Способ извлечения нефти из твердой материнской породы
Изобретение относится к извлечению нефти из твердой материнской породы. Способ извлечения нефти из твердой материнской породы включает: измельчение указанной породы с получением частиц размером не более 5 мм, денсиметрическое разделение указанных частиц, включающее: смешивание их частиц с водой и по меньшей мере одним дефлокулянтом с получением первой смеси твердое вещество-жидкость, разделение ее с получением надосадочной жидкости, обогащенной нефтью, и осажденного остатка, обедненного нефтью, экстракцию надосадочной жидкости смешиванием ее по меньшей мере с одним органическим растворителем с температурой кипения не выше 160°C при температуре 5- 40°C и при атмосферном давлении 0,1 МПа (1 атм) с получением второй смеси твердое вещество-жидкость, разделение ее с получением жидкой фазы, содержащей указанную нефть и указанный органический растворитель, и твердой фазы, содержащей остаток указанной породы, извлечение указанного растворителя из указанной жидкой фазы. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности извлечения. 16 з.п. ф-лы, 4 ил., 6 табл., 7 пр.
Данное изобретение относится к способу извлечения нефти из твердой материнской породы.
Более конкретно, данное изобретение относится к способу извлечения нефти из твердой материнской породы посредством экстракции по меньшей мере одним органическим растворителем, имеющим температуру кипения ниже 160°С.
Указанную твердую материнскую породу предпочтительно выбирают из нефтеносных песков, нефтеносных горных пород, битуминозных сланцев. Еще более предпочтительно указанную твердую матрицу можно выбирать из нефтеносных песков.
Известно, что много доступных в настоящее время запасов углеводородов представлено нефтеносными песками, нефтеносными горными породами, битуминозными сланцами, содержащими так называемые нетрадиционные виды нефти, т.е. сверхтяжелые виды нефти или битумы. Указанные нетрадиционные виды нефти имеют чрезвычайно высокую плотность (ниже 10° АНИ (Американский нефтяной институт)) и очень высокую вязкость (выше 10000 сПз) и, соответственно, не текут самопроизвольно в условиях месторождения.
Таким образом, эксплуатация таких месторождений связана с изначально высокой стоимостью оборудования для разработки месторождения и добычи, которая должна сопровождаться применением дорогостоящих технологий.
Технологии разработки таких месторождений и добычи из них указанных нетрадиционных видов нефти известны в уровне техники.
Указанные нетрадиционные виды нефти можно извлечь, например, с помощью открытой добычи, процесса, который требует использования экскаваторного и транспортного оборудования, позволяющего проводить добычу на различных поверхностях рабочего уступа. В этом случае добычу производят путем отступа на одну ступень (или поверхность рабочего уступа), или снятия грунта, опускаясь по горизонтальным секциям. Открытую добычу применяют также для месторождений, расположенных на глубине нескольких десятков метров.
Материал, полученный при открытой добыче, обычно подвергают измельчению, чтобы разрушить физико-химические связи, существующие между его составляющими, и ограничить когезию между ними и, в то же время, увеличить общую эффективную поверхность, т.е. поверхность указанного материала, которую впоследствии можно подвергнуть воздействию экстрагирующего растворителя. Таким образом, каменистые породы (например, кварцевый песчаник, слегка сцементированный битумами) становится рыхлой породой, или «землей». Это измельчение обычно проводят при температуре (обычно не выше 150°С), которая не вызывает явлений агломерации битуминозного вещества, присутствующего в указанном материале, и позволяет получить частицы (т.е. «хвосты»), имеющие размер частиц песка (<2 мм).
К полученным таким образом частицам добавляют горячую воду, возможно совместно с химическими добавками, чтобы получить «суспензию», которую затем подают в установку для извлечения нефти, где ее подвергают перемешиванию. Совместное действие горячей воды и перемешивания вызывает адгезию небольших пузырьков воздуха к нефти, формируя битумную пену, которая поднимается к поверхности и может быть извлечена. Оставшуюся часть можно дополнительно обрабатывать для удаления остаточной воды и нефтеносного песка.
Извлеченную таким образом нефть, которая тяжелее, чем обычная нефть, можно впоследствии смешивать с более легкой нефтью (жидкой или газообразной), или ее можно химически разделять и затем облагораживать для получения синтетической сырой нефти.
Вышеописанный способ является особенно широко распространенным; он имеет много вариантов, и обычно его применяют для нефтеносных песков Западной Канады, где они залегают, или где их можно обнаружить на глубине нескольких десятков метров. В этих случаях, получение барреля нефти требует обработки примерно двух тонн нефтеносного песка, при извлечении нефти из формации с выходом, равным примерно 75%; при этом указанный выход рассчитан по отношению к общему количеству нефти, присутствующей в указанной формации. Хвосты, или уже обработанные частицы, которые содержат углеводородную фракцию, которая не была извлечена, можно обрабатывать дополнительно, до достижения выхода по указанной нефти, равного примерно 90%.
Однако вышеуказанный способ нельзя использовать в случае месторождений, расположенных на более значительных глубинах. В этом случае обычно применяют технологии in situ, которые направлены в основном на снижение вязкости нефти в месторождении, расположенной на глубине от нескольких десятков до нескольких тысяч метров, путем введения пара, растворителей и/или горячего воздуха.
Извлечение можно осуществить, например, посредством способа с использованием текучести в холодном состоянии (Cold Heavy Oil Production with Sand - CHOPS, Холодная добыча тяжелой нефти из песка), который позволяет осуществлять добычу нефти путем выкачивания ее непосредственно из песчаного месторождения. В любом случае, если нефть, даже чрезвычайно вязкая, обладает текучестью, ее перекачивают с использованием винтовых кавитационных насосов.
Указанный способ обычно применяют в месторождениях Венесуэлы и Западной Канады. Указанный способ обладает тем преимуществом, что он является экономичным; но имеет недостаток в том, что позволяет добывать указанные виды нефти с низким выходом, при этом выход равен примерно 5-6% от общего количества нефти, присутствующей в месторождении. При удалении фильтров, которые предотвращают перетекание мелких частиц из месторождения на поверхность, существенно возрастает добыча песка, связанного с нефтью, что вызывает образование извилистых проходов в подпочвенных слоях и позволяет увеличить коэффициент добычи нефти (выход равен примерно 10% по отношению к общему количеству нефти, присутствующей в месторождении).
Другим известным способом in situ является периодическая стимуляция паром (Cyclic Steam Stimulation (CSS)). Указанный способ, также известный как пароциклическая обработка скважины, основан на периодическом введении в месторождение высокотемпературного (300-400°С) пара, в течение продолжительных периодов времени (от недель до месяцев), чтобы обеспечить нагревание паром минерализованной формации и разжижение нефти, которую тогда можно извлечь на поверхность. Указанный способ, широко применяемый в Канаде, можно повторять несколько раз, в зависимости от технических или экономических уточнений. Хотя он позволяет обеспечить хорошее извлечение нефти, с выходом примерно 20-25% по отношению к общему количеству нефти, присутствующей в месторождении, указанный способ обладает недостатками с экономической точки зрения, поскольку имеет высокие эксплуатационные расходы.
