Drenaż grawitacyjny wspomagany parą - Steam-assisted gravity drainage

Drenaż grawitacyjny wspomagany parą ( SAGD ; „Sag-D”) to ulepszona technologia odzyskiwania ropy naftowej do produkcji ciężkiej ropy naftowej i bitumu . Jest to zaawansowana forma stymulacji parą, w której para poziomych studni jest wiercona w złożu ropy naftowej , jedna kilka metrów nad drugą. Para pod wysokim ciśnieniem jest stale wtryskiwana do górnego odwiertu w celu podgrzania oleju i zmniejszenia jego lepkości , powodując, że podgrzany olej spływa do dolnego odwiertu, skąd jest wypompowywany. Dr Roger Butler, inżynier w Imperial Oil od 1955 do 1982 roku, wynalazł proces drenażu grawitacyjnego wspomaganego parą (SAGD) w latach 70. Butler „opracował koncepcję wykorzystania poziomych par studni i wtryskiwania pary wodnej do zagospodarowania pewnych złóż bitumu uznawanych za zbyt głębokie do wydobycia”. W 1983 roku Butler został dyrektorem programów technicznych w Alberta Oil Sands Technology and Research Authority (AOSTRA), korporacji koronnej utworzonej przez Alberta Premier Lougheed w celu promowania nowych technologii w zakresie produkcji piasków roponośnych i ciężkiej ropy naftowej. AOSTRA szybko wsparła SAGD jako obiecującą innowację w technologii wydobycia piasków roponośnych.

Wspomagane parą odwadnianie grawitacyjne (SAGD) i cykliczna stymulacja parą (CSS) wtryskiwanie pary (przemysł naftowy) to dwa komercyjnie stosowane pierwotne procesy odzysku termicznego stosowane w piaskach roponośnych w podjednostkach formacji geologicznej , takich jak formacja Grand Rapids, formacja Clearwater, Formacja McMurray, General Petroleum Sand, Lloydminster Sand z Mannville Group , zakres stratygraficzny w zachodniej części kanadyjskiego basenu sedymentacyjnego .

Kanada jest obecnie największym dostawcą importowanej ropy do Stanów Zjednoczonych, dostarczając ponad 35% importu do Stanów Zjednoczonych, znacznie więcej niż Arabia Saudyjska czy Wenezuela i więcej niż wszystkie kraje OPEC razem wzięte. Większość nowej produkcji pochodzi z rozległych złóż piasków roponośnych Alberty. Istnieją dwie podstawowe metody odzyskiwania piasków roponośnych. Technika odkrywkowa jest bardziej znana ogółowi społeczeństwa, ale może być stosowana tylko do płytkich złóż bitumicznych. Jednak nowsza technika drenażu grawitacyjnego wspomaganego parą (SAGD) jest lepiej dostosowana do znacznie większych głębokich złóż otaczających płytkie. Przewiduje się, że znaczna część oczekiwanego przyszłego wzrostu produkcji piasków roponośnych w Kanadzie będzie pochodzić z SAGD.

„Ropa naftowa z kanadyjskich piasków roponośnych wydobywana techniką odkrywkową może zużywać 20 razy więcej wody niż konwencjonalne wiercenie ropy naftowej. Jako konkretny przykład słabości danych, liczba ta wyklucza coraz ważniejszą metodę drenażu grawitacyjnego wspomaganego parą (SAGD). "

-  Nexus wody i energii 2011

Emisje z drenażu grawitacyjnego wspomaganego parą są równoważne z emisjami emitowanymi przez projekty powodzi parowych, które od dawna były wykorzystywane do produkcji ciężkiej ropy naftowej na polu naftowym Kern River w Kalifornii i na całym świecie.

Opis

Proces SAGD produkcji ciężkiej ropy lub bitumu jest udoskonaleniem technik wtryskiwania pary pierwotnie opracowanych do produkcji ciężkiego oleju z pola naftowego Kern River w Kalifornii. Kluczem do wszystkich procesów zalewania parą jest dostarczanie ciepła do formacji produkcyjnej w celu zmniejszenia lepkości ciężkiego oleju i umożliwienia mu przemieszczania się w kierunku odwiertu produkcyjnego. Proces cyklicznej stymulacji parą (CSS) opracowany dla ciężkich pól naftowych w Kalifornii był w stanie wyprodukować ropę z niektórych części piasków roponośnych Alberty, takich jak piaski roponośne Cold Lake , ale nie działał tak dobrze, aby produkować bitum z cięższych i głębszych złoża w piaskach roponośnych Athabasca i piaskach roponośnych Peace River , gdzie znajduje się większość rezerw piasków roponośnych Alberty. Aby wyprodukować te znacznie większe złoża, opracowano proces SAGD, głównie przez dr Rogera Butlera z Imperial Oil przy wsparciu Urzędu ds. Technologii i Badań Naftowych Piasków Alberta oraz partnerów przemysłowych. National Energy Board szacuje, że proces SAGD ma charakter ekonomiczny, gdy ceny ropy wynoszą co najmniej 30–35 USD za baryłkę.

