Ölsande, Teer-Sande oder, mehr technisch, bituminöse Sande, sind ein Typ der unkonventionellen Erdölablagerung. Die Ölsande sind loser Sand oder teilweise konsolidierter Sandstein, der natürlich vorkommende Mischungen von Sand, Ton und Wasser enthält, das mit einer dichten und äußerst klebrigen Form von Erdöl technisch gesättigt ist, gekennzeichnet als Bitumen (oder umgangssprachlich Teer wegen seines ähnlichen Äußeren, Geruchs und Farbe). Natürliche Bitumen-Ablagerungen werden in vielen Ländern berichtet, aber werden insbesondere in äußerst großen Mengen in Kanada gefunden. Andere große Reserven werden in Kasachstan und Russland gelegen. Natürliche Gesamtbitumen-Reserven werden auf allgemein geschätzt, von denen, oder 70.8 %, in Kanada sind.

nur kürzlich betrachtet hat, sind Ölsand-Reserven ein Teil der Ölreserven in der Welt gewesen, weil höhere Ölpreise und neue Technologie ihnen ermöglichen, rentabel herausgezogen und zu verwendbaren Produkten befördert zu werden. Sie werden häufig unkonventionelles grobes oder Ölbitumen genannt, um das Bitumen zu unterscheiden, das aus Ölsanden von den frei fließenden Kohlenwasserstoff-Mischungen herausgezogen ist, bekannt als grobes von Ölquellen traditionell erzeugtes Öl.

Das grobe in den kanadischen Ölsanden enthaltene Bitumen wird von kanadischen Behörden als "Erdöl beschrieben, das in der halb festen oder festen Phase in natürlichen Ablagerungen besteht. Bitumen ist eine dicke, klebrige Form von grobem Öl, so schwer und klebrig (dick), dass es, wenn nicht geheizt oder verdünnt mit leichteren Kohlenwasserstoffen nicht fließen wird. Bei der Raumtemperatur ist es viel kalter Melasse ähnlich". World Energy Council (WEC) definiert natürliches Bitumen als "Öl, das eine Viskosität hat, die größer ist als 10,000 centipoises unter Reservoir-Bedingungen und einem API-Ernst von weniger als 10 ° API". Der Orinoco Riemen in Venezuela wird manchmal als Ölsande beschrieben, aber diese Ablagerungen sind nichtbituminös, stattdessen in die Kategorie von Schweröl oder Extraschweröl wegen ihrer niedrigeren Viskosität fallend. Natürliches Bitumen und Extraschweröl unterscheiden sich im Grad, durch den sie vom ursprünglichen groben Öl von Bakterien und Erosion erniedrigt worden sind. Gemäß dem WEC Extraschweröl hat "einen Ernst von weniger als 10 ° API und eine Reservoir-Viskosität von nicht mehr als 10,000 centipoises".

Das Bilden flüssiger Brennstoffe von Ölsanden verlangt Energie für die Dampfeinspritzung und Raffinierung. Dieser Prozess erzeugt zwei bis vier Male den Betrag von Treibhausgasen pro Barrel des Endproduktes als die "Produktion" von herkömmlichem Öl. Wenn das Verbrennen der Endprodukte eingeschlossen wird, strahlt das so genannte "Gut zu Rädern" Annäherung, Ölsand-Förderung, Steigung und Gebrauch Treibhausgase um 10 bis 45 % mehr aus als herkömmliches Rohöl.

Geschichte

Die Ausnutzung von bituminösen Ablagerungen und sickert geht auf Paläolithische Zeiten zurück. Der frühste bekannte Gebrauch des Bitumens war durch Neandertaler vor ungefähr 40,000 Jahren. Bitumen ist gefunden worden, an Steinwerkzeugen klebend, die von Neandertalern an Seiten in Syrien verwendet sind. Nach der Ankunft des Homo Sapiens haben Menschen Bitumen für den Aufbau von Gebäuden und dem Wasserfestmachen von Rohr-Booten unter anderem Gebrauch verwendet. Im alten Ägypten war der Gebrauch des Bitumens im Schaffen ägyptischer Mumien — tatsächlich wichtig, die Wortmumie wird aus dem arabischen Wort mūmiyyah abgeleitet, was Bitumen bedeutet.

In alten Zeiten war Bitumen in erster Linie eine Ware von Mesopotamian, die von den Sumerern und Babyloniern verwendet ist, obwohl es auch in Levant und Persien gefunden wurde. Das Gebiet entlang den Flüssen von Tigris und Euphrates wurde mit Hunderten von reinen Bitumen-Sickern unordentlich verstreut. Der Mesopotamians hat das Bitumen für waterproofing Boote und Gebäude verwendet. In Nordamerika haben die frühen europäischen Pelz-Händler die kanadischen Ersten Nationen gefunden, die Bitumen von den riesengroßen Ölsanden von Athabasca bis wasserdichten ihre Birke-Rinde-Kanus verwenden. In Europa wurden sie in der Nähe von der europäischen Stadt Pechelbronn umfassend abgebaut, wo der Dampf-Trennungsprozess im Gebrauch 1742 war.

Die Namenteer-Sande wurden auf bituminöse Sande im späten 19. und Anfang des 20. Jahrhunderts angewandt. Leute, die die bituminösen Sande während dieser Periode gesehen haben, waren mit den großen Beträgen des Teer-Rückstands vertraut, der in städtischen Gebieten als ein Nebenprodukt der Fertigung von Leuchtgas für die städtische Heizung und Beleuchtung erzeugt ist. Das Wort "teert", um dieser zu beschreiben, natürliches Bitumen lagert sich ab ist wirklich eine falsche Bezeichnung, seitdem, chemisch das Sprechen, Teer ist eine Mensch-gemachte Substanz, die durch die zerstörende Destillation des organischen Materials, gewöhnlich Kohle erzeugt ist.

