bitumenrückgewinnungsanlage. Hier fand ihr erster Test von zwei (horizontalen) SAGD-Bohrlöchern statt, der die Machbarkeit des Konzepts unter Beweis stellte und 1992 kurzzeitig einen positiven Cashflow bei einer Produktionsrate von etwa 2000 Barrel / Tag aus 3 Bohrlochpaaren erzielte.
Foster Creek
Das 1996 erbaute und von Cenovus Energy betriebene Foster Creek-Werk in Alberta, Kanada, war das erste kommerzielle SAGD-Projekt (Steam Assisted Gravity Drainage). Bis 2010 war Foster Creek das größte kommerzielle SAGD-Projekt in Alberta, das den Status einer Lizenzgebühr erreichte. ""
Die ursprünglichen UTF-SAGD-Bohrlöcher wurden horizontal aus einem Tunnel im Kalksteinunterbau gebohrt, der mit vertikalen Minenschächten zugänglich war . Das Konzept fiel mit der Entwicklung von Richtbohrtechniken zusammen, die es Unternehmen ermöglichten, horizontale Bohrlöcher präzise, kostengünstig und effizient zu bohren, so dass es schwierig wurde, das Bohren eines herkömmlichen vertikalen Bohrlochs nicht mehr zu rechtfertigen. Aufgrund der geringen Kosten für das Bohren horizontaler Bohrlochpaare und der sehr hohen Rückgewinnungsraten des SAGD-Prozesses (bis zu 60% des vorhandenen Öls) ist SAGD für Ölunternehmen wirtschaftlich attraktiv.
Bei Foster Creek hat Cenovus seine patentierte "Wedge Well" -Technologie eingesetzt, um Restressourcen zurückzugewinnen, die durch reguläre SAGD-Operationen umgangen werden. Dies verbessert die Gesamtwiederherstellungsrate der Operation. Die "Keilbrunnen" -Technologie greift auf das restliche Bitumen zu, das bei regulären SAGD-Vorgängen umgangen wird, indem ein Füllloch zwischen zwei etablierten SAGD-Bohrlochpaaren gebohrt wird, sobald die SAGD-Dampfkammern bis zu dem Punkt gereift sind, an dem sie zusammengeführt wurden und in flüssiger Kommunikation stehen und dann bleibt in diesem Reservoirbereich zwischen den betriebenen SAGD-Bohrlochpaaren ein "Keil" aus restlichem, umgangenem Öl übrig. Es hat sich gezeigt, dass die Keilbrunnen-Technologie die Gesamtrückgewinnungsraten bei reduzierten Kapitalkosten um 5 bis 10% verbessert, da weniger Dampf benötigt wird, sobald die Dampfkammern bis zu dem Punkt reifen, an dem sie in Fluidverbindung stehen, und typischerweise in diesem Stadium des Rückgewinnungsprozesses Der eingespritzte Dampf, der auch als "Abblas" -Phase bekannt ist, wird durch ein nicht kondensierbares Gas wie Methan ersetzt, wodurch die Produktionskosten weiter gesenkt werden.
Aktuelle Anwendungen
Diese Technologie wird jetzt aufgrund gestiegener Ölpreise genutzt . Während traditionelle Bohrmethoden bis in die 1990er Jahre vorherrschten, ermutigen die hohen Rohölpreise des 21. Jahrhunderts unkonventionellere Methoden (wie SAGD) zur Gewinnung von Rohöl. In den kanadischen Ölsanden laufen viele SAGD-Projekte, da in dieser Region eines der größten Bitumenvorkommen der Welt beheimatet ist ( Kanada und Venezuela haben die weltweit größten Vorkommen).
Der SAGD-Prozess ermöglichte es dem Alberta Energy Resources Conservation Board (ERCB) , seine nachgewiesenen Ölreserven auf 179 Milliarden Barrel zu erhöhen , wodurch Kanadas Ölreserven nach Venezuela und Saudi-Arabien auf den dritthöchsten Wert der Welt stiegen und die nordamerikanischen Ölreserven ungefähr vervierfachten. Ab 2011 belaufen sich die Ölsandreserven auf rund 169 Milliarden Barrel.