W procesie SAGD dwa równoległe poziome odwierty ropy wierci się w formacji , jeden od 4 do 6 metrów nad drugą. Górna studnia wtryskuje parę, a dolna zbiera podgrzaną ropę naftową lub bitum, która spływa w dół pod wpływem grawitacji, oraz wodę odzyskaną z kondensacji wtryskiwanej pary. Podstawą procesu SAGD jest ustanowienie komunikacji termicznej ze zbiornikiem w taki sposób, że wtryskiwana para tworzy „komorę parową”. Ciepło pary zmniejsza lepkość ciężkiej ropy naftowej lub bitumu, co umożliwia jej spływanie do dolnego odwiertu. Para i związany z nią gaz rosną ze względu na ich niską gęstość w porównaniu z ciężką ropą naftową poniżej, zapewniając, że para nie jest wytwarzana przy niższej studni produkcyjnej, mają tendencję do podnoszenia się w komorze parowej, wypełniając pustą przestrzeń pozostawioną przez ropę. Powiązany gaz tworzy do pewnego stopnia izolacyjną warstwę cieplną nad (i wokół) pary. Olej i woda przepływają przez przeciwprądowy, grawitacyjny drenaż do dolnego odwiertu. Skroplona woda i ropa naftowa lub bitum są odzyskiwane na powierzchnię za pomocą pomp, takich jak pompy progresywne wnękowe, które dobrze sprawdzają się przy przenoszeniu płynów o wysokiej lepkości z zawieszonymi ciałami stałymi.

Dochłodzenie to różnica między temperaturą nasycenia (temperaturą wrzenia) wody przy ciśnieniu producenta a rzeczywistą temperaturą w tym samym miejscu, w którym mierzone jest ciśnienie. Im wyższy poziom cieczy powyżej producenta, tym niższa temperatura i wyższy dochłodzenie. Jednak rzeczywiste zbiorniki są niezmiennie niejednorodne, dlatego niezwykle trudno jest uzyskać równomierne przechłodzenie na całej poziomej długości odwiertu. W konsekwencji wielu operatorów, w obliczu nierównomiernego zahamowania rozwoju komory parowej, pozwala niewielkiej ilości pary wpływać do producenta, aby utrzymać ciepło w całym odwiercie, a tym samym utrzymywać jego niską lepkość z dodatkową korzyścią w postaci przenoszenia ciepła do zimniejszych części zbiornika wzdłuż odwiertu. Inna odmiana, czasami nazywana częściowym SAGD, jest stosowana, gdy operatorzy celowo wprowadzają parę w producenta po długim okresie wyłączenia lub jako procedura rozruchowa. Chociaż wysoka wartość przechłodzenia jest pożądana z punktu widzenia wydajności cieplnej, ponieważ generalnie obejmuje ona zmniejszenie szybkości wtryskiwania pary, ale powoduje również nieznacznie zmniejszoną produkcję z powodu odpowiedniej wyższej lepkości i niższej ruchliwości bitumu spowodowanej niższą temperaturą. Inną wadą bardzo wysokiego przechłodzenia jest możliwość, że ciśnienie pary ostatecznie nie będzie wystarczające do podtrzymania rozwoju komory parowej nad wtryskiwaczem, co czasami prowadzi do zapadnięcia się komór parowych, w których skroplona para zalewa wtryskiwacz i uniemożliwia dalszy rozwój komory.