Другим известным способом in situ является гравитационное дренирование при закачке пара (Steam Assisted Gravity Drainage, SAGD). Разработка технологий наклонно-направленного бурения позволила разработать указанный способ, который основан на бурении двух или более горизонтальных скважин на расстоянии нескольких метров по вертикали друг от друга, и на протяжении в несколько километров, с различными азимутами. Пар вводят в верхнюю скважину; нагревание обеспечивает разжижение нефти, которая под действием силы тяжести скапливается в нижней скважине, из которой ее отбирают и перекачивают на поверхность.
Указанный способ, который также можно применять к добыче полезных ископаемых из неглубоко залегающих месторождений, является более экономичным по сравнению со способом периодической стимуляции паром и приводит к хорошим выходам по извлекаемой нефти; при этом указанный выход равен примерно 60% по отношению к общему количеству нефти, присутствующей в месторождении.
Другим известным способом in situ является способ экстракции паром (Vapour Extraction Process (VAPEX)). Этот способ подобен способу гравитационного дренирования при закачке пара, но вместо пара в месторождения вводят углеводородные растворители, получая лучшую эффективность экстракции и способствуя частичному облагораживанию нефти уже внутри месторождения. Однако растворители являются дорогими, и оказывают значительное воздействие как на окружающую среду, так и на безопасность рабочих мест (например, риски воспламенения и/или взрывов).
Другим известным способом in situ является подземная добыча нефтеносного песка (Oil Sand Underground Mining (OSUM)). Большая часть месторождений битуминозной нефти в Западной Канаде и почти все такие месторождения в Венесуэле расположены на такой глубине, что применение открытой добычи является неэкономичной. Иногда такую технологию применяют также к месторождениям, расположенным на глубине более 50 м.
Однако вышеприведенные способы могут иметь различные недостатки. Например, указанные способы требуют применения больших количеств воды, которую только частично возвращают в процесс и поэтому ее следует подвергать дополнительной обработке перед сбросом. Например, в Западной Канаде объем воды, необходимой для получения одного барреля синтетической сырой нефти (ССН), в 2-4,5 раза превышает объем полученной нефти. Кроме того, эти способы обычно характеризуются низким выходом извлечения.
В уровне техники известны попытки преодолеть вышеуказанные недостатки.
Например, в ЕР 261794 описан способ извлечения тяжелой сырой нефти из битуминозного песка, который включает обработку указанного битуминозного песка эмульсией растворителя в воде, отличающийся тем, что эмульсия содержит от 0,5% до 15% об. растворителя. Растворители, которые можно использовать для этой цели, включают углеводороды, такие как, например, гексан, гептан, декан, додекан, циклогексан, толуол и галогенированные углеводороды, такие как, например, четыреххлористый углерод, дихлорметан.
В US 4424112 описан способ и устройство для экстракции растворителем битуминозной нефти из нефтеносных песков и ее разделение на синтетическую сырую нефть и синтетическое нефтяное топливо; способ включает смешивание нефтеносных песков с горячей водой и растворителем (например, толуолом) с образованием суспензии; разделение указанной суспензии с получением фазы, содержащей растворитель и растворенную битуминозную нефть, и фазу, содержащую твердый материал из указанных нефтеносных песков; отделение битуминозной нефти от растворителя; приведение полученной таким образом битуминозной нефти в контакт с экстрагентом (например, метилбутилкетоном), чтобы разделить битуминозную нефть на синтетическую сырую нефть и синтетическое нефтяное топливо; извлечение и повторное использование в процессе растворителя, воды и экстрагента.
В US 4498971 описан способ раздельного извлечения из нефтеносных песков нефти, с одной стороны, и асфальтенов и полярных соединений, с другой стороны, который включает охлаждение нефтеносных песков до температуры от -10°С до -180°С, при которой указанные пески имеют свойства твердого материала; измельчение указанного твердого материала при указанной температуре с получением относительно крупных частиц, содержащих большую часть песка и нефти, и относительно мелких частиц, содержащих большую часть асфальтенов и полярных соединений, и механическое отделение относительно крупных частиц от относительно мелких частиц при указанных температурах. Указанные относительно крупные частицы подвергают экстракции растворителем (например, пентаном, гексаном, бутаном, пропаном) при температуре примерно от -30°С до -70°С, чтобы извлечь нефть. Указанные относительно мелкие частицы подвергают экстракции растворителем (например, пентаном, гексаном, бутаном, пропаном) при температуре примерно от -30°С до -70°С, чтобы извлечь асфальтены и полярные соединения.
В US 4722782 описан способ извлечения битума из нефтеносных песков, который включает приведение нефтеносного песка в контакт с примерно от 0,18 до 1,82 кг (от 0,4 до 4 фунтов) углеводородного растворителя (например, парафинов, имеющих от 4 до 9 атомов углерода, например, н-гептана) для образования суспензии, содержащей обогащенный битумом растворитель и не содержащий битума песок; добавление к суспензии более 0,227 кг (0,5 фунта) воды на 0,4 кг (1 фунт) нефтеносного песка при температуре, которая на 55,56-2,78°С (на 100-5° Фаренгейта) ниже температуры кипения азеотропной смеси, образованной из воды и растворителя, чтобы получить смесь, содержащую обогащенный битумом растворитель, не содержащий битума песок и воду; введение смеси в сепараторную емкость; отделение обогащенного битумом растворителя от смеси, в которой остается вода и суспензия, включающая не содержащий битума песок и остаточное количество растворителя; отпарку остаточного растворителя из не содержащего битума песка, и отделение битума от растворителя, обогащенного битумом.
Однако вышеописанный способ имеет различные недостатки, например:
- использование воды, которую и в этом случае следует обрабатывать перед сбросом, поскольку лишь небольшую ее часть возвращают в процесс;
- высокое потребление энергии (например, тепла);
- высокое содержание мелких частиц, имеющих размеры не более 65 мкм, присутствующих в экстрагированной нефти, которая, таким образом, требует дополнительной очистки перед облагораживанием.
Теперь обнаружено, что извлечение нефти из твердой материнской породы можно успешно осуществлять, подвергая указанную твердую материнскую породу экстракции в присутствии по меньшей мере одного органического растворителя, имеющего температуру кипения не выше 160°С, при температуре не выше 40°С и при атмосферном давлении (т.е. 0,1 МПа (1 атм)).
