DE102007004526A1

DE102007004526A1 - Förderungseinrichtung

Info

Publication number: DE102007004526A1
Application number: DE200710004526
Authority: DE
Inventors: Bernd Wacker; Manfred Dr. Baldauf; Vladimir Dr. Danov
Original assignee: Siemens Corp
Current assignee: Siemens Corp
Priority date: 2007-01-24
Filing date: 2007-01-24
Publication date: 2008-07-31

Abstract

Die Fördereinrichtung ist zu einer In-Situ-Gewinnung von Rohöl aus einem insbesondere sandhaltigen Materialgemisch mit rohölartigem oder rohölhaltigem Anteil vorgesehen. Sie umfasst Mittel zu einer Injektion oder Durchflutung des Materialgemisches mit einem erhitzten Dampf, Mittel zu einer Sammlung des so in seiner Viskosität herabgesetzten rohölartigen oder rohölhaltigen Anteils und Mittel zu einer Weiterverarbeitung des rohölartigen oder rohölhaltigen Anteils.

Description

Die Erfindung bezieht sich auf Fördereinrichtung zu einer In-Situ-Gewinnung von Rohöl aus einem insbesondere sandhaltigen Materialgemisch mit rohölartigem oder rohölhaltigem Anteil, wobei die Einrichtung

• Mittel zu einer Injektion oder Durchflutung des Materialgemisches mit einem erhitzten Dampf,
• Mittel zu einer Sammlung des so in seiner Viskosität herabgesetzten Anteils
• und Mittel zu einer Weiterverarbeitung des Anteils enthält.

