Леонид Кауфман: Добыча сланцевой нефти

 661 total views (from 2022/01/01),  1 views today

В последние десятилетия экономические и экологические факторы заставили обратить серьезное внимание на принципиально иную технологию подземной добычи сланцевой нефти. Эта технология предусматривает подземный нагрев нефтеносных пород и ускорение созревания керогена в нефть без выдачи сланцев на поверхность.

Добыча сланцевой нефти

Леонид Кауфман

1. Общие сведения

Несмотря на название, нефтяные сланцы не содержат нефти, но имеют в своем составе ее предшественник — кероген, который может производить нефть естественным путем при нагреве и давлении породного массива в течение миллионов лет. Нефтяные сланцы — мелкозернистые осадочные породы, содержащие до 50% органической материи. Извлеченные из-под земли, эти породы могут быть использованы непосредственно, как топливо для электростанций или, после термической обработки — как сырье для производства нефти, других химических продуктов и материалов. Теплотворная способность сланцев по сравнению с традиционными топливами ограничена. В лучших случаях она сравнима с бурым углем (лигнитом), но составляет менее половины теплотворной способности каменных углей.

Нефтяные сланцы широко распространены в более, чем 30 странах, общие запасы нефти, содержащиеся в них, превышают 4,8 триллионов баррелей, что в три с половиной раза больше запасов традиционной нефти.

В 2013 году (с уточнением в 2015 году) Администрация энергетической информации США (U.S. Energy Information Administration — EIA) в отчете о технически извлекаемых запасах сланцевых нефти и газа оценила эти запасы следующим образом (таблица 1).

Таблица 1. Извлекаемые запасы сланцевой нефти

Место Страна Запасы, млрд барр.
1 США 78
2 Россия 75
3 Китай 32
4 Аргентина 27
5 Ливия 26
6 Венесуэла 13
7 Мексика 13
8 Пакистан 9
9 Канада 9
10 Индонезия 8

Следует при этом отметить, что запасы, приведенные в таблице, регулярно уточняются и, как правило, в сторону увеличения. Так, в США было изучено и оценено Пермское месторождение с извлекаемыми запасами 46,3 млрд баррелей, а месторождение Шфела в Израиле оценивается более, чем 250 млрд баррелей потенциальных запасов.

Известны примерно 600 месторождений, часть которых разрабатывается с выдачей сланцев на поверхность и их термической обработкой для получения нефти. Примером применения такой технологии (ex-situ — вне массива) может служить Эстония, где нефтяные сланцы добываются в месторождении мощностью 20-30 м, занимающем сотни квадратных километров в северной части страны. Здесь сланец, залегающий на глубине до 20 м, разрабатывается открытым способом (в разрезах), на глубине до 60 м — подземным способом (в шахтах), где применяются так называемые камерные системы разработки (room-and-pillar) (рис. 1) с экскаваторной разрабокой сланца (рис. 2). Высота камеры 2,8 м, ширина 6-10 м. Размер целика, оставляемого между камерами — 30-40 м2.

Рис. 1. План горных работ сланцевой шахты в Эстонии.
tall drift — верхний штрек, collection drift — сборный штрек, pillar — целик, chain conveyor — цепной конвейер, belt conveyor — ленточный конвейер, LHD — Linear Heat Detection — детектор пожара.

Рис. 2. Подземная добыча нефтяных сланцев.

Сланцы в специальной наземной камере — реторте (рис. 3, 4) подвергаются термическому разложению — пиролизу. В этом процессе предварительно раздробленные нефтяные сланцы нагреваются в бескислородной среде, разлагаясь в конденсируемые пары нефти и неконденсируемые нефтяные газы. Эти пары затем собираются и охлаждаются, заставляя их конденсироваться. После этого процесса остаются твердые сланцевые отходы и сланцевая зола. Отходы и зола затем используются в производстве кирпича. Полученная нефть для улучшения качества требует очистки.

Пиролиз сланцев начинается с температуры 3000С, ускоренно продолжается и завершается при более высоких температурах. Объем образующейся нефти становится наибольшим при температурах между 480 и 5200С.

Породные массы, извлеченные для доступа к сланцу, выход минеральных отходов, остающихся после пиролиза, операции по повышению качества нефти воздействуют на окружающую природную среду, вызывают нарушения поверхности и требуют большого расхода воды, которая нужна для борьбы с пылью и охлаждения отходов, а также для очистки нефти.