Указанный способ позволяет извлекать нефть с хорошим выходом, т.е. с выходом нефти не менее 60% (указанный выход рассчитывают по отношению к общему количеству нефти, присутствующей в твердой материнской породе), при температуре не выше 40°С и при атмосферном давлении (т.е. 0,1 МПа (1 атм)). Также указанный способ позволяет получить хороший выход даже при работе с ограниченными требованиями по энергии. Кроме того, указанный способ позволяет получать конечный твердый остаток, т.е. твердую материнскую породу, из которой извлечена нефть, с характеристиками, позволяющими разместить ее in situ, без необходимости дополнительной обработки. Более того, используемый растворитель можно легко извлекать и возвращать в указанный процесс.
Таким образом, объект данного изобретения относится к способу извлечения нефти из твердой материнской породы, включающему:
- экстракцию указанной твердой материнской породы путем смешивания по меньшей мере с одним органическим растворителем, имеющим температуру кипения не выше 160°С, предпочтительно, от 60°С до 140°С, при температуре от 5 до 40°С, предпочтительно, от 15 до 30°С, и при атмосферном давлении (0,1 МПа (1 атм)), с получением смеси твердое вещество-жидкость;
- разделение указанной смеси твердое вещество-жидкость с получением жидкой фазы, содержащей указанную нефть и указанный органический растворитель, и твердой фазы, содержащей указанную твердую материнскую породу;
- извлечение указанного органического растворителя из указанной жидкой фазы.
Перед экстракцией, твердую материнскую породу обычно подвергают измельчению, чтобы получить частицы с уменьшенными размерами, которые впоследствии можно с легкостью обработать в вышеуказанном способе.
Чтобы ограничить количество твердой материнской породы, подвергаемой экстракции растворителем, указанную твердую материнскую породу можно подвергнуть предварительной обработке, т.е. измельчению и денсиметрическому разделению.
Таким образом, другой объект данного изобретения относится к способу извлечения нефти из твердой материнской породы, включающему:
- измельчение указанной твердой материнской породы с получением частиц размером не более 5 мм, предпочтительно, от 0,05 до 2 мм;
- денсиметрическое разделение указанных частиц, включающее:
- смешивание указанных частиц с водой с получением первой смеси твердое вещество-жидкость;
- разделение указанной первой смеси твердое вещество-жидкость с получением надосадочной жидкости, обогащенной указанной нефтью, и осажденного остатка, обедненного указанной нефтью;
- экстракцию указанной надосадочной жидкости путем смешивания ее по меньшей мере с одним органическим растворителем, имеющим температуру кипения не выше 160°С, предпочтительно, от 60 до 140°С, при температуре от 5 до 40°С, предпочтительно, от 15 до 30°С, и при атмосферном давлении (0,1 МПа (1 атм)) с получением второй смеси твердое вещество-жидкость;
- разделение указанной второй смеси твердое вещество-жидкость с получением жидкой фазы, содержащей указанную нефть и указанный органический растворитель, и твердой фазы, содержащей остаток указанной твердой материнской породы;
- извлечение указанного органического растворителя из указанной жидкой фазы.
Указанная жидкая фаза может включать остаточное количество указанной твердой материнской породы (в частности, мелкие частицы указанной твердой материнской породы).
Указанная твердая фаза может включать остаточное количество указанного органического растворителя.
В соответствии с предпочтительным воплощением данного изобретения, указанный способ может включать, перед денсиметрическим разделением указанных частиц, гранулометрическое разделение указанных частиц с получением фракций частиц, имеющих различный размер, и указанные фракции частиц, имеющие различный размер, впоследствии подвергают указанному денсиметрическому разделению.
Согласно предпочтительному воплощению данного изобретения, в указанной первой смеси твердое вещество-жидкость массовое отношение указанных частиц или указанных фракций частиц к указанной воде может составлять от 1:0,5 до 1:10, предпочтительно, от 1:1 до 1:5.
Чтобы уменьшить содержание твердой материнской породы в экстрагированной нефти, в частности, содержание мелких частиц, т.е. частиц размером не более 65 мкм, указанные частицы или указанные фракции частиц можно подвергать денсиметрическому разделению, проводимому в присутствии по меньшей мере одного дефлокулянта.
Согласно предпочтительному воплощению данного изобретения, указанную первую смесь твердое вещество-жидкость можно получить путем смешивания указанных частиц или указанных фракций частиц с водой и по меньшей мере одним дефлокулянтом.
Указанный дефлокулянт предпочтительно может присутствовать в таком количестве, чтобы получить концентрацию указанного дефлокулянта в указанной первой смеси твердое вещество-жидкость от 0,8% масс. до 15% масс., предпочтительно, от 2% масс. до 10% масс., по отношению к общей массе воды, присутствующей в указанной первой смеси твердое вещество-жидкость.
Согласно предпочтительному воплощению данного изобретения, указанный дефлокулянт можно выбирать из полифосфатов, таких как, например, гексаметафосфат натрия, пирофосфат натрия, пирофосфат кальция или их смеси; гидроксидов, таких как, например, гидроксид натрия, гидроксид калия или их смеси; карбонатов, таких как, например, карбонат натрия, карбонат калия или их смеси; галогенсодержащих соединений, таких как, например, гипобромит натрия, гипобромит калия или их смеси; лигносульфонатов, таких как, например, лигнинсульфонат натрия, лигнинсульфонат калия, лигнинсульфонат магния, лигнинсульфонат кальция или их смеси; или из их смесей. Предпочтительным является гексаметафосфат натрия (NaPO3)6.
Чтобы улучшить разделение и степень извлечения указанной нефти из указанной твердой материнской породы, указанные частицы или фракции частиц можно подвергать денсиметрическому разделению, проводимому в присутствии по меньшей мере одного органического растворителя.
Согласно предпочтительному воплощению данного изобретения, указанную первую смесь твердое вещество-жидкость можно получить путем смешивания указанных частиц или указанных фракций частиц с водой и по меньшей мере одним органическим растворителем, имеющим температуру кипения не выше 160°С, предпочтительно, от 60°С до 140°С, с получением указанной первой смеси твердое вещество-жидкость.
Указанный органический растворитель предпочтительно может присутствовать в таком количестве, чтобы получить массовое отношение указанных частиц или указанных фракций частиц к указанному органическому растворителю от 1:0,5 до 1:50, предпочтительно, от 1:1 до 1:10. Указанный органический растворитель предпочтительно можно выбирать из применяемых в вышеуказанном процессе экстракции органических растворителей, которые приведены ниже.
Указанная надосадочная жидкость может содержать остаточное количество указанной твердой материнской породы (особенно мелкие частицы указанной твердой материнской породы).
Указанный осажденный остаток может включать остаточное количество указанного органического растворителя.
Следует отметить, что, если указанный органический растворитель образует с водой двухфазную смесь, указанная надосадочная жидкость, обогащенная указанной нефтью, включает также указанный органический растворитель, насыщенный водой.
