Из Википедии, бесплатной энциклопедии
Перейти к навигации Перейти к поиску

Паровой гравитационный дренаж ( SAGD ; Sag-D) - это технология повышения нефтеотдачи для добычи тяжелой сырой нефти и битума . Это усовершенствованная форма паровой стимуляции, при которой в нефтяной пласт пробуривают пару горизонтальных скважин , одна на несколько метров выше другой. Пар высокого давления непрерывно закачивается в верхний ствол скважины для нагрева нефти и снижения ее вязкости., в результате чего нагретая нефть стекает в нижний ствол скважины, откуда она откачивается. Доктор Роджер Батлер, инженер Imperial Oil с 1955 по 1982 год, изобрел процесс гравитационного дренажа с помощью пара (SAGD) в 1970-х годах. Батлер «разработал концепцию использования горизонтальных пар скважин и закачиваемого пара для разработки некоторых залежей битума, которые считаются слишком глубокими для добычи». [1] [2] В 1983 году Батлер стал директором технических программ по Сэндс технологии Alberta нефти и научно - исследовательского органа (AOSTRA), [1] [3] коронка корпорация создана Alberta Premier Lougheed продвигать новые технологии для нефтяных пескови добыча тяжелой сырой нефти. AOSTRA быстро поддержала SAGD как многообещающую инновацию в технологии добычи нефтеносных песков. [2]

Паровая гравитационная дренажная система (SAGD) и циклическая паровая стимуляция (CSS) закачка пара (нефтяная промышленность) - это два основных процесса термической добычи, применяемых в коммерческих целях, которые используются в нефтеносных песках [4] в подразделениях геологических формаций , таких как формации Гранд-Рапидс, Формация Клируотер, формация Мак-Мюррей, нефтеносный песок Дженерал, песок Ллойдминстер, группа Маннвилл , стратиграфический диапазон в западноканадском осадочном бассейне .

Канада в настоящее время является крупнейшим поставщиком импортируемой нефти в Соединенные Штаты, обеспечивая более 35% импорта США, что намного больше, чем Саудовская Аравия или Венесуэла, и больше, чем все страны ОПЕК вместе взятые. [5] Большая часть новой продукции поступает из обширных месторождений нефтеносных песков Альберты. Существует два основных метода добычи нефтеносных песков. Метод вскрытия добычи более известен широкой публике, но может использоваться только на мелководных месторождениях битума. Однако более современная техника парового гравитационного дренажа (SAGD) лучше подходит для гораздо более крупных глубоких отложений, окружающих мелкие. Согласно прогнозам, большая часть ожидаемого будущего роста добычи канадских нефтеносных песков будет связана с SAGD. [6] : 9

«Нефть из канадских нефтеносных песков, добываемых с помощью методов открытой добычи, может потреблять в 20 раз больше воды, чем при обычном бурении нефтяных скважин. В качестве конкретного примера недостатка данных, эта цифра исключает все более актуальный метод парового гравитационного дренажа (SAGD). "

-  Связь воды и энергии 2011 г.

Выбросы парового гравитационного дренажа эквивалентны тем, которые выбрасываются проектами парового заводнения, которые долгое время использовались для добычи тяжелой нефти на нефтяном месторождении Керн-Ривер в Калифорнии и в других местах по всему миру. [7]

Описание [ править ]

Процесс SAGD производства тяжелой нефти или битума является усовершенствованием методов закачки пара , первоначально разработанных для добычи тяжелой нефти на нефтяном месторождении Керн-Ривер в Калифорнии. [8] Ключом ко всем процессам заводнения паром является подача тепла в продуктивный пласт, чтобы снизить вязкость тяжелой нефти и дать ей возможность двигаться к добывающей скважине. Процесс циклического паростимуляции (CSS), разработанный для калифорнийских месторождений тяжелой нефти, позволил добывать нефть из некоторых частей нефтеносных песков Альберты, таких как нефтеносные пески Холодного озера , но не работал так же хорошо для производства битума из более тяжелых и глубоких. отложения в нефтеносных песках Атабаски иНефтяные пески реки Пис , где находится большая часть запасов нефтеносных песков Альберты. Для добычи этих гораздо более крупных запасов процесс SAGD был разработан, в первую очередь, доктором Роджером Батлером [9] из Imperial Oil при содействии Управления по технологиям и исследованиям нефтеносных песков Альберты и партнеров по отрасли. [10] Национальный совет по энергетике оценивает процесс SAGD как экономичный, когда цена на нефть составляет не менее 30–35 долларов США за баррель. [11]

