Förbättrad oljeutvinning - Enhanced oil recovery

Denna artikel handlar om processer som är tillämpliga på konventionella oljefält. För processer som tillämpas på oljesand, se oljesand .
Injektionsbrunn används för förbättrad oljeutvinning

Förbättrad oljeutvinning (förkortad EOR ), även kallad tertiär återvinning , är utvinning av råolja från ett oljefält som inte kan utvinnas på annat sätt. EOR kan utvinna 30% till 60% eller mer av en reservoars olja, jämfört med 20% till 40% med primär och sekundär återvinning . Enligt US Department of Energy injiceras koldioxid och vatten tillsammans med en av tre EOR -tekniker: termisk injektion, gasinjektion och kemisk injektion. Mer avancerade, spekulativa EOR -tekniker kallas ibland för kvartär återhämtning .

Metoder

Det finns tre primära tekniker för EOR: gasinjektion, termisk injektion och kemisk injektion. Gasinjektion, som använder gaser som naturgas , kväve eller koldioxid (CO 2 ), står för nästan 60 procent av EOR -produktionen i USA. Termisk injektion, som innebär införande av värme , står för 40 procent av EOR -produktionen i USA, med det mesta i Kalifornien. Kemisk injektion, som kan innebära användning av långkedjade molekyler som kallas polymerer för att öka vattenflödets effektivitet, står för cirka en procent av EOR-produktionen i USA. År 2013 introducerades en teknik som kallas Plasma-Pulse- teknik i USA från Ryssland. Denna teknik kan resultera i ytterligare 50 procent av förbättringen av befintlig brunnsproduktion.

Gasinjektion

Gasinjektion eller blandbar översvämning är för närvarande den vanligaste metoden för förbättrad oljeutvinning. Blandbar översvämning är en allmän term för injektionsprocesser som introducerar blandbara gaser i behållaren. En blandbar förskjutningsprocess håller behållartrycket och förbättrar oljeförskjutningen eftersom gränssnittsspänningen mellan olja och gas reduceras. Detta avser avlägsnande av gränssnittet mellan de två interagerande vätskorna. Detta möjliggör total förskjutningseffektivitet. Gaser som används inkluderar CO 2 , naturgas eller kväve. Den vätska som oftast används för blandbar förskjutning är koldioxid eftersom den minskar oljeviskositeten och är billigare än flytande petroleumgas . Oljeförskjutning genom koldioxidinjektion är beroende av fasbeteendet för blandningarna av den gasen och råolja, som är starkt beroende av behållartemperatur, tryck och råoljesammansättning.

Termisk injektion

Huvudartikel: Ånginjektion (oljeindustrin)
Ångflodstekniken

I detta tillvägagångssätt används olika metoder för att värma råoljan i formationen för att minska dess viskositet och/eller förånga en del av oljan och därmed minska rörlighetsförhållandet. Den ökade värmen minskar ytspänningen och ökar oljans permeabilitet. Den uppvärmda oljan kan också förångas och sedan kondensera och bilda förbättrad olja. Metoderna inkluderar cyklisk ånginsprutning , ångflöde och förbränning. Dessa metoder förbättrar svepningseffektiviteten och förskjutningseffektiviteten. Ånginjektion har använts kommersiellt sedan 1960 -talet i Kaliforniens fält. År 2011 startades soltermerförbättrade oljeåtervinningsprojekt i Kalifornien och Oman , denna metod liknar termisk EOR men använder en solcellsanordning för att producera ångan.

I juli 2015 meddelade Petroleum Development Oman och GlassPoint Solar att de tecknat ett avtal på 600 miljoner dollar för att bygga ett solfält på 1 GWth på oljefältet Amal. Projektet, som heter Miraah , kommer att vara världens största solfält mätt med maximal värmekapacitet.

I november 2017 slutförde GlassPoint och Petroleum Development Oman (PDO) konstruktionen av det första kvarteret i Miraah solcellsanläggning på ett säkert sätt enligt tidtabell och budget, och levererade ånga till oljefältet Amal West framgångsrikt.