Следует отметить, что помимо указанной надосадочной жидкости и указанного осажденного остатка, при разделении указанной первой смеси твердое вещество-вода может быть получена промежуточная водная фаза. Если указанный органический растворитель образует двухфазную смесь с водой, указанная промежуточная водная фаза насыщена указанным органическим растворителем.
Следует отметить, что указанную надосадочную жидкость перед экстракцией можно подвергать седиментации с получением маслянистой фазы, содержащей часть указанной нефти, которая не требует дополнительной обработки, и твердой фазы, содержащей оставшуюся часть указанной нефти и остаточное количество указанной твердой материнской породы (в частности, мелкие частицы указанной твердой материнской породы); при этом указанную твердую фазу впоследствии направляют на указанную экстракцию органическим растворителем.
Следует отметить, что указанное денсиметрическое разделение и указанное гранулометрическое разделение можно проводить после экстракции указанной твердой материнской породы органическим растворителем.
В данном описании и последующей формуле изобретения термин «надосадочная жидкость, обогащенная указанной нефтью» означает, что указанная надосадочная жидкость содержит некоторое количество нефти, не менее 50% масс., предпочтительно, от 60% масс. до 99,9% масс., по отношению к общему количеству нефти, присутствующей в указанной твердой материнской породе.
В данном описании и последующей формуле изобретения термин «осажденный остаток, обедненный указанной нефтью» означает, что указанный осажденный остаток содержит некоторое количество нефти, не более 50% масс., предпочтительно, от 0,1% масс. до 40% масс., от общего количества нефти, присутствующей в указанной твердой материнской породе.
В данном описании и последующей формуле изобретения термин «нефть» обозначает как сверхтяжелые нефти, так и битумы, присутствующие в указанной твердой материнской породе (т.е. так называемые нетрадиционные виды нефти).
В данном описании и последующей формуле изобретения определения численных диапазонов всегда включают в себя крайние точки, если не указано иное.
Согласно предпочтительному воплощению данного изобретения, указанную твердую материнскую породу можно выбирать из нефтеносных песков, нефтеносных горных пород, битуминозных сланцев. Предпочтительно указанную твердую матрицу выбирают из нефтеносных песков.
Указанная твердая материнская порода может содержать воду, так называемую связанную воду. Количество указанной воды обычно увеличивается с возрастанием содержания мелких частиц (например, частиц размером не более 65 мкм) и может достигать насыщения в указанной твердой материнской породе.
Указанное смешивание (т.е. смешивание указанной твердой материнской породы или указанной надосадочной жидкости с указанным органическим растворителем), как и смешивание указанных частиц или указанных фракций частиц с водой и, возможно, с указанным дефлокулянтом и/или с указанным органическим растворителем, можно осуществлять в смесителях, известных в уровне техники, предпочтительно, в мешалках с лемешными лопастями.
Согласно предпочтительному воплощению данного изобретения, указанный органический растворитель может иметь плотность, измеренную при 20°С и при атмосферном давлении (0,1 МПа (1 атм)), не выше 1,5 г/см3, предпочтительно, от 0,5 г/см3 до 1 г/см3.
Следует отметить, что если указанный органический растворитель используют при денсиметрическом разделении указанных частиц, или указанных фракций частиц, предпочтительно использовать органический растворитель, имеющий плотность, измеренную при 20°С и при атмосферном давлении (0,1 МПа (1 атм)), от 0,5 г/см3 до 1 г/см3.
В соответствии с предпочтительным воплощением данного изобретения, указанный органический растворитель можно выбирать из:
- сложных эфиров, таких как, например, этилацетат, изопропилацетат, н-бутилацетат, или их смесей;
- кетонов, таких как, например, ацетон, гексанон, циклогексанон, или их смесей;
- алифатических углеводородов, таких как, например, н-гексан, н-октан, нонан, декан, циклогексан или их смесей;
- ароматических углеводородов, таких как, например, толуол, изомеры ксилола, бензол, или их смесей;
- погонов нефтеперерабатывающих предприятий, которые включают: (i) смеси указанных алифатических углеводородов; (ii) смеси указанных ароматических углеводородов; (iii) смеси указанных алифатических и ароматических углеводородов, или их смесей;
- или же их смесей.
Указанный органический растворитель предпочтительно можно выбирать из этилацетата, н-гексана, циклогексана, ацетона, толуола или их смесей.
В соответствии с предпочтительным воплощением данного изобретения, массовое отношение указанной твердой материнской породы или указанной надосадочной жидкости к указанному органическому растворителю может составлять от 1:0,5 до 1:10, предпочтительно от 1:1 до 1:5.
В соответствии с предпочтительным воплощением данного изобретения, смешивание указанной твердой материнской породы, или указанной надосадочной жидкости, с указанным органическим растворителем можно проводить в течение от 5 минут до 60 минут, предпочтительно, от 10 минут до 30 минут.
Указанную твердую материнскую породу или указанную надосадочную жидкость можно подвергать экстракции один или несколько раз. Указанную твердую материнскую породу или указанную надосадочную жидкость предпочтительно можно подвергать экстракции один-десять раз, более предпочтительно, 2-3 раза.
В соответствии с предпочтительным воплощением данного изобретения, разделение указанной смеси твердое вещество-жидкость можно проводить центрифугированием, обработкой в циклоне, седиментацией, предпочтительно седиментацией.
В соответствии с предпочтительным воплощением данного изобретения, извлечение указанного органического растворителя из указанной жидкой фазы можно осуществлять путем перегонки при температуре от 50°С до 150°С, предпочтительно, от 60°С до 90°С, и давлении от 1 кПа до 0,1 МПа (от 0,01 атм до 1 атм), предпочтительно, от 10 кПа до 80 кПа (от 0,1 атм до 0,8 атм).
Воду, возможно присутствующую в указанной твердой материнской породе (т.е. связанную воду) и возможно присутствующую в жидкой фазе, полученной после разделения указанной смеси твердое вещество-жидкость, можно отделить от указанной жидкой фазы путем седиментации.
Следует отметить, что если осуществляют вышеуказанное денсиметрическое разделение, каждая жидкая фаза может содержать часть воды, используемой для получения указанной первой смеси твердое вещество-жидкость.
Чтобы способствовать отделению воды, возможно присутствующей в указанной жидкой фазе, к этой фазе можно добавлять по меньшей мере один сильный электролит, такой как, например, хлорид натрия (NaCl), хлорид кальция (CaCl2), сульфат натрия (Na2SO4) или их смесь.
В соответствии с предпочтительным воплощением данного изобретения, указанный сильный электролит можно добавлять к указанной жидкой фазе в количестве от 1% масс. от общей массы указанной жидкой фазы до предела растворимости указанного электролита в указанной жидкой фазе, предпочтительно, от 5% масс. от общей массы указанной жидкой фазы до 80% от предела растворимости указанного электролита в указанной жидкой фазе.