В процессе SAGD в пласте пробуриваются две параллельные горизонтальные нефтяные скважины , одна примерно на 4-6 метров выше другой. Верхняя скважина нагнетает пар, а нижняя собирает нагретую сырую нефть или битум, которые стекают вниз под действием силы тяжести, плюс рекуперированную воду от конденсации нагнетаемого пара. В основе процесса SAGD лежит тепловая связь с резервуаром, так что нагнетаемый пар образует «паровую камеру». Тепло пара снижает вязкостьтяжелой сырой нефти или битума, что позволяет им стекать в нижний ствол скважины. Пар и попутный газ поднимаются из-за их низкой плотности по сравнению с тяжелой сырой нефтью ниже, гарантируя, что пар не будет производиться в нижней добывающей скважине, имеют тенденцию подниматься в паровой камере, заполняя пустоты, оставленные нефтью. Попутный газ в определенной степени образует изолирующий тепловой покров над паром (и вокруг него). [12] Поток нефти и воды осуществляется за счет противоточного дренажа под действием силы тяжести в нижний ствол скважины. Конденсированная вода и сырая нефть или битум извлекаются на поверхность с помощью насосов, таких как винтовые насосы, которые хорошо работают для перемещения высоковязких жидкостей с взвешенными твердыми частицами. [13]

Переохлаждение - это разница между температурой насыщения (точкой кипения) воды при давлении производителя и фактической температурой в том же месте, где измеряется давление. Чем выше уровень жидкости над производителем, тем ниже температура и выше переохлаждение. Однако реальные резервуары неизменно неоднородны, поэтому становится чрезвычайно трудно добиться равномерного переохлаждения по всей горизонтальной длине скважины. Как следствие, многие операторы, сталкиваясь с неравномерным замедлением развития паровой камеры, допускают попадание небольшого количества пара в добывающую скважину, чтобы битум во всем стволе скважины оставался горячим, таким образом сохраняя его вязкость на низком уровне с дополнительным преимуществом передачи тепла более холодным частям. пласта по стволу скважины.Другой вариант, иногда называемый частичным SAGD, используется, когда операторы намеренно циркулируют пар в генераторе после длительного периода простоя или в качестве процедуры запуска. Хотя высокое значение переохлаждения желательно с точки зрения теплового КПД, поскольку оно обычно включает снижение скоростей нагнетания пара, но также приводит к небольшому снижению добычи из-за соответствующей более высокой вязкости и более низкой подвижности битума, вызванной более низкой температурой. Другим недостатком очень сильного переохлаждения является возможность того, что давление пара в конечном итоге окажется недостаточным для поддержания развития паровой камеры над инжектором, что иногда приводит к сжатию паровых камер, где конденсированный пар затопляет инжектор и препятствует дальнейшему развитию камеры.Хотя высокое значение переохлаждения желательно с точки зрения термического КПД, поскольку оно обычно включает снижение скоростей нагнетания пара, но также приводит к небольшому снижению добычи из-за соответствующей более высокой вязкости и более низкой подвижности битума, вызванной более низкой температурой. Другим недостатком очень сильного переохлаждения является возможность того, что давление пара в конечном итоге окажется недостаточным для поддержания развития паровой камеры над инжектором, что иногда приводит к сжатию паровых камер, где сконденсированный пар затопляет инжектор и препятствует дальнейшему развитию камеры.Хотя высокое значение переохлаждения желательно с точки зрения термического КПД, поскольку оно обычно включает снижение скоростей нагнетания пара, но также приводит к небольшому снижению добычи из-за соответствующей более высокой вязкости и более низкой подвижности битума, вызванной более низкой температурой. Другим недостатком очень сильного переохлаждения является возможность того, что давление пара в конечном итоге окажется недостаточным для поддержания развития паровой камеры над инжектором, что иногда приводит к сжатию паровых камер, где сконденсированный пар затопляет инжектор и препятствует дальнейшему развитию камеры.Другим недостатком очень сильного переохлаждения является возможность того, что давление пара в конечном итоге окажется недостаточным для поддержания развития паровой камеры над инжектором, что иногда приводит к сжатию паровых камер, где сконденсированный пар затопляет инжектор и препятствует дальнейшему развитию камеры.Другим недостатком очень сильного переохлаждения является возможность того, что давление пара в конечном итоге окажется недостаточным для поддержания развития паровой камеры над инжектором, что иногда приводит к сжатию паровых камер, где сконденсированный пар затопляет инжектор и препятствует дальнейшему развитию камеры.