Nachteile
Öl- und Wasserzusammenhang
SAGD, ein thermischer Rückgewinnungsprozess, verbraucht große Mengen Wasser und Erdgas.
"Erdöl aus kanadischen Ölsanden, die durch Tagebautechniken gewonnen werden, kann 20-mal mehr Wasser verbrauchen als herkömmliche Ölbohrungen. Als spezifisches Beispiel für eine zugrunde liegende Datenschwäche schließt diese Zahl die zunehmend wichtige Methode der dampfunterstützten Schwerkraftentwässerung (SAGD) aus. Wir ermutigen zukünftige Forscher, dieses Loch zu füllen.
- Der Wasser-Energie-Nexus 2011
"Erdöl aus den kanadischen Ölsanden, die durch Tagebautechniken gewonnen werden, kann 20-mal mehr Wasser verbrauchen als herkömmliche Ölbohrungen." Bis 2011 gab es jedoch unzureichende Daten zur Wassermenge, die bei der zunehmend wichtigen Methode der dampfunterstützten Schwerkraftentwässerung (SAGD) verwendet wurde. Verdampfer können das von SAGD erzeugte Wasser aufbereiten, um qualitativ hochwertiges Süßwasser für die Wiederverwendung im SAGD-Betrieb zu erzeugen. Verdampfer produzieren jedoch einen großvolumigen Abblasabfall, der einer weiteren Verwaltung bedarf.
Verwendung von Erdgas zur Dampferzeugung
Wie bei allen thermischen Rückgewinnungsprozessen machen die Kosten der Dampferzeugung einen großen Teil der Kosten der Ölförderung aus. In der Vergangenheit wurde Erdgas aufgrund des Vorhandenseins großer gestrandeter Gasreserven im Ölsandgebiet als Brennstoff für kanadische Ölsandprojekte verwendet . Mit dem Bau von Erdgaspipelines zu externen Märkten in Kanada und den Vereinigten Staaten ist der Gaspreis jedoch zu einem wichtigen Gesichtspunkt geworden. Die Tatsache, dass die Erdgasproduktion in Kanada ihren Höhepunkt erreicht hat und jetzt zurückgeht, ist ebenfalls ein Problem. Andere Quellen zur Erzeugung von Wärme werden in Betracht gezogen, insbesondere die Vergasung der schweren Fraktionen des erzeugten Bitumens zur Erzeugung von Synthesegas unter Verwendung der nahe gelegenen (und massiven) Kohlevorkommen oder sogar der Bau von Kernreaktoren zur Erzeugung der Wärme.
Verwendung von Wasser zur Dampferzeugung
Eine Quelle für große Mengen an Frisch- und Brackwasser sowie große Wasseraufbereitungsanlagen sind erforderlich, um den Dampf für den SAGD-Prozess zu erzeugen. Wasser ist ein beliebtes Diskussionsthema in Bezug auf Wassernutzung und -management. Ab 2008 erzeugt die amerikanische Erdölförderung (nicht nur SAGD) täglich über 5 Milliarden Gallonen produziertes Wasser. Die Sorge, große Mengen Wasser zu verwenden, hat wenig mit dem Anteil des verwendeten Wassers zu tun, sondern vielmehr mit der Qualität des Wassers. Traditionell waren fast 70 Millionen Kubikmeter des Wasservolumens, das im SAGD-Prozess verwendet wurde, frisches Oberflächenwasser. Ab 2010, als ungefähr 18 Millionen Kubikmeter verbraucht wurden, hat sich der Frischwasserverbrauch erheblich verringert. Um die drastische Reduzierung des Frischwasserverbrauchs auszugleichen, hat die Industrie begonnen, das Volumen des betroffenen salzhaltigen Grundwassers erheblich zu erhöhen . Diese und andere allgemeinere Wasserspartechniken haben dazu geführt, dass der Oberflächenwasserverbrauch von Ölsandbetrieben seit Produktionsbeginn um mehr als das Dreifache gesunken ist. Aufgrund der Schwerkraftdrainage benötigt SAGD auch vergleichsweise dicke und homogene Reservoire und ist daher nicht für alle Schwerölproduktionsbereiche geeignet.