Även i november 2017 tillkännagav GlassPoint och Aera Energy ett gemensamt projekt för att skapa Kaliforniens största solfält för EOR vid South Belridge Oil Field , nära Bakersfield, Kalifornien . Anläggningen beräknas producera cirka 12 miljoner fat ånga per år genom en 850 MW termisk solånggenerator. Det kommer också att minska koldioxidutsläppen från anläggningen med 376 000 ton per år.

Ångflod

Ångflöde (se skiss) är ett sätt att introducera värme till behållaren genom att pumpa ånga i brunnen med ett mönster som liknar vatteninjektion. Så småningom kondenserar ångan till varmt vatten; i ångzonen förångas oljan, och i varmvattenzonen expanderar oljan. Som ett resultat expanderar oljan, viskositeten sjunker och permeabiliteten ökar. För att säkerställa framgång måste processen vara cyklisk. Detta är det viktigaste förbättrade oljeåtervinningsprogrammet som används idag.

  • Solar EOR är en form av ångflod som använder solceller för att koncentrera solens energi för att värma vatten och generera ånga. Solar EOR visar sig vara ett livskraftigt alternativ till gaseldad ångproduktion för oljeindustrin .
Solar förbättrad oljeåtervinningsplats

Brand översvämningar

Brandflöden fungerar bäst när oljemättnaden och porositeten är hög. Förbränning genererar värmen i själva behållaren. Kontinuerlig injektion av luft eller annan gasblandning med hög syrehalt kommer att bibehålla flamfronten. När elden brinner rör den sig genom reservoaren mot produktionsbrunnar. Värme från elden minskar oljeviskositeten och hjälper till att förånga behållarens vatten till ånga. Ånga, hett vatten, förbränningsgas och en bank med destillerat lösningsmedel verkar alla för att driva olja framför branden mot produktionsbrunnar.

Det finns tre förbränningsmetoder: Torr framåt, bakåt och våt förbränning. Dry forward använder en tändare för att sätta eld på oljan. När elden fortskrider skjuts oljan bort från elden mot den producerande brunnen. Omvänt sker luftinjektionen och tändningen från motsatta håll. Vid våt förbränning injiceras vatten precis bakom fronten och förvandlas till ånga av den heta berget. Detta släcker elden och sprider värmen jämnare.

Kemisk injektion

Injektionen av olika kemikalier, vanligtvis som utspädda lösningar, har använts för att underlätta rörligheten och minska ytspänningen . Injektion av alkaliska eller kaustiska lösningar i reservoarer med olja som har organiska syror som förekommer naturligt i oljan kommer att resultera i produktion av tvål som kan sänka gränsytans spänning tillräckligt för att öka produktionen. Injektion av en utspädd lösning av en vattenlöslig polymer för att öka viskositeten hos det injicerade vattnet kan öka mängden olja som återvinns i vissa formationer. Utspädda lösningar av ytaktiva medel , såsom petroleum sulfonater eller biotensider såsom ramnolipider kan injiceras för att sänka gränsytspänningen eller kapillärtryck som hindrar oljedroppar från att röra sig genom en reservoar, detta analyseras i termer av bindning nummer , som avser kapillärkrafter till gravitations ettor . Speciella formuleringar av olja, vatten och ytaktivt ämne, mikroemulsioner , kan vara särskilt effektiva för att minska gränssnittsspänningen. Tillämpningen av dessa metoder begränsas vanligtvis av kostnaden för kemikalierna och deras adsorption och förlust på berget i den oljeinnehållande formationen. I alla dessa metoder injiceras kemikalierna i flera brunnar och produktionen sker i andra närliggande brunnar.

Polymer översvämning

Polymer översvämning består i att blanda långkedjiga polymermolekyler med det injicerade vattnet för att öka vattenviskositeten. Denna metod förbättrar vertikal och areal svepningseffektivitet som en följd av förbättring av förhållandet mellan vatten och olja.