Рис. 3. Одна из схем конвертации керогена сланцев в нефть и газ.
hot-ash bin — сбор горячей золы, dry raw shale feed — подача сухого сланца, shale oil and gas — сланцевые нефть и газ, flash dryer — кольцевая сушилка, lift combustion pipe — восстающая труба сгорания, screw mixer — шнековый смеситель, exhaust — выхлоп, recycle solids — рециркулируемые твердые, wet raw shale feed — подача влажного сланца, air and fuel in — вход воздуха и топлива, spent shale — сланцевые отходы.

Следует отметить, что лишь немногие месторождения нефтяных сланцев залегают на глубине, экономически целесообразной для их подземной добычи, а открытый способ требует специальных мер по охране окружающей среды.

Рис. 4. Реторта конвертации керогена сланцев в нефть и газ.

2. Технологические схемы подземной добычи сланцевой нефти

В номере 4 за 2019 год журнала «Семь искусств» автор подробно рассказывал о технологии добычи сланцевого газа с бурением скважин и гидрорасчленением сланцевых пластов. Эта же технология служит основным способом подземной добычи сланцевой нефти.

Площадка скважины во время гидрорасчленения сланцев и ее загрузка оборудованием показаны на рис. 5, 6, защита подземных вод обсадкой и цементированием скважины при бурении — на рис. 7.

Рис. 5. Площадка скважины во время гидрорасчленения сланца.

Рис. 6. Оборудование на площадке скажины для гидрорасчленения сланцев.

Рис. 7. Защита подземных вод обсадкой и цементированием скважин.
impervious rock layers — непроницаемые породные слои, wellhead — оборудование устья скважины, cement — цемент, conductor casing — направляющая обсадная труба, surface casing — кондуктор, drilling fluid — промывочная жидкость, intermediate casing — помежуточная обсадка, soil — почва, aquifer — водоносный слой.

Такой способ подземной добычи нефти, аналогичный извлечению газа из сланцев, применяется на 7 основных месторождениях США: Anadarko (добыча в мае 2019 года — 404 барреля в сутки), Appalachia (145 б/с), Bakken (1407 б/с), Eagle Ford (1344 б/с), Haynesville (26 б/с), Niobrara (1278 б/с).

Рис.8. Расположение основных бассейнов сланцевой нефти США.

На рис. 9, 10 показано, как художники представляют технологические процессы добычи сланцевой нефти.

Рис. 9. Представления художника о гидрорасчлении сланца.

Рис. 10. Представления художника о движении нефти по скважине.
oil flow — поток нефти.

В последние годы бурением вертикальных и горизонтальных скважин (рис.11) энергично осваивается Пермский бассейн — большая осадочная формация, расположенная на западе штата Техас и юго-западе штата Новая Мексика США (добыча в мае 2019 года — 650 баррелей в сутки).

Горизонтальные скважины обладают двумя ключевыми преимуществами. Первый из них — существенное увеличение по сравнению с вертикальным бурением потока нефти и газа из скважины. В вертикальной скважине вокруг нее создается зона с радиусом 15 м, нефть и газ из которой поступают в скважину. Горизонтальная часть скважины, расположенная в слое сланца, может иметь длину более 1 мили (1,6 км) и на всем этом расстоянии она принимает нефть и газ. Применение горизонтального бурения позволяет, как это показано на рис.11, уменьшить число буровых площадок.

Название бассейна объясняется тем, что он содержит одну из самых мощных в мире залежей пород Пермского геологического периода. Этот бассейн состоит из нескольких частей: наибольшая из них — бассейн Midland, второй по размерам — бассейн Delaware и наименьшая часть — бассейн Marfa. Каждая из этих частей содержит сланцевые формации, например Wolfcamp или Bone Spring. Площадь бассейна составляет 220 000 км2 и занимает территорию с размерами примерно 400х480 км (рис.12). Участки месторождения, представляющие коммерческий интерес, залегают на глубине от 300 м до 7,5 км.

а)

б)

Рис. 11. Сравнение вертикальных и горизонтальных скважин.
а) Буровые работы.
Слева — расположение вертикальных скважин: для 32 скважин требуется 32 площадки. Справа — расположение горизонтальных скважин: для 32 скважин требуется одна площадка.
б) Гидрорасчленение.
traditional vertical well — традиционная вертикальная скважина, horizontal well — горизонтальная скважина, kickoff point — начало поворота скважины, shale target zone — зона цели, hydraulic fracture zone — гидравлически расчлененная зона.