Seitdem ist Leuchtgas fast durch Erdgas als ein Brennstoff und Steinkohlenteer völlig ersetzt worden, wie ein Material, um Straßen zu pflastern, durch den Erdölproduktasphalt ersetzt worden ist. Natürlich vorkommendes Bitumen ist chemisch ähnlicher, um zu asphaltieren, als zum Teer, und die Begriff-Ölsande (oder oilsands) werden in den Produzieren-Gebieten allgemeiner verwendet als Teer-Sande, weil synthetisches Öl ist, was vom Bitumen verfertigt wird. Ölsande sind jetzt eine Alternative zu herkömmlichem grobem Öl. Der grundlegende Prozess, für das Öl herauszuziehen, wurde von Karl Clark in den 1920er Jahren entwickelt.

Reserven

Gemäß dem WEC wird natürliches Bitumen in 598 Ablagerungen in 23 Ländern, mit den größten Ablagerungen in Kanada, Kasachstan und Russland berichtet. Das entdeckte ursprüngliche Öl im Platz ist, und das ursprüngliche Gesamtöl im Platz wird geschätzt. Natürliche Bitumen-Reserven werden auf allgemein geschätzt, von denen in Kanada in Kasachstan und in Russland sind.

Die meisten Ölsande Kanadas werden in drei Hauptablagerungen in nördlicher Alberta gelegen. Das sind die Athabasca-Wabiskaw Ölsande von nördlicher nordöstlicher Alberta, die Kalten Seeablagerungen von östlicher nordöstlicher Alberta und die Friedensflussablagerungen von nordwestlicher Alberta. Zwischen ihnen überdecken sie — ein Gebiet, das größer ist als England — und halten bewiesene Reserven des Bitumens im Platz. Wie man schätzt, sind ungefähr 10 % davon, oder, von der Regierung von Alberta an Tagespreisen mit der aktuellen Technologie wiedergutzumachend, die sich auf 97 % von kanadischen Ölreserven und 75 % von nordamerikanischen Gesamterdölreserven beläuft. Die Kalten Seeablagerungen strecken sich über die Ostgrenze von Alberta in Saskatchewan aus. Zusätzlich zu den Ölsanden von Alberta gibt es Hauptölsand-Ablagerungen auf Melville Island in den kanadischen Arktischen Inseln, die kaum kommerzielle Produktion in der absehbaren Zukunft sehen werden. Die größte Bitumen-Ablagerung, ungefähr 80 % der Albertas ganz, und die einzige für das Oberflächenbergwerk passende enthaltend, ist die Ölsande von Athabasca entlang dem Fluss Athabasca. Das mineable Gebiet (wie definiert, durch die Regierung von Alberta) schließt 37 Stadtgemeinden ein, die über das nahe Fort McMurray bedecken. Die kleineren Kalten Seeablagerungen sind wichtig, weil etwas vom Öl durch herkömmliche Methoden herauszuziehende Flüssigkeit genug ist. Alle drei Gebiete von Alberta sind für das Produktionsverwenden in - situ Methoden, wie zyklische Dampfanregung (CSS) und Dampf hat Ernst-Drainage geholfen (SAGD) passend.

Mehrere andere Länder halten Ölsand-Ablagerungen, die durch Größenordnungen kleiner sind. In Kasachstan werden die Bitumen-Ablagerungen gelegen

in der Kaspischen Nordwaschschüssel. Russland hält Ölsande in zwei Hauptgebieten. Große Mittel sind in der Tunguska Waschschüssel, das Östliche Sibirien mit den größten Ablagerungen da Olenek und Siligir zu sein. Andere Ablagerungen werden im Timan-Pechora und den Volga-Urals Waschschüsseln gelegen (in und um Tatarstan), der eine wichtige, aber sehr reife Provinz in Bezug auf herkömmliches Öl ist, hält große Beträge von Ölsanden in einer seichten permian Bildung.

In Madagaskar sind Tsimiroro und Bemolanga zwei Schweröl-Sand-Ablagerungen mit einem Piloten gut bereits das Produzieren kleiner Beträge von Öl in Tsimiroro. und größerer Skala-Ausnutzung in der frühen Planungsphase. In der Republik des Kongos werden die Reserven dazwischen geschätzt.

In den Vereinigten Staaten werden Ölsand-Mittel in erster Linie im Östlichen Utah konzentriert. Mit insgesamt Öls (bekannt und Potenzial) in acht Hauptablagerungen in den Grafschaften von Utah von Kohlenstoff, Garfield, Großartig, Uintah und Wayne. Zusätzlich dazu, viel kleiner zu sein, als die Ölsand-Ablagerungen in Alberta, Kanada, sind die amerikanischen Ölsande nasser Kohlenwasserstoff, wohingegen die kanadischen Ölsande nasses Wasser sind. Infolge dieses Unterschieds werden Förderungstechniken für die Ölsande von Utah verschieden sein als diejenigen, die für die Ölsande von Alberta verwendet sind.

Produktion

Bituminöse Sande sind eine Hauptquelle von unkonventionellem Öl, obwohl nur Kanada eine groß angelegte kommerzielle Ölsand-Industrie hat. 2006 die Bitumen-Produktion in Kanada durch 81 Ölsand-Projekte durchschnittlich. 44 % der kanadischen Erdölgewinnung 2007 waren von Ölsanden. Wie man erwartet, nimmt dieses Verhältnis in kommenden Jahrzehnten zu, als Bitumen-Produktion wächst, während sich herkömmliche Erdölgewinnung, obwohl erwartet, bis 2008 neigt, ist die Wirtschaftsabschwung-Arbeit an neuen Projekten aufgeschoben worden. Erdöl wird von Ölsanden auf einem bedeutenden Niveau in anderen Ländern nicht erzeugt.

Die Ölsande von Alberta sind in der kommerziellen Produktion seit den ursprünglichen Großen kanadischen Ölsanden gewesen (jetzt Suncor Energie) meiniger hat Operation 1967 begonnen. Eine zweite Mine, die vom Konsortium von Syncrude bedient ist, hat Operation 1978 begonnen und ist die größte Mine jedes Typs in der Welt. Die dritte Mine in den Athabasca Ölsanden, dem Albian Sand-Konsortium von Shell Kanada, Chevron Corporation und Western Oil Sands Inc. [gekauft von Marathon Oil Corporation 2007] hat Operation 2003 begonnen. Petro-Kanada entwickelte auch ein Fort-Hügel-Projekt von $ 33 Milliarden, in der Partnerschaft mit UTS Energy Corporation und Teck Cominco, der Schwung nach der 2009-Fusion Petro-Kanadas in Suncor verloren hat.