Непрерывная работа нагнетательных и добывающих скважин при приблизительно пластовом давлении устраняет проблемы нестабильности, которые мешают всем процессам с высоким давлением и циклическим паровым процессам, а SAGD обеспечивает плавную, равномерную добычу, которая может составлять от 70% до 80% нефти в месторождении. подходящие водоемы. Этот процесс относительно нечувствителен к прослоям сланца и другим вертикальным препятствиям для пара и потока жидкости, потому что по мере нагрева породы дифференциальное тепловое расширение позволяет пару и жидкостям под действием силы тяжести протекать через добывающую скважину. Это обеспечивает коэффициент извлечения от 60% до 70% нефти на месте даже в пластах с множеством тонких сланцевых барьеров. С термической точки зрения, SAGD обычно вдвое эффективнее старого процесса CSS, и это приводит к тому, что гораздо меньше скважин повреждается высоким давлением, связанным с CSS.В сочетании с более высокими показателями нефтеотдачи это означает, что SAGD намного более экономичен, чем циклические паровые процессы, когда пласт достаточно толстый.[14]

История [ править ]

Идея гравитационного дренажа была первоначально задумана доктором Роджером Батлером, инженером Imperial Oil в 1970-х годах [1] [2]. В 1975 году Imperial Oil перевела Батлера из Сарнии, Онтарио, в Калгари, Альберта, чтобы возглавить их исследования тяжелой нефти. Он протестировал эту концепцию с Imperial Oil в 1980 году на пилотной установке на Cold Lake, где была одна из первых горизонтальных скважин в отрасли с вертикальными нагнетательными скважинами.

Управление по технологиям и исследованиям нефтеносных песков Альберты (AOSTRA) 1974 [ править ]

В 1974 году бывший премьер Альберты Питер Лугид создал Управление по технологиям и исследованиям нефтеносных песков Альберты (AOSTRA) в качестве коронной корпорации Альберты для содействия разработке и использованию новых технологий для добычи нефтеносных песков и тяжелой нефти, а также повышения добычи традиционной нефти. масло. Его первое предприятие принадлежало и эксплуатировалось десятью промышленными участниками и получало широкую государственную поддержку (Deutsch and McLennan 2005) [2], в том числе из Целевого фонда сохранения наследия Альберты . [15] [16] [17] Одна из основных целей AOSTRA - поиск подходящих технологий для этой части нефтеносных песков Атабаски.которые не могут быть извлечены с помощью обычных технологий открытых горных работ. [2]

Подземный испытательный центр AOSTRA 1984 [ править ]

В 1984 году AOSTRA инициировала создание подземного испытательного полигона в нефтеносных песках Атабаски , расположенного между реками Мак-Кей и рекой Девон к западу от завода Syncrude, в качестве установки для извлечения битума SAGD на месте . [2] [18] Именно здесь состоялось их первое испытание сдвоенных (горизонтальных) скважин SAGD, что доказало осуществимость концепции, кратковременно достигнув положительного денежного потока в 1992 году при дебите около 2000 баррелей в день из 3 скважин. пары.