Рис. 12. Пермский бассейн сланцевых нефти и газа США.
Permian Basin Full Extent — полное простирание Пермского бассейна, Central Basin Platform — центральная платформа бассейна, Selected Geologic Features — главные геологические особенности.

По состоянию на 2018 год Пермский бассейн произвел более, чем 33 млрд баррелей нефти и 3,3 трлн м3 природного газа. Это составляет 20% всей добычи нефти США и 7% газа. Суточная добыча нефти достигает 3,63 млн баррелей в сутки. Новые оценки запасов Пермского бассейна равны 46,3 млрд баррелей нефти и 8 трлн м3 газа (в 17,5 раза выше, чем оценивалось в 2016 году). Важно отметить, что эти оценки относятся к технически извлекаемым запасам, то-есть тем, которые предполагается продавать по существующим ценам.

Добыча сланцевой нефти сопровождается тем же экологическим ущербом, что и добыча газа. Подробно об этом было рассказано в апрельском 2019 года номере журнала «7 искусств». Поэтому далее рассмотрим только один из недостатков, имеющих важное значение именно для Пермского бассейна, раположенного, в основном, в полузасушливых и засушливых районах западного Техаса. Здесь высокая потребность в воде при гидрорасчленении сланцев, соединяется с малыми природными возможностями водоснабжения и ставит технологию в зависимость от подземных источников. Это угрожает истощением ресурсов питьевой воды.

На рис. 13, 14 показаны скважины и их площадки в Пермском бассейне, на рис.15 динамика числа горизонтальных (или направленных) и вертикальных скважин этого бассейна, в которых проводилось гидрорасчленение в период 2012–2016 годов, в таблице 2 — число скважин за этот же период и средний объем потребляемой воды.

Рис. 13 Расположение скважин в штате Техас. Красная линия-контур Пермского бассейна.

Рис.14. Площадки скважин в Пермском бассейне (с птичьего полета).

Рис.15. Динамика числа горизонтальных и вертикальных скважин Пермского бассейна за период 2012-2016 годов.
horizontal and directionally drilled wells — горизонтальные и направленные скважины, median water volume — средний объем воды, No. completed wells — число скважин, подготовленных для гидрорасчленения, vertically drilled wells — вертикальные скважины.

Большой водозабор подземных вод для технологических нужд добычи сланцевой нефти, особенно в районах, подверженных засухе, оказывает воздействие на землевладельцев, особенно тех, которые выкачивали подземную воду для собственных нужд, а не для продажи. Здесь они были вынуждены бурить новые скважины водоснабжения в других подходящих местах. Повторное использование воды гидрорасчленения определяется расходами на ее подготовку.

Таблица 2. Число скважин и средний объем потребляемой воды

На рис. 16 показаны представления художника о том, как бурятся скважины в Пермском бассейне.

Рис. 16. Представления художника о бурении скважин в Пермском бассейне.

3. Испытания подземной (in-situ) добычи сланцевой нефти в США

В последние десятилетия экономические и экологические факторы заставили обратить серьезное внимание на принципиально иную технологию подземной (in-situ — в массиве) добычи сланцевой нефти. Эта технология предусматривает подземный нагрев нефтеносных пород, а значит, ускорение созревания керогена в нефть без выдачи сланцев на поверхность. Разработаны различные методы этого нагрева, используются разные виды нагревателей, решаются специфические природоохранные вопросы.

В технологиях подземного извлечения нефти из массива процесс нагрева сланцев с размерами этого массива в десятки метров требует нескольких месяцев. Однако, медленное нагревание имеет свое преимущество — пиролиз происходит при температуре порядка 2500С, что существенно улучшает качество нефти.

Вообще предпочтительны температуры не более 6000С, что позволяет избежать разложения известняков и доломитов, входящих в состав окружающих пород, и, таким образом ограничить эмиссию углекислого газа и потребление энергии. Происходящее под землей окислительное и термическое расщепление керогена оставляет здесь твердые компоненты отходов. Как результат, по сравнению с наземными операциями, нагрев массива под землей производит более легкие жидкие углеводороды с небольшими загрязнениями. Подземные методы снижают воздействие на окружающую среду, уменьшают вред, наносимый ландшафту, загрязнение воды и воздуха, влияние на растительный и животный мир.

На выбор технологии процесса влияют показатели качества сланцев и нефти, но поскольку основная цель статьи — познакомить читателя с возможными вариантами извлечения нефти из сланцев, для упрощения изложения такие детали опускаются.

