درود بر شما
با کسب اجازه از آقای دکتر قندچی و سایر اساتید.
سید میلاد ذاکر هستم کارشناسی مکانیک. با اولین جلسه سمینار آشنایی با ماسه های نفتی، Oil-sands در خدمت شما هستم.در این سمینار موارد ذیل خدمت دوستان ارائه خواهد شد :
1-  ماسه‌های نفتی و ترکیبات آن
2-  منشا ماسه‌های قیری و نفت سنگین
3-  عمده‌ترین ذخایر ماسه های نفتی در جهان
4-  اثرات مخرب زیست محیطی استخراج ماسه های نفتی به ویژه در کانادا
5-  تفاوت ماسه‌های قیری با نفت خام
6-  روش های استخراج Oil-sands به اختصار

1-  ماسه‌های نفتی و ترکیبات آن
ماسه‌های نفتی یا ماسه‌های قیردار(Oil-sands or Tar-sands) نوعی منبع نفت غیرمتعارف است. ماسه‌های قیری یا به صورت ماسه‌های آزاد هستند و یا به صورت سنگ‌های سفت‌شده‌ای از مخلوط ماسه، گِل رس، آب و قیر(نفت بسیار سنگین و با گرانروی بسیار بالاتر از نفت معمولی) یافت می‌شود.

Oil sands (or “tar sands” or “bituminous sands”) refer to a mixture of sand, water, clay, and bitumen (which we have seen refers to the heaviest of hydrocarbon mixtures found in crude petroleum). The mixture is usually between 1% and 20% bitumen.

On average, bitumen is comprised of: (from the Alberta Oil Sands Discovery Center)
Carbon  83.2%
Hydrogen  10.4%
Oxygen  0.94%
Nitrogen  0.36%

Sulfur  4.8%
2-  منشا نفت سنگین و ماسه‌های قیری

به نظر می‌رسد اغلب نفتهای سنگین و ماسه‌های قیری بقایای نفتهای نمونه‌ای باشند که در اثر واکنش با آبهای زیر زمینی و باکتریها در اعماق نسبتآ کم دگرسان شده بودند. در اینگونه محیطها ، آب زیرزمینی اکسیژن‌دار در فرآیندی به نام آب شویی ، بخشی از نفت را در خود حل کرده و اکسید می‌کند. هنگامی که باکتریهای موجود در آب بخشی از نفت را به عنوان غذای خود استفاده می‌کنند و در این رهگذر ابتدا مولکولهای سبکتر را تجزیه می‌کنند، فرآیندی به نام فروسایی باکتری روی می‌دهد.

این فرآیندها موجب خارج کردن هیدروژن و افزودن بر مولکولهای سنگین نفت شده ، آنها را به حالت وشکسان در می‌آورد. ماهیت فرآیند فروسایی باکتریایی اساساً بر گشت ناپذیر است و براساس مطالعات انجام شده ، قطران و نفت سنگین حتی اگر در اعماق زیادی که درآن کروژن می‌تواند نفت تشکیل دهد، قرار گیرند نیز به سادگی به نفت تبدیل نمی‌شوند.

3-  عمده‌ترین ذخایر ماسه های نفتی

 


بزرگترین منابع ماسه‌های نفتی جهان در کانادا(استان آلبرتا) و ونزوئلا و به میزان کمتری درروسیه و قزاقستان قرار گرفته است و ذخایر این کشورها تقریبأ با ذخایر نفت معمولی کل جهان برابری می‌کند. البته تنها کشور کانادا صنعت قابل توجهی برای استخراج ماسه‌های قیری دارد.


بزرگترین کانسارهای ماسه قیری جهان در آتاباسکا در شمال شرقی آلبرتا واقع شده است که از دو کارگاه استخراجی آن سالانه 73 میلیون بشکه نفت تولید می‌شود. بزرگترین آنها ، کارگاه 3.6 میلیارد دلاری سینکرود است که ازآن سالانه 120 میلیون تن ماسه قیری استخراج شده و علاوه بر تولید مقادیر فراوانی کک و گاز سوختی ، حدود 11 درصد تولید نفت کانادا را تامین می‌کند.