In der Republik des Kongos die italienische Ölfirma haben Eni im Mai 2008 ein Projekt bekannt gegeben, die kleine Ölsand-Ablagerung zu entwickeln, um 2014 zu erzeugen.

Förderungsprozess

Herkömmliches grobes Öl wird normalerweise aus dem Boden herausgezogen, indem es Ölquellen in ein Erdölreservoir gebohrt wird, Öl erlaubend, in sie unter dem natürlichen Reservoir-Druck zu fließen, obwohl künstliches Heben und Techniken wie Wasserüberschwemmung und Gaseinspritzung gewöhnlich erforderlich sind, Produktion aufrechtzuerhalten, als Reservoir-Druck zum Ende eines Lebens eines Feldes fällt. Weil Bitumen-Fluss sehr langsam, wenn überhaupt, zum Produzieren von Bohrlöchern unter normalen Reservoir-Bedingungen, die Sande durch den Tagebau oder das Öl herausgezogen werden müssen, das gemacht ist in Bohrlöcher durch in - situ Techniken fließen, die die Viskosität durch das Einspritzen des Dampfs, der Lösungsmittel und/oder der heißen Luft in die Sande reduzieren. Diese Prozesse können mehr Wasser verwenden und größere Beträge der Energie verlangen als herkömmliche Ölförderung, obwohl viele herkömmliche Ölfelder auch große Beträge von Wasser und Energie verlangen, gute Raten der Produktion zu erreichen.

Es wird geschätzt, dass etwa 90 % der Ölsande von Alberta unter der Oberfläche zu weit sind, um Tagebau-Bergwerk zu verwenden. Mehrere in - situ Techniken sind entwickelt worden.

Oberflächenbergwerk

Seitdem Große kanadische Ölsande (jetzt Suncor) Operation seiner Mine 1967 angefangen haben, ist Bitumen auf einer kommerziellen Skala aus den Athabasca Ölsanden durch das Oberflächenbergwerk herausgezogen worden. In den Sanden von Athabasca gibt es sehr große Beträge des Bitumens, das dadurch bedeckt ist, wenig überbürden, Oberfläche machend, die die effizienteste Methode abbaut, es herauszuziehen. Das Überbürden besteht aus wassergeladetem muskeg (Torf-Sumpf) über die Spitze von Ton und unfruchtbarem Sand. Die Ölsande selbst sind normalerweise tief, oben auf dem flachen Kalkstein-Felsen sitzend. Ursprünglich wurden die Sande mit draglines und Ausgräbern des Eimer-Rades abgebaut und haben sich zu den in einer Prozession gehenden Werken durch Förderbänder bewegt. In den letzten Jahren haben Gesellschaften wie Syncrude und Suncor auf viel preiswertere Operationen der Schaufel-Und-Lastwagens mit den größten Macht-Schaufeln (100 oder mehr Tonnen) und Kippern (400 Tonnen) in der Welt umgeschaltet. Das hat Produktionskosten zu ungefähr 27 $ pro Barrel von synthetischem grobem Öl trotz der steigenden Energie und Arbeitskosten gehalten.

Nach der Ausgrabung, dem heißen Wasser und dem Ätznatron (NaOH) wird zum Sand hinzugefügt, und der resultierende Schlicker ist piped zum Förderungswerk, wo es begeistert ist und das Öl von der Spitze abgeschöpft. Vorausgesetzt, dass die Wasserchemie passend ist, um Bitumen zu erlauben, sich von Sand und Ton zu trennen, veröffentlicht die Kombination von heißem Wasser und Aufregung Bitumen vom Ölsand, und erlaubt kleinen Luftbürsten, den Bitumen-Tröpfchen anzuhaften. Der Bitumen-Schaum schwimmt zur Spitze von Trennungsbehältern, und wird weiter behandelt, um restliche feine und Wasserfestkörper zu entfernen.

Ungefähr zwei Tonnen Ölsande sind erforderlich, ein Barrel (grob 1/8 von einer Tonne) von Öl zu erzeugen. Ursprünglich wurden ungefähr 75 % des Bitumens vom Sand wieder erlangt. Jedoch schließen neue Erhöhungen zu dieser Methode Einheiten von Tailings Oil Recovery (TOR) ein, die Öl vom tailings, Verdünnende Wiederherstellungseinheiten wieder erlangen, um naptha vom Schaum, Inclined Plate Settlers (IPS) und den Scheibe-Zentrifugen wieder zu erlangen. Diese erlauben den Förderungswerken, gut mehr als 90 % des Bitumens im Sand wieder zu erlangen. Nach der Ölförderung werden der verausgabte Sand und die anderen Materialien dann in die Mine zurückgegeben, die schließlich zurückgefordert wird.

Technologieextrakt-Bitumen von Alberta Taciuk Process von Ölsanden bis einen trocken erwidernden. Während dieses Prozesses wird Ölsand durch eine rotierende Trommel bewegt, das Bitumen mit der Hitze knackend und leichtere Kohlenwasserstoffe erzeugend. Obwohl geprüft, ist diese Technologie nicht im kommerziellen Gebrauch noch.

Vier Ölsand-Gruben sind zurzeit in der Operation und noch zwei (Jackpine, und Kearl) sind in den anfänglichen Stufen der Entwicklung. Die ursprüngliche Mine von Suncor hat sich 1967 geöffnet, während die Mine von Syncrude 1978, Shell angefangen hat Kanada hat seine Mine des Flusses Muskeg (Albian Sande) 2003 geöffnet, und Canadian Natural Resources Ltd sein Horizont-Projekt 2009 geöffnet hat. Neue Gruben im Bau oder erlebende Billigung schließen Shell Kanada, das Kearl Ölsand-Projekt von Reichsöl, Synenco Energienordlicht-Mine und die Fort-Hügel-Mine von Suncor ein.