Tensider kan användas i kombination med polymerer; de minskar ytspänningen mellan olja och vatten. Detta minskar den kvarvarande oljemättnaden och förbättrar processens makroskopiska effektivitet.

Primära ytaktiva ämnen har vanligen tillsatta ytaktiva ämnen, aktivitetsförstärkare och samlösningsmedel för att förbättra formuleringens stabilitet.

Kaustisk översvämning är tillsats av natriumhydroxid till injektionsvatten. Det gör detta genom att sänka ytspänningen, vända bergets vätbarhet, emulgering av oljan, mobilisering av oljan och hjälper till att dra ut oljan ur berget.

Mikrobiell injektion

Mikrobiell injektion är en del av mikrobiell förbättrad oljeutvinning och används sällan på grund av dess högre kostnad och eftersom utvecklingen inte är allmänt accepterad. Dessa mikrober fungerar antingen genom att delvis smälta långa kolvätemolekyler , genom att generera biosurfaktanter eller genom att avge koldioxid (som sedan fungerar som beskrivet i gasinjektion ovan).

Tre metoder har använts för att uppnå mikrobiell injektion. I det första tillvägagångssättet injiceras bakteriekulturer blandade med en matkälla (en kolhydrat som t.ex. melass används vanligtvis) i oljefältet. I det andra tillvägagångssättet, som använts sedan 1985, injiceras näringsämnen i marken för att vårda befintliga mikrobiella kroppar; dessa näringsämnen gör att bakterierna ökar produktionen av de naturliga ytaktiva ämnena som de normalt använder för att metabolisera råolja under jorden. Efter att de injicerade näringsämnena har förbrukats går mikroberna in i nästan avstängningsläge, deras yttre blir hydrofila och de migrerar till olje-vatten-gränssnittsområdet, där de får oljedroppar att bildas från den större oljemassan, vilket gör dropparna mer sannolika att migrera till brunnhuvudet. Detta tillvägagångssätt har använts på oljefält nära Four Corners och i Beverly Hills Oil Field i Beverly Hills, Kalifornien .

Det tredje tillvägagångssättet används för att ta itu med problemet med paraffinvaxkomponenter i råoljan, som tenderar att fälla ut när råvaran flyter till ytan, eftersom jordens yta är betydligt svalare än petroleumavlagringarna (ett temperaturfall på 9–10– 14 ° C per tusen fot djup är vanligt).

Flytande koldioxid superfluider

Huvudartikel: Koldioxid översvämningar

Koldioxid (CO 2 ) är särskilt effektiv i reservoarer djupare än 2.000 ft., Där CO 2 kommer att vara i ett superkritiskt tillstånd. Vid högtrycksapplikationer med lättare oljor är CO 2 blandbart med oljan, med resulterande svullnad av oljan och minskning av viskositeten, och möjligen också med en minskning av ytspänningen med reservoarberget. Vid lågtrycksbehållare eller tunga oljor kommer CO 2 att bilda en icke -blandbar vätska eller blandas endast delvis med oljan. Viss oljesvullnad kan uppstå och oljeviskositeten kan fortfarande minskas avsevärt.

I dessa tillämpningar återvänder mellan hälften och två tredjedelar av det injicerade CO 2 med den producerade oljan och injiceras vanligtvis i reservoaren för att minimera driftskostnaderna. Resten fångas upp i oljereservoaren på olika sätt. Koldioxid som lösningsmedel har fördelen att vara mer ekonomiskt än andra liknande blandbara vätskor som propan och butan .

Vattenväxlande gas (WAG)

Injektion med vattenväxlande gas (WAG) är en annan teknik som används i EOR. Vatten används förutom koldioxid. En saltlösning används här så att karbonatformationer i oljebrunnar inte störs. Vatten och koldioxid injiceras i oljebrunnen för större återvinning, eftersom de vanligtvis har låg blandbarhet med olja. Användning av både vatten och koldioxid sänker också koldioxidens rörlighet, vilket gör gasen mer effektiv vid förskjutning av oljan i brunnen. Enligt en studie gjord av Kovscek, med hjälp av små sniglar av både koldioxid och vatten möjliggör snabb återvinning av oljan. Dessutom, i en studie gjord av Dang 2014, med hjälp av vatten med lägre salthalt möjliggörs större oljeborttagning och större geokemiska interaktioner.