ماسه این ناحیه حدودا تا 14درصد قطران با روشهای استخراج نوری که جزء بزرگترین عملیات در جهان هستند برداشت می‌شود. سپس ماسه را با آب بسیار داغ می‌شویند و قطران را از آن جدا می‌کنند و با افزودن هیدروژن و انجام دیگر فرآیندهای شیمیایی آنرا به نفت خام مصنوعی تبدیل می‌کنند. بدین ترتیب نزدیک به 83 درصد از قطران به نفت خام مصنوعی تبدیل می‌شود و این میزان استحصال بسیار بهتر از آن مقداری است که از بسیاری از چاههای نفت بدست می‌آید قطران تا 5 درصد گوگرد به همراه دارد که در طول فرآوری بیش از 98 درصد آن استحصال می‌شود.

گرچه ممکن است حجم ذخایر در جای ماسه قیری در آتاباسکا به یک تریلیون بشکه برسد، اما با روشهای کنونی فقط مقدار کمی از آنها در حدود 35 درصد ، میلیارد بشکه قابل استخراج است. کمربند اوفیسیناتم بلادور مربوط به اولیگوسن در بخش شرقی ونزوئلا می‌تواند 200 میلیارد بشکه ماسه قیری در خود جای داشته باشد و در حضور ماراگایبو در غرب ونزوئلا نیز ذخایر بزرگ نفت سنگین وجود دارد. اکثر ذخایر دیگر جهان ، از قبیل ذخیره 900 میلیون بشکه‌ای آسفالت ریج در ایالت یوتا ، به مراتب کوچکتر است.


4-  اثرات مخرب زیست محیطی استخراج ماسه های نفتی به ویژه در کانادا


Oil sands extraction can affect the land when the bitumen is initially mined, water resources by its requirement for large quantities of water during separation of the oil and sand, and the air due to the release of carbon dioxide and other emissions. Heavy metals such as vanadium, nickel, lead, cobalt, mercury, chromium, cadmium, arsenic, selenium, copper, manganese, iron and zinc are naturally present in oil sands and may be concentrated by the extraction process. The environmental impact caused by oil sand extraction is frequently criticized by environmental groups such as Greenpeace, Climate Reality Project, Pembina Institute, 350.org, MoveOn.org, League of Conservation Voters, Patagonia, Sierra Club, and Energy Action Coalition.

10 Threats from the Canadian Tar Sands Industry
1. Digging up tar sands wreaks havoc on Alberta''''s boreal forest.
2. The production process wastes enormous quantities of freshwater.
3. Tar sands development produces huge amounts of toxic wastewater.
4. Burning tar sands oil creates more pollution than regular crude.
5. A web of new pipelines will fan out from Alberta''''s tar sands pits.
6. We aren''''t prepared to deal with tar sands spills.
7. Exporting tar sands will put rivers and coastlines at risk of spills.
8. Rail cars carrying tar sands crude will pass through densely populated areas.
9. Tar sands oil refineries produce dangerous petcoke waste.
10. Low-income communities will be disproportionately impacted.

https://youtu.be/w9qN-maZjAk

https://youtu.be/Hudy-AGCr5s


5-  تفاوت ماسه‌های قیری با نفت خام


به دلایل متعدد نمی‌توان ذخایر ماسه قیری را مستقیمآ با ذخایر نفت خام مقایسه کرد. اولاً، بدون در نظر گرفتن آنچه که در طی بهره برداری به هدر می‌رود، ذخایر ماسه قیری نشان دهنده کل نفتی است که در آنجا وجود دارد، ثانیآ چون اکتشاف آنها به اندازه نفت خام تکامل نیافته است، وسعت و کیفیت واقعی قیر در این ذخایر با قطعیت شناخته شده نیست. ثالثآ ، با روش روباز که اکنون اقتصادی است، فقط بخش کوچکی از ماسه‌های واقعی قیر را می‌توان استخراج کرد.