Указанную нефть можно посылать на последующую обработку, такую как, например, облагораживание путем гидрирования или гидрокрекинга, чтобы получить фракции углеводородов, имеющие более высокую промышленную ценность.
Чтобы извлечь остаточное количество твердой материнской породы, возможно присутствующей в указанной жидкой фазе, указанную жидкую фазу можно подвергнуть фильтрованию перед направлением ее на извлечение органического растворителя.
Чтобы извлечь остаточное количество органического растворителя, возможно присутствующего в указанной твердой фазе и/или в указанном осажденном остатке, указанную твердую фазу и/или указанный осажденный остаток можно подвергнуть низкотемпературной термической десорбции.
В соответствии с предпочтительным воплощением данного изобретения, указанную твердую фазу и/или указанный осажденный остаток можно подвергнуть термической десорбции при температуре от 50°С до 150°С, предпочтительно, от 60°С до 90°С. Извлеченный таким образом растворитель можно возвращать в вышеуказанный процесс, в то время как извлеченный конечный твердый остаток (т.е. твердую материнскую породу, из которой извлечена нефть) можно снова размещать in situ или повторно использовать (например, в качестве дорожного балласта или дорожного основания), без необходимости дополнительной обработки.
Альтернативно, указанную твердую фазу и/или указанный осажденный остаток можно снова разместить in situ или повторно использовать (например, в качестве дорожного балласта или дорожного основания), не подвергая их термической десорбции.
Указанное измельчение можно осуществлять на оборудовании, известном в уровне техники, таком как, например, молотковая дробилка, мельница со скребком; предпочтительно, на молотковой дробилке. Указанное измельчение предпочтительно проводят при температуре, которая не вызывает размягчения твердой материнской породы.
Перед измельчением указанной твердой материнской породы, ее можно охлаждать до температуры ниже температуры стеклования нефти, присутствующей в указанной твердой материнской породе.
В соответствии с предпочтительным воплощением данного изобретения, указанное денсиметрическое разделение можно проводить с помощью гидролотков, отстойников; предпочтительно, отстойников.
Еще более предпочтительно вышеуказанное денсиметрическое разделение можно проводить с помощью отстойника, снабженного донным скребком, из которого впоследствии можно извлечь более тяжелую фазу (осажденный остаток), по существу не содержащий нефти; более легкую фазу (надосадочную жидкость), обогащенную нефтью, которую впоследствии направляют на экстракцию органическим растворителем, и возможно, промежуточную водную фазу, которую впоследствии можно направлять на стадию водоподготовки.
В соответствии с предпочтительным воплощением данного изобретения, указанное денсиметрическое разделение можно проводить с помощью вибрационных сит, циклонов, предпочтительно, вибрационных сит.
Далее данное изобретение проиллюстрировано различными воплощениями, со ссылкой на Фиг.1-4, приведенные ниже.
На Фиг.1 схематически представлено воплощение способа по данному изобретению. Твердую материнскую породу (например, нефтеносный песок) подвергают экстракции по меньшей мере одним органическим растворителем, с получением смеси твердое вещество-жидкость. Указанную смесь твердое вещество-жидкость подвергают разделению с получением жидкой фазы, содержащей указанную нефть и указанный органический растворитель, и твердой фазы, содержащей указанную твердую материнскую породу. Указанную жидкую фазу направляют на извлечение растворителя, который затем возвращают в процесс (т.е. на стадию экстракции растворителем), и указанной нефти (т.е. нефти, присутствующей в твердой материнской породе), которую можно направлять на последующее облагораживание (не показано на Фиг.1). Если указанная твердая материнская порода содержит воду, ее можно отделить от указанной жидкой фазы путем седиментации (как показано в скобках на Фиг.1).
Указанную твердую материнскую породу подвергают низкотемпературной термической десорбции, чтобы извлечь остаточный органический растворитель, который впоследствии возвращают в процесс (т.е. на стадию экстракции растворителем), и твердую фазу, включающую указанную твердую материнскую породу (т.е. инертные продукты).
Как показано на Фиг.1, твердую материнскую породу можно подвергать экстракции органическим растворителем (ne) раз, предпочтительно, от 1 до 10 раз, более предпочтительно, от 2 до 3 раз.
На Фиг.2 показано другое воплощение способа по данному изобретению. Твердую материнскую породу (например, нефтеносный песок) подвергают измельчению (например, путем размола), чтобы получить частицы размером не более 5 мм, которые можно подвергнуть:
- денсиметрическому разделению (например, с помощью гидролотков, отстойников) или
- гранулометрическому разделению (например, с помощью вибрационных сит, циклонов) (показанному на Фиг.2 пунктирной линией) и последующему денсиметрическому разделению,
с получением надосадочной жидкости, обогащенной нефтью, которую подвергают экстракции органическим растворителем, и осажденного остатка, обедненного нефтью, который можно снова разместить in situ или повторно использовать.
Эти физические методы разделения (например, гранулометрическое разделение и денсиметрическое разделение) можно применять как к исходной твердой материнской породе, так и к твердой материнской породе после экстракции органическим растворителем, как показано на Фиг.3.
На Фиг.3 твердую материнскую породу (например, нефтеносный песок) подвергают измельчению (например, путем размола), чтобы получить частицы размером не более 5 мм, которые можно:
- направлять на экстракцию органическим растворителем (исходная твердая материнская порода); или
- подвергать физическим методам разделения, указанным на Фиг.2, и последующей экстракции органическим растворителем.
После экстракции органическим растворителем получают жидкую фазу, которую можно направлять на извлечение растворителя, который затем снова возвращают в процесс (например, на стадию экстракции растворителем) (не показано на Фиг.3), и указанную нефть (т.е. нефть, присутствующую в твердой материнской породе), которую можно направить на последующую обработку для облагораживания (не показано на Фиг.1), а также твердую фазу, содержащую указанную твердую материнскую породу (т.е. инертные продукты).
Фиг.4 представляет собой блок-схему, относящуюся к другому воплощению способа по данному изобретению.
Как показано на Фиг.4, после добычи нефтеносный песок направляют в секцию измельчения, чтобы уменьшить размеры указанного нефтеносного песка до размера частиц порядка нескольких миллиметров (не более 5 мм, предпочтительно, от 0,05 мм до 2 мм). Операцию можно проводить с помощью мельницы (предпочтительно, молотковой дробилки). Нефтеносный песок, обогащенный нетрадиционной нефтью (т.е. очень тяжелой нефтью и битумами), можно направлять из мельницы прямо в секцию экстракции органическим растворителем, или его можно направлять в секцию предварительной обработки. В этой последней секции осуществляют физическое разделение, т.е. денсиметрическое разделение или, возможно, гранулометрическое разделение с последующим денсиметрическим разделением, предпочтительно с помощью дефлокулянта и/или органических растворителей, как описано выше, чтобы ограничить количество нефтеносного песка, подвергаемого экстракции растворителем.
