Технология Shell ICP: Добыча сланцевой нефти in situ в бассейне Пиканс-Крик.
Shell in situ conversion process
Технология Shell ICP: добыча сланцевой нефти из керогена непосредственно в пласте. Разработка Shell с 1980-х, испытания в Колорадо (Piceance Creek Basin).
Сравнивайте с английским: нажмите на абзац — оригинал откроется в окне. Кнопка EN под абзацем показывает его прямо в тексте.
Содержание
Введение
Технология конверсии пластовых отложений Shell (Shell ICP) – это технология извлечения сланцевой нефти на месте, предназначенная для преобразования керогена в нефтяных сланцах в сланцевую нефть. Она разработана компанией Shell Oil Company.
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.
История
Процесс преобразования Shell in situ разрабатывается с начала 1980-х годов. В 1997 году первое небольшое испытание было проведено на испытательном участке Mahogany, расположенном в 322 км к западу от Денвера на западном склоне штата Колорадо в бассейне Писенс-Крик. С 2000 года дополнительные научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы продолжаются в рамках исследовательского проекта "Махагоний". С этого испытательного участка Shell добыла сланцевую нефть.
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
Этот процесс нагревает участки огромного месторождения сланцевой нефти непосредственно в пласте, высвобождая сланцевую нефть и сланцевый газ из породы, чтобы их можно было перекачивать на поверхность и превращать в топливо. В этом процессе сначала строится ограждающая морозильная завеса для изоляции зоны обработки от окружающих подземных вод. Затем вода удаляется из рабочей зоны. В рабочей зоне скважины для нагрева и добычи бурятся с интервалом в 12 метров. Электрические нагревательные элементы опускаются в нагревательные скважины и используются для нагрева сланца до определенной температуры в течение примерно четырех лет. В 2006 году компания Shell оценила, что за весь жизненный цикл проекта на каждую единицу потребленной энергии будет произведено от трех до четырех единиц энергии.
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.
Влияние на окружающую среду
Процесс подземной конверсии Shell требует значительных работ на поверхности. Расстояние между пробуренными скважинами составляет менее пяти метров, и скважины должны быть соединены электрической проводкой и трубопроводами с хранилищами и установками для переработки. Shell оценивает, что площадь, занимаемая добывающими операциями, будет сопоставима с площадью, необходимой для традиционного бурения нефти и газа. Однако, результаты испытаний Shell 2005 года указывают на необходимость гораздо большей площади. Для добычи 50 000 баррелей в сутки потребуется разрабатывать землю со скоростью порядка в год. Наиболее серьезными проблемами данной технологии являются интенсивное водопользование и риск загрязнения подземных вод.
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.