Alternative Methoden
Bis 2009 wurden die beiden kommerziell angewendeten primären thermischen Rückgewinnungsverfahren, die dampfunterstützte Schwerkraftdrainage (SAGD) und die zyklische Dampfstimulation (CSS), bei der Ölsandproduktion in den Formationen Clearwater und Lower Grand Rapids in der Cold Lake Area in Alberta eingesetzt.
Zyklische Dampfstimulation (CSS)
Canadian Natural Resources verwendet zyklische Dampf- oder "Huff and Puff" -Technologie, um Bitumenressourcen zu entwickeln. Diese Technologie erfordert ein Bohrloch und die Produktion besteht aus der Injektion, um die Formation vor den Produktionsphasen zu brechen und zu erwärmen. Zuerst wird Dampf über den Bruchpunkt der Formation für mehrere Wochen oder Monate injiziert, wodurch kaltes Bitumen mobilisiert wird. Das Bohrloch wird dann für einige Wochen oder Monate geschlossen, damit der Dampf in die Formation eindringen kann. Dann wird der Fluss auf der Injektionsbohrung umgekehrt, wodurch Öl durch dieselbe Injektionsbohrung erzeugt wird. Die Einspritz- und Produktionsphase bilden zusammen einen Zyklus. Dampf wird erneut eingespritzt, um einen neuen Zyklus zu beginnen, wenn die Ölförderraten aufgrund der Abkühlung des Reservoirs unter einen kritischen Schwellenwert fallen. Die zyklische Dampfstimulation verfügt auch über eine Reihe von CSS-Follow-up- oder -Verbesserungsprozessen, einschließlich Druckauf- und -abblasverfahren (PUBD), Mixed Well-Dampfantrieb und -Drainage (MWSDD), Dampfextraktion (Vapex) und Flüssigkeitszugabe zu Dampf zur verbesserten Rückgewinnung von Bitumen (LASER) und HPCSS-unterstützter SAGD- und Hybridprozess.
Zyklische Hochdruckdampfstimulation (HPCSS)
"Ungefähr 35 Prozent der gesamten In-situ- Produktion in den Ölsanden von Alberta verwenden eine Technik, die als zyklische Hochdruckdampfstimulation (HPCSS) bezeichnet wird und zwischen zwei Phasen wechselt: Erstens wird Dampf in eine unterirdische Ölsandlagerstätte injiziert, um die Ölsandlagerstätte zu brechen und zu erhitzen Bildung, um das Bitumen genau wie CSS zu erweichen, außer bei noch höheren Drücken, dann wechselt der Zyklus zur Produktion, wo das resultierende heiße Gemisch aus Bitumen und Dampf (als "Bitumenemulsion" bezeichnet) durch dasselbe Bohrloch an die Oberfläche gepumpt wird wieder genau wie CSS, bis der resultierende Druckabfall die Produktion auf ein unwirtschaftliches Stadium verlangsamt. Der Prozess wird dann mehrmals wiederholt. " In einer Pressemitteilung der Alberta Energy Regulator (VRE) wurde der Unterschied zwischen der zyklischen Hochdruckdampfstimulation (HPCSS) und der dampfunterstützten Schwerkraftdrainage (SAGD) erläutert. "HPCSS wird in Alberta seit mehr als 30 Jahren bei der Ölrückgewinnung eingesetzt. Bei dieser Methode wird über einen längeren Zeitraum Hochdruckdampf weit über dem Umgebungsdruck des Reservoirs in ein Reservoir injiziert. Wenn die Hitze das Bitumen erweicht und das Wasser verdünnt, wird es durch Hitze erweicht." und trennt das Bitumen vom Sand, der Druck erzeugt Brüche, Risse und Öffnungen, durch die das Bitumen in die Dampfinjektorbohrungen zurückfließen kann. HPCSS unterscheidet sich von dampfunterstützten Schwerkraftentwässerungsvorgängen (SAGD), bei denen kontinuierlich Dampf bei niedrigeren Drücken ohne injiziert wird das Reservoir aufbrechen und die Schwerkraftdrainage als primären Rückgewinnungsmechanismus verwenden. "
