Шеллдің жер астындағы сландық май өндіру технологиясы
Shell in situ conversion process
Shell ICP технологиясы: тақтатас майын жер бетінде өндіру, керогенді майға айналдыру. 1980-жылдардан бері зерттеулер жүргізілуде, Колорадода сынақтар өткізілді.
Ағылшыншамен салыстырыңыз: абзацты басыңыз — түпнұсқа терезеде ашылады. Абзац астындағы EN түймесі оны мәтін ішінде көрсетеді.
Мазмұны
Кіріспе
Shell in situ түрлендіру процесі (Shell ICP) – мұнайлық палеогенді жер астындағы түрлендіру арқылы мұнайлық сланецтегі керогенді шикі мұнайға айналдыратын технология. Оны Shell Oil Company компаниясы әзірлеген.
The Shell in situ conversion process (Shell ICP) is an in situ shale oil extraction technology to convert kerogen in oil shale to shale oil. It is developed by the Shell Oil Company.
Тарих
Shell компаниясының "in situ" конверсия процесі 1980-жылдардың басынан бері әзірленуде. 1997 жылы алғашқы кішкентай көлемдегі сынақ Денверден батысқа қарай 322 км (200 миль) жерде, Колорадо штатының батыс беткейіндегі Писеанс Крик бассейнінде орналасқан Mahogany сынақ алаңында жүргізілді. 2000 жылдан бері қосымша зерттеу және әзірлеу жұмыстары "Mahogany" зерттеу жобасының аясында жалғастырылуда. Осы сынақ алаңынан Shell жақтан шығарылған тақтатас майын өндірді.
Shell's in situ conversion process has been under development since the early 1980s. In 1997, the first small scale test was conducted on the Mahogany property test site, located 200 mile (322 km) west of Denver on Colorado's Western Slope in the Piceance Creek Basin. Since 2000, additional research and development activities have carried on as a part of the Mahogany Research Project. From this test site, Shell has recovered of shale oil.
Процесс
Бұл процесс кең көлемді мұнайлы-шалалы кен орнының бөліктерін орнында қыздырады, шалалы мұнай мен мұнайлы-шалалы газды тау жыныстарынан босатып, оны жер бетіне сорып алып, отынға айналдыруға мүмкіндік береді. Бұл процесте, өңдеу аймағын қоршаған жер асты суларынан оқшаулау үшін алдымен тоңазытқыш қабырға салынады. Содан кейін жұмыс аймағынан су шығарылады. Жұмыс аймағында 12 метр аралықпен жылыту және өндіру ұңғымалары бұрғыланады. Электрлік жылыту элементтері жылыту ұңғымаларына түсіріліп, шамамен төрт жыл ішінде мұнайлы-шалалы кенді қыздыру үшін пайдаланылады. 2006 жылы Shell компаниясы жобаның өмірлік циклы бойындағы энергияның әрбір бірлігіне 3-4 бірлік өнім алынатынын бағалады.
The process heats sections of the vast oil shale field in situ, releasing the shale oil and oil shale gas from the rock so that it can be pumped to the surface and made into fuel. In this process, a freeze wall is first to be constructed to isolate the processing area from surrounding groundwater. Water is then removed from the working zone. Heating and recovery wells are drilled at 40 feet (12 m) intervals within the working zone. Electrical heating elements are lowered into the heating wells and used to heat oil shale to between and over a period of approximately four years. In 2006, Shell estimated that over the project life cycle, for every unit of energy consumed, three to four units would be produced.
Қоршаған ортаға әсері
Shell компаниясының жер астындағы түрлендіру процесі жер бетінде маңызды дамуды талап етеді. Бұрғыланған ұңғымалардың арақашықтығы бес метрден кем және ұңғымалар электр сымдарымен және құбырлар арқылы сақтау және өңдеу нысандарына қосылуы тиіс. Shell компаниясы мұнай және газды дәстүрлі бұрғылауға қарағанда өндіру операцияларының аумағы шамамен бірдей болады деп бағалайды. Дегенмен, Shell компаниясының 2005 жылғы сынақ көрсеткендей, одан әлдеқайда үлкен аумақ қажет. Күнделікті 50 000 баррель өнімді өндіру үшін жерді жыл сайын белгілі бір мөлшерде дамыту қажет. Суды көп мөлшерде пайдалану және жер асты суларының ластану қаупі – технологияның ең басты мәселелері.
Shell's underground conversion process requires significant development on the surface. The separation between drilled wells is less than five meters and wells must be connected by electrical wiring and by piping to storage and processing facilities. Shell estimates that the footprint of extraction operations would be similar to that for conventional oil and gas drilling. However, the dimensions of Shell's 2005 trial indicate that a much larger footprint is required. Production of 50,000 bbl/day would require that land be developed at a rate on the order of per year. Extensive water use and the risk of groundwater pollution are the technology's greatest challenges.