Фостер-Крик [ править ]

Завод Foster Creek в Альберте, Канада, построенный в 1996 году и управляемый Cenovus Energy , был первым коммерческим проектом гравитационного дренажа с использованием пара (SAGD), а к 2010 году Foster Creek «стал крупнейшим коммерческим проектом SAGD в Альберте, получившим статус выплаты роялти. " [ мертвая ссылка ] [18] [ мертвая ссылка ] [19]

Первоначальные скважины UTF SAGD были пробурены горизонтально из туннеля в известняковой подстилке, доступ к которому осуществлялся вертикальными шахтными стволами . Эта концепция совпала с разработкой методов наклонно-направленного бурения, которые позволили компаниям бурить горизонтальные скважины точно, дешево и эффективно, до такой степени, что стало трудно оправдать бурение обычных вертикальных скважин. Благодаря низкой стоимости бурения пар горизонтальных скважин и очень высокой степени извлечения в процессе SAGD (до 60% нефти в пласте), SAGD является экономически привлекательным для нефтяных компаний.

В Foster Creek Cenovus использует свой запатентованный [20]Технология «клиновой скважины» для извлечения остаточных ресурсов, минуя регулярные операции SAGD, улучшает общую скорость извлечения при операции. Технология «клиновой скважины» работает путем доступа к остаточному битуму, который обходится в обычных операциях SAGD, путем бурения заполняющей скважины между двумя установленными действующими парами скважин SAGD, когда паровые камеры SAGD созревают до точки, где они сливаются и находятся в жидкостной связи. и затем то, что осталось для извлечения в этой зоне коллектора между действующими парами скважин SAGD, - это «клин» остаточной, отведенной нефти.Доказано, что технология клиновых скважин позволяет повысить общий коэффициент извлечения на 5-10% при сниженных капитальных затратах, поскольку требуется меньше пара, когда паровые камеры созревают до точки, где они находятся в сообщении по текучей среде, и обычно на этой стадии процесса извлечения , также известная как фаза продувки,[21] закачиваемый пар заменяется неконденсирующимся газом, таким как метан, что дополнительно снижает производственные затраты. [22]

Текущие приложения [ править ]

Эта технология сейчас используется из-за роста цен на нефть . В то время как традиционные методы бурения преобладали до 1990-х годов, высокие цены на нефть в 21 веке поощряют использование более нетрадиционных методов (таких как SAGD) для добычи нефти. В канадских нефтеносных песках ведется много проектов SAGD, поскольку в этом регионе находится одно из крупнейших месторождений битума в мире (крупнейшие месторождения в мире находятся в Канаде и Венесуэле ).

Процесс SAGD позволил Совету по сохранению энергоресурсов Альберты (ERCB) увеличить доказанные запасы нефти до 179 миллиардов баррелей, что подняло нефтяные запасы Канады на третье место в мире после Венесуэлы и Саудовской Аравии и примерно в четыре раза увеличило запасы нефти в Северной Америке. По состоянию на 2011 год запасы нефтеносных песков составляют около 169 миллиардов баррелей.

Недостатки [ править ]

Связь нефти и воды [ править ]

SAGD, процесс термической рекуперации, потребляет большое количество воды и природного газа. [6] : 4

«Нефть из канадских нефтеносных песков, добываемых с помощью методов открытой добычи, может потреблять в 20 раз больше воды, чем при обычном бурении нефтяных скважин. В качестве конкретного примера недостатка данных, эта цифра исключает все более актуальный метод парового гравитационного дренажа (SAGD). Мы призываем будущих исследователей заполнить эту дыру.

-  Связь воды и энергии 2011 г.

