Паровая гравитационная дренажная система - Steam-assisted gravity drainage

Паровая гравитационная дренажная система (САГД; «Саг-Д») является повышенная нефтеотдача технология производства тяжелая сырая нефть и битум. Это продвинутая форма паровая стимуляция в котором пара горизонтальные скважины просверливается в нефтяной резервуар, один на несколько метров выше другого. Пар под высоким давлением непрерывно нагнетается в верхнюю ствол скважины нагреть масло и уменьшить его вязкость, заставляя нагретую нефть стекать в нижний ствол скважины, откуда она откачивается. Доктор Роджер Батлер, инженер компании Imperial Oil с 1955 по 1982 год, в 1970-х годах изобрел процесс гравитационного дренажа с использованием пара (SAGD). Батлер «разработал концепцию использования горизонтальных пар скважин и закачиваемого пара для разработки некоторых залежей битума, которые считаются слишком глубокими для добычи».[1][2] В 1983 году Батлер стал директором технических программ Управление по технологиям и исследованиям нефтеносных песков Альберты (AOSTRA),[1][3] а корона корпорация создано Альбертой Премьер Лугид продвигать новые технологии для нефтеносные пески и добыча тяжелой сырой нефти. AOSTRA быстро поддержала SAGD как многообещающую инновацию в технологии добычи нефтеносных песков.[2]

Паровой гравитационный дренаж (SAGD) и циклическая паростимуляция (CSS) закачка пара (нефтяная промышленность) - это два основных процесса термического извлечения, применяемых в коммерческих целях, используемых в нефтеносных песках.[4] в Геологическое образование подразделений, таких как формация Гранд-Рапидс, формация Клируотер, формация Мак-Мюррей, нефтеносный песок Дженерал, песок Ллойдминстер, Mannville Group, а стратиграфический диапазон в Западно-канадский осадочный бассейн.

Канада в настоящее время является крупнейшим поставщиком импортируемой нефти в Соединенные Штаты, обеспечивая более 35% импорта США, что намного больше, чем Саудовская Аравия или Венесуэла, и больше, чем все остальные страны. ОПЕК страны вместе взятые.[5] Большая часть новой добычи приходится на обширные месторождения нефтеносных песков Альберты. Существует два основных метода добычи нефтеносных песков. Метод вскрыши более известен широкой публике, но может применяться только на мелководных месторождениях битума. Однако более современная техника гравитационного дренажа с использованием пара (SAGD) лучше подходит для гораздо более крупных глубоких отложений, окружающих мелководные. Согласно прогнозам, большая часть ожидаемого будущего роста добычи канадских нефтеносных песков будет связана с SAGD.[6]:9

«Нефть из канадских нефтеносных песков, добываемых с помощью методов открытой добычи, может потреблять в 20 раз больше воды, чем при обычном бурении нефтяных скважин. В качестве конкретного примера недостатка данных, эта цифра исключает все более актуальный метод парового гравитационного дренажа (SAGD). "

— Связь воды и энергии 2011

Выбросы парового гравитационного дренажа эквивалентны тем, которые выбрасываются проектами парового заводнения, которые долгое время использовались для производства тяжелой нефти в Калифорнии. Нефтяное месторождение реки Керн и в других местах по всему миру.[7]

Описание

Процесс SAGD производства тяжелой нефти или битума является усовершенствованием закачка пара методы, первоначально разработанные для добычи тяжелой нефти из Нефтяное месторождение реки Керн Калифорнии.[8] Ключом ко всем процессам заводнения паром является подача тепла в продуктивный пласт, чтобы снизить вязкость тяжелой нефти и дать ей возможность двигаться в направлении добывающей скважины. Процесс циклического паростимуляции (CSS), разработанный для калифорнийских месторождений тяжелой нефти, позволил добыть нефть из некоторых частей нефтеносных песков Альберты, таких как Нефтяные пески Холодного озера, но не помогал производить битум из более тяжелых и глубоких депозиты в Нефтяные пески Атабаски и Нефтяные пески реки Мира, где находится большая часть запасов нефтеносных песков Альберты. Чтобы добыть эти гораздо большие запасы, процесс SAGD был разработан, в первую очередь, доктором Роджером Батлером.[9] из Империал Ойл с помощью Управление по технологиям и исследованиям нефтеносных песков Альберты и отраслевые партнеры.[10] Процесс SAGD оценивается Национальный энергетический совет быть экономичным, когда цена на нефть составляет не менее 30–35 долларов за баррель.[11]