Kalter Fluss

In dieser Technik, auch bekannt als kalter Schweröl-Produktion mit Sand (SCHLÄGE) wird das Öl einfach aus den Sanden häufig mit progressiven Höhle-Pumpen gepumpt. Das arbeitet nur gut in Gebieten, wo das Öl Flüssigkeit genug ist. Es wird in Venezuela allgemein verwendet (wo das Extraschweröl an 50 Grad Celsius ist), und auch in Wabasca, Alberta Oil Sands, dem südlichen Teil des Kalten Sees Oil Sands und der Friedensfluss Oil Sands. Es ist im Vorteil, preiswert zu sein, und der Nachteil, dass es nur 5-6 % des Öls im Platz wieder erlangt.

Vor einigen Jahren haben kanadische Ölfirmen dass entdeckt, wenn sie die Sand-Filter von den Bohrlöchern entfernt haben und so viel Sand wie möglich mit dem Öl, Produktionsraten verbessert bemerkenswert erzeugt haben. Diese Technik ist bekannt als Kalte Schweröl-Produktion mit Sand (SCHLÄGE) geworden. Weitere Forschung hat bekannt gegeben, dass lenzend Sand "Wurmlöcher" in der Sand-Bildung geöffnet hat, die mehr Öl erlaubt hat, den wellbore zu erreichen. Der Vorteil dieser Methode ist bessere Produktionsraten und Wiederherstellung (ungefähr 10 %) und der Nachteil, dass das Verfügen über den erzeugten Sand ein Problem ist. Eine neuartige Weise zu tun breitete das es auf ländlichen Straßen aus, die ländliche Regierungen gemocht haben, weil der ölige Sand Staub reduziert hat und die Ölfirmen ihre Straßenwartung für sie getan haben. Jedoch sind Regierungen betroffen um das große Volumen und die Zusammensetzung der Ölausbreitung auf Straßen geworden, so ist in den letzten Jahren das Verfügen über öligen Sand in unterirdischen Salz-Höhlen mehr üblich geworden.

Cyclic Steam Stimulation (CSS)

Der Gebrauch der Dampfeinspritzung, um Schweröl wieder zu erlangen, ist im Gebrauch in den Ölfeldern Kaliforniens seit den 1950er Jahren gewesen. Die Zyklische Dampfanregung oder Methode "des Ärgers-Und-Hauches" sind im Gebrauch durch Reichsöl am Kalten See seit 1985 gewesen und werden auch durch kanadische Bodenschätze am Himmelschlüsselchen- und Wolf-See und von Shell Kanada am Friedensfluss verwendet. In dieser Methode, wird gut durch Zyklen der Dampfeinspritzung, des Einweichens und der Erdölgewinnung gestellt. Erstens wird Dampf in gut bei einer Temperatur von 300 bis 340 Grad Celsius auf die Dauer von Wochen zu Monaten eingespritzt; dann, wird gut erlaubt, seit den Tagen zu Wochen zu sitzen, um Hitze zu erlauben, sich in die Bildung voll zu saugen; und, später, wird das heiße Öl aus gut auf die Dauer von Wochen oder Monaten gepumpt. Sobald die Produktionsrate zurückgeht, gut wird durch einen anderen Zyklus der Einspritzung, des Einweichens und der Produktion gestellt. Dieser Prozess wird wiederholt, bis die Kosten, Dampf einzuspritzen, höher werden als das Geld, das davon gemacht ist, Öl zu erzeugen. Die CSS Methode hat den Vorteil, dass Wiederherstellungsfaktoren ungefähr 20 bis 25 % und der Nachteil sind, dass die Kosten, um Dampf einzuspritzen, hoch sind.

Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD)

Dampf hat geholfen Ernst-Drainage wurde in den 1980er Jahren von der Sand-Technologie- und Forschungsautorität von Alberta Oil entwickelt und ist zufällig mit Verbesserungen in der Richtungsbohrtechnologie zusammengefallen, die es schnell und billig gemacht hat, um durch die Mitte der 1990er Jahre zu tun. In SAGD werden zwei horizontale Bohrlöcher in den Ölsanden, ein an der Unterseite von der Bildung und einem anderen um ungefähr 5 Meter darüber gebohrt. Diese Bohrlöcher werden normalerweise in Gruppen von Hauptpolstern gebohrt und können sich für Meilen in allen Richtungen ausstrecken. In jedem gut Paar wird Dampf ins obere eingespritzt so, die Hitze schmilzt das Bitumen, das ihm erlaubt, in tiefer zu fließen so, wo es zur Oberfläche gepumpt wird.

SAGD hat sich erwiesen, ein Hauptdurchbruch in der Produktionstechnologie zu sein, da es preiswerter ist als CSS, sehr hohe Erdölgewinnungsraten erlaubt, und bis zu 60 % des Öls im Platz wieder erlangt. Wegen seiner sehr günstigen Volkswirtschaft und Anwendbarkeit auf ein riesengroßes Gebiet von Ölsanden hat diese Methode allein nordamerikanische Ölreserven vervierfacht und hat Kanada erlaubt, sich zum zweiten Platz in Weltölreserven nach Saudi-Arabien zu bewegen. Die meisten kanadischen Hauptölfirmen haben jetzt SAGD-Projekte in der Produktion oder im Bau in den Ölsand-Gebieten von Alberta und in Wyoming. Beispiele schließen Japan Canada Oil Sands Ltd (JACOS) Projekt, das Firebag-Projekt von Suncor, das Projekt von Long Lake von Nexen, Suncor (früher Petro-Kanada) Flussprojekt von MacKay, die Tucker Lake und Sonnenaufgang-Projekte der rauen Energie, Friedensflussprojekt von Kanada von Shell, Cenovus Energie Foster Creek und Entwicklungen von Christina Lake, das Surmont-Projekt von ConocoPhillips, Devon Jackfish-Projekt von Kanada und Projekt von Derek Oil & Gas's LAK Ranch ein. OSUM Corp. von Alberta hat bewiesene Untergrundbahn-Bergwerkstechnologie mit SAGD verbunden, um höhere Wiederherstellungsraten durch das Laufen der Bohrlöcher-Untergrundbahn aus der Ölsand-Ablagerung, so auch das Reduzieren von Energievoraussetzungen im Vergleich zu traditionellem SAGD zu ermöglichen. Diese besondere Technologieanwendung ist in seiner Probephase.