«Нефть из канадских нефтеносных песков, добываемая с помощью открытых горных работ, может потреблять в 20 раз больше воды, чем при обычном бурении нефтяных скважин». Однако к 2011 году не было достаточных данных о количестве воды, используемой во все более важном методе парового гравитационного дренажа (SAGD). [6] : 4 Испарители могут очищать пластовую воду SAGD для производства пресной воды высокого качества для повторного использования в операциях SAGD. [23] Однако испарители производят большие объемы продувочных отходов, которые требуют дальнейшего обращения. [23]

Использование природного газа для производства пара [ править ]

Как и во всех процессах термического восстановления, стоимость производства пара составляет основную часть стоимости добычи нефти. Исторически природный газ использовался в качестве топлива для проектов разработки нефтеносных песков в Канаде из-за наличия больших запасов газа в районе нефтеносных песков. Однако в связи со строительством газопроводов на внешние рынки в Канаде и США цена на газ стала важным фактором. Тот факт, что добыча природного газа в Канаде достигла пика и сейчас сокращается, также является проблемой. Рассматриваются и другие источники выработки тепла, в частности, газификация тяжелых фракций произведенного битума для производства синтез-газа с использованием близлежащих (и массивных) залежей угля или даже строительства.ядерные реакторы для производства тепла.

Использование воды для производства пара [ править ]

Для создания пара для процесса SAGD требуется источник большого количества пресной и солоноватой воды, а также большие установки для рециркуляции воды. Вода - популярная тема для дискуссий в отношении водопользования и управления. По состоянию на 2008 год при добыче нефти в США (не ограничиваясь SAGD) ежедневно генерируется более 5 миллиардов галлонов добываемой воды. [24] [25]Проблема использования большого количества воды имеет мало отношения к количеству используемой воды, а скорее к ее качеству. Традиционно около 70 миллионов кубометров воды, которая использовалась в процессе SAGD, была пресной, поверхностной водой. По состоянию на 2010 год, когда было использовано около 18 миллионов кубических метров, произошло значительное сокращение использования пресной воды. Хотя, чтобы компенсировать резкое сокращение использования пресной воды, промышленность начала значительно увеличивать объем используемых соленых подземных вод . Этот, а также другие более общие методы экономии воды позволили снизить использование поверхностных вод при разработке нефтеносных песков более чем в три раза с момента начала добычи. [26]Опираясь на гравитационный дренаж, SAGD также требует сравнительно толстых и однородных резервуаров, и поэтому не подходит для всех областей добычи тяжелой нефти.

Альтернативные методы [ править ]

К 2009 году два коммерчески применяемых первичных процесса термического восстановления, паровой гравитационный дренаж (SAGD) и циклическое паростимуляция (CSS), использовались при добыче нефтеносных песков в формациях Клируотер и Лоуэр-Гранд-Рапидс в районе Холодного озера в Альберте. [4]

Циклическая паростимуляция (CSS) [ править ]

Компания Canadian Natural Resources использует циклическую паровую технологию или технологию «напор и затяжку» для разработки битумных ресурсов. Эта технология требует одного ствола скважины, а добыча состоит из закачки для разрыва пласта и нагрева пласта перед фазами добычи. Сначала над точкой разрыва пласта нагнетают пар в течение нескольких недель или месяцев, мобилизуя холодный битум, затем скважину закрывают на несколько недель или месяцев, чтобы пар проник в пласт. Затем поток в нагнетательной скважине реверсируется, добывая нефть через тот же ствол нагнетательной скважины. Фазы закачки и добычи вместе составляют один цикл. Пар повторно закачивается, чтобы начать новый цикл, когда дебиты нефти падают ниже критического порога из-за охлаждения коллектора. [27]Циклическая паростимуляция также включает ряд процессов отслеживания или улучшения CSS, включая повышение давления и сброс давления (PUBD), паровой привод и дренаж смешанных скважин (MWSDD), экстракцию пара (Vapex), добавление жидкости в пар для улучшенного извлечения Битум (ЛАЗЕР) и SAGD с помощью HPCSS и гибридный процесс. [4]

Циклическая паростимуляция под высоким давлением (HPCSS) [ править ]