В процессе SAGD два параллельных горизонтальных нефтяные скважины пробурены в формирование, один на 4-6 метров выше другого. Верхний колодец нагнетает пар, а нижний собирает нагретый сырая нефть или битум, который стекает под действием силы тяжести, плюс вода, рекуперированная в результате конденсации закачанного пара. Основа процесса SAGD состоит в том, что с резервуаром устанавливается тепловая связь, так что нагнетаемый пар образует «паровую камеру». Тепло пара снижает вязкость тяжелой сырой нефти или битума, который позволяет им стекать в нижний ствол скважины. Пар и попутный газ поднимаются из-за их низкой плотности по сравнению с тяжелой сырой нефтью, находящейся ниже, гарантируя, что пар не производится в нижней добывающей скважине, имеют тенденцию подниматься в паровой камере, заполняя пустоты, оставленные нефтью. Попутный газ в определенной степени образует изолирующий тепловой покров над паром (и вокруг него).[12] Поток нефти и воды осуществляется за счет противоточного дренажа под действием силы тяжести в нижний ствол скважины. Конденсированная вода и сырая нефть или битум извлекаются на поверхность такими насосами, как винтовые насосы винтового типа которые хорошо подходят для перемещения высоковязких жидкостей с взвешенными твердыми частицами.[13]

Переохлаждение - это разница между температурой насыщения (точкой кипения) воды при давлении производителя и фактической температурой в том же месте, где измеряется давление. Чем выше уровень жидкости над производителем, тем ниже температура и выше переохлаждение. Однако реальные резервуары неизменно неоднородны, поэтому становится чрезвычайно трудно добиться равномерного переохлаждения по всей горизонтальной длине скважины. Как следствие, многие операторы, сталкиваясь с неравномерным замедлением развития паровой камеры, допускают попадание небольшого количества пара в добывающую скважину, чтобы битум во всем стволе скважины оставался горячим, следовательно, сохраняя его вязкость на низком уровне с дополнительным преимуществом передачи тепла более холодным частям. пласта по стволу скважины. Другой вариант, иногда называемый частичным SAGD, используется, когда операторы намеренно циркулируют пар в генераторе после длительного периода простоя или в качестве процедуры запуска. Хотя высокое значение переохлаждения желательно с точки зрения теплового КПД, поскольку оно обычно включает снижение скоростей нагнетания пара, но также приводит к небольшому снижению добычи из-за соответствующей более высокой вязкости и меньшей подвижности битума, вызванной более низкой температурой. Другим недостатком очень сильного переохлаждения является возможность того, что давление пара в конечном итоге окажется недостаточным для поддержания развития паровой камеры над инжектором, что иногда приводит к сжатию паровых камер, где конденсированный пар заполняет инжектор и препятствует дальнейшему развитию камеры.

Непрерывная работа нагнетательных и добывающих скважин при примерно пластовом давлении устраняет проблемы нестабильности, которые мешают всем процессам с высоким давлением и циклическим паровым процессам, а SAGD обеспечивает плавную, равномерную добычу, которая может составлять от 70% до 80% нефти в пласте. подходящие водоемы. Этот процесс относительно нечувствителен к прослоям сланца и другим вертикальным препятствиям для пара и потока жидкости, потому что по мере нагрева породы дифференциальное тепловое расширение позволяет пару и жидкости самотеком проходить через добывающую скважину. Это обеспечивает коэффициент извлечения от 60% до 70% нефти на месте даже в пластах с множеством тонких сланцевых барьеров. В термическом отношении SAGD обычно вдвое эффективнее старого процесса CSS, что приводит к тому, что гораздо меньше скважин повреждается высоким давлением, связанным с CSS. В сочетании с более высокими показателями нефтеотдачи это означает, что SAGD намного более экономичен, чем циклические паровые процессы, когда пласт достаточно толстый.[14]

История

Идея гравитационного дренажа была первоначально задумана доктором Роджером Батлером, инженером компании Империал Ойл в 1970-х[1][2] В 1975 году Imperial Oil перевела Батлера из Сарнии, Онтарио, в Калгари, Альберта возглавить их исследования тяжелой нефти. Он опробовал эту концепцию с Imperial Oil в 1980 году на пилотном предприятии Холодное озеро который показал одну из первых горизонтальных скважин в отрасли с вертикальными нагнетательными скважинами.