Ciągła praca odwiertów wtryskowych i produkcyjnych przy ciśnieniu w przybliżeniu w złożu eliminuje problemy ze stabilnością, które są plagą wszystkich wysokociśnieniowych i cyklicznych procesów parowych, a SAGD zapewnia płynną, równą produkcję, która może sięgać nawet 70% do 80% ropy odpowiednie zbiorniki. Proces jest stosunkowo niewrażliwy na smugi łupków i inne pionowe bariery dla przepływu pary i płynów, ponieważ podczas ogrzewania skały różnica rozszerzalności cieplnej umożliwia grawitacyjny przepływ pary i płynów do szybu wydobywczego. Pozwala to na odzyskanie 60% do 70% ropy na miejscu, nawet w formacjach z wieloma cienkimi barierami łupkowymi. Pod względem termicznym SAGD jest generalnie dwa razy bardziej wydajne niż starszy proces CSS, co powoduje, że znacznie mniej odwiertów jest uszkodzonych przez wysokie ciśnienia związane z CSS. W połączeniu z wyższymi osiągniętymi wskaźnikami odzysku ropy oznacza to, że SAGD jest znacznie bardziej ekonomiczny niż cykliczne procesy parowe, w których zbiornik jest dość gruby.

Historia

Pomysł drenażu grawitacyjnego został pierwotnie wymyślony przez dr Rogera Butlera, inżyniera Imperial Oil w latach siedemdziesiątych XX wieku. W 1975 roku Imperial Oil przeniósł Butlera z Sarnia w Ontario do Calgary w Albercie, aby pokierować badaniami nad ciężką ropą naftową. Przetestował tę koncepcję z Imperial Oil w 1980 r. Podczas pilota w Cold Lake, w którym zastosowano jeden z pierwszych poziomych odwiertów w branży, z pionowymi inżektorami.

Alberta Oil Sands Technology and Research Authority (AOSTRA) 1974

W 1974 roku były premier Alberty, Peter Lougheed, utworzył Alberta Oil Sands Technology and Research Authority (AOSTRA) jako korporację koronną Alberty, aby promować rozwój i wykorzystanie nowej technologii do produkcji piasków roponośnych i ciężkiej ropy naftowej oraz zwiększonego odzysku ropy konwencjonalnej. olej. Jego pierwszy obiekt był własnością i był obsługiwany przez dziesięciu uczestników przemysłowych i otrzymał duże wsparcie rządowe (Deutsch i McLennan 2005), w tym od funduszu powierniczego Alberta Heritage Savings . Jednym z głównych celów znalezienia przez AOSTRA odpowiednich technologii dla tej części piasków roponośnych Athabasca , których nie można było odzyskać przy użyciu konwencjonalnych technologii górnictwa odkrywkowego.

Podziemna Stacja Testowa AOSTRA 1984

W 1984 roku AOSTRA uruchomiła podziemną placówkę testową w piaskach roponośnych Athabasca , położoną między rzekami MacKay i rzeką Devon na zachód od zakładu Syncrude, jako instalację do odzyskiwania asfaltu SAGD na miejscu . To właśnie tutaj odbył się ich pierwszy test bliźniaczych (poziomych) odwiertów SAGD, potwierdzając wykonalność koncepcji, osiągając na krótko dodatni przepływ gotówki w 1992 r. Przy tempie produkcji około 2000 baryłek dziennie z 3 par odwiertów.

Foster Creek

Fabryka Foster Creek w Albercie w Kanadzie, zbudowana w 1996 r. I obsługiwana przez Cenovus Energy , była pierwszym komercyjnym projektem drenażu grawitacyjnego wspomaganego parą (SAGD), a do 2010 r. Foster Creek „stał się największym komercyjnym projektem SAGD w Albercie, który uzyskał status wypłaty tantiem. "

Oryginalne odwierty UTF SAGD wiercono poziomo z tunelu w podkładzie wapiennym, do którego można było dostać się pionowymi szybami kopalnianymi . Koncepcja ta zbiegła się w czasie z rozwojem technik wierceń kierunkowych, które umożliwiły firmom wiercenie poziomych odwiertów dokładnie, tanio i wydajnie, do tego stopnia, że ​​trudno było już uzasadnić wiercenie konwencjonalnego pionowego odwiertu. Dzięki niskim kosztom wiercenia poziomych par odwiertów i bardzo wysokim stopom odzysku w procesie SAGD (do 60% istniejącej ropy), SAGD jest ekonomicznie atrakcyjna dla firm naftowych.