Plasmapuls

Plasma-puls-teknik är en teknik som används i USA från 2013. Tekniken har sitt ursprung i Ryska federationen vid St. Petersburg State Mining University med finansiering och bistånd från Skolkovo Innovation Center . Utvecklingsteamet i Ryssland och distributionsteam i Ryssland, Europa och nu USA har testat denna teknik i vertikala brunnar med nästan 90% av brunnarna som visar positiva effekter.

Plasma-pulsoljebrunnen EOR använder låga energiutsläpp för att skapa samma effekt som många andra tekniker kan producera utom utan negativ ekologisk påverkan. I nästan alla fall reduceras faktiskt vattenmängden som dras med oljan från behandling före EOR istället för ökad. Nuvarande kunder och användare av den nya tekniken inkluderar ConocoPhillips , ONGC , Gazprom , Rosneft och Lukoil .

Den är baserad på samma teknik som den ryska pulserade plasmastrusteren som användes på två rymdskepp och för närvarande avanceras för användning i horisontella brunnar.

Ekonomiska kostnader och fördelar

Att lägga till oljeåtervinningsmetoder ökar kostnaden för olja - i fallet med CO 2 vanligtvis mellan 0,5–8,0 US $ per ton CO 2 . Den ökade utvinningen av olja är å andra sidan en ekonomisk fördel med intäkterna beroende på rådande oljepriser . Onshore EOR har betalat i intervallet netto 10–16 US $ per ton CO 2 injicerat för oljepriser på 15–20 US $/ fat . Gällande priser beror på många faktorer men kan avgöra den ekonomiska lämpligheten för varje förfarande, med fler förfaranden och dyrare förfaranden som är ekonomiskt lönsamma till högre priser. Exempel: Med oljepriser på cirka 90 US $/fat är den ekonomiska fördelen cirka 70 US $ per ton CO 2 . Den amerikanska energidepartementet uppskattar att 20 miljarder ton fångade CO 2 skulle kunna producera 67 miljarder fat ekonomiskt utvinningsbar olja.

Man tror att användningen av fångad, antropogen koldioxid , som härrör från utnyttjandet av brunkolkolreserver , för att driva elproduktion och stödja EOR från befintliga och framtida olje- och gasbrunnar erbjuder en mångfacetterad lösning för amerikansk energi, miljö och ekonomi utmaningar. Det råder ingen tvekan om att kol- och oljeresurser är begränsade. USA har en stark position att utnyttja sådana traditionella energikällor för att tillgodose framtida energibehov medan andra källor utforskas och utvecklas. För kolindustrin skapar CO 2 EOR en marknad för biprodukter av förgasning av kol och minskar kostnaderna för koldioxidbindning och lagring .

Från 1986 till 2008 har oljeproduktionen från EOR ökat från 0,3% till 5%, tack vare en ökande oljebehov och en minskning av oljeförsörjningen.

EOR -projekt med CO 2 från koldioxidavskiljning

Boundary Dam Power Station, Kanada

SaskPower 's Boundary Dam Power Station -projektet kompletteras sin koleldade kraftverk i 2014 med avskiljning och lagring (CCS). Anläggningen kommer att fånga upp 1 miljon ton CO
2årligen, som den sålde till Cenovus Energy för förbättrad oljeutvinning vid Weyburn Oil Field , innan Cenovus Saskatchewan -tillgångar såldes 2017 till Whitecap Resources. Projektet förväntas injicera 18 miljoner ton CO 2 och återvinna ytterligare 130 miljoner fat (21 000 000 m 3 ) olja, vilket förlänger oljefältets livslängd med 25 år ( Brown 2001 ) . Det finns en beräknad 26+ miljoner ton (netto efter produktion) av CO
2att lagras i Weyburn, plus ytterligare 8,5 miljoner ton (netto efter produktion) lagrat vid Weyburn-Midale koldioxidprojekt , vilket resulterar i en netto minskning av atmosfärisk CO 2 med CO 2 -lagring i oljefältet. Det motsvarar att ta nästan 7 miljoner bilar av vägen under ett år. Sedan CO 2 -injektionen började i slutet av 2000 har EOR -projektet fungerat i stort sett som förutspått. För närvarande produceras cirka 1600 m 3 (10 063 fat) per dag inkrementell olja från fältet.