Управление по технологиям и исследованиям нефтеносных песков Альберты (AOSTRA) 1974 г.

В 1974 году бывший премьер Альберты Питер Лугид создал Управление по технологиям и исследованиям нефтеносных песков Альберты (AOSTRA) в качестве Альберты. корона корпорация для содействия разработке и использованию новых технологий для добычи нефтеносных песков и тяжелой нефти, а также для повышения добычи традиционной сырой нефти. Его первое предприятие принадлежало и эксплуатировалось десятью промышленными участниками и получало значительную государственную поддержку (Deutsch and McLennan 2005).[2] в том числе из Целевой фонд сохранения наследия Альберты.[15][16][17] Одна из основных целей AOSTRA - поиск подходящих технологий для этой части Нефтяные пески Атабаски которые не могут быть извлечены с помощью обычных технологий открытых горных работ.[2]

Подземный испытательный полигон AOSTRA 1984

В 1984 году компания AOSTRA открыла подземный испытательный полигон в Нефтяные пески Атабаски, расположенный между реками Маккей и Девон к западу от завода Syncrude в качестве на месте САГД установка восстановления битума.[2][18] Именно здесь состоялось их первое испытание сдвоенных (горизонтальных) скважин SAGD, доказавшее осуществимость концепции, кратковременное достижение положительного денежного потока в 1992 году при дебите около 2000 баррелей в день с 3 пар скважин.

Foster Creek

Завод в Фостер-Крик в провинции Альберта, Канада, построенный в 1996 году и эксплуатируемый Cenovus Energy, был первым коммерческим проектом гравитационного дренажа с использованием пара (SAGD), а к 2010 году Foster Creek «стал крупнейшим коммерческим проектом SAGD в Альберте, получившим статус выплаты роялти».[мертвая ссылка ][18][мертвая ссылка ][19]

Первоначальные скважины UTF SAGD были пробурены горизонтально из туннеля в известняковой подстилке, доступ к которому осуществлялся вертикально. шахты. Эта концепция совпала с разработкой методов направленного бурения, которые позволили компаниям бурить горизонтальные скважины точно, дешево и эффективно, до такой степени, что стало трудно оправдать бурение обычных вертикальных скважин. При невысокой стоимости бурения пар горизонтальных скважин и очень высокой ставки восстановления процесса SAGD (до 60% запасов нефти), SAGD экономически привлекателен для нефтяных компаний.

В Foster Creek Cenovus использует свой запатентованный[20] Технология «клиновой скважины» для извлечения остаточных ресурсов, минуя регулярные операции SAGD, повышает общую скорость извлечения при операции. Технология «клиновой скважины» работает, получая доступ к остаточному битуму, который обходится в обычных операциях SAGD, путем бурения заполняющей скважины между двумя установленными действующими парами скважин SAGD, когда паровые камеры SAGD созревают до точки, где они сливаются и находятся в жидкостной связи и затем то, что осталось для извлечения в этой зоне коллектора между действующими парами скважин SAGD, - это «клин» остаточной, отведенной нефти. Было показано, что технология клиновых скважин улучшает общие показатели извлечения на 5-10% при сниженных капитальных затратах, поскольку требуется меньше пара, когда паровые камеры созревают до точки, где они находятся в сообщении по текучей среде, и, как правило, на этой стадии процесса извлечения. , также известная как фаза "продувки",[21] закачиваемый пар заменяется неконденсирующимся газом, таким как метан, что дополнительно снижает производственные затраты.[22]

Текущие приложения

Эта технология сейчас используется из-за рост цен на нефть. В то время как традиционные методы бурения преобладали до 1990-х годов, высокие цены на сырую нефть в 21 веке поощряют использование более нетрадиционных методов (таких как SAGD) для добычи сырой нефти. В канадских нефтеносных песках ведется много проектов SAGD, поскольку в этом регионе находится одно из крупнейших месторождений битума в мире (Канада и Венесуэла имеют крупнейшие в мире месторождения).