Oil sand Pros and Cons :


Pros
•  Very large supply. Second largest oil field in the world.
•  Economically recoverable at today’s oil prices
•  Will help keep oil prices relatively low
•  Enormous growth potential. Less than 5 percent has been produced


•  Big economic driver in Alberta. Jobs for Native Americans.
•  Stable source country (a rarity for oil)
•  GHG emissions could potentially be minimized through CCS


Cons
•  Enormous GHG emissions. Oil sands are already Canada’s largest source of CO2 emissions.
•  Relatively low net energy return compared to other sources
•  Alberta, with only 10 percent of the population, emits the most GHG emissions of any province. Provincial government has been slow to respond.
•  Large amounts of water required: roughly 3:1
•  Water pollution. Roughly 3 million gallons of toxic runoff per day. Fifty square miles now covered in toxic pools
•  Destructive to major boreal forest, an important carbon sink
•  Widespread habitat destruction, both on land and water
•  Destructive to ancestral lands
•  Requires expensive and risky pipeline to reach faraway markets


6-  روش های استخراج Oil-sands به اختصار



Surface mining
Oil sands tailings ponds
Cold Heavy Oil Production with Sand (CHOPS)
Cyclic Steam Stimulation (CSS)
Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD)
Vapor Extraction (VAPEX)
Toe to Heel Air Injection (THAI)
Combustion Overhead Gravity Drainage (COGD)

Surface mining

 

Cold Heavy Oil Production with Sand (CHOPS)

Cyclic Steam Stimulation (CSS)

 

 

Vapor Extraction (VAPEX)

Toe to Heel Air Injection (THAI)

 

Combustion Overhead Gravity Drainage (COGD)

 

 

پایان سمینار.

با سپاس از توجه شما.

در جلسه آتی با هماهنگی مدیر کانال در خصوص روش های استخراج و بهره برداری Oil-sands  به تشریح صحبت خواهد شد

جلسه دوم
درود بر شما
با کسب اجازه از آقای دکتر قندچی و سایر اساتید محترم.
سید میلاد ذاکر هستم کارشناسی مکانیک. با دومین جلسه سمینار آشنایی با ماسه های نفتی، Oil-sands در خدمت شما هستم.

همانطور که در جلسه گذشته بیان شد ماسه های نفتی یا oil-sands به نفتی اطلاق می شود که به صورت ماسه‌های آزاد هستند و یا به صورت سنگ‌های سفت‌شده‌ای از مخلوط ماسه، گِل رس، آب و قیر(نفت بسیار سنگین و با گرانروی بسیار بالاتر از نفت معمولی) یافت می‌شود.

به همین علت استخراج ماسه های نفتی  در کل با مشکلات و مسایل بیشتری نسبت به نفت خام روبرو می باشد و نیاز به تکنولوژی بالاتری دارد. روش های استخراج گوناگونی برای oil-sands  وجود دارد که در جلسه قبل بصورت خلاصه و لیست وار به آنها اشاره شد .

اما در این جلسه تصمیم داریم به معرفی و بررسی یکی از پرکاربرد ترین روش های استخراج Oil-sands  بپردازیم که به روش SAGD معروف است.