W Foster Creek Cenovus zastosował swoją opatentowaną technologię „klina studni” w celu odzyskania pozostałych zasobów pomijanych przez zwykłe operacje SAGD, co poprawia całkowity współczynnik odzysku z operacji. Technologia `` klina studni '' działa, uzyskując dostęp do resztkowego bitumu, który jest pomijany podczas zwykłych operacji SAGD poprzez wiercenie studni wypełniającej między dwiema działającymi parami odwiertów SAGD, gdy komory parowe SAGD dojrzeją do punktu, w którym połączą się i są w komunikacji płynowej a następnie to, co pozostaje do odzyskania w tym obszarze złoża między parami działających odwiertów SAGD, to „klin” resztkowej, ominiętej ropy. Wykazano, że technologia odwiertu klinowego poprawia ogólne wskaźniki odzysku o 5% -10% przy niższych kosztach kapitałowych, ponieważ wymagana jest mniejsza ilość pary, gdy komory parowe dojrzeją do punktu, w którym znajdują się w komunikacji płynowej i zazwyczaj na tym etapie procesu odzyskiwania , powszechnie znaną również jako faza przedmuchu, wtryskiwana para jest zastępowana nieskraplającym się gazem, takim jak metan, co dodatkowo zmniejsza koszty produkcji.

Aktualne aplikacje

Ta technologia jest obecnie eksploatowana ze względu na wzrost cen ropy . Podczas gdy tradycyjne metody wiercenia były powszechne do lat 90. XX wieku, wysokie ceny ropy w XXI wieku zachęcają do bardziej niekonwencjonalnych metod (takich jak SAGD) do wydobywania ropy naftowej. Kanadyjskie piaski roponośne są w trakcie realizacji wielu projektów SAGD, ponieważ w regionie tym znajduje się jedno z największych złóż bitumu na świecie ( największe na świecie złoża mają Kanada i Wenezuela ).

Proces SAGD pozwolił Albercie Energy Resources Conservation Board (ERCB) zwiększyć swoje potwierdzone rezerwy ropy do 179 miliardów baryłek, co podniosło kanadyjskie rezerwy ropy do trzeciego najwyższego poziomu na świecie po Wenezueli i Arabii Saudyjskiej oraz około czterokrotnie zwiększyło rezerwy ropy w Ameryce Północnej. Od 2011 r. Zasoby piasków roponośnych wynoszą około 169 miliardów baryłek.

Niedogodności

Połączenie ropy i wody

SAGD, proces odzysku termicznego, zużywa duże ilości wody i gazu ziemnego.

„Ropa naftowa z kanadyjskich piasków roponośnych wydobywanych techniką odkrywkową może zużywać 20 razy więcej wody niż konwencjonalne wiercenie ropy naftowej. Jako konkretny przykład słabości danych, liczba ta wyklucza coraz ważniejszą metodę drenażu grawitacyjnego wspomaganego parą (SAGD). Zachęcamy przyszłych badaczy do wypełnienia tej luki.

-  Nexus wody i energii 2011

„Ropa naftowa z kanadyjskich piasków roponośnych wydobywana techniką odkrywkową może zużywać 20 razy więcej wody niż konwencjonalne wiercenie ropy naftowej”. Jednak do 2011 r. Brakowało wystarczających danych dotyczących ilości wody używanej w coraz ważniejszej metodzie drenażu grawitacyjnego wspomaganego parą (SAGD). Parowniki mogą uzdatniać wodę wyprodukowaną w SAGD do produkcji wysokiej jakości wody słodkiej do ponownego wykorzystania w operacjach SAGD. Jednak parowniki wytwarzają duże ilości odpadów odsalających, które wymagają dalszego zagospodarowania.

Wykorzystanie gazu ziemnego do wytwarzania pary

Podobnie jak we wszystkich procesach odzysku ciepła, koszt wytwarzania pary jest główną częścią kosztów produkcji ropy. W przeszłości gaz ziemny był używany jako paliwo w projektach kanadyjskich piasków roponośnych ze względu na występowanie dużych złóż gazu osieroconego w obszarze piasków roponośnych. Jednak wraz z budową rurociągów gazu ziemnego prowadzących na rynki zewnętrzne w Kanadzie i Stanach Zjednoczonych cena gazu stała się ważnym czynnikiem. Fakt, że produkcja gazu ziemnego w Kanadzie osiągnęła szczyt i obecnie spada, również stanowi problem. Rozważane są inne źródła wytwarzania ciepła, w szczególności zgazowanie ciężkich frakcji produkowanego bitumu do produkcji gazu syntezowego , wykorzystanie pobliskich (i masywnych) złóż węgla , a nawet budowa reaktorów jądrowych do produkcji ciepła.