Процесс SAGD позволил Совет по сохранению энергоресурсов Альберты (ERCB) увеличить его проверенные запасы нефти до 179 миллиардов баррелей, что подняло нефтяные запасы Канады на третье место в мире после Венесуэла и Саудовская Аравия и примерно в 4 раза увеличены запасы нефти в Северной Америке. По состоянию на 2011 год запасы нефтеносных песков составляют около 169 миллиардов баррелей.

Недостатки

Связь нефти и воды

SAGD, процесс термической рекуперации, потребляет большое количество воды и природного газа.[6]:4

«Нефть из канадских нефтеносных песков, добываемых с помощью методов открытой добычи, может потреблять в 20 раз больше воды, чем при обычном бурении нефтяных скважин. В качестве конкретного примера недостатка данных, эта цифра исключает все более актуальный метод парового гравитационного дренажа (SAGD). Мы призываем будущих исследователей заполнить эту дыру.

— Связь воды и энергии 2011

«Нефть из канадских нефтеносных песков, добываемая с помощью методов открытой добычи, может потреблять в 20 раз больше воды, чем при обычном бурении нефтяных скважин». Однако к 2011 г. не было достаточных данных о количестве воды, используемой во все более важном методе парового гравитационного дренажа (SAGD).[6]:4 Испарители могут очищать пластовую воду SAGD для производства пресной воды высокого качества для повторного использования в операциях SAGD.[23] Однако испарители образуют большой объем продувочных отходов, которые требуют дальнейшего обращения.[23]

Использование природного газа для производства пара

Как и во всех процессах термического восстановления, стоимость производства пара составляет основную часть стоимости добычи нефти. Исторически, натуральный газ использовался в качестве топлива для канадских нефтеносных песков из-за наличия больших нетронутые запасы газа в районе нефтеносных песков. Однако в связи со строительством газопроводов на внешние рынки в Канаде и США цена на газ стала важным фактором. Тот факт, что добыча природного газа в Канаде достигла пика, а сейчас сокращается, также является проблемой. Рассматриваются и другие источники производства тепла, в частности, газификация тяжелых фракций производимого битума для производства синтез-газ, используя близлежащие (и массивные) месторождения каменный уголь, или даже строительство ядерные реакторы производить тепло.

Использование воды для производства пара

Для создания пара для процесса SAGD требуется источник большого количества пресной и солоноватой воды, а также большие установки для рециркуляции воды. Вода - популярная тема для дискуссий в отношении использования и управления водой. По состоянию на 2008 год при добыче нефти в США (не ограничиваясь SAGD) ежедневно генерируется более 5 миллиардов галлонов добываемой воды.[24][25] Проблема использования большого количества воды имеет мало отношения к количеству используемой воды, а скорее к ее качеству. Традиционно около 70 миллионов кубических метров воды, которая использовалась в процессе SAGD, была пресной, поверхностной водой. По состоянию на 2010 год, когда было использовано около 18 миллионов кубических метров, произошло значительное сокращение использования пресной воды. Хотя, чтобы компенсировать резкое сокращение использования пресной воды, промышленность начала значительно увеличивать объемы солевого раствора. грунтовые воды участвует. Этот, а также другие более общие методы экономии воды позволили снизить использование поверхностных вод при разработке нефтеносных песков более чем в три раза с момента начала добычи.[26]Опираясь на гравитационный дренаж, SAGD также требует сравнительно толстых и однородных коллекторов и поэтому не подходит для всех областей добычи тяжелой нефти.

Альтернативные методы

К 2009 году два коммерческих процесса первичной термической добычи, паровой гравитационный дренаж (SAGD) и циклическая паростимуляция (CSS), использовались при добыче нефтеносных песков на месторождении. Чистая вода и Нижние образования Гранд-Рапидс в районе Холодного озера в Альберте.[4]

Циклическая паростимуляция (CSS)