Petra Nova, USA

Den Petra Nova -projektet använder efterförbränning aminabsorption att fånga några av de koldioxidutsläpp från en av pannorna på WA Parish kraftverk i Texas, och transporterar det via rörledning till oljefältet West Ranch för användning i ökad oljeutvinning.

Kemper Project, USA (inställd)

Mississippi Powers energianläggning i Kemper County, eller Kemper-projektet , skulle ha varit en första anläggning i sitt slag i USA som förväntades vara online 2015. Dess kolförgasningskomponent har sedan avbrutits och fabriken har konverterats till ett konventionellt naturgas kombinerat kretslopp utan koldioxidavskiljning. Den Southern Company dotterbolag arbetat med US Department of Energy och andra partners med avsikt att utveckla renare, billigare och mer tillförlitliga metoder för att producera el med kol som också stödja EOR produktion. Den förgasningsteknik utsågs till bränsle Integrated Gasification Combined Cycle kraftverk. Dessutom gjorde Kemperprojektets unika läge och dess närhet till oljereserver det en idealisk kandidat för ökad oljeutvinning.

Weyburn-Midale, Kanada

Weyburn-Midale oljeproduktion över tid, både före och efter EOR introducerades på fältet.

I 2000, Saskatchewan s Weyburn-Midale började oljefältet att använda EOR som en metod för oljeutvinning. År 2008 blev oljefältet världens största lagringsplats för koldioxid. Koldioxiden kommer genom 320 km rörledning från Dakota förgasningsanläggning . Det uppskattas att EOR -projektet kommer att lagra cirka 20 miljoner ton koldioxid, generera cirka 130 miljoner fat olja och förlänga fältets livslängd med över två decennier. Webbplatsen är också anmärkningsvärd eftersom den var värd för en studie om effekterna av EOR på seismisk aktivitet i närheten.

CO 2 EOR i USA

USA har använt CO 2 EOR i flera decennier. I över 30 år har oljefält i Permian Basin implementerat CO
2EOR använder naturligt CO
2från New Mexico och Colorado. Energidepartementet (DOE) har uppskattat att full användning av "nästa generations" CO 2 -EOR i USA kan generera ytterligare 240 miljarder fat (38 km 3 ) utvinnbara oljeresurser. Att utveckla denna potential skulle bero på tillgängligheten av kommersiella CO 2 i stora volymer, som kan möjliggöras genom utbredd användning av avskiljning och lagring av koldioxid. För jämförelse, de totala outvecklade amerikanska inhemska oljeresurserna som fortfarande finns i marken uppgår till mer än 1 biljon fat (160 km 3 ), varav de flesta är återvinningsbara. DOE uppskattar att om EOR -potentialen skulle realiseras fullt ut skulle statliga och lokala statskassor få 280 miljarder dollar i intäkter från framtida royalties , avgångsskatter och statliga inkomstskatter på oljeproduktion, bortsett från andra ekonomiska fördelar.