Wykorzystanie wody do wytwarzania pary

Aby wytworzyć parę do procesu SAGD, potrzebne jest źródło dużej ilości świeżej i słonawej wody oraz duże urządzenia do recyklingu wody. Woda jest popularnym tematem do debaty w zakresie wykorzystania wody i zarządzania nią. Od 2008 roku amerykańska produkcja ropy naftowej (nie tylko SAGD) generuje ponad 5 miliardów galonów wyprodukowanej wody każdego dnia. Troska o użycie dużych ilości wody ma niewiele wspólnego z proporcją używanej wody, a raczej z jakością wody. Tradycyjnie blisko 70 milionów metrów sześciennych objętości wody użytej w procesie SAGD stanowiła woda słodka, powierzchniowa. Od 2010 r., Kiedy zużyto około 18 milionów metrów sześciennych, nastąpiło znaczne zmniejszenie zużycia wody słodkiej. Chociaż aby zrównoważyć drastyczne zmniejszenie zużycia wody słodkiej, przemysł zaczął znacznie zwiększać ilość zasolonych wód gruntowych . To, jak również inne, bardziej ogólne techniki oszczędzania wody, pozwoliły na ponad trzykrotne zmniejszenie zużycia wód powierzchniowych w operacjach na piaskach roponośnych od momentu rozpoczęcia produkcji. Opierając się na drenażu grawitacyjnym, SAGD wymaga również stosunkowo grubych i jednorodnych zbiorników, dlatego nie nadaje się do wszystkich obszarów produkcji ropy ciężkiej.

Metody alternatywne

Do 2009 r. Dwa komercyjnie stosowane pierwotne procesy odzyskiwania ciepła, wspomagane parą odwadnianie grawitacyjne (SAGD) i cykliczna stymulacja parą (CSS), były wykorzystywane do produkcji piasków roponośnych w formacjach Clearwater i Lower Grand Rapids w rejonie Cold Lake Area w Albercie.

Cykliczna stymulacja parą (CSS)

Canadian Natural Resources wykorzystuje technologię cyklicznej pary lub technologii „huff and puff” do rozwijania zasobów bitumicznych. Technologia ta wymaga jednego odwiertu, a produkcja polega na wtryskiwaniu do szczelin i podgrzewaniu formacji przed fazami produkcji. Najpierw para jest wtryskiwana powyżej punktu pęknięcia formacji przez kilka tygodni lub miesięcy, mobilizując zimny bitum, a następnie odwiert jest zamykany na kilka tygodni lub miesięcy, aby para mogła wsiąknąć w formację. Następnie przepływ w odwiercie wtryskowym jest odwracany, wytwarzając ropę przez ten sam otwór wtryskowy. Fazy ​​wtrysku i produkcji razem składają się na jeden cykl. Para jest ponownie wtryskiwana, aby rozpocząć nowy cykl, gdy tempo produkcji ropy spadnie poniżej krytycznego progu z powodu chłodzenia zbiornika. Cykliczna stymulacja parą obejmuje również szereg procesów uzupełniających lub wzmacniających CSS, w tym podwyższanie i wydmuchiwanie ciśnienia (PUBD), mieszany napęd parowy i drenaż (MWSDD), ekstrakcja oparów (Vapex), dodawanie cieczy do pary w celu zwiększenia odzysku Bitumen (LASER) i proces SAGD i hybrydowy wspomagany HPCSS.

Cykliczna stymulacja parą wysokociśnieniową (HPCSS)

„Około 35 procent całej produkcji in situ w piaskach roponośnych w Albercie wykorzystuje technikę zwaną wysokociśnieniową cykliczną stymulacją parą (HPCSS), która przechodzi między dwiema fazami: po pierwsze, para jest wtryskiwana do podziemnego złoża piasków roponośnych w celu pęknięcia i ogrzania formacja zmiękczająca asfalt, tak jak robi to CSS, z wyjątkiem jeszcze wyższych ciśnień; następnie cykl przełącza się na produkcję, w której powstała gorąca mieszanina bitumu i pary (zwana „emulsją bitumiczną”) jest wypompowywana na powierzchnię przez ten sam otwór , podobnie jak w przypadku CSS, aż do momentu, gdy wynikający z tego spadek ciśnienia spowolni produkcję do nieekonomicznego etapu. Proces jest następnie powtarzany wielokrotnie ”. Alberta energii regulator (AER) prasowa wyjaśniono różnicę między wysokociśnieniową stymulacji pary cyklicznego (HPCSS) i pary wspomaganego odwadnianie grawitacyjne (SAGD). „HPCSS jest stosowany w odzyskiwaniu ropy naftowej w Albercie od ponad 30 lat. Metoda polega na wtryskiwaniu do złoża pary pod wysokim ciśnieniem, znacznie powyżej ciśnienia otoczenia, do zbiornika przez dłuższy okres czasu. Ponieważ ciepło zmiękcza asfalt, a woda rozrzedza się i oddziela asfalt od piasku, ciśnienie tworzy pęknięcia, pęknięcia i otwory, przez które asfalt może spływać z powrotem do studni z wtryskiem pary. HPCSS różni się od operacji odwadniania grawitacyjnego wspomaganego parą (SAGD), w których para jest stale wtryskiwana przy niższym ciśnieniu bez szczelinowanie zbiornika i wykorzystuje drenaż grawitacyjny jako główny mechanizm odbudowy. "