Вышеуказанное денсиметрическое разделение предпочтительно можно проводить с помощью отстойника, снабженного донным скребком, из которого можно получить более тяжелую фазу (осажденный остаток), по существу не содержащую нефти; более легкую фазу (надосадочную жидкость), обогащенную нефтью, которую впоследствии направляют на экстракцию растворителем; и, возможно, промежуточную водную фазу, которую впоследствии можно направлять на стадию водоподготовки.
Вышеуказанное гранулометрическое разделение предпочтительно можно проводить с помощью вибрационных сит.
Нефтеносный песок после измельчения, или надосадочную жидкость, обогащенную нефтью, подают в секцию экстракции органическим растворителем (предпочтительно, этилацетатом), где обеспечивают различные стадии экстракции/разделения (предпочтительно, три стадии), на которых органический растворитель и обрабатываемый материал (то есть нефтеносный песок или надосадочная жидкость), движутся в противотоке.
Для вышеуказанной цели обрабатываемый материал, т.е. нефтеносный песок или надосадочную жидкость, подают в первый смеситель (МХ-1) (предпочтительно мешалку с лемешными лопастями), в котором его смешивают с органическим растворителем, поступающим из второго отстойника (S-2), с образованием смеси твердое вещество-жидкость.
Указанную смесь твердое вещество-жидкость впоследствии подают, посредством объемного насоса (не показан на Фиг.4), в первый отстойник (S-1), в котором жидкую фазу, содержащую нефть и указанный органический растворитель, и твердую фазу, содержащую нефтеносный песок (т.е. инертные продукты) разделяют путем седиментации.
Указанную жидкую фазу накапливают в промежуточной емкости (не показана на Фиг.4). Указанную жидкую фазу направляют, посредством центробежного насоса (не показан на Фиг.4), в промежуточный сепаратор, и после фильтрации (F-1) для отделения возможно присутствующего остатка нефтеносного песка (т.е. инертных продуктов), из указанного промежуточного сепаратора в перегонную колонну. Из верхней части указанной перегонной колонны получают органический растворитель, по существу не содержащий указанной нефти, который, после конденсации, снова возвращают в установку, в то время как нефть получают из нижней части указанной перегонной колонны и направляют ее в тонкопленочный испаритель, из которого ее выпускают и направляют на последующие операции обработки (например, облагораживание).
Как указано выше, чтобы способствовать отделению воды, возможно присутствующей в указанной жидкой фазе, к указанной жидкой фазе можно добавлять по меньшей мере один сильный электролит.
Указанную твердую фазу, содержащую нефтеносный песок, пропитанный органическим растворителем, направляют из нижней части первого отстойника (S-1) во второй смеситель (МХ-2) (предпочтительно, мешалку с лемешными лопастями), где ее смешивают с растворителем, выходящим из третьего отстойника (S-3), осуществляя, в противоточном режиме, экстракцию указанной твердой фазой органическим растворителем.
Органический растворитель получают из второго смесителя (МХ-2), после седиментации во втором отстойнике (S-2), из которого его подают рециклом в первый смеситель (МХ-1), совместно с дополнительной твердой фазой, которую подают в третий смеситель (МХ-3) (предпочтительно мешалку с лемешными лопастями), в котором ее смешивают с органическим растворителем, поступающим из перегонной колонны.
После седиментации в третьем отстойнике (S-3) получают дополнительное количество твердой фазы, содержащей нефтеносный песок (т.е. инертные продукты), которую направляют в блок низкотемпературной термической десорбции (65°С-77°С), из которого извлекают остаточный органический растворитель и возвращают его в процесс, и выгружают конечный твердый остаток (т.е. твердую материнскую породу, из которой извлечена нефть), и его можно снова разместить in situ или повторно использовать.
Далее, для лучшего понимания данного изобретения, приведено несколько иллюстративных и неограничивающих примеров.
Пример 1
Образец 140 г нефтеносного песка, содержащего 13% масс. нефти, что было определено путем взвешивания экстракта, полученного по методу ЕРА 3540С с использованием метиленхлорида в качестве экстракционного растворителя, измельчали с помощью молотковой дробилки, снижая размер частиц до величины менее 1 мм, и разделяли на две аликвоты по 70 г. Эти аликвоты были помещены в две стальные пробирки объемом 300 мл, и их подвергали экстракции растворителем.
Для вышеуказанных целей к одному образцу был добавлен этилацетат при массовом отношении твердое вещество: жидкость, равном 1:1, в то время как к другому образцу был добавлен толуол при массовом отношении твердое вещество: жидкость, равном 1:1.
Образцы выдерживали при комнатной температуре (25°С) и атмосферном давлении (0,1 МПа (1 атм)), при перемешивании, в течение 30 минут, с получением смеси твердое вещество-жидкость. Указанную смесь твердое вещество-жидкость затем подвергали разделению путем седиментации, с получением жидкой фазы, содержащей нефть и растворитель, и твердой фазы, содержащей нефтеносный песок (т.е. инертные продукты).
Экстракцию растворителем повторяли дополнительно два раза, каждый раз используя свежий растворитель.
Извлечение растворителя из указанной жидкой фазы проводили путем перегонки при 70°С и при давлении, равном 80 кПа (0,8 атм), в то время как извлечение растворителя из твердой фазы проводили посредством термической десорбции при 80°С.
По завершении трех стадий экстракции выход по извлечению нефти в образце, обработанном толуолом, был равен 100%, относительно общего количества нефти, присутствующей в исходном образце, в то время как в образце, обработанном этилацетатом, выход по извлечению нефти был равен 65% относительно общего количества нефти, присутствующей в исходном образце.
Пример 2
Образец 100 г нефтеносного песка, содержащего 13% масс. нефти (что было определено по методу ЕРА 3540С, как описано выше), измельчали с помощью молотковой дробилки; размер частиц был уменьшен до величины менее 4 мм. Затем его просеяли на ситах с размерами отверстий 4 мм, 1 мм и 0,250 мм.