در این جلسه موارد ذیل حضور دوستان ارائه خواهد شد:
1-  معرفی روش SAGD
2-  تاریخچه روش SAGD
3-  معایب روش SAGD
4-  محدودیت های روش SAGD
5-  فرمول بدست آوردن نرخ تولید در این روش
6-  تصاویر بیشتر

1-  Steam-Assisted Gravity Drainage (SAGD)

)تزریق بخار همراه با ریزش ثقلی)
امروزه با افزایش تقاضا و روند رو به کاهش منابع زیرزمینی متداول تولید از مخازن نفت سنگین بیشتر مورد توجه واقع شده است گرانروی ودانسیته بالای سیال دراین مخازن لزوم استفاده از تکنولوژیهای حرارتی را اجتناب ناپذیر کرده است یکی از روشهای حرارتی و نوین تولید از مخارن نفت سنگین و فوق سنگین روش SAGD تزریق بخار همراه با ریزش ثقلی است .

یک روش حرارتی برای تولید و استخراج نفت سنگین می‌باشد این روش به صورت عمده برای چاه‌های چندگانة زوج به کار می‌رود.این چاه‌های دوتایی افقی بوده و به صورت عمود با یکدیگر موازی‌اند. معمولاً طول چاه در قسمت افقی بیش از یک کیلومتر و فاصلة آنها از یکدیگر حدود 5 متر است. چاهی که در قسمت بالاتر قرار می‌گیرد با عنوان چاه تزریقی  و چاه پایین به نام «چاه تولیدی»     شناخته می‌شود. عملیات با گردش بخار در هر دو چاه شروع می‌گردد که این عمل باعث می‌شود نفت سنگین (بیتومن) بین دو چاه به اندازه کافی حرارت دیده گرانروی آن کاهش یافته و به سمت چاه پایین روان گردد.

فضای خالی حاصله از جابه‌جائی نفت سنگین توسط بخار اشغال می‌شود که اتاقک بخار (steam chamber) را تشکیل می‌دهد. اتاقک بخار هر چه بیشتر نفت سنگین را حرارت داده و روان می‌گرداند تا آنجائی که همة نفت بین دو چاه را تخلیه کند. در این زمان گردش بخار در چاه تولیدی متوقف شده و بخار تنها از طریق چاه تزریقی به مخزن تزریق می‌شود. اتاقک بخار مخروطی شکل در قسمت انتهای خود به چاه تولیدی ختم می‌شود و از اطراف چاه تزریقی شروع به گسترش به سمت بالا می‌کند. لایه‌های جدید نفت سنگین که در معرض بخار قرار می‌گیرند گرم شده و ویسکوزیتة آن کاهش می‌یابد و در طول اتاقک بخار به سمت پایین که چاه تولیدی واقع شده روان می‌گردند.

عملیات SAGD قادر است تا %55 از نفت سنگین اولیه را به طور اقتصادی بازیابی کند. مفاهیم مهندسی زیادی در عملیات SAGD مورد بررسی و توجه قرار می‌گیرد از قبیل: سرعت بازیابی (R.R). بازده حرارتی، امکان و اقتصادی بودن حفاری چاه‌های جفت افقی، کیفیت بخار، سرعت تزریق بخار، فشار بخار، حداقل کردن تولید شن، حفظ فشار مخزن و همچنین جلوگیری از ورود ناخواستة آب.

https://youtu.be/GLdPNFh-wJc

https://youtu.be/ii8ta6VjvaY

2-  History of SAGD
ایده ریزش ثقلی در ابتدا توسط دکتر Roger Butler که بعنوان مهندس در شرکت نفت امپریال کار می کرد در سال 1970 بیان شد. شرکت نفت امپریال وی را از شهر Sarina, Ontario  به Calgary, Alberta منتقل کرد که مسئولیت و رهبری تحقیقات نفتی شرکت را بر عهده بگیرد. دکتر Butler نظریه خود را در سال 1980 با شرکت امپریال مورد تست قرار داد و نتایج قابل قبولی بدست آورد.

AOSTRA(Alberta Oil Sands Technology and Research Authority)
در سال 1984 ، AOSTRA تست تجهیزات زیر زمینی در ماسه های نفتی موجود در Athabasca  را شروع کرد . در این زمان بود که اولین تست چاه های نفتی زوج SAGD برای اولین بار اتفاق افتاد. که این اتفاق باعث شد تا امکان سنجی این تکنولوژی به اثبات برسد. و باعث ایجاد سودسرشاری در سال 1992 با تولید نرخ 2000 بشکه در روز از 3 چاه نفتی شود.