Канадские природные ресурсы использует циклическую паровую технологию или технологию «напор и затяжку» для разработки битумных ресурсов. Эта технология требует одного ствола скважины, а добыча состоит из закачки для разрыва пласта и нагрева пласта перед фазами добычи. Сначала над точкой разрыва пласта нагнетают пар в течение нескольких недель или месяцев, мобилизуя холодный битум, затем скважину закрывают на несколько недель или месяцев, чтобы пар проник в пласт. Затем поток в нагнетательной скважине реверсируется, добывая нефть через тот же ствол нагнетательной скважины. Фазы закачки и добычи вместе составляют один цикл. Пар повторно закачивается, чтобы начать новый цикл, когда дебиты нефти падают ниже критического порога из-за охлаждения коллектора.[27] Циклическая паростимуляция также включает ряд процессов отслеживания или улучшения CSS, включая повышение давления и сброс (PUBD), паровой привод и дренаж смешанной скважины (MWSDD), экстракцию пара (Vapex), добавление жидкости в пар для улучшенного извлечения Битум (ЛАЗЕР) и SAGD с помощью HPCSS и гибридный процесс.[4]

Циклическая паростимуляция под высоким давлением (HPCSS)

"Примерно 35 процентов всех на месте При добыче нефтеносных песков Альберты используется метод, называемый циклической паровой стимуляцией высокого давления (HPCSS), который циклически переключается между двумя фазами: во-первых, пар нагнетается в подземную залежь нефтеносных песков для разрыва и нагрева пласта для размягчения битума, как это делает CSS. , за исключением еще более высоких давлений; затем цикл переключается на добычу, где полученная горячая смесь битума и пара (называемая «битумной эмульсией») закачивается на поверхность через ту же скважину, опять же, как и в CSS, до тех пор, пока результирующий перепад давления не замедлит добычу до неэкономичного сцена. Затем процесс повторяется несколько раз ».[28] An Регулятор энергии Альберты (AER) пресс-релиз объяснил разницу между циклической паровой стимуляцией под высоким давлением (HPCSS) и паровым гравитационным дренажем (SAGD). «HPCSS используется для добычи нефти в Альберте более 30 лет. Этот метод предусматривает закачку пара под высоким давлением, значительно превышающим давление в коллекторе, в пласт в течение продолжительного периода времени. Поскольку тепло размягчает битум, а вода разбавляет и отделяет битум от песка, давление создает трещины, трещины и отверстия, через которые битум может стекать обратно в паронагнетательные скважины. HPCSS отличается от операций парового гравитационного дренажа (SAGD), когда пар непрерывно нагнетается при более низких давлениях без гидроразрыв пласта и использует гравитационный дренаж в качестве основного механизма добычи ».[29]

В пласте Клируотер возле Колд-Лейк, Альберта, используется циклическая паростимуляция под высоким давлением (HPCSS).[4] Есть как горизонтальные, так и вертикальные скважины. Закачка осуществляется под давлением гидроразрыва. Расстояние между горизонтальными скважинами составляет от 60 м до 180 м. Вертикальные скважины расположены на расстоянии от 2 до 8 акров для вертикальных скважин. Заработок может составлять всего 7 млн ​​нетто. Он используется в зонах с минимальным или нулевым уровнем воды в нижнем слое или верхним газом. CSOR составляет от 3,3 до 4,5. Окончательное извлечение прогнозируется на уровне от 15 до 35%.[4] Метод термического восстановления SAGD также используется в Клируотере и Нижние образования Гранд-Рапидс с парами горизонтальных скважин (от 700 до 1000 м), рабочее давление от 3 до 5 МПа, SAGD на обожженном озере был начат с более высоким рабочим давлением, близким к давлению расширения, с интервалом от 75 до 120 м, разработка до 10 м чистой продуктивности, In участки с придонной водой или без нее, CSOR: от 2,8 до 4,0 (при 100% качестве). Прогнозируемое окончательное извлечение: от 45% до 55%.[4]

Canadian Natural Resources Limited (CNRL) Проект разработки нефтеносных песков примулы и озера Вольф вблизи Холодное озеро, Альберта в Формация Клируотер, управляется дочерней компанией CNRL Horizon Oil Sands, используйте циклическую паростимуляцию высокого давления (HPCSS).[4]

Извлечение пара (Vapex)