Bei bekannten Förderungseinrichtungen zur Gewinnung von Rohöl, insbesondere aus Ölsanden, wird als ein In-Situ-Verfahren bevorzugt die sogenannte „Steam assisted gravity drainage" (SAGD) angewandt (vgl. z. B. Oberseminarvortrag zum Komplex „Unkonventionelle Kohlenwasserstoffe" mit Thema „Schweröle und Ultraschweröle" von J.Seim, Freiberg (DE), Januar 2001). Derartige Verfahren befinden sich gegenwärtig im Pilotstadium. Erste Anlagen werden derzeit aufgebaut um eine höhere Qualität, so genanntes synthetisches Rohöl, mit einer verbesserten Viskosität zu erzeugen. Das synthetische Rohöl wird vom Reservoirstandort mittels einer Pipeline zum Raffineriestandort transportiert, wobei der Raffineriestandort bis zu etwa 500 km entfernt liegen kann. Zum Betreiben des SAGD-Verfahren ist die Erzeugung von Dampf notwendig. Zur Erzeugung von Dampf kann Erdgas eingesetzt werden.
Zur Förderung eines Barrels Bitumen bzw. Rohöl werden derzeit in etwa 28 m³ Erdgas benötigt. Dies führte zu einem diesbezüglichen Verbrauch in Jahre 2006 von 17 × 10⁶ m³ Gas/Tag. Der Verbrauch wird nach Schätzungen im Jahr 2015 bis zu etwa 40 bis 45 × 10⁶ m³/Tag liegen. Um das Erdgas an den Ort zu transportieren, wo es zur Dampferzeugung benötigt wird, sind entsprechend lange Pipelines notwendig. Die führt zu hohen Investitionskosten für die Pipelines. Da der Preis des Erdgases vom Ölpreis abhängig ist, sind die laufenden Betriebskosten bedingt durch den Faktor der Gaskosten schlecht vorhersagbar.
Weiterhin werden zur Produktion von einem Barrel Bitumen derzeit bis zu vier Barrel Wasser verbraucht. Die Grenze von vier Barrel Wasser zur Produktion von einem Barrel Bitumen wird momentan als Grenze der Wirtschaftlichkeit angesehen. In Gebieten, in denen Ölsande bzw. sandhaltigen Materialgemische mit rohölartigem oder rohölhaltigem Anteil ausgebeutet werden, sind jedoch die natürlichen Ressourcen an Wasser begrenzt. Weiterhin verlangen vielfach die örtlichen Behörden, das verwendete Wasser zu 100% zu recyceln. Der Dampferzeugungsprozess erfordert weiterhin eine hohe Qualität des dem Prozess zugefügten Wassers, was zu einem entsprechenden Aufwand in der Wasseraufbereitung führt.
Üblicherweise werden bei dem SAGD-Verfahren die auszubeutenden Ölfelder flächenmäßig sequentiell erschlossen. Zu diesem Zweck werden Drainagerohre in das Erdreich getrieben, typischerweise ein erstes Drainagerohr oder auch Injektionsrohr, und ein weiteres einige Meter tiefer angeordnetes zweites Drainagerohr, das sogenannte Produktionsrohr. Ein Paar solcher Rohre wird auch als Well-Pair bezeichnet. Die