Dampf-Förderungsprozess (VAPEX)

VAPEX ist SAGD ähnlich, aber statt des Dampfs werden Kohlenwasserstoff-Lösungsmittel ins obere gut eingespritzt, um das Bitumen zu verdünnen und ihm zu erlauben, in tiefer gut zu fließen. Es ist im Vorteil der viel besseren Energieeffizienz über die Dampfeinspritzung, und es tut etwas teilweise Aufrüstung des Bitumens zu Öl direkt in der Bildung. Es ist sehr neu, aber der Prozess hat viel Aufmerksamkeit von Ölfirmen angezogen, die beginnen, damit zu experimentieren.

Die obengenannten drei Methoden sind nicht gegenseitig exklusiv. Es wird für durch einen CSS Einweichen-produktiondes Spritzen-Zyklus zu stellende Bohrlöcher üblich, um die Bildung vor dem Gehen zur SAGD Produktion zu bedingen, und Gesellschaften experimentieren mit dem Kombinieren von VAPEX mit SAGD, um Wiederherstellungsraten und niedrigere Energiekosten zu verbessern.

Zehe-zur Ferse-Lufteinspritzung (THAI)

Das ist eine sehr neue und experimentelle Methode, die eine vertikale Lufteinspritzung gut mit einer horizontalen Produktion gut verbindet. Der Prozess entzündet Öl im Reservoir und schafft eine vertikale Wand des Feuers, das sich von der "Zehe" des horizontalen gut zur "Ferse" bewegt, die die schwereren Ölbestandteile verbrennt und etwas vom schweren Bitumen in leichteres Öl direkt in der Bildung befördert. Historisch sind Fireflood-Projekte gut wegen der Schwierigkeit nicht gut gelaufen, die Flamme-Vorderseite und eine Neigung zu kontrollieren, die Produzieren-Bohrlöcher in Brand zu stecken. Jedoch finden einige Ölfirmen, dass die THAILÄNDISCHE Methode kontrollierbarer und praktisch sein wird, und im Vorteil sein, Energie nicht zu verlangen, Dampf zu schaffen.

Verfechter dieser Methode der Förderung stellen fest, dass es weniger Süßwasser-verwendet, um 50 % weniger Treibhausgase erzeugt, und einen kleineren Fußabdruck hat als andere Produktionstechniken.

Petrobank Energie und Mittel haben ermutigende Ergebnisse von ihren Testbohrlöchern in Alberta, mit Produktionsraten bis zu pro so, und das von 8 bis 12 API-Graden beförderte Öl gemeldet.

Die Gesellschaft hofft zu kommen eine weitere 7-Grade-Steigung von seinem CAPRI (hat atmosphärische Druck-Harz-Einführung kontrolliert), System, das das Öl durch einen Katalysator zieht, der die niedrigere Pfeife liniert.

Combustion Overhead Gravity Drainage (COGD)

Das ist eine experimentelle Methode, die mehrere vertikale Luftspritzenbohrlöcher über einer horizontalen an der Basis der Bitumen-Bezahlungszone gut gelegenen Produktion verwendet. Ein anfänglicher CSS ähnlicher Dampfzyklus wird verwendet, um das Bitumen auf das Zünden und die Beweglichkeit vorzubereiten. Folgend, den Zyklus, Luft in die vertikalen Bohrlöcher eingespritzt wird, das obere Bitumen entzündend und (durch die Heizung) das niedrigere Bitumen mobilisierend, um in die Produktion gut zu überfluten. Es wird erwartet, dass COGD auf Wasserersparnisse von 80 % im Vergleich zu SAGD hinauslaufen wird.

Transport und Raffinierung

Das schwere grobe grobe oder aus Ölsanden herausgezogene Ölbitumen ist eine klebrige, feste oder halb feste Form, die bei normalen Ölrohrleitungstemperaturen nicht leicht fließt, es schwierig machend, zu transportieren, um einzukaufen, und teuer, um in Benzin, Diesel und andere Produkte in einer Prozession zu gehen. Es muss entweder mit leichterem Erdöl (entweder Flüssigkeit oder Benzin) gemischt oder chemisch gespalten werden, bevor es durch die Rohrleitung transportiert werden kann, um in synthetisches grobes Öl zu befördern.

Schweres Rohöl feedstock braucht Aufbereitung, bevor es für herkömmliche Raffinerien passend ist. Diese Aufbereitung wird genannt 'befördernd', dessen Schlüsselbestandteile wie folgt sind:

1. Eliminierung von Wasser, Sand, physischer Verschwendung und leichteren Produkten
2. katalytische Reinigung durch hydrodemetallisation (HDM), Hydroentschwefelung (HDS) und hydrodenitrogenation (HDN)
3. hydrogenation durch die Kohlenstoff-Verwerfung oder das katalytische Hydroknacken (HCR)

Da Kohlenstoff-Verwerfung sehr ineffizient und in den meisten Fällen verschwenderisch ist, wird das katalytische Hydroknacken in den meisten Fällen bevorzugt. Alle diese Prozesse nehmen große Beträge der Energie und des Wassers, während sie mehr Kohlendioxyd ausstrahlen als herkömmliches Öl.

Katalytische Reinigung und das Hydroknacken sind als Hydroverarbeitung zusammen bekannt. Die große Herausforderung in der Hydroverarbeitung ist, sich mit den in schwerem Rohöl gefundenen Unreinheiten zu befassen, weil sie die Katalysatoren mit der Zeit vergiften. Viele Anstrengungen sind gemacht worden, sich damit zu befassen, um hohe Tätigkeit und langes Leben eines Katalysators zu sichern. Katalysator-Materialien und Porengröße-Vertrieb sind Schlüsselrahmen, die optimiert werden müssen, um sich mit dieser Herausforderung zu befassen, und sich von Ort zu Ort abhängig von der Art der Feedstock-Gegenwart ändern.

Volkswirtschaft

Bezüglich 2007 waren grobe Ölpreise bedeutsam über die durchschnittlichen Produktionskosten, die ungefähr 28 $ pro Barrel des Bitumens waren. Jedoch erheben sich Bitumen-Produktionskosten schnell, mit Produktionskostenzunahmen von 55 % von 2005 bis 2007, wegen der Knappheit an der Arbeit und den Materialien.