Затем различные гранулометрические фракции смешивали с водой в отношении 1:1, получая смесь твердое вещество-жидкость, которую отстаивали с получением для каждой фракции надосадочной жидкости, обогащенной нефтью, и осажденного остатка, обедненного нефтью. В таблице 1 приведены данные, относящиеся к надосадочной жидкости и к осажденному остатку (т.е. к осадку).
| Таблица 1 | |||||
| Грануломет-рическая фракция (мм) | Фаза | А (%) | В (%) | С (%) | D (%) |
| 4-1 | Надосадочная жидкость Осадок | 14 | 12 3 | 16 15 | 15 4 |
| 1-0,250 | Надосадочная жидкость Осадок | 64 | 2241 | 27 5 | 51 16 |
| <0,250 | Надосадочная жидкость Осадок | 22 | 7 15 | 17 3 | 10 4 |
| А: гранулометрическое распределение; | |||||
| В: денсиметрическое распределение; | |||||
| С: концентрация нефти (определена по методу ЕРА 3540С, как описано выше); | |||||
| D: распределение нефти (принимая содержание нефти на входе за 100, рассчитывали ее распределение по различным гранулометрическим фракциям и различным фазам). |
Из данных, приведенных в таблице 1, можно сделать вывод, что при подходящем сочетании простых физических способов разделения из исходного образца можно выделить фракцию частиц, равную 22% масс. по отношению к общей массе исходного образца, которая содержит более чем 50% нефти, присутствующей в исходном образце.
Получена также фракция частиц, равная 15% масс. от общей массы исходного образца, имеющая концентрацию нефти, равную 3% масс., соответствующую 4% от нефти, присутствующей в исходном образце.
Пример 3
Образец 100 г нефтеносного песка, содержащего 6,7% масс. нефти (определено по методу ЕРА 3540С, как описано выше) измельчали с помощью молотковой дробилки, и размер частиц снижали до величины менее 1 мм. Затем его просеивали на ситах с отверстиями от 1000 мкм до 50 мкм, с получением гранулометрического распределения, указанного в таблице 2. В таблице 2 также приведена концентрация нефти и распределение указанной нефти в каждой гранулометрической фракции.
| Таблица 2 | |||
| Гранулометрическая фракция (мкм) | А (%) | С (%) | D (%) |
| 1000-500 | 7,8 | 10,5 | 12,3 |
| 500-250 | 51,7 | 5,7 | 43,9 |
| 250-125 | 34,2 | 5,7 | 29,2 |
| 125-50 | 5,2 | 14,3 | 11,1 |
| <50 | 1,1 | 22,2 | 3,6 |
| А: гранулометрическое распределение; | |||
| С: концентрация нефти (определена по методу ЕРА 3540С, как описано выше); | |||
| D: распределение нефти (принимая содержание нефти на входе за 100, рассчитывали ее распределение по различным гранулометрическим фракциям и различным фазам). |
Гранулометрические фракции от 500 мкм до 125 мкм, составляющие 86% масс. от общей массы исходного образца, содержащие 73% от нефти, присутствующей в исходном образце, объединяли, и полученный образец смешивали с водой в массовом отношении твердое вещество: вода 1:1 и отстаивали с получением надосадочной жидкости, обогащенной нефтью, осажденного остатка, обедненного нефтью, и промежуточной водной фазы. В таблице 3 приведены данные, относящиеся к надосадочной жидкости и к осажденному остатку (то есть осадку).
| Таблица 3 | ||||||
| Гранулометрическая фракция (мкм) | Фаза | В (%) | В' (%) | С (%) | D (%) | E (%) |
| 500-125 | Надосадочная жидкость | 62,1 | 53,4 | 6,4 | 87,06 | 63,6 |
| Осадок | 37,9 | 32,6 | 1,6 | 12,94 | 9,5 | |
| В: денсиметрическое распределение; | ||||||
| В': денсиметрическое распределение (% масс. по отношению к сырью); | ||||||
| С: концентрация нефти (определена по методу ЕРА 3540С, как описано выше); | ||||||
| D: распределение нефти (принимая содержание нефти на входе за 100, рассчитывали ее распределение по различным гранулометрическим фракциям и различным фазам); | ||||||
| Е: распределение нефти (% масс. по отношению к сырью). |
Из таблиц 2 и 3 можно заключить, что из сырья, состоящего из нефтеносного песка со средним содержанием нефти, равным 6,7% масс., можно выделить гранулометрическую фракцию, составляющую 32,6% масс. по отношению к массе исходного образца, содержащую 1,6% масс. нефти, которая не требует дополнительной обработки. Таким образом, на экстракцию растворителем можно направлять только 2/3 от общей массы нефтеносного песка.
Пример 4
Образец 60 г нефтеносного песка, содержащий 10,8% масс. нефти (определено по методу ЕРА 3540С, как описано выше), измельчали с помощью молотковой дробилки, и размер частиц снижали до величины менее 1 мм, после чего разделяли образец на 6 равных аликвот.
Первую аликвоту (образец 1) смешивали в течение 10 минут с двухфазным раствором, содержащим 2 г этилацетата и 8 г водного раствора гексаметафосфата натрия концентрацией 8%, получая, в результате седиментации, надосадочную жидкость, содержащую этилацетат, насыщенную водой и обогащенную нефтью; осажденный остаток, обедненный нефтью, и промежуточную водную фазу, насыщенную этилацетатом. В таблице 4 приведены данные, относящиеся к надосадочной жидкости и осажденному остатку (т.е. к осадку).
Вторую аликвоту (образец 2) смешивали в течение 10 минут с двухфазным раствором, содержащим 10 г этилацетата и 10 г водного раствора гексаметафосфата натрия концентрацией 8% масс., получая, в результате седиментации, надосадочную жидкость, содержащую этилацетат, насыщенную водой и обогащенную нефтью; осажденный остаток, обедненный нефтью, и промежуточную водную фазу, насыщенную этилацетатом. В таблице 4 приведены данные, относящиеся к надосадочной жидкости и осажденному остатку (т.е. к осадку).
Третью аликвоту (образец 3) смешивали в течение 10 минут с двухфазным раствором, содержащим 10 г н-гексана и 10 г водного раствора гексаметафосфата натрия концентрацией 8% масс., получая, в результате седиментации, надосадочную жидкость, содержащую н-гексан, насыщенную водой и обогащенную нефтью; осажденный остаток, обедненный нефтью, и промежуточную водную фазу, насыщенную н-гексаном. В таблице 4 приведены данные, относящиеся к надосадочной жидкости и осажденному остатку (т.е. к осадку).
Четвертую аликвоту (образец 4) смешивали в течение 10 минут с раствором, содержащим 10 г ацетона и 10 г водного раствора гексаметафосфата натрия концентрацией 8% масс., получая, в результате седиментации, надосадочную жидкость, обогащенную нефтью, и осажденный остаток, обедненный нефтью. В таблице 4 приведены данные, относящиеся к надосадочной жидкости и осажденному остатку (т.е. к осадку).
Пятую аликвоту (образец 5) смешивали в течение 10 минут с раствором, содержащим 5 г ацетона, 5 г этилацетата и 10 г водного раствора гексаметафосфата натрия концентрацией 8% масс., получая, в результате седиментации, надосадочную жидкость, обогащенную по нефти, и осажденный остаток, обедненный по нефти. В таблице 4 приведены данные, относящиеся к надосадочной жидкости и осажденному остатку (т.е. к осадку).