Lebensdauer eines solchen Well-Pairs beträgt je nach Beschaffenheit des ausgebeuteten Reservoirs zwischen 3 Monaten und 3 Jahren. Ein Well-Pair wird in der Regel bis zu drei Monate vorgeheizt, bevor die Produktion beginnen kann. Während der Vorheizzeit werden beide Rohre mit Dampf beaufschlagt, wozu gegenüber der Produktionsphase die doppelte Dampfleistung gebraucht wird. Nach einer etwa 3-montigen Aufheizzeit wird das Produktionsrohr oder Drainagerohr, welches vorher ebenfalls mit Dampf beaufschlagt wurde, nun nicht mehr mit Dampf beaufschlagt; stattdessen wird durch das Produktionsrohr Bitumen aus dem Erdreich gepumpt. Während der Produktionszeit wird lediglich die halbe Dampfleistung gebraucht, wie sie während der Aufheizzeit gebraucht wird.
Die Lebenszeit eines Well-Pairs ist im Wesentlichen bestimmt durch das Verhältnis von zur Förderung aufgewendetem Wasser und mit diesem Wasser geförderten Öl. Dieses Verhältnis wird auch als „Steam to Oil Ratio (SOR)" bezeichnet. Auf weitere, die Wirtschaftlichkeit des Betriebes eines Well-Pairs tangierende Faktoren, sei im Folgenden eingegangen: So ist die zentrale Heißdampferzeugung in einem zentralen Versorgungsgebäude zu nennen. Es ergeben sich aufgrund der zentralen Dampferzeugung große Wege zwischen der eigentlichen Dampferzeugung und den Well-Pairs. Auf dem Transport des Dampfes geht folglich Hitze und auch Dampfdruck verloren. Außerdem wird Erdgas zur Erzeugung von Wasserdampf verwendet. Das Erdgas muss mittels einer Pipeline zu der entsprechenden Gasproduktionsstätte gefördert werden. Die Bitumen-Wasser-Emulsion wird an einem zentralen Aufpunkt gesammelt, dies führt zu Transportproblemen.
Aktuelle Förderungseinrichtungen zeichnen sich vor allem dadurch aus, dass die industriellen Großkomponenten zentral angeordnet sind, um die Investitionskosten zu minimieren. Das bedeutet, dass wesentliche Anlagenteile vor Ort aufgebaut und in Betrieb gesetzt werden müssen. Die Anlagen sind nicht mehr verrückbar, so dass sämtliche Verbindungen zu den „production wells" verändert bzw. verlängert werden müssen, wenn sich das Förderungsfeld ändert. Dies führt zu relativ hohen Leitungsinfrastrukturkosten und großen Verlusten z. B. bedingt durch lange Dampfleitungen, welche zusätzlich isoliert werden müssen. Die Betriebskosten sind ebenfalls relativ hoch, vor allen bedingt durch Umrüst- und Ausfallzeiten bzw. Kosten. Bisherige Anlagen zeichnen sich vor allem durch

– zentrale Dampferzeugung,
– zentrales oder dezentrales Separieren,
– zentrales Upgrading,
– Leitungsverlegung in das Feld aus.

Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist es, die Förderungseinrichtung mit den eingangs genannten Merkmalen dahingehend zu verbessern, dass sie kostengünstiger zu installieren und zu betreiben ist.
Diese Aufgabe wird erfindungsgemäß mit den in Anspruch 1 aufgeführten Maßnahmen gelöst. Dementsprechend soll die Fördereinrichtung zu einer In-Situ-Gewinnung von Rohöl aus einem insbesondere sandhaltigen Materialgemisch mit rohölartigem oder rohölhaltigem Anteil

• Mittel zu einer Injektion oder Durchflutung des Materialgemisches mit einem erhitzten Dampf,
• Mittel zu einer Sammlung des so in seiner Viskosität herabgesetzten Anteils
• und Mittel zu einer Weiterverarbeitung des Anteils enthalten und dabei einen Aufbau mit oder aus vorzufertigenden Einzelkomponenten oder Moduln aufweisen.

Bei einer solchen Ausgestaltung der Förderungsanlage ergeben sich folgende Vorteile: So kann die Dampferzeugung dezentral erfolgen. Jeweils ein Dampferzeuger kann für einen eine bestimmte Anzahl von Well-Pairs den notwendigen Dampf liefern. Derartige dezentrale Dampferzeuger sind aufgrund ihrer modularen Bauweise flexibel zu handhaben. Es ergibt sich weiterhin ein kurzer Weg zu den Injektionspunkten, was im Vergleich zu den herkömmlichen Lösungen vernachlässigbare Verluste und genauer zu bestimmende Parameter zur Folge hat. Auf diese Weise kann das SOR optimiert werden. Zur Dampferzeugung kann weiterhin Synthesegas, welches lokal produziert wird, verwendet werden. Dies hat zur Folge, dass keine Pipelines gebaut werden müssen und kein zusätzliches Erdgas verbraucht wird. Der Bau von Erdgas-Pipelines trägt nämlich in wesentlichem Maße zu den Investitionskosten bei, die in Fall einer erfindungsgemäßen Ausgestaltung entfallen. Eine derartige modulare Einheit muss nämlich lediglich mit einem Stromversorgungskabel sowie mit einer Pipeline zum Abtransport des Rohöls bzw. des gesammelten rohölartigen oder rohölhaltigen Anteils verbunden sein.
Das verbesserte modulare System zeichnet sich dadurch aus, dass Module vorgefertigt und getestet als „plug and play"-Lösungen leicht zu transportieren und zu installieren sind. Die Module können unabhängig voneinander betrieben werden. Weiterhin lassen sich verschiedene Module je nach Kundenwunsch einfach miteinander kombinieren. Die einzelnen Module können ein zuverlässiges einfaches Design aufweisen. Die Module können einfach und standardisiert aufgebaut sein. Die ermöglicht die Kompatibilität der Module untereinander.
Die modulare Anlage kann auch unter schwierigen geografischen Bedingungen (Unwegsamkeit der Transportwege, schlechte Infrastruktur) aufgebaut werden. Eine modulare Anlage erlaubt weiterhin die schnelle und schrittweise Inbetriebsetzung und damit eine sehr frühzeitige Produktion der gesamten modularen Anlage, dies verbessert ihren „return an investment" (ROI). Gleichzeitig werden zum Aufbau einer modularen Anlage eine geringere Anzahl von Fundamenten und weniger schwere Fundamente benötigt. Dies vermindert die Rückbaukosten beim Abbau der Anlage.
Weiterhin besteht die Möglichkeit im Winter oder in Gebieten des Permafrostes die Module mit geringem Aufwand und geringem Risiko aufzubauen und zu installieren. Zum Aufbau einer modularen Anlage wird eine geringe Straßeninfrastruktur benötigt, da die zu transportierenden Module beispielsweise Standardmaße aufweisen können und so mittels handelsüblicher Lastkraftwagen transportabel sind. Der Transport mit einem Spezialfahrzeug kann im Idealfall entfallen.
Durch einen modularen Aufbau einer Anlage vermindern sind die Investitions- als auch die Betriebskosten, weiterhin können die Gesamtkosten einer solchen Anlage gesenkt werden. Durch die Modularisierung entsteht eine höhere Verfügbarkeit und Zuverlässigkeit der Anlage bedingt durch ihren redundanten Aufbau. Bei einem Ausfall beispielsweise eines Dampferzeugers entsteht kein totaler Produktionsausfall, da die übrigen Dampferzeuger weiterlaufen können.
Eine modulare Anlage kann aus transportfähigen standardisierten Einheiten z. B. aus Containern, mit einem Gewicht von weniger als 40 t oder auch darüber bestehen. Die modulare Anlage kann dabei folgende Module aufweisen:

– Erzeugermodul/Fördermodul
– Dampfinjektormodul
– Dampferzeugermodul
– Wasseraufbereitungsmodul
– Elektrische Versorgung und Automatisierung
– Separatormodul
– Destillationsmodul
– De-Asphaltermodul
– Vergaser
– Luftzerlegung (Sauerstoffversorgung für den Vergaser)
– Abfallsammlung/Behandlung
– Medienversorgung (beispielsweise Chemikalienvorräte etc.).

Eine Erweiterung der Anlage kann in mehreren Ausbaustufen erfolgen. Bereits in einer Ausbaustufe in der nur wenige Module miteinander kombiniert sind kann die Anlage bereits autonom betrieben werden. So kann beispielsweise eine Anlage, die bereits Bitumen produziert, in einer weiteren Ausbaustufe beispielsweise um ein Modul zur Produktion von synthetischem Öl erweitert werden. Die einzelnen Module können für den Betrieb vorbereitet werden und in diesem vorbereiteten zustand zum Einsatzort gebracht werden. Dieses Vorgehen erlaubt es beispielsweise Personalkosten vor Ort Kosten zu sparen.
Alle Module können ein einheitliches konstruktives Konzept, Bedien-, Beobachtungs- und Kontrollkonzept aufweisen. Die einzelnen Module können weiterhin über einheitliche Schnittstellen verfügen mit deren Hilfe sie über eine Art "Plug and play-Konzept" miteinander verschaltbar sind.
Ausführungsbeispiele einer modularen Anlage gehen aus der im folgenden beschriebenen Zeichnung hervor, deren 1 und 2 jeweils einen beispielhaften modularen Aufbau einer Anlage zeigen.
1 zeigt schematisch dargestellt einen modularen Aufbau einer Ölproduktionseinrichtung, wie sie beispielsweise zur Förderung von Bitumen aus Ölsänden eingesetzt werden kann. Die Anlage besteht aus einer SAGD-Anlage 101, mit einer Injektionseinheit 102 und einer Produktionseinheit 103. Ausgehend von der Injektionseinheit 102 wird heißer Wasserdampf in ein oder mehrere Injektionsrohre/Injektionsbohrungen 104 gepumpt. Mit dem heißen Wasserdampf wird Bitumen aus dem Ölsand thermisch herausgelöst, das nun flüssige/zähflüssige Bitumen wird über das Produktionsrohr, die Produktionsbohrung 105 aus dem Erdreich gefördert. Zum Betrieb der SAGD-Einheit 101 wird diese mit einer Dampferzeugereinheit 110 verbunden. Diese Dampferzeugereinheit 110 kann, wie auch alle weiteren in 1 dargestellten Einheiten, beispielsweise aus einer transportfähigen standardisierten Einheit bestehen. Der Dampferzeugereinheit 110 wird über die Wasseraufbereitungseinheit 120 Wasser zur Dampferzeugung zugeführt. Das aus der SAGD-Einheit 101 geförderte Bitumen gelangt zunächst in einen Separator 130. Von diesem Separator 130 aus wird Wasser, welches wiederum der Wasseraufbereitungseinheit 120 zuführbar ist, von dem aus dem erdreich geförderten Bitumen-Wasser Gemisch abgetrennt. Eine bitumenhaltige Substanz wird weiter in dem Destillierer 140 gegeben. In dem Destillierer 140 wird synthetisches Rohöl, in 1 mit SCO bezeichnet, gewonnen. Die Rückstände des Destillierers 140 werden dem De-Asphalter 150 zugeführt. Die Rückstände des De-Asphalters 150 werden einer Abfalleinheit 160 zugeführt. Rückstände des De-Asphalters 150 können weiterhin einem Vergaser 170 zugeführt werden. Ausgehend von dem Vergaser 170 können über einen Gassammler und Aufbereiter 180 Gase zur Dampfproduktion in der Dampferzeugereinheit 110 benutzt werden. Rückstände des Gasaufbereiters 180 können ebenfalls der Abfalleinheit 160 zugeführt werden. Die gesamte modulare Produktionsanlage kann ü ber eine elektrische Versorgungs- und Antriebseinheit 190 verfügen.