В США предложены различные подземные технологии конвертации керогена. Наиболее известные из них описаны далее. Следует отметить, что все они, несмотря на большие надежды, возлагавшиеся на них, были остановлены, как по техническим, так и по экономическим причинам. Так, одним из первых актов администрации президента Обамы было прекращение исследовательских работ и разрыв договоров аренды нефтяных участков, которые были выделены компаниям Shell, ExxonMobile, Chevron и AMSO.

Корпорация Shell, включающая консолидированные с ней компании — одна из ведущих участников добычи нефти и газа, производства продуктов нефтехимии и биотоплива, использования энергии солнца и ветра. Shell — признанный пионер в разведке и технологии добычи нефти и газа, в ней занято около 110 тыс. человек, работающих в 140 странах и территориях.

Технологией извлечения нефти из сланцев компания Shell занимается с ранних 1980-х гг. Здесь была создана крупная лаборатория и проведены полевые работы, чтобы выяснить коммерческую возможность извлечения нефти из массива сланцев с использованием скважинных электрических нагревателей. Компания также участвовала в добыче сланцев и попытках наземного пиролиза, но отказалась от этой практики в середине 1990-х гг, сфокусировав внимание на подземных методах.

За годы лабораторных исследований, термических стимуляций, полевых испытаний, которых потребовало развитие добычи нефти «в массиве», Shell разработала различные нагревательные методы, включая инъекцию пара и скважинные нагреватели, с вариантами конфигурации и глубины скважин. Результатом стала технология с расположением в вертикальных скважинах электрических нагревательных элементов (обычно нихромовых, состоящих из сплава никекля, хрома, часто — железа), постепенно и равномерно нагревающих формацию до температуры пиролиза 340-3700С за период примерно 4 года. Нагреватели массива размещались в вертикальных скважинах, пробуренных в геологическую формацию с интервалом 12 м. В зависимости от расстояния между нагревателями и скорости нагрева предполагалось, что время, намеченное для достижения необходимой температуры в коммерческом проекте, будет ранжироваться от трех до шести лет.

Процесс, предложенный компанией Shell (рис.17,18), предусматривал создание ледяной стены, замороженной циркулирующими охладителями, чтобы изолировать нагретую формацию от вторжения подземных вод. Ледяная стена замораживалась до минус 500С через 157 скважин. Они бурились на глубину 610 м с интервалом 2,4 м, создавая замкнутый объем сланца с размером стороны 68 м. Охлаждение началось в 2007 году циркуляцией раствора аммиака в воде — первоначально на малой глубине и постепенно углубляясь. К июлю 2009 г. ледяная стена была создана до глубины 520 м. Испытания были рассчитаны на 7 лет и были прекращены в 2013 году из-за неблагоприятных экономических результатов.

Рис. 17. Технология Shell: слева — нагрев массива, справа — создание ледяной стены.
overburden 1000 feet-покрывающие породы мощностью 300 м, producer wells-продуктивные скважины, heater holes-скважины нагрева, oil shale 1000 feet-нефтяные сланцы мощностью 300 м, surface footprint-площадка на поверхности, freeze wall-замороженная стена, freeze holes-замораживающие скважины, shale-сланец

Корпорация ExxonMobil — объединенная компания, занятая во всех аспектах добычи нефти и газа, работающая в разных странах мира. Добычей сланцевой нефти ExxonMobil занимается с 1960-х годов. Из нескольких концепций добычи нефти из сланцев основной считается технология Electrofrac, которой предполагается извлекать нефть из глубоких мощных формаций с наименьшим экологическим ущербом. Технология заключается в гидрорасчленении нефтяного сланца и заполнении трещин электрически проводимым материалом, который из-за его сопротивления становится нагревающим элементом.

Рис. 18. Последовательность операций технологии Shell.
ammonia — аммиак, oil shale — нефтяной сланец, heater — нагреватель, oil — нефть.

Нагревание, распространяющееся в сланце, конвертирует кероген в нефть и газ, которые затем выдаются на поверхность традиционными методами. В качестве электрического проводника испытывался прокаленный нефтяной кокс — твердый остаток вторичной переработки нефти, представляющий собой относительно чистый карбон в гранулированной форме. Закачивая этот материал в вертикальные гидравлические трещины, ExxonMobile надеялась создать серии параллельных электрических нагревателей, лежащих в одной плоскости (рис.19,20).