Mitte 2007 hat Königlicher holländischer Shell bekannt gegeben, dass 2006 seine kanadische Ölsand-Einheit einen Gewinn nach Steuern von 21.75 $ pro Barrel gemacht hat, verdoppeln Sie fast seinen Weltgewinn von 12.41 $ pro Barrel auf herkömmlichem grobem Öl.

Die Konservative Minderheitsregierung Kanadas, unter Druck gesetzt, um mehr auf der Umgebung zu tun, hat in seinem 2007-Budget bekannt gegeben, dass es einige Ölsand-Steueranreize im Laufe nächster Jahre stufenweise einstellen würde. Die Bestimmung, die beschleunigte Abschreibung von Ölsand-Investitionen erlaubt, wird allmählich stufenweise eingestellt, so können Projekte, die sich auf sie verlassen hatten, weitergehen. Für neue Projekte wird die Bestimmung zwischen 2011 und 2015 stufenweise eingestellt.

Umweltprobleme

allgemein hält, ist Ölsand-Förderung mehr umweltsmäßig zerstörend als herkömmliches grobes Öl. Es kann das Land betreffen, wenn das Bitumen, Wasser durch seine Voraussetzung von großen Mengen von Wasser während der Trennung des Öls und Sands und der Luft wegen der Ausgabe des Kohlendioxyds und der anderen Emissionen am Anfang abgebaut wird. Schwere Metalle wie Vanadium, Nickel, Leitung, Kobalt, Quecksilber, Chrom, Kadmium, Arsen, Selen, Kupfer, Mangan, Eisen und Zink sind natürlich in Ölsanden da und können durch den Förderungsprozess konzentriert werden. Die durch die Ölsand-Förderung verursachte Umweltauswirkung wird oft von Umweltgruppen wie Greenpeace, Klimawirklichkeitsprojekt, 350.org, MoveOn, Liga von Bewahrungsstimmberechtigten, den Patagonien, dem Gebirgsklub und der Energiehandlungskoalition kritisiert. Die Europäische Union hat angezeigt, dass sie stimmen kann, um Ölsand-Öl als "hoch das Beschmutzen" zu etikettieren. Obwohl Ölsand-Exporte nach Europa minimal sind, hat das Problem Reibung zwischen der EU und Kanada verursacht.

Luftverschmutzungsmanagement

Seit 1995 hat sich die Überwachung in den Ölsand-Gebiet-Shows verbessert oder keine Änderung in der langfristigen Luftqualität für die fünf Schlüsselluftqualitätsschadstoffe — Kohlenmonoxid, Stickstoff-Dioxyd, Ozon, feine particulate Sache (PM2.5) und Schwefel-Dioxyd — haben gepflegt, den Luftqualitätsindex zu berechnen. Luftüberwachung hat bedeutende Zunahmen in exceedances des Wasserstoffsulfids sowohl im Gebiet des Forts McMurray als auch in der Nähe von den Ölsanden upgraders gezeigt.

2007 hat die Regierung von Alberta eine Umweltschutz-Ordnung zu Suncor als Antwort auf zahlreiche Gelegenheiten ausgegeben, als die Boden-Niveau-Konzentration für das Wasserstoffsulfid (Formel) Standards überschritten hat.

Landgebrauch und Abfallwirtschaft

Ein großer Teil von Ölsand-Bergbaubetrieben schließt Abrechnungsbäume und Bürste von einer Seite und dem Entfernen des Überbürdens — Krume, muskeg, Sand, Ton und Kies ein — der oben auf der Ölsand-Ablagerung sitzt. Etwa zwei Tonnen Ölsande sind erforderlich, um ein Barrel Öl (grob 1/8 einer Tonne) zu erzeugen. Als eine Bedingung des Genehmigens sind Projekte erforderlich, einen Reklamationsplan durchzuführen. Der Bergbau behauptet, dass der Nordwald schließlich die zurückgeforderten Länder kolonisieren wird, aber ihre Operationen sind massiv und arbeiten an langfristigen Zeitrahmen. Bezüglich 2006-2007, über des Landes im Ölsand-Gebiet sind gestört worden, und dieses Landes ist unter der Reklamation. Im März 2008 hat Alberta herausgekommen die allerersten Ölsande landen Reklamationszertifikat zu Syncrude für das Paket des Landes, das als Tor-Hügel ungefähr nördlich vom Fort McMurray bekannt ist. Mehrere Reklamationszertifikat-Anwendungen für Ölsand-Projekte werden innerhalb der nächsten 10 Jahre erwartet.

Wassermanagement

Zwischen 2 zu 4.5 Volumen-Einheiten von Wasser werden verwendet, um jede Volumen-Einheit von synthetischem grobem Öl in einem ex-situ Bergbaubetrieb zu erzeugen. Gemäß Greenpeace, dem kanadischen Ölsand-Operationsgebrauch von Wasser, zweimal der Betrag von Wasser durch die Stadt Calgary verwendet. Trotz der Wiederverwertung endet fast alles davon in tailings Teichen., das eingelassene Ende von Teichen in Kanada hat ein Gebiet ungefähr bedeckt. Jedoch, in SAGD Operationen, werden 90-95 % des Wassers wiederverwandt, und nur ungefähr 0.2 Volumen-Einheiten von Wasser wird pro Volumen-Einheit des erzeugten Bitumens verwendet.

Für Athabasca wird Ölsand-Operationswasser vom Fluss Athabasca, dem neunten längsten Fluss in Kanada geliefert. Der durchschnittliche Fluss gerade stromabwärts des Forts McMurray ist mit seinem höchsten täglichen durchschnittlichen Messen. Ölsand-Industriewasser lizenziert Zuteilungssummen ungefähr 1.8 % des Flusses des Flusses Athabasca. Wirklicher Gebrauch 2006 war ungefähr 0.4 %. Außerdem, gemäß dem Wasserverwaltungsfachwerk für den Niedrigeren Fluss Athabasca, während Perioden des niedrigen Flussfluss-Wasserverbrauchs vom Fluss Athabasca wird auf 1.3 % des jährlichen durchschnittlichen Flusses beschränkt.