Альтернативные механизмы повышения нефтеотдачи включают VAPEX (Vапор Аssisted пэтролейный Бывшийтяга), Электротермический процесс динамической зачистки (ET-DSP) и ISC (для сжигания на месте). Батлер также изобрел VAPEX, «процесс гравитационного дренажа, в котором для вытеснения или производства тяжелой нефти и снижения ее вязкости используются испаренные растворители, а не пар».[30]

ET-DSP - это запатентованный процесс, использующий электричество для нагрева отложений нефтеносных песков для мобилизации битума, что позволяет производить добычу с использованием простых вертикальных скважин. ISC использует кислород для выделения тепла, снижающего вязкость масла; наряду с углекислым газом, выделяемым тяжелой сырой нефтью, вытесняет нефть в направлении добывающих скважин. Один из подходов ISC называется THAI для впрыска воздуха из пальца в пятку. Завод THAI в Саскачеване был приобретен в 2017 году компанией Proton Technologies Canada Inc., которая продемонстрировала отделение чистого водорода на этом объекте. Цель протона - оставить углерод в земле и извлечь из углеводородов только водород.[30]

Усовершенствованная модифицированная подача пара и газа (eMSAGP)

eMSAGP - это запатентованная MEG Energy[31] процесс, в котором MEG в партнерстве с Cenovus,[32] разработали модифицированный процесс извлечения, получивший название «усовершенствованный модифицированный паровой и газовый поток» (eMSAGP), модификацию SAGP, разработанную для повышения термического КПД SAGD за счет использования дополнительных добывающих скважин, расположенных на полпути между соседними парами скважин SAGD, на отметке производителей SAGD. Эти дополнительные добывающие скважины, обычно называемые «заполняющими» скважинами, являются неотъемлемой частью системы извлечения eMSAGP.