Det största hindret för att vidta ytterligare fördel av CO 2 EOR i USA har varit en otillräcklig tillgång på överkomliga CO 2 . För närvarande finns det en kostnadsgapet mellan vad en oljefält operation hade råd att betala för CO 2 under normala marknadsförhållanden och kostnaderna för avskiljning och transport CO 2 från kraftverk och industriella källor, så de flesta CO 2 kommer från naturliga källor. Att använda CO 2 från kraftverk eller industriella källor kan dock minska koldioxidavtrycket (om CO 2 lagras under jorden). För vissa industriella källor, såsom naturgas bearbetning eller gödningsmedel och etanolproduktion, är kostnaden gapet liten (potentiellt $ 10-20 / ton CO 2 ). För andra konstgjorda källor CO 2 , inklusive kraftgenerering och en mängd olika industriella processer, fånga kostnaderna är större och kostnadsgapet blir mycket större (potentiellt $ 30-50 / ton CO 2 ). Initiativet Enhanced Oil Recovery Initiative har samlat ledare från industrin, miljösamhället, arbetskraft och statliga regeringar för att främja CO 2 EOR i USA och stänga prisgapet.

I USA kan regelverk både hjälpa och bromsa utvecklingen av EOR för användning vid koldioxidavskiljning och -utnyttjande, liksom för allmän oljeproduktion. En av de huvudsakliga reglerna för EOR är Safe Drinking Water Act från 1974 (SDWA), som ger det mesta av regleringsmakten över EOR och liknande oljeutvinning till EPA . Byrån delegerade i sin tur en del av denna befogenhet till sitt eget Underground Injection Control Program, och mycket av resten av denna tillsynsmyndighet till statliga och tribala regeringar, vilket gjorde mycket av EOR -reglering till en lokal affär enligt minimikraven i SDWA. EPA samlar sedan in information från dessa lokala regeringar och enskilda brunnar för att säkerställa att de följer övergripande federala regler, till exempel Clean Air Act , som dikterar rapporteringsriktlinjer för eventuella koldioxidbindningsoperationer. Utöver de atmosfäriska bekymmerna är de flesta av dessa federala riktlinjer att se till att koldioxidinjektionen inte orsakar några större skador på Amerikas vattenvägar. Sammantaget kan lokaliseringen av EOR -reglering göra EOR -projekt svårare, eftersom olika standarder i olika regioner kan bromsa konstruktionen och tvinga separata tillvägagångssätt för att använda samma teknik.

I februari 2018 gick kongressen igenom och presidenten undertecknade en utvidgning av koldioxidavgifter som definieras i avsnitt 45Q i IRS Internal Revenue -kod. Tidigare var dessa krediter begränsade till $ 10/ton och begränsades till totalt 75 miljoner ton. Under utvidgningen kommer koldioxiduppsamlings- och utnyttjandeprojekt som EOR att vara berättigade till en skattelättnad på $ 35/ton, och sekvestreringsprojekt kommer att få en kredit på $ 50/ton. Den utökade skattekrediten skulle vara tillgänglig i 12 år för alla anläggningar som byggdes 2024, utan volymtak. Om de lyckas kan dessa krediter "hjälpa till att avlägsna mellan 200 miljoner och 2,2 miljarder ton koldioxid" och sänka kostnaderna för avskiljning och koldioxidutsläpp från en för närvarande uppskattad $ 60/ton på Petra Nova till så låga som $ 10/ton.

Miljöpåverkan

Förbättrade oljeutvinningsbrunnar pumpar vanligtvis stora mängder producerat vatten till ytan. Detta vatten innehåller saltlösning och kan också innehålla giftiga tungmetaller och radioaktiva ämnen . Detta kan vara mycket skadligt för dricksvattenkällor och miljön i allmänhet om det inte kontrolleras ordentligt. Bortskaffningsbrunnar används för att förhindra ytkontaminering av mark och vatten genom att injicera det producerade vattnet djupt under jorden.

I USA regleras injektionsbrunnaktiviteten av United States Environmental Protection Agency (EPA) och statliga regeringar enligt Safe Drinking Water Act . EPA har utfärdat föreskrifter för underjordisk injektionskontroll (UIC) för att skydda dricksvattenkällor. Förbättrade oljeutvinningsbrunnar regleras som "klass II" -brunnar av EPA. Föreskrifterna kräver att brunnoperatörer ska injicera saltlake som används för återvinning djupt under jord i deponeringsbrunnar i klass II.

Se även

Referenser

externa länkar