«Примерно 35% всей добычи на месте в нефтеносных песках Альберты используют метод, называемый циклической паровой стимуляцией высокого давления (HPCSS), который циклически проходит между двумя фазами: во-первых, пар нагнетается в подземную залежь нефтеносных песков для разрыва и нагрева пласта. пласта для размягчения битума, как это делает CSS, за исключением еще более высоких давлений; затем цикл переключается на производство, где полученная горячая смесь битума и пара (называемая «битумной эмульсией») перекачивается на поверхность через ту же скважину. , опять же, как и CSS, до тех пор, пока в результате падение давления не замедлит добычу до неэкономичной стадии. Затем процесс повторяется несколько раз ». [28] Alberta Energy Regulator(AER) пресс-релиз объяснил разницу между циклической паровой стимуляцией под высоким давлением (HPCSS) и паровым гравитационным дренажем (SAGD). «HPCSS используется для добычи нефти в Альберте более 30 лет. Этот метод включает закачку пара под высоким давлением, значительно превышающим давление в коллекторе, в пласт в течение длительного периода времени. Поскольку тепло размягчает битум, а вода растворяется и отделяет битум от песка, давление создает трещины, трещины и отверстия, через которые битум может течь обратно в паронагнетательные скважины. HPCSS отличается от операций парового гравитационного дренажа (SAGD), при которых пар непрерывно нагнетается при более низких давлениях без гидроразрыв пласта и использование гравитационного дренажа в качестве основного механизма добычи ». [29]

В пласте Клируотер возле Колд-Лейк, Альберта, используется циклическая паростимуляция под высоким давлением (HPCSS). [4] Есть как горизонтальные, так и вертикальные скважины. Закачка осуществляется под давлением гидроразрыва. Для горизонтальных скважин существует интервал от 60 м до 180 м. Вертикальные скважины расположены на расстоянии от 2 до 8 акров для вертикальных скважин. Заработок может составлять всего 7 млн ​​нетто. Он используется в зонах с минимальным или нулевым уровнем донной воды или верхнего газа. CSOR составляет от 3,3 до 4,5. Окончательное извлечение прогнозируется на уровне от 15 до 35%. [4] Метод термического восстановления SAGD также используется в формациях Клируотер и Лоуэр-Гранд-Рапидс.с парами горизонтальных скважин (от 700 до 1000 м), рабочее давление от 3 до 5 МПа, SAGD на обожженном озере был начат с более высоким рабочим давлением, близким к давлению расширения, с интервалом от 75 до 120 м, разработка до 10 м нетто-продуктивности, In участки с придонной водой или без нее, CSOR: от 2,8 до 4,0 (при 100% качестве), Прогнозируемое окончательное извлечение: от 45% до 55%. [4]

В проекте по добыче нефтеносных песков Primrose и Wolf Lake компании Canadian Natural Resources Limited (CNRL) у озера Холодное озеро, Альберта, в пласте Клируотер , которым управляет дочерняя компания CNRL Horizon Oil Sands , используется циклическая паростимуляция под высоким давлением (HPCSS). [4]

Извлечение пара (Vapex) [ править ]

Альтернативные механизмы расширенной добычи нефти включают VAPEX ( V Apor ssisted P etroleum Ex сцепление), электротермического динамического процесса снятия изоляции (ET-DSP) , и ISC (для внутрипластового горения). VAPEX, «процесс гравитационного дренажа, в котором используются испаренные растворители, а не пар для вытеснения или производства тяжелой нефти и снижения ее вязкости», также был изобретен Батлером [30].

ET-DSP - это запатентованный процесс, использующий электричество для нагрева отложений нефтеносных песков для мобилизации битума, что позволяет производить добычу с использованием простых вертикальных скважин. ISC использует кислород для выработки тепла, которое снижает вязкость масла; наряду с углекислым газом, выделяемым тяжелой сырой нефтью, вытесняет нефть в направлении добывающих скважин. Один из подходов ISC называется THAI для впрыска воздуха из пальца в пятку. Завод THAI в Саскачеване был приобретен в 2017 году компанией Proton Technologies Canada Inc., которая продемонстрировала отделение чистого водорода на этом объекте. Цель протона - оставить углерод в земле и извлечь из углеводородов только водород. [30]