Как и в методе Shell, термическое воздействие на массив обеспечивается электрическим нагревом. Однако, источником тепла в методе Shell служит линейный искусственный источник в скважине, тогда как по технологии ExxonMobile нагреваются плоскости трещин, появившихся в слое сланца при его гидроразрыве. Это сокращает число скважин, в которых размещаются нагреватели, доставляющие тепло к массиву пород, что, в свою очередь снижает повреждения ландшафта поверхности, вызванные бурением скважин.

После проведения компьюторного моделирования и лабораторных исследований компания провела испытания своего метода в принадлежащей ей сланцевой шахте Colony, расположенной на северо-западе штата Колорадо. Результаты продемонстрировали принципиальную возможность технологии. Однако, эксперты предположили, что продукция по технологии ExxonMobile из нефтяного сланца не будет получена в ближайшие 10-24 года из-за необходимости создать обширную сеть, генерирующую электричество для нагрева сланца, а также инфраструктуру для сбора нефти или керогена и их перемещения к перерабатывающей установке и далее на рынок.

Рис. 19. 3D схема технологии ExxonMobile извлечения сланцевой нефти.
illustration not to scale — рисунок не в масштабе, toe connector well — устье скважины, production wells — продуктивные скважины, electrofrac process heater wells — нагревательные скважины, hydraulic fracture with electrically conductive material — гидравлические трещины, заполненные нагревающимся электрическим проводником, conductive heating and oil shale conversion — нагревание проводника и конвертация нефтяного сланца.

Рис. 20. Схема технологии ExxonMobile.
sale residual gas — остаточный газ на продажу, sale oil — нефть на продажу, purification — очистка, fuel — топливо, input — вход, electric energy output — выдача энергии, gas flow — поток газа, oil flow — поток нефти

Для конвертации керогена в нефтяных сланцах Chevron использует нагретый углекислый газ. Процесс включает бурение вертикальных скважин в формацию сланцев и создание трещиноватости, вызванной инъекциями перегретого углекислого газа через эти скважины. Затем этот газ возвращается на поверхность и снова нагревается для повторного цикла. Перегретый углекислый газ растворяет кероген и выносит его на поверхность.

Однако, при подготовке экспериментальных работ, которые начались в 2006 году в бассейне Piceance, выяснилось, что они потребуют очень значительных средств, которые компания нашла необходимым использовать в других проектах. Ожидаемый расход воды превышал возможности водоснабжения района, где предусматривались планируемые работы.

Рис. 21. 3D схема технологии Chevron.

Компания AMSO (American Shale Oil, до 2008 года известная, как EGL) предложила технологию подземной добычи сланцевой нефти с бурением скважин, уникальной технологией нагрева массива и извлечения нефти через серию труб, расположенных на участке площадью 65 га. Нагревательные трубы, согласно этой технологии, идут вначале вертикально, достигая сланцевой зоны, затем располагаясь в этой зоне, и, наконец, возвращаются вертикально на поверхность (рис. 22).

Извлеченные из массива нефть и газ доставляются на поверхность через вертикальные продуктивные скважины, которые в нижней части разветвляются, чтобы улучшить связь с нагревающими скважинами. Программа комплекса, включавшая исследовательские и разведочные работы, была рассчитана на 6-7 лет, для коммерциализации проекта намечались еще 6 лет. Пилотное бурение началось в 2012 году, однако оно было остановлено из-за проблем с энергоснабжением, а в 2016 году работы прекратились после отказа в финансировании.

Рис. 22. Схема технологии AMSO.

Технология, разработанная компанией Raytheon, предлагает использование для нагрева сланцевого массива радиочастот, у которых эффективная глубина проникновения составляет многие десятки метров, превышая в разы естественный перенос вещества за счет разницы температур (при так называемой термической диффузии).

В развитие этой идеи компанией была предложена технология так называемых критических жидкостей (веществ в состоянии, при котором исчезает различие между жидкой и газовой фазами), соединяющая использование этих жидкостей с применением радиоволн. Такие жидкости обладают свойством быстро проникать в пористые и волокнистые структуры, растворяя широкий диапазон химических веществ. В качестве критической жидкости использовался углекислый газ (рис. 23).

Рис. 23. Схема технологии Raytheon, осуществляемая с поверхности.
CF-critical fluids — критические жидкости, RF-radio frequency-transmitter — передатчик радиочастот

Рассматривался также вариант нагрева породного массива микроволнами (сверхвысокочастотным излучением) из горных выработок шахты (рис. 24).

Недостатком технологии стали неизбежные утечки углекислого газа, который был частью процесса добычи сланцевой нефти. Другой проблемой была необходимость в большом расходе энергии для излучения радиоволн и волн сверхвысоких частот. Поэтому компания развернула работы по использованию альтернативных источников энергии таких, как солнце и ветер.