In einer ersten Ausbaustufe kann die in 1 gezeigte modulare Einrichtung lediglich aus der Dampferzeugereinheit 110, dem Wasseraufbereiter 120, dem Separator 130 sowie der SAGD-Einheit 101 bestehen. In weiteren Schritten ist die modulare Anlage um den Destillierer 140 sowie den De-Asphalter 150, den Vergaser 170 sowie dem Gassammler und Aufbereiter 180 erweiterbar.
2 zeigt eine schematisierte Skizze einer modularen Anlage, welche gegenüber der in 1 dargestellten Anlage leicht verändert ist. 2 zeigt weiterhin verschiedene Schritte bei der Herstellung von synthetischem Rohöl (SCO). Ausgehend von dem in der SAGD-Anlage 101 geförderten Bitumen ist die Produktion von synthetischem Rohöl (SCO) darstellt.
Sich in der 1 und 2 in etwa entsprechende modulare Einheiten sind in den beiden Figuren mit den gleichen Bezugszeichen versehen. Die SAGD-Einheit 101 weist gegenüber den aus 1 bekannten Komponenten zusätzlich eine Vorrichtung zum Einspritzen eines Lösungsmittels 201 auf. Mit Hilfe dieses Lösungsmittels, welches dem Injektionsrohr 104 zugeführt wird, könnte das in dem Ölsand vorhandene Bitumen nicht nur ausschließlich mittels Hitze aus dem Sand bzw. Gestein gelöst werden, sondern zusätzlich mit Hilfe eines geeigneten Lösungsmittels. Die Lösungsmitteleinspritzvorrichtung 201 kann Teil der SAGD-Einheit 101 sein. Die Dampferzeugereinheit 110 besteht im Wesentlichen aus einem Dampfgenerator 210, welcher als Abgas 211 fasst ausschließlich reines CO₂ ausstößt. Der Dampfgenerator 210 stößt deswegen fast reines CO₂ als Abgas 211 aus, da das dem Dampfgenerator 210 zugeführtes Gas bereits in dem Gassammler und -aufbereiter 180, insbesondere von Schwefel, befreit wurde. Das Abgas 211 des Dampfgenerators 210 kann zusätzlich zum Erhitzen der Lagerstätte verwendet werden. So kann das Abgas 211 dem heißen Dampf, welcher in die Injektionsbohrung 104 gepumpt wird, beigemischt wer den. Das CO₂-Abgas 211 des Dampfgenerators kann ebenfalls dem Well-Pair einer anderen modularen Anlage zugeführt werden.
In dem Destillierer 140 wird synthetisches Rohöl (SCO) mit einer Viskosität von typischerweise API 20° erzeugt. Zur weiteren Veredelung kann das synthetische Rohöl (SCO) einem Hydrocracker 2000 zugeführt werden. Das Produkt des Hydrocrackers 2000 ist hochqualitatives synthetisches Rohöl 2001. Die Reststoffe des Distillers 140 werden dem De-Asphalter 150 zugeführt. Ein Produkt des De-Asphalters 150, Asphalten wird dem Vergaser 140 zugeführt. Der Vergaser 140 wird mit reinem Sauerstoff 271 gespeist. Auf diese Weise entsteht in dem Vergaser 170 zum einen Wasserstoff 272 als auch synthetisches Gas 273. Der Wasserstoff 272 kann dem Hydrocracker 2000 zugeführt werden. Weiterhin kann der in dem Vergaser 170 entstehende Wasserstoff 272, wie nicht in 2 dargestellt, zur Erzeugung von Heißdampf dem Dampfgenerator 210 zugeführt werden. Das in dem Verdampfer 270 entstehende synthetische Gas 273 wird dem Gassammler und Aufbereiter 180 zugeführt. In dem Gassammler und Aufbereiter 180 wird dem synthetischen Gas 273 der Schwefel 281 entzogen. Das auf diese Weise gereinigte Gas wird, wie bereits erwähnt, dem Dampfgenerator 210 zugeführt. Der Vergaser 170 verfügt typischerweise über eine Kühlung. Das für den Vergaser 170 notwendige Kühlwasser kann zum Vorheizen des Wassers für den Dampfgenerator 210 verwendet werden. Auf diese Weise kann der Wirkungsgrad der modularen Anlage, wie sie in 2 skizziert ist, weiter verbessert werden.