Усовершенствованный модифицированный толчок пара и газа (eMSAGP) [ править ]

eMSAGP - это запатентованный MEG Energy [31] процесс, в котором MEG в сотрудничестве с Cenovus [32] разработала модифицированный процесс извлечения, получивший название «усовершенствованный модифицированный паровой и газовый поток» (eMSAGP), модификацию SAGP, предназначенную для повышения термической эффективности SAGD за счет использования дополнительных добывающих скважин, расположенных на полпути между соседними парами скважин SAGD, на отметке производителей SAGD. Эти дополнительные добывающие скважины, обычно называемые «заполняющими» скважинами, являются неотъемлемой частью системы извлечения eMSAGP.

См. Также [ править ]

  • Повышение нефтеотдачи
  • Тяжелая сырая нефть
  • Нефтеносные пески
  • Горючие сланцы
  • Мазут

Ссылки [ править ]

  1. ^ a b c "Доктор Роджер М. Батлер" . Канадский зал славы нефти. 2012 г.
  2. ^ Б с д е ф С. В. Дойч; Дж. А. МакЛеннан (2005). «Руководство по определению характеристик коллектора SAGD (парогравитационный дренаж) с использованием геостатистики» (PDF) . Центр вычислительной геостатистики . Дата обращения 3 февраля 2015 . Cite journal requires |journal= (help)
  3. ^ AOSTRA теперь известна как Институт энергетических исследований Альберты.
  4. ^ Б с д е е г Qi Jiang; Брюс Торнтон; Джен Рассел-Хьюстон; Стив Спенс. Обзор технологий термического восстановления для формаций Клируотер и Нижний Гранд-Рапидс в районе Холодного озера в Альберте (PDF) . Канадская международная нефтяная конференция. Osum Oil Sands Corp.
  5. ^ «Импорт в США по странам происхождения» , EIA , 2014 г. , данные получены 3 февраля 2015 г.
  6. ^ a b c Дайана Глассман; Мишель Вукер; Танушри Исаакман; Корин Шампилу; Энни Чжоу (март 2011 г.). Добавление воды в энергетическую повестку дня (PDF) (Отчет). Документ о мировой политике. Связь воды и энергии.
  7. ^ Biello, Дэвид. «Противоположность горнодобывающей промышленности: паровая добыча битуминозных песков снижает экологический след, но затраты на охрану окружающей среды остаются» . Scientific American .
  8. ^ Закон, Дэвид. «Новая технология извлечения тяжелой нефти для максимизации производительности, максимальной производительности и минимизации воздействия на окружающую среду» (PDF) . Программа выдающихся лекторов SPE . Общество инженеров-нефтяников . Проверено 19 июля 2016 .
  9. ^ "Доктор Роджер М. Батлер" . Канадский зал славы нефти . Канадская ассоциация производителей нефти . Проверено 19 июля 2016 .
  10. ^ Карлсон, MR (1 января 2003 г.). Практическое моделирование коллектора: использование, оценка и разработка результатов . Книги PennWell . ISBN 9780878148035. Проверено 19 июля 2016 .
  11. ^ «Нефтяные пески Канады: возможности и проблемы до 2015 года» (PDF) . Национальный энергетический совет . Проверено 19 июля 2016 .
  12. ^ Холдэуэй, Кит (13 мая 2014 г.), «Использование больших данных в нефтегазовой отрасли с помощью аналитики: оптимизация разведки и добычи с помощью моделей , основанных на данных» , Wiley , ISBN 978-1118910955, дата обращения 3 февраля 2014.
  13. ^ "Talk about SAGD" (PDF) , Правительство Альберты , сентябрь 2017 г.
  14. ^ Спейт, Джеймс Г. (2007). Химия и технология нефти . CRC Press. С. 165–167. ISBN 978-0-8493-9067-8.