3-  Disadvantages of SAGD:
As in all thermal recovery processes, cost of steam generation is a major part of the cost of oil production. Historically, natural gas has been used as a fuel for Canadian oil sands projects, due to the presence of large stranded gas reserves in the oil sands area. However, with the building of natural gas pipelines to outside markets in Canada and the United States, the price of gas has become an important consideration. The fact that natural gas production in Canada has peaked and is now declining is also a problem. Other sources of generating heat are under consideration, notably gasification of the heavy fractions of the produced bitumen to produce syngas, using the nearby (and massive) deposits of coal, or even building nuclear reactors to produce the heat.
A source of large amounts of fresh and brackish water and large water re-cycling facilities are required in order to create the steam for the SAGD process. Water is a popular topic for debate in regards to water use and management. As of 2008, American petroleum production (not limited to SAGD) generates over 5 billion gallons of produced water every day. The concern of using large amounts of water has little to do with proportion of water used, rather the quality of the water. Traditionally close to 70 million meters cubed of the water volume that was used in the SAGD process was fresh, surface, water. There has been a significant reduction in fresh water use as of 2010, when approximately 18 million cubic meters were used. Though to offset the drastic reduction in fresh water use, industry has began to significantly increase the volume of saline groundwater involved. This, as well as other, more general water saving techniques have allowed surface water usage by oil sands operations to decrease by more than threefold since production first began. Relying upon gravity drainage, SAGD also requires comparatively thick and homogeneous reservoirs, and so is not suitable for all heavy-oil production areas.

مصرف زیاد آب
SAGD یک فرآیند بازیابی حرارتی می باشد که مقدار زیادی آب و گاز طبیعی مصرف می کند. در این روش تقریباً 20 برابر روش های استخراج سطحی و همچنین حفاری سنتی آب مصرف می شود. برای تولید بخار در این روش نیاز به آب فراوانی می باشد همچنین هزینه های دیگری به منظور بازیابی اب مصرفی و تصفیه آن جهت تولید بخار بایستی در نظر گرفته شود

https://youtu.be/rnsio2xCwKs

استفاده ازگاز طبیعی برای تولید بخار:
در تمامی فرآیندهای بازیابی حرارتی هزینه تولید بخار قسمت مهمی از قیمت تولید نفت را در بر می گیرد. در کانادا با توجه به اینکه از منابع سرشار گازی برخوردار است این مساله در ابتدا زیاد مورد توجه قرار نمی گرفت اما با انتقال خطوط گاز به خارج از کانادا و امریکا میزان مصرف گاز درخور توجه قرار گرفته است و به همین منظور به دنبال روش های جایگزین مانند ساخت رآکتورهای هسته ای برای تولید حرارت می باشند تا از میزان اتلاف گاز کاسته شود.

4- محدودیت های روش SAGD :

1. The rising cost of fuel.
A major consideration in the development and operation of SAGD projects is the cost of generating steam. Important factors that must be considered are the SOR and the cost of the fuel required per cubic meter of steam. This cost has risen quickly because of the increasing price of the main fuel, natural gas.
With heat recovery it requires about 500 scf of natural gas to produce 1 bbl of 100% quality steam (89 standard cu m/cu m). In efficient SAGD projects the SOR is 2-5, depending upon the reservoir and fluid properties, so the gas required falls in the range of 1,000-2,500 scf/bbl of produced oil.
When natural gas had a value of $1 (Canadian)/Mcf, the cost of fuel would have been $1-2.50/bbl of produced oil. However, with the recent rise in the cost of gas to $5-8/Mcf, the fuel cost for SAGD has become $5-20/bbl of oil. Since the value of the produced oil has not increased proportionately, there is an increased need to minimize fuel consumption and cost in SAGD operations. Means for achieving economy include:

2. Light-heavy price differential.
Although for some uses, particularly for asphalt manufacture, heavy oil and bitumen are more suitable and economic than conventional light crude oils, they are less valuable for the manufacture of most petroleum products.
Their conversion to common petroleum products requires additional refinery conversion processes such as coking or hydrocracking and severe hydrotreating processes to remove sulfur, nitrogen, and in some cases for aromatics conversion. This additional processing is done in special upgrading plants, by the modification of refineries, or by combinations of the two.

As the proportion of heavy oil and bitumen in the crude supply increases the expansion of conversion facilities must occur, and the differential in price between heavy and light crudes must be large enough to justify their construction. As the supply of light crude dwindles its price will rise and replacement with heavy crudes will occur. The price differential required to justify the additional processing is of the order of $10/bbl and, when this is exceeded substantially, we can expect the construction of incremental processing for heavy crudes.

3. Handling produced water.
In SAGD the quantity of produced water is almost equal to that of the injected steam, and large operations involve the recycle of produced water to generate steam.
Treatment of the produced water to remove hardness (Ca and Mg) and entrained oil allows it to be recycled, but there is need to withdraw some water from the circuit to prevent the buildup of solids leached from the reservoir-silica and salt. An economic way to do this involves the continual replacement of some recycled water with fresh water together with the disposal of a stream into a lower, otherwise noneconomic, aquifer.
Some projects, for example, PanCanadian''''s at Christina Lake, have readily accessible aquifers for both source water and disposal but, in other projects there are not simple, cheap solutions. Water supply and disposal can impose severe limitations upon the economics of SAGD.

where the kinematic viscosity of oil (in centistokes) at the steam temperature, Ts, is given by νs, and that at any other temperature, T, is given by, where m is derived from the viscosity-temperature relationship of the oil
Eq. 2 predicts rates of 0.1 to 0.7 B/D per ft for a horizontal well for an oil viscosity of 100,000 cp. For example, a 2,000-ft long well may be expected to produce about 800 B/D at a steam temperature of 400°F. The theory has been verified by laboratory experiments. Field results to-date have been encouraging. One commercial project (EnCana’s Foster Creek Project), consisting of 22 well pairs, has been in operation since October 2001. In 2002, steam/oil ratios were averaging 2.5 bbl oil/bbl of steam. Earlier field tests of SAGD in Athabasca tar sands were successful at a depth of about 600 ft, which is too deep for surface mining and not deep enough for high-pressure steam injection.

Considerations
SAGD is a complex process because gravity flow strongly relies on a high vertical permeability. The initial oil mobility determines the vertical spacing of the two wells. In a million cp tar sand, the spacing would be 5 to 6 m [16 to 20 ft]. It is also important that the steam chamber be sealed. There is no steam migration to offset vertical wells. In California, SAGD failed to achieve commercial success because of relatively high initial mobility of oil, as well as other reasons.
Variations
One variation of SAGD is known as single-well SAGD. Here, insulated tubing is used to inject steam into a single horizontal well, with production from the annulus. This process was successful in a few cases but generally failed. Another variation (Vapex) utilizes a suitable solvent (such as ethane, propane, etc.) instead of steam and is being field tested

.
Nomenclature
hh   =   fluid level in stimulated reservoir, ft [m]
k   =   reservoir permeability, md [μm3]
kro   =   relative permeability to oil
m*   =   exponent in Eqs. 1, and 2
qoh   =   hot oil production rate, B/D [m3/d]
So   =   oil saturation
Sors   =   residual oil saturation to steam fraction
T   =   average temperature in heated reservoir, °F
TR   =   unaffected reservoir temperature, °F
Ts   =   steam temperature, °F
Ф   =   porosity

با تشکر از توجه شما
پایان سمینار.