Рис. 24. Схема технологии Raytheon, осуществляемой из горных выработок шахты.
up main drifting — главный верхний туннель, shaft — ствол, under main drifting — главный нижний туннель, upperside drifting — верхний боковой туннель, oil shale — нефтяной сланец, underside drifting — нижний боковой туннель, frequency modulator — частотный модулятор.

4. Испытания подземной добычи сланцевой нефти в Израиле

Израиль имеет одно из наибольших в мире месторождений сланцевой нефти — бассейн Шфела, с потенциальными запасами в 250 млрд баррелей нефти в сланцах, расположенных на глубине 300 м (рис. 25).

Здесь планировались испытания подземной добычи сланцевой нефти методом Shell в 2011 году. К 2014 году предполагалось осуществление пилотного проекта с добычей 500 баррелей в сутки. Для этого было необходимо пробурить 17-19 вертикальных скважин, из которых 6 нагревающих расположены шестиугольником со стороной 3 м, 2 продуктивных

и 3-4 наблюдательных скважины — в центре шестиугольника. Четыре дренирующих скважины должны были располагаться вокруг района работ. Еще 2-3 скважины, которые мониторят притоки воды, располагались на расстоянии до нескольких десятков метров от продуктивной зоны (рис. 26). Сланцы планировалось нагревать до температуры 3000С. Между 2016 и 2019 годами намечалось выдавать 2000 баррелей в сутки, а после 2024 года до 50 000 баррелей в сутки.

Работы по реализации проекта были прекращены в 2014 году по требованию Министерства по защите окружающей среды из-за ожидаемого большого выделения в атмосферу парниковых газов, вызванного термическим воздействием на нефтяные сланцы и трансформацией его органической массы в нефть и газ.

Рис. 25. Месторождения сланцевой нефти в Израиле.

Аналогичное отношение выработалось в обществе в связи с планами добычи нефти путем гидрорасчленения сланцев месторождения Голанских высот и широкого использования химикалий для очистки, расширения и сохранения открытых трещин в породе, высвобождающих углеводороды. Тревогу вызывает возможное загрязнение

водных ресурсов региона: водоносные горизонты Голанских высот служат основным источником пресной воды Израиля и единственного озера с пресной водой Кинерет. Проблемой также был расход воды, необходимый для гидрорасчленения сланцев.

Местные жители района, расположенного между Иерусалимом и Тель-Авивом, не хотели, чтобы нефтепроводы проходили через их общины или рядом с ними, а грузовики пересекали узкие проселочные дороги, занятые туристами. Обнаружилась сейсмоопасность района, нарушенного многочисленными разломами и трещинами, которые усиливают тектоническую активность.

Рис. 26. Расположение скважин для добычи сланцевой нефти.
P — продуктивные, O — наблюдательные, H — нагревательные, D — обезвоживающие, M — мониторинговые.

Литература

Backstrom, J. Groundwater Regulations and Hydraulic Fracturing: Reporting Water Use in the Permian. February 2018.

EIA. Permian Region. Drilling Productivity Report. April 2019.

Fink, D. Drilldown: Is Blue-and-White Oil on the Way? The Tower Magazine. Issue #4. July 2013.

Israel Energy Initiatives (IEI) LTD. Shfela Oil Shale Pilot. Addendum to the Environmental Document. October 2011.

Hooper, T. Chevron giving up oil shale research in western Colorado to pursue other projects. The Colorado Independent. February 29, 2012.

Pan, Y. Development of Radio Frequency Heating Technology for Shale Oil Extraction . Open Journal of Applied Sciences, 2012, 2, 66-69.

Rapier, R. Why The Permian Basin May Become The World’s Most Productive Oil Field. Forbes, Dec 27, 2018.

Soeder, D. The successful development of gas and oil resources from shales in North America. Journal of Petroleum Science and Engineering 163 (2018) 399–420.

Successful Electrofrac Testing Prompting ExxonMobil to Seek Oil Shale R&D Lease from Interior Department in Planned Second Round. 11 January 2010.

Szaky, T. The Israeli public says NO to fracking. Aug 26, 2017.

Zhao, W. Connotation and strategic role of in-situ conversion processing of shale oil underground in the onshore China. PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT. Volume 45, Issue 4, August 2018.

Print Friendly, PDF & Email

Один комментарий к “Леонид Кауфман: Добыча сланцевой нефти

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован.

Арифметическая Капча - решите задачу *