Wtrysk pary (przemysł naftowy)
Zatłaczanie pary jest coraz powszechniejszą metodą wydobycia ciężkiej ropy naftowej . Stosowana komercyjnie od lat 60. XX wieku, uważana jest za ulepszonego wydobycia ropy naftowej (EOR) i jest głównym rodzajem stymulacji termicznej złóż ropy naftowej. Istnieje kilka różnych form tej technologii, z których dwie główne to Cykliczna Stymulacja Parą i Zalewanie Parą. Oba są najczęściej stosowane do zbiorników ropy naftowej, które są stosunkowo płytkie i zawierają ropę naftową, która jest bardzo lepka w temperaturze rodzimej formacji podziemnej. Wtrysk pary jest szeroko stosowany w dolinie San Joaquin Kalifornii (USA), obszar jeziora Maracaibo w Wenezueli oraz piaski roponośne północnej Alberty w Kanadzie.
Inny czynnik, który zwiększa produkcję ropy podczas wtryskiwania pary, jest związany z oczyszczaniem odwiertów w pobliżu odwiertu. W tym przypadku para zmniejsza lepkość, która wiąże parafiny i asfalteny z powierzchniami skał, podczas gdy destylacja z parą wodną lekkich frakcji ropy naftowej tworzy mały bank rozpuszczalników, który może mieszalnie usuwać uwięziony olej.
Cykliczna stymulacja parą (CSS)
Metoda ta, znana również jako metoda Huff and Puff, składa się z 3 etapów: wtrysku, moczenia i produkcji. Para jest najpierw wtryskiwana do odwiertu na określony czas w celu podgrzania ropy w otaczającym zbiorniku w celu odzyskania około 20% pierwotnej ropy na miejscu (OOIP), w porównaniu z drenażem grawitacyjnym wspomaganym parą, który według doniesień odzyskuje ponad 50% OOIP. Dość powszechnie zdarza się, że odwierty są produkowane w sposób cykliczny z parą wodną przez kilka cykli, zanim zostaną poddane zalewaniu parą z innymi odwiertami.
Mechanizm przechodzi przez cykle wtrysku pary, moczenia i produkcji oleju. Najpierw do odwiertu wtryskiwana jest para wodna o temperaturze od 300 do 340° C na okres od tygodni do miesięcy. Następnie odwiert pozostawia się na kilka dni lub tygodni, aby ciepło wsiąknęło w formację. Wreszcie gorący olej jest wypompowywany ze studni przez okres tygodni lub miesięcy. Gdy tempo produkcji spada, odwiert przechodzi kolejny cykl zatłaczania, moczenia i wydobycia. Proces ten jest powtarzany, aż koszt wtryskiwania pary będzie wyższy niż pieniądze zarobione na wydobyciu ropy. Metoda CSS ma tę zaletę, że współczynniki odzysku wynoszą około 20 do 25%, a wadę polega na tym, że koszt wtryskiwania pary jest wysoki.
Kanadyjskie zasoby naturalne wykorzystują „cykliczną parę lub technologię „huff and puff” do wydobywania zasobów bitumu. Ta technologia wymaga jednego odwiertu, a produkcja składa się z fazy zatłaczania i produkcji. Pierwsza para jest „wtłaczana przez kilka tygodni, mobilizując zimny asfalt”. przepływ „na studni wtryskowej jest odwrócony, wytwarzając olej przez ten sam otwór studni wtryskowej. Fazy wtrysku i produkcji składają się łącznie na jeden cykl. „Para jest ponownie wtryskiwana, aby rozpocząć nowy cykl, gdy tempo wydobycia ropy spadnie poniżej krytycznego progu z powodu ochłodzenia zbiornika. Na tym etapie można zastosować sztuczną metodę produkcji. Po kilku cyklach może to być nieekonomiczne do produkcji metodą chuchania i zaciągania. Następnie rozważa się zalewanie parą wodną w celu dalszego wydobycia ropy, jeśli inne warunki są sprzyjające. Zaobserwowano, że odzysk z zaciągania się i zaciągania można osiągnąć do 30%, a odzyskiwanie z zalewania parą może wynosić do 50%" ( CNRL 2013 ) .
Zalewanie parą
Podczas powodzi parowej, czasami nazywanej napędem parowym, niektóre studnie są wykorzystywane jako studnie wtrysku pary, a inne studnie są wykorzystywane do produkcji ropy. Działają dwa mechanizmy poprawiające ilość odzyskiwanej ropy. Pierwszym z nich jest podgrzanie ropy do wyższych temperatur, a tym samym zmniejszenie jej lepkości, tak aby łatwiej przepływała przez formację w kierunku odwiertów wydobywczych. Drugim mechanizmem jest fizyczne przemieszczenie działające na zasadzie zalewania wodą , w którym ropa ma być wtłoczona do szybów wydobywczych. Chociaż w tej metodzie potrzeba więcej pary niż w metodzie cyklicznej, jest ona zazwyczaj bardziej skuteczna w odzyskiwaniu większej części oleju.
Formą zalewania parą, która stała się popularna w piaskach roponośnych Alberty, jest drenaż grawitacyjny wspomagany parą (SAGD), w którym wiercone są dwa poziome odwierty, jeden kilka metrów nad drugim, a para jest wtryskiwana do górnego. Celem jest zmniejszenie lepkości asfaltu do punktu, w którym grawitacja wciągnie go do odwiertu produkcyjnego.
W 2011 roku firma Laricina Energy procesie zwanym rozpuszczalnikowym cyklicznym drenażem grawitacyjnym wspomaganym parą wodną (SC-SAGD) ( Canadian Association Petroleum Producers CAPP 2009 ) . Laricina twierdzi, że połączenie rozpuszczalników z parą wodną zmniejsza całkowity współczynnik odzysku oleju parowego o 30%.
Alternatywą dla pary wytwarzanej na powierzchni jest wytwarzanie pary w odwiercie, które zmniejsza straty ciepła i generuje wysokiej jakości parę w zbiorniku, co pozwala na szybszą produkcję cięższej ropy naftowej i piasków roponośnych. Wgłębne generatory pary zostały po raz pierwszy zaproponowane przez główne koncerny naftowe na początku lat sześćdziesiątych. W ciągu ostatnich 50 lat opracowano wiele technologii parowych w odwiercie, takich jak system spalania w odwiercie DOE i SANDIA, znany jako Project Deep Steam, który został przetestowany w terenie w Long Beach w Kalifornii w 1982 r., ale zakończył się niepowodzeniem. Jedyny otworowy generator pary, który okazał się sukcesem, nosi nazwę eSteam [ potrzebne źródło ] .
Dalsza lektura
- Butler, Roger M. (1997). Odzysk termiczny oleju i bitumu . ISBN 0-9682563-0-9 .