Mit einer Anlage, wie sie beispielhaft in 2 skizziert ist, kann eine Produktion von 50000 Bluebarrel/Tag erreicht werden. Unter einem Bluebarrel ist ein Barrel synthetisches Rohöl zu verstehen. Zur Produktion von 50000 Bluebarrel/Tag werden in etwa 50 bis 60 Well-Pairs betrieben. Für die Dampferzeugung werden dann in etwa 840 mW benötigt. Der Dampf/Wasserkreislauf ist geschlossen. Die Energiebilanz ist ebenfalls geschlossen, wenn ein Vergaser 170 verwendet wird, dessen Synthesegase zur Energieerzeugung (Dampfgenerator oder Kraftwerk zur kombinierten Energieerzeugung Strom/Dampf) verwendet wird. Im laufenden Betrieb wird kein Erdgas benötigt. Der Prozess ist so auf eine Minimierung industrieller Rückstände/Abfälle ausgelegt.
Aus logistischen Gründen ist es denkbar, die Größe einer modularen Einheit auf eine Produktionskapazität von 5000 bis 10000 Bluebarrel/Tag zu reduzieren. Auf diese Weise könnte die Transportierbarkeit, insbesondere in einem Land ohne feste Straßen, deutlich verbessert werden. Die Dampferzeugereinheit 110 kann modular ausgeführt werden. Beispielsweise können für eine gewünschte Leistung von 100 MW vier Einheiten a 25 MW zum Einsatz kommen. Der Einsatz mehrerer kleinerer Einheiten hat den Vorteil, dass sie in Abhängigkeit von der Reservoirqualität eingesetzt werden können. Außerdem ist es wirtschaftlicher einzelne kleinere Dampferzeuger unter Volllast zu fahren, anstatt einen großen Dampferzeuger bei Teillast zu fahren. Dieser würde keinen guten Wirkungsgrad erreichen. Wie bereits erwähnt kann das Abgas 211 des Dampfgenerators 210 in das Erdreich injiziert werden. In diesem Fall würde der Produktionsprozess als kohlendioxidneutral betrachtet werden.
Im Folgenden werden einige Produktionsparameter einzelner modularer Einheiten angegeben. Die genannten Größen und Werte sind als beispielhafte Werte zu verstehen. Eine modulare Einheit kann ohne Einschränkung mit anderen technisch sinnvollen Parametern betrieben werden. So kann die Dampferzeugereinheit 110 in etwa 335 kg/s Dampf bei 280°C und 65 bar abgeben. Zu diesem Zweck wird die Dampferzeugereinheit 110 mit 58 kg/s Gas versorgt. Der Dampferzeugereinheit 110 werden weiterhin 335 kg/s Frischwasser von der Wasseraufbereitungseinheit 120 zugeführt. Der Wasseraufbereitungsanlage bzw. der Wasseraufbereitungseinheit 120 werden 17 kg/s Frischwasser zugeführt; 318 kg/s entstammen dem Separator 130 und werden somit in einem geschlossenen Zyklus recycelt. Der Separator 130 enthält von der SAGD-Einheit 101 106 kg/s Bitumen/Wasser Gemisch. Diese 106 kg/s gibt der Separator an den Destillator 140 wei ter. 8 kg/s gibt der Separator 130 als Gas an Gassammler und Aufbereiter 180 ab. Der Gassammler und Aufbereiter 180 wiederum versorgt die Dampferzeugereinheit 110 mit 58 kg/s Gas.
Der Destillator erzeugt 83 kg/s synthetisches Rohöl bzw. 50000 Barrel/Tag. Die entsprechende Menge wird an den Hydrocracker 2000 weitergegeben. Der Destillator gibt weiterhin 23 kg/s an den De-Asphalter 150 ab, welcher unter Verwendung von 1,5 kg/s Lösungsmittel, 30 kg/s Lösungsmittel und Asphalten an den Vergaser 170 abgibt. Der Vergaser 170 wird mit 29 kg/s Sauerstoff versorgt und produziert infolgedessen in etwa 50 kg/s synthetisches Gas, 7,5 kg/s Abfall und 1,8 kg/s Wasserstoff. Dieser Wasserstoff kann dem Hydrocracker 2000 bzw. der Dampferzeugereinheit 110 zugeführt werden.