W formacji Clearwater w pobliżu Cold Lake w Albercie stosowana jest wysokociśnieniowa cykliczna stymulacja parą (HPCSS). Istnieją studnie poziome i pionowe. Iniekcja jest pod ciśnieniem pęknięcia. Dla studni poziomych rozstaw wynosi od 60 do 180 m. Pionowe dołki są rozmieszczone w odstępach od 2 do 8 akrów w przypadku odwiertów pionowych. Rozwój może sięgać zaledwie 7 mln wynagrodzenia netto. Stosuje się go na obszarach ogólnie pozbawionych wody dennej lub gazu górnego. CSOR wynosi od 3,3 do 4,5. Ostateczne ożywienie przewiduje się na poziomie 15–35%. Metoda odzyskiwania ciepła SAGD jest również stosowana w formacjach Clearwater i Lower Grand Rapids z poziomymi parami studni (700 do 1000 m), ciśnienie robocze 3 do 5 MPa, spalone jezioro SAGD rozpoczęto przy wyższym ciśnieniu roboczym bliskim ciśnieniu dylatacji, 75 m do 120 rozstaw m, rozwój do zaledwie 10 m wynagrodzenia netto, na obszarach z wodami dennymi lub bez, CSOR: 2,8 do 4,0 (przy jakości 100%), Przewidywany ostateczny odzysk: 45% do 55%.

W projekcie Canadian Natural Resources Limited (CNRL) Primrose and Wolf Lake in situ w pobliżu Cold Lake w Albercie w formacji Clearwater , obsługiwanym przez spółkę zależną CNRL Horizon Oil Sands , stosuje się cykliczną stymulację parą wysokociśnieniową (HPCSS).

Ekstrakcja oparów (Vapex)

Alternatywne ulepszone mechanizmy do usuwania oleju obejmują VAPEX ( V Apor ssisted P etroleum Ex przyczepność), elektro-termiczny proces dynamiczny Stripping (ET-DSP) i ISC (in situ przez spalanie). Butler wynalazł również VAPEX, „proces drenażu grawitacyjnego, który wykorzystuje odparowane rozpuszczalniki zamiast pary do wypierania lub wytwarzania ciężkiego oleju i zmniejszenia jego lepkości”.

ET-DSP to opatentowany proces wykorzystujący energię elektryczną do podgrzewania złóż piasków roponośnych w celu mobilizacji bitumu, umożliwiając produkcję przy użyciu prostych pionowych odwiertów. ISC wykorzystuje tlen do generowania ciepła, które zmniejsza lepkość oleju; obok dwutlenku węgla wytwarzanego przez ciężką ropę ropę naftową przemieszcza się w kierunku szybów produkcyjnych. Jedno podejście ISC nazywa się THAI dla wtrysku powietrza od palca do pięty. Obiekt THAI w Saskatchewan został zakupiony w 2017 roku przez Proton Technologies Canada Inc., który wykazał separację czystego wodoru w tym miejscu. Celem protonu jest pozostawienie węgla w ziemi i wydobycie wyłącznie wodoru z węglowodorów.

Ulepszone zmodyfikowane wypychanie pary i gazu (eMSAGP)

eMSAGP to opatentowany przez MEG Energy proces, w którym MEG we współpracy z Cenovus opracował zmodyfikowany proces odzyskiwania nazwany „ulepszonym zmodyfikowanym wypychaniem pary i gazu” (eMSAGP), modyfikacją SAGP zaprojektowaną w celu poprawy sprawności cieplnej SAGD poprzez wykorzystanie dodatkowych producentów zlokalizowanych w połowie drogi między sąsiednimi parami odwiertów SAGD, na wysokości producentów SAGD. Ci dodatkowi producenci, powszechnie określani jako studnie „wypełniające”, są integralną częścią systemu odzyskiwania eMSAGP.

Zobacz też

Bibliografia

Linki zewnętrzne