In der Clearwater-Formation in der Nähe von Cold Lake, Alberta, wird die zyklische Hochdruckdampfstimulation (HPCSS) eingesetzt. Es gibt sowohl horizontale als auch vertikale Brunnen. Die Injektion erfolgt unter Bruchdruck. Für horizontale Bohrlöcher gibt es einen Abstand von 60 m bis 180 m. Vertikale Vertiefungen haben einen Abstand von 2 bis 8 Morgen für vertikale Vertiefungen. Die Entwicklung kann so niedrig wie 7 Mio. Nettolohn sein. Es wird in Bereichen eingesetzt, in denen im Allgemeinen kein bis minimales Grundwasser oder oberes Gas vorhanden ist. Die CSOR beträgt 3,3 bis 4,5. Die endgültige Erholung wird mit 15 bis 35% prognostiziert. Die SAGD-Wärmerückgewinnungsmethode wird auch in Clearwater- und Lower Grand Rapids-Formationen mit horizontalen Bohrlochpaaren (700 bis 1000 m) verwendet. Betriebsdruck 3 bis 5 MPa, Burnt Lake SAGD wurde mit einem höheren Betriebsdruck nahe dem Dilatationsdruck von 75 m bis 120 m gestartet m Abstand, Entwicklung bis zu 10 m Nettolohn, In Gebieten mit oder ohne Grundwasser, CSOR: 2,8 bis 4,0 (bei 100% Qualität), Voraussichtliche endgültige Erholung: 45% bis 55%.
Das In-situ-Ölsandprojekt Primrose und Wolf Lake von Canadian Natural Resources Limited (CNRL) in der Nähe von Cold Lake, Alberta, in der Clearwater-Formation , das von der CNRL-Tochter Horizon Oil Sands betrieben wird , verwendet die zyklische Hochdruckdampfstimulation (HPCSS).
Dampfextraktion (Vapex)
Alternative verbesserte Ölgewinnungsmechanismen umfassen VAPEX ( V apor A ssisted P etroleum Ex Traktion), elektrothermische Dynamische Abisoliervorgang (ET-DSP) und ISC (zur In - Situ - Verbrennung). VAPEX, ein "Schwerkraftdrainageverfahren, bei dem verdampfte Lösungsmittel anstelle von Dampf verwendet werden, um Schweröl zu verdrängen oder zu produzieren und seine Viskosität zu verringern, wurde ebenfalls von Butler erfunden.
ET-DSP ist ein patentiertes Verfahren, bei dem Ölsandvorkommen mit Elektrizität erhitzt werden, um Bitumen zu mobilisieren und die Produktion mit einfachen vertikalen Bohrlöchern zu ermöglichen. ISC verwendet Sauerstoff , um Wärme zu erzeugen, die die Ölviskosität verringert. Neben Kohlendioxid, das durch schweres Rohöl erzeugt wird, wird Öl in die Produktionsbohrungen verdrängt. Ein ISC-Ansatz heißt THAI für Toe to Heel Air Injection. Die THAI-Anlage in Saskatchewan wurde 2017 von Proton Technologies Canada Inc. gekauft, die an diesem Standort die Trennung von reinem Wasserstoff nachgewiesen hat. Protons Ziel ist es, den Kohlenstoff im Boden zu belassen und nur den Wasserstoff aus Kohlenwasserstoffen zu extrahieren.
Verbesserter modifizierter Dampf- und Gasdruck (eMSAGP)
eMSAGP ist ein patentiertes Verfahren von MEG Energy, bei dem MEG in Zusammenarbeit mit Cenovus ein modifiziertes Rückgewinnungsverfahren namens „Enhanced Modified Steam and Gas Push“ (eMSAGP) entwickelt hat, eine Modifikation von SAGP zur Verbesserung der thermischen Effizienz von SAGD unter Verwendung zusätzlicher Hersteller auf halbem Weg zwischen benachbarten SAGD-Bohrlochpaaren, auf der Höhe der SAGD-Produzenten. Diese zusätzlichen Hersteller, die üblicherweise als „Infill“ -Bohrungen bezeichnet werden, sind ein wesentlicher Bestandteil des eMSAGP-Rückgewinnungssystems.