Die folgende Tabelle gibt im Vergleich zum Stand der Technik die Vorteile eines modularen Aufbaus wieder:

	Stand der Technik	modularer vorgeschlagener Aufbau
Steam to oil ratio (SOR)	2,5–4	2,5–4
Erdgas	28 m³/Bl Bitumen	– kein Gasverbrauch bis zu SOR = 3 – kein Gasverbrauch wenn die Abwärme des Vergasers 170 genutzt wird (bis zu SOR = 4)
Energie	1000 MJ/bl	1000 MJ/bl bei SOR = 3
Versorgungslietungen	– Kraftwerk/Erdgas – Elektrische Energie – Bitumenpipeline	– keine Gas- oder Dampf versorgung, da Betrieb in geschlossenem Kreislauf – elektrische Versorgung – synthetische Rohöl-Pipeline

Der vorgeschlagene modulare Aufbau verfügt weiterhin über die folgenden Vorteile: Er vermindert den Wasserverbrauch durch gegebenenfalls Verwendung von Lösungsmitteln zum Abbau des Bitumens. Die Logistik wird erheblich vereinfacht, im Falle eines Umbaus oder einer Verlagerung der gesamten Einheit, da einzelne diskrete Einheiten leichter bewegt werden können. Weiterhin kann der Produktionsprozess der Production wells ferngesteuert werden oder mit weiteren elektronischen Hilfsmitteln (E-assistance) verbessert werden.
Im Folgenden werden einige Kenngrößen für die Dampferzeugereinheit 110 angegeben. Dampferzeugung von 335 kg/s, dies entspricht in etwa 1200 t/h. Der erzeugte Dampf soll weiterhin eine Temperatur von 280° bei 65 bar aufweisen. Dies entspricht einer Leistung von 840 MW. Die Dampferzeugereinheit 110 stellt weiterhin geringe Ansprüche an die Wasserqualität. So kann Wasser mit einer Leitfähigkeit von > 600 mS/cm verwendet werden. Die Dampferzeugereinheit 110 kann dabei einen Salzrückgewinner aufweisen, ölfrei arbeiten, das Wasser thermisch entgasen, mit Trinatriumphosphat von Sauerstoff befreien, den pH-Wert erhöhen und/oder die Resthärte erniedrigen. Die Dampferzeugereinheit 110 ist einfach zu installieren und erfordert wenig Wartung, die einfach durchzuführen ist. Er ist weiterhin schnell zu starten und hinreichend dynamisch für variierende Kapazitätsanforderungen. Weiterhin erfordert die Dampferzeugereinheit 110 geringe Investitionskosten sowie Kosten am Aufstellungsort. Er verfügt weiterhin über einen geringen Flächenverbrauch, ist robust und einfach gebaut und erlaubt einen umweltverträglichen Betrieb.
Die gesamte modular aufgebaute Anlage erlaubt einen umweltfreundlichen Betrieb. Sie verfügt über ein Abfallmanagement z. B. für Schwermetalle und Aschen. Das modulare System verfügt über einen geschlossenen Wasserkreislauf und kann CO₂ neutral produzieren.
Der Prozess der modularen Einheit lässt sich in den folgenden Stichworten zusammenfassen.

– Produktion von 50000 Bluebarrel Rohöl (API 20°)
– Produktion des Rohöls mit einer SAGD-Einheit 101, welche ca. 1 bl pro Meter Produktionsleitung 105 und Tag liefert, das entspricht bei einer Länge der Produktionsleitung 105 von 1000 m ca. 1000 bl/24 h, also ca. 1,8 kg/s. Es können 106 kg/s Bitumen aus 60 Wells gefördert werden.
– Der Abstand zwischen den Wells kann ca. 20 m betragen, bei 60 Wells und einer Länge von 1200 m pro Produktionsbohrung 105 entspricht dies einer Fläche von in etwa 144 ha.
– Ein Steam to oil ratio (SOR) von 2,5 bis 4 wird heutzutage als ökonomisch betrachtet.
– Die Volumenverhältnisse der produzierbaren Emulsion betragen in Bitumen/Wasser/Sand/Rest in etwa ½, 5–4/< 1/< 1.
– Die Produktion von einem Barrel Bitumen erfordert heutzutage den Verbrauch von in etwa 28 m³ Erdgas (in etwa 1000 MJ/bl).
– 95 des Wassers werden zurückgewonnen.
– Die Wassertemperatur hinter dem Separator beträgt in etwa 50°C.
– Die Vorlauftemperatur für das Füllwasser beträgt in etwa 10°C.
– Der De-Asphalter 150 verfügt über ein H/C-Verhältnis von in etwa 1.
– Der Vergaser 170 setzt ca. 100 des Sauerstoffs in der Reaktion um.

ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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Zitierte Nicht-Patentliteratur

- „Unkonventionelle Kohlenwasserstoffe" mit Thema „Schweröle und Ultraschweröle" von J.Seim, Freiberg (DE), Januar 2001 [0002]

Claims

Fördereinrichtung zu einer In-Situ-Gewinnung von Rohöl aus einem insbesondere sandhaltigen Materialgemisch mit rohölartigem oder rohölhaltigem Anteil, wobei die Einrichtung zumindest • Mittel zu einer Injektion oder Durchflutung des Materialgemisches mit einem erhitzten Dampf, • Mittel zu einer Sammlung des so in seiner Viskosität herabgesetzten Anteils • und Mittel zu einer Weiterverarbeitung des Anteils enthält, gekennzeichnet durch einen Aufbau mit oder aus vorzufertigenden Einzelkomponenten oder Moduln.