Im Dezember 2010 hat der Ölsand-Beratungsausschuss, der vom ehemaligen Umgebungsminister Jim Prentice beauftragt ist, gefunden, dass das System im Platz, um Wasserqualität im Gebiet, einschließlich der Arbeit vom Regionalwassermithörprogramm, dem Forschungsinstitut von Alberta Water, der Kumulativen Umweltverwaltungsvereinigung und anderen zu kontrollieren, stückchenweise war und umfassender und koordiniert werden sollte. Eine Haupthindernis für die Überwachung von erzeugtem Wasser von Ölsanden ist der Mangel an der Identifizierung der individuellen Zusammensetzungsgegenwart gewesen. Durch das bessere Verstehen der Natur der hoch komplizierten Mischung von Zusammensetzungen, einschließlich naphthenic Säuren, kann es möglich sein, Flüsse für leachate zu kontrollieren und auch toxische Bestandteile zu entfernen. Solche Identifizierung von individuellen Säuren hat sich viele Jahre lang erwiesen, unmöglich zu sein, aber ein neuer Durchbruch in der Analyse hat begonnen zu offenbaren, was in erzeugtem Wasser von Ölsanden ist.

Im Oktober 2009 hat Suncor bekannt gegeben, dass es Regierungsbilligung für einen neuen Prozess suchte, um tailings genannt Tailings Verminderungsoperationen wieder zu erlangen, der das Festsetzen von feinem Ton, Sand, Wasser und restlichem Bitumen in Teichen nach der Ölsand-Förderung beschleunigt. Die Technologie ist mit dem Ausbaggern reifer tailings von einem Teich-Boden, das Mischen der Suspendierung mit einem Polymer flocculent und des Verbreitens der einem Matsch ähnlichen Mischung über einen "Strand" mit einem seichten Rang verbunden. Gemäß der Gesellschaft konnte der Prozess die Zeit für die Wasserreklamation von tailings bis Wochen aber nicht Jahre mit dem wieder erlangten Wasser reduzieren, das ins Ölsand-Werk wird wiederverwendet. Zusätzlich zum Vermindern der Anzahl von zurückbleibenden Teichen behauptet Suncor, dass der Prozess die Zeit reduzieren konnte, um einen zurückbleibenden Teich von 40 Jahren zurzeit zu 7-10 Jahren mit Landrehabilitation unaufhörlich im Anschluss an 7 bis 10 Jahre hinter den Bergbaubetrieben zurückzufordern.

Treibhausgas-Emissionen

Die Produktion des Bitumens und synthetischen groben Öls strahlt mehr Treibhausgase aus als die Produktion von herkömmlichem grobem Öl. Eine 2009-Studie durch das Beratungsunternehmen IHS CERA hat eingeschätzt, dass die Produktion von Kanadas Ölsanden "Kohlendioxyd um ungefähr 5 % bis 15 % mehr über den ausstrahlt

"gut zu Rädern" Lebensanalyse des Brennstoffs, als durchschnittliches grobes Öl." Autor und der recherchierende Journalist David Strahan, dass dasselbe Jahr festgestellt hat, dass IEA-Zahlen zeigen, dass Kohlendioxyd-Emissionen von den Ölsanden um 20 % höher sind als durchschnittliche Emissionen von der Erdölproduktion. Gemäß Greenpeace ist Ölsand-Industrie als der größte Mitwirkende zum Treibhausgas-Emissionswachstum in Kanada identifiziert worden, weil es für 40 Millionen Tonnen von Emissionen pro Jahr verantwortlich ist. Gemäß der kanadischen Vereinigung von Erdölerzeugern und Umgebung Kanada setzen die Ölsande ungefähr 5 % von Kanadas Treibhausgas-Emissionen oder 0.1 % von globalen Treibhausgas-Emissionen zusammen. Es sagt voraus, dass die Ölsande wachsen werden, um 8 % von Kanadas Treibhausgas-Emissionen vor 2015 zusammenzusetzen. Während die Emissionen pro Barrel des Bitumens erzeugt haben, hat um 26 % im Laufe des Jahrzehnts 1992-2002 abgenommen, wie man erwartete, haben Gesamtemissionen wegen höherer Produktionsniveaus zugenommen. Bezüglich 2006, um ein Barrel Öl von den Ölsanden veröffentlicht fast Treibhausgase mit Gesamtemissionen zu erzeugen, die geschätzt sind, pro Jahr vor 2015 zu sein. Jedoch gründet eine Studie durch IHS CERA das von kanadischen Ölsanden gemachte Brennstoffe "laufen auf bedeutsam niedrigere Treibhausgas-Emissionen hinaus als viele allgemein zitierte Schätzungen... In die Vereinigten Staaten importierte Ölsand-Produkte laufen auf GHG Emissionen hinaus, die durchschnittlich, um sechs Prozent höher sind als das durchschnittliche im Land verbrauchte Rohöl. Dieses Niveau legt Ölsande gleichwertig mit anderen Quellen von amerikanischen groben Importen, einschließlich Rohöls von Nigeria, Venezuela und etwas häuslich erzeugtem Öl, der Bericht findet." Eine 2012-Studie durch Swart und Weaver hat eingeschätzt, dass, wenn nur die wirtschaftlich lebensfähige Reserve von Ölsanden verbrannt wurde, die globale Mitteltemperatur um 0.02 zu 0.05°C zunehmen würde. Wenn das komplette Öl im Platz von 1.8 Trillionen Barrels verbrannt werden sollte, ist die vorausgesagte globale Mitteltemperaturzunahme 0.24 zu 0.50°C.

Treibhausgas-Emissionen von den Ölsanden und anderswohin in Alberta auszugleichen, Kohlendioxyd-Emissionen innerhalb von entleerten Öl- und Gasreservoiren absondernd, ist vorgeschlagen worden. Diese Technologie wird von erhöhten Ölwiederherstellungsmethoden geerbt. Im Juli 2008 hat die Regierung von Alberta einen Fonds von C$ 2 Milliarden bekannt gegeben, um Ausschluss-Projekte in Kraftwerken von Alberta und Ölsand-Förderungs- und Aufrüstungsmöglichkeiten zu unterstützen.