  15. ↑ Wiggins, EJ «Alberta Oil Sands Technology and Research Authority. Канадская энциклопедия» . Исторический фонд Канады . Проверено 27 декабря 2008 .
  16. ^ "История AOSTRA и достижений" (PDF) . Правительство Альберты . Проверено 27 декабря 2008 . Cite journal requires |journal= (help)[ постоянная мертвая ссылка ]
  17. ^ «Записанная история нефтеносных песков» (PDF) . Правительство Альберты . Проверено 27 декабря 2008 . Cite journal requires |journal= (help)[ постоянная мертвая ссылка ]
  18. ^ a b Чарнецка, Маржена (1 января 2013 г.). «Harbir Chhina обеспечивает бесперебойную работу Cenovus Energy Inc.» . Альберта Ойл.
  19. ^ Yedlin, Deborah (19 июня 2013). «Едлин: Показывать циникам, как устроен нефтяной бизнес» . Калгари Геральд . Проверено 19 июня 2013 года .[ постоянная мертвая ссылка ]
  20. ^ http://www.ic.gc.ca/opic-cipo/cpd/eng/patent/2591498/summary.html?query=cenovus&start=1&num=50&type=basic_search
  21. ^ Гу, Фаганг; Рисмир, Оддмунд; Кьосавик, Арнфинн; Чан, Марк Ю.С. (11 июня 2013 г.). «Оптимизация рекуперации SAGD и продувки нефтеносных песков Атабаски» . Конференция SPE по тяжелой нефти - Канада . Общество инженеров-нефтяников. doi : 10.2118 / 165481-MS - через www.onepetro.org.
  22. ^ «Архивная копия» (PDF) . Архивировано из оригинального (PDF) 26 февраля 2014 года . Проверено 31 декабря 2017 . CS1 maint: archived copy as title (link)
  23. ^ a b Лайтбаун, Вики (апрель 2015 г.). «Новые технологии SAGD обещают снизить воздействие добычи нефтеносного песка на окружающую среду» (PDF) . Журнал экологических решений для нефти, газа и горнодобывающей промышленности . Альберта Инновейтс. 1 (1): 47–58. DOI : 10.3992 / 1573-2377-374X-1.1.47 . Архивировано из оригинального (PDF) 25 сентября 2014 года . Проверено 22 мая 2019 года .
  24. ^ Ральф М. Холл, Заявление Комитету по науке и технологиям по Закону об использовании производимой воды от 2008 г., 110-я сессия Конгресса, 2-я сессия, Отчет 110-801.
  25. ^ "Нарушение водопользования в Альберте 2005" . Правительство Альберты. Архивировано из оригинала на 2012-04-19 . Проверено 1 июня 2005 года .
  26. ^ "Объем и качество воды, используемой в нефти и газе 1976-2010" . Правительство Альберты. Архивировано из оригинала на 2011-12-09 . Проверено 4 октября 2011 года .
  27. ^ «Циклическая стимуляция паром» . Термические нефтеносные пески. CNRL. 2013. Архивировано из оригинала на 2015-10-16.
  28. ^ Крис Северсон-Бейкер (29 июля 2013). «Первое испытание на выброс битума Cold Lake для нового регулятора энергии» .
  29. ^ «Alberta Energy Regulator предписывает усиленный мониторинг и дальнейшие ограничения на пропаривание на проектах Primrose и Wolf Lake из-за выбросов битумной эмульсии» . AER. 18 июля 2013 г. Архивировано из оригинала на 2013-07-30 . Проверено 30 июля 2013 .
  30. ^ a b «Открытие нефтеносных песков: покойный доктор Роджер Батлер, инженерная школа Шулиха» . Калгари, Альберта: Университет Калгари.
  31. ^ http://www.ic.gc.ca/opic-cipo/cpd/eng/patent/2776704/summary.html?query=meg+energy&start=1&num=50&type=basic_search
  32. ^ «Канадские нефтеносные пески и сланцы США: инновации через необходимость» . 22 июня 2015 года.

Внешние ссылки [ править ]

  • Процесс SAGD с акцентом на обратные эмульсии
  • Описание истории SAGD и SAGD
  • Пример поставщика компонентов SAGD
  • Ключевой поставщик компонентов SAGD
  • Ключевой поставщик котлов SAGD