Смотрите также

Рекомендации

  1. ^ а б c "Доктор Роджер М. Батлер". Канадский зал славы нефти. 2012 г.
  2. ^ а б c d е ж К. В. Дойч; Дж. А. МакЛеннан (2005). «Руководство по определению характеристик коллектора SAGD (паровой гравитационный дренаж) с использованием геостатистики» (PDF). Центр вычислительной геостатистики. Получено 3 февраля 2015. Цитировать журнал требует | журнал = (помощь)
  3. ^ AOSTRA теперь известна как Институт энергетических исследований Альберты.
  4. ^ а б c d е ж грамм Ци Цзян; Брюс Торнтон; Джен Рассел-Хьюстон; Стив Спенс. Обзор технологий термического восстановления для формаций Клируотер и Нижний Гранд-Рапидс в районе Холодного озера в Альберте (PDF). Канадская международная нефтяная конференция. Osum Oil Sands Corp.
  5. ^ «Импорт в США по странам происхождения», ОВОС, 2014, получено 3 февраля 2015
  6. ^ а б c Дайана Глассман; Мишель Вукер; Танушри Исаакман; Корин Шампилу; Энни Чжоу (март 2011 г.). Добавление воды в энергетическую повестку дня (PDF) (Отчет). Документ о мировой политике. Связь воды и энергии.
  7. ^ Бьелло, Дэвид. «Противоположность горнодобывающей промышленности: паровая добыча битуминозных песков снижает воздействие на окружающую среду, но экологические издержки остаются». Scientific American.
  8. ^ Закон, Дэвид. «Новая технология извлечения тяжелой нефти для максимизации производительности, максимизации производительности и минимизации воздействия на окружающую среду» (PDF). Программа выдающихся лекторов SPE. Общество инженеров-нефтяников. Получено 2016-07-19.
  9. ^ "Доктор Роджер М. Батлер". Канадский зал славы нефти. Канадская ассоциация производителей нефти. Получено 2016-07-19.
  10. ^ Карлсон, М.Р. (1 января 2003 г.). Практическое моделирование коллектора: использование, оценка и разработка результатов. PennWell Книги. ISBN  9780878148035. Получено 2016-07-19.
  11. ^ «Нефтяные пески Канады: возможности и вызовы до 2015 года» (PDF). Национальный энергетический совет. Получено 2016-07-19.
  12. ^ Холдэуэй, Кит (13 мая 2014 г.), «Используйте большие данные в нефтегазовой отрасли с помощью аналитики: оптимизируйте разведку и добычу с помощью моделей на основе данных», Wiley, ISBN  978-1118910955, получено 3 февраля 2014
  13. ^ "Поговорим о САГД" (PDF), Правительство Альберты, Сентябрь 2017 г.
  14. ^ Спейт, Джеймс Г. (2007). Химия и технология нефти. CRC Press. С. 165–167. ISBN  978-0-8493-9067-8.
  15. ^ Виггинс, Э. "Управление по технологиям и исследованиям нефтяных песков Альберты. Канадская энциклопедия". Исторический фонд Канады. Получено 2008-12-27.
  16. ^ «История AOSTRA и достижений» (PDF). Правительство Альберты. Получено 2008-12-27. Цитировать журнал требует | журнал = (помощь)[постоянная мертвая ссылка ]
  17. ^ «Записанная история нефтеносных песков» (PDF). Правительство Альберты. Получено 2008-12-27. Цитировать журнал требует | журнал = (помощь)[постоянная мертвая ссылка ]
  18. ^ а б Чарнецка, Маржена (1 января 2013 г.). «Harbir Chhina обеспечивает бесперебойную работу Cenovus Energy Inc.». Альберта Ойл.
  19. ^ Едлин, Дебора (19 июня 2013 г.). «Едлин: Показывать циникам, как устроен нефтяной бизнес». Calgary Herald. Получено 19 июн 2013.[постоянная мертвая ссылка ]
  20. ^ http://www.ic.gc.ca/opic-cipo/cpd/eng/patent/2591498/summary.html?query=cenovus&start=1&num=50&type=basic_search
  21. ^ Гу, Фаганг; Рисмир, Оддмунд; Кьосавик, Арнфинн; Чан, Марк Ю.С. (11 июня 2013 г.). «Оптимизация очистки и продувки SAGD для нефтеносных песков Атабаски». Конференция SPE по тяжелой нефти - Канада. Общество инженеров-нефтяников. Дои:10.2118 / 165481-MS - через www.onepetro.org.
  22. ^ «Архивная копия» (PDF). Архивировано из оригинал (PDF) на 2014-02-26. Получено 2017-12-31.CS1 maint: заархивированная копия как заголовок (связь)
  23. ^ а б Лайтбаун, Вики (апрель 2015). «Новые технологии SAGD обещают снизить воздействие добычи нефтеносного песка на окружающую среду» (PDF). Журнал экологических решений для нефти, газа и горнодобывающей промышленности. Альберта Инновейтс. 1 (1): 47–58. Дои:10.3992 / 1573-2377-374X-1.1.47. Архивировано из оригинал (PDF) 25 сентября 2014 г.. Получено 22 мая, 2019.
  24. ^ Ральф М. Холл, Заявление Комитету по науке и технологиям по Закону об использовании пластовой воды от 2008 г., 2-я сессия 110-го Конгресса, Отчет 110-801.
  25. ^ «Нарушение водопользования в Альберте, 2005 г.». Правительство Альберты. Архивировано из оригинал на 2012-04-19. Получено 1 июня, 2005.
  26. ^ «Объем и качество воды, используемой в нефтегазовой отрасли 1976-2010 гг.». Правительство Альберты. Архивировано из оригинал на 2011-12-09. Получено 4 октября 2011.
  27. ^ «Циклическая стимуляция паром». Термические нефтеносные пески. CNRL. 2013. Архивировано с оригинал на 2015-10-16.
  28. ^ Крис Северсон-Бейкер (29 июля 2013 г.). «Первое испытание на выброс битума Cold Lake для нового регулятора энергии».
  29. ^ «Alberta Energy Regulator предписывает усиленный мониторинг и дополнительные ограничения на пропаривание на проектах Primrose и Wolf Lake из-за выбросов битумной эмульсии». AER. 18 июля 2013 г. Архивировано с оригинал в 2013-07-30. Получено 2013-07-30.
  30. ^ а б «Открытие нефтеносных песков: покойный доктор Роджер Батлер, инженерная школа им. Шулиха». Калгари, Альберта: Университет Калгари.
  31. ^ http://www.ic.gc.ca/opic-cipo/cpd/eng/patent/2776704/summary.html?query=meg+energy&start=1&num=50&type=basic_search
  32. ^ «Канадские нефтеносные пески и сланцы США: инновации по необходимости». 22 июня 2015 г.

внешняя ссылка