Wasserlebensmissbildungen

Dort kollidiert Forschung über die Effekten der Ölsand-Entwicklung auf dem Wasserleben. 2007, Umgebung Kanada hat eine Studie vollendet, die hohe Missbildungsraten in zu den Ölsanden ausgestellten Fischembryos zeigt. David W. Schindler, ein limnologist von der Universität von Alberta, co-authored eine Studie auf dem Beitrag von Ölsanden von Alberta von aromatischen polyzyklischen Zusammensetzungen, von denen einige bekannte Karzinogene, zum Fluss Athabasca und seinen Tributpflichtigen sind. Wissenschaftler, lokale Ärzte und Einwohner haben einen Brief unterstützt, der dem Premierminister gesandt ist, im September 2010 nach einer unabhängigen Studie des Sees Athabasca verlangend (der von Ölsanden abwärts gelegen ist), wegen des Anstiegs von Missbildungen und Geschwülsten begonnen zu werden, die im Fisch gefunden sind, gefangen dort.

Der Hauptteil der Forschung, die die Ölsand-Entwicklung verteidigt, wird von Regional Aquatics Monitoring Program (RAMP) getan. RAMPE-Studien zeigen, dass Missbildungsraten im Vergleich zu historischen Daten und den Missbildungsraten in Flüssen stromaufwärts der Ölsande normal sind. Diese Ergebnisse sind diskutierbar, weil RAMPE angeschlossen wird, werden die Erdölindustrie und seine Forschungsdaten Umweltregierungsstellen vorgelegt, aber verschieden von der Akademie, wo gleichrangige Rezension pro Studienbasis stößt, tut RAMPE eine gleichrangige Rezension der kompletten Organisation nur einmal alle fünf Jahre.

Gesundheitswesen-Einflüsse

Sorgen sind bezüglich der negativen Einflüsse ausgedrückt worden, einschließlich deren die Ölsande auf dem Gesundheitswesen, höher haben als normale Raten des Krebses unter Einwohnern des Forts Chipewyan. Im August 2011 hat die Regierung von Alberta eine provinzielle Gesundheitsstudie der Verbindung zwischen den höheren Raten des Krebses und der Ölsande begonnen. Es ist auch darauf hingewiesen worden, dass andere Tierwelt durch die Ölsande negativ betroffen worden ist; zum Beispiel, wie man fand, hatten Elche in einer 2006-Studie nicht weniger als 453mal die annehmbaren Niveaus von Arsen in ihren Systemen, obwohl spätere Studien das zu 17 bis 33 Male dem annehmbaren Niveau (noch das Verursachen einer Gefahr für den menschlichen Verbrauch) gesenkt haben.

Eingangsenergie

Ungefähr der Energie ist erforderlich, um ein Barrel des Bitumens herauszuziehen und es zu synthetischem Rohöl zu befördern. Bezüglich 2006 wird der grösste Teil davon durch das Brennen von Erdgas erzeugt. Da ein Barrel der Ölentsprechung darüber ist, ist sein EROEI 5-6. Das bedeutet das Extrakte ungefähr 5 oder 6mal so viel Energie wie wird verbraucht. Wie man erwartet, verbessert sich Energieeffizienz zum Durchschnitt Erdgases oder der Energie pro Barrel vor 2015, einen EROEI von ungefähr 6.5 gebend. Jedoch, da die Erdgas-Produktion in Alberta 2001 kulminiert hat und seitdem statisch gewesen ist, sind es wahrscheinliche Ölsand-Voraussetzungen wird durch das Stutzen von Erdgas-Exporten in die Vereinigten Staaten entsprochen.

Alternativen zu Erdgas bestehen und sind im Ölsand-Gebiet verfügbar. Bitumen kann selbst als der Brennstoff verwendet werden, ungefähr 30-35 % des rohen Bitumens pro erzeugte Einheit von synthetischem Rohöl verbrauchend. Das lange Seeprojekt von Nexen wird eine deasphalting Eigentumstechnologie verwenden, um das Bitumen, mit asphaltene Rückstand zu befördern, der zu einem gasifier gefüttert ist, dessen syngas durch eine Kraftwärmekopplungsturbine und eine Wasserstoffproduzieren-Einheit verwendet wird, alle Energiebedürfnisse nach dem Projekt zur Verfügung stellend: Dampf, Wasserstoff und Elektrizität. So wird es syncrude erzeugen, ohne Erdgas zu verbrauchen, aber die Kapitalkosten sind sehr hoch.

Kohle ist in Alberta weit verfügbar und ist billig, aber erzeugt große Beträge von Treibhausgasen. Kernkraft und sogar Kernexplosivstoffe sind für die Eingangsenergie vorgeschlagen worden, aber der erstere ist nicht geschienen, bezüglich 2005 wirtschaftlich zu sein.

Siehe auch

• Biber-Flusssandstein
• Bituminöse Felsen
• Geschichte der Erdölindustrie in Kanada (Ölsande und Schweröl)
• Öl plant mega
• Erdölindustrie
• Planen Sie Oilsand
• Ölschieferton
• RABE (eingeborene Werte & Umweltbedürfnisse respektierend)

• Dampfeinspritzung (Erdölindustrie)
• Schieferton-Benzin
• Weltenergiemittel und Verbrauch
• Thermischer depolymerization
• Ölsande von Utah

Weiterführende Literatur

Links

• Ölsand-Entdeckungszentrum, das Fort McMurray, Alberta, Kanada
• Edward Burtynsky, Ein Luftblick auf die Sande von Alberta Tar
• G.R. Gray, R. Luhning: Bitumen die kanadische Enzyklopädie
• Jiri Rezac, Foto-Geschichte von Alberta Oilsands und Antennen
• Die Teer-Sande von Alberta, Citizenshift, den Nationalen Filmausschuss Kanadas erforschend
• Leitungskampf von Indigenous Groups Gegen Kanadas Teer-Sande - Videobericht durch die Demokratie Jetzt!
• Förderung des Vanadiums von Ölsanden