Шестую аликвоту (образец 6) смешивали в течение 10 минут с двухфазным раствором, содержащим 10 г толуола и 10 г водного раствора гексаметафосфата натрия концентрацией 8% масс., получая, в результате седиментации, надосадочную жидкость, содержащую толуол, насыщенную водой и обогащенную нефтью; осажденный остаток, обедненный нефтью, и промежуточную водную фазу, насыщенную толуолом. В таблице 4 приведены данные, относящиеся к надосадочной жидкости и осажденному остатку (т.е. к осадку).
| Таблица 4 | |||||
| Образец | Фаза | В (%) | С (%) | D (%) | E (%) |
| 1 | Надосадочная жидкость | 69,7 | 15,0 | 10,47 | 96,6 |
| Осадок | 30,3 | 1,2 | 0,37 | 3,4 | |
| 2 | Надосадочная жидкость | 27,5 | 38,7 | 10,63 | 98,1 |
| Осадок | 72,5 | 0,3 | 0,21 | 1,9 | |
| 3 | Надосадочная жидкость | 35,1 | 29,9 | 10,50 | 96,9 |
| Осадок | 64,9 | 0,5 | 0,34 | 3,1 | |
| 4 | Надосадочная жидкость | 41,5 | 25,2 | 10,46 | 96,6 |
| Осадок | 58,5 | 0,6 | 0,37 | 3,4 | |
| 5 | Надосадочная жидкость | 22,9 | 45,6 | 10,43 | 96,2 |
| Осадок | 77,1 | 0,5 | 0,41 | 3,8 | |
| 6 | Надосадочная жидкость | 25,0 | 42,6 | 10,67 | 98,5 |
| Осадок | 75,0 | 0,2 | 0,17 | 1,5 | |
| В: денсиметрическое распределение; | |||||
| С: концентрация нефти (определенная по методу ЕРА 3540С, как описано выше); | |||||
| D: распределение нефти (принимая содержание нефти на входе за 100, рассчитывали ее распределение по различным гранулометрическим фракциям и различным фазам); | |||||
| Е: распределение нефти (% масс. по отношению к сырью). |
Из данных, приведенных в таблице 4, можно заключить, что подвергая образцы нефтеносного песка денсиметрическому разделению после измельчения, в присутствии воды, органического растворителя или смеси органических растворителей и дефлокулянта, согласно данному изобретению, получают осажденный остаток, обедненный нефтью (содержащий от 0,2% масс. до 1,2% масс. нефти), который не требует дополнительной обработки, а также надосадочную жидкость, обогащенную нефтью, направляемую на последующую экстракцию растворителем. И в этом случае на экстракцию растворителем можно направлять только часть общей массы нефтеносного песка.
Пример 5
Образец 100 г нефтеносного песка, содержащего 11,2% масс. нефти (определенной по методу ЕРА 3540С, как описано выше), измельчали с помощью молотковой дробилки, снижая размер частиц до величины меньше 1 мм, а впоследствии обрабатывали как образец 2 примера 4.
Посредством седиментации выделяли 79,7 г осажденного остатка, обедненного нефтью (содержащего 0,08% масс. нефти), который не требует дополнительной обработки; 20,3 г надосадочной жидкости, содержащей этилацетат, насыщенный водой и обогащенный нефтью, осажденный остаток, обедненный нефтью, и промежуточную водную фазу, насыщенную этилацетатом.
Указанную надосадочную жидкость отстаивали с получением маслянистой фазы, содержащей около 5 г нефти, что составляет 45% от нефти, присутствующей в исходном образце, и осажденной фазы.
Указанную осажденную фазу, содержащую нефтеносный песок (т.е. инертные продукты) и нефть, примерно в равных по массе количествах, снова подвергали денсиметрическому разделению. С этой целью указанную осажденную фазу смешивали с 20 мл толуола и 10 мл воды и, после седиментации, были выделены надосадочная жидкость, обогащенная нефтью; промежуточная водная фаза, и осажденный остаток, содержащий очищенный от нефти нефтеносный песок.
После отгонки толуола из указанной надосадочной жидкости было извлечено примерно 5,5 г нефти, что составляет 49% от нефти, присутствующей в исходном образце.
Было извлечено общее количество нефти 10,5 г, равное 94,3% нефти, присутствующей в исходном образце, совместно с 84,0 г твердого остатка, имеющего содержание нефти, равное 0,3% масс., который не требует дополнительной обработки.
Пример 6
Образец 20 г нефтеносного песка, содержащего 10,8% масс. нефти (определено по методу ЕРА 3540С, как описано выше), измельчали с помощью молотковой дробилки, снижая размер частиц до величины менее 1 мм, и разделяли на две равные аликвоты.
Первую аликвоту (образец 7) смешивали в течение 10 минут с двухфазным раствором, содержащим 2 г толуола и 10 г водного раствора гексаметафосфата натрия концентрацией 8% масс., с получением, в результате седиментации, надосадочной жидкости, содержащей толуол, насыщенной водой и обогащенной нефтью; осажденного остатка, обедненного нефтью, и промежуточной водной фазы, насыщенной толуолом. В таблице 5 приведены данные, относящиеся к надосадочной жидкости и осажденному остатку (т.е. к осадку).
Вторую аликвоту (образец 8) смешивали в течение 10 минут с двухфазным раствором, содержащим 2 г толуола и 10 г воды, с получением, в результате седиментации, надосадочной жидкости, содержащей толуол, насыщенной водой, и обогащенной нефтью; осажденного остатка, обедненного нефтью, и промежуточной водной фазы, насыщенной толуолом. В таблице 5 приведены данные, относящиеся к надосадочной жидкости и к осажденному остатку (т.е. к осадку).
| Таблица 5 | |||||
| Образец | Фаза | В (%) | С (%) | D (%) | E (%) |
| 7 | Надосадочная жидкость | 54,9 | 17,9 | 8,94 | 90,8 |
| Осадок | 45,1 | 2,2 | 1,0 | 9,2 | |
| 8 | Надосадочная жидкость | 60,2 | 15,8 | 9,48 | 87,5 |
| Осадок | 39,8 | 3,4 | 1,35 | 12,5 | |
| В: денсиметрическое распределение; | |||||
| С: концентрация нефти (определенная по методу ЕРА 3540С, как описано выше); | |||||
| D: распределение нефти (принимая содержание нефти на входе за 100, рассчитывали ее распределение по различным гранулометрическим фракциям и различным фазам); | |||||
| Е: распределение нефти (% масс. по отношению к сырью). |
Из таблицы 5 можно сделать вывод, что использование гексаметафосфата натрия позволяет получить большее количество осажденного остатка (39,8% в образце без гексаметафосфата натрия по сравнению с 45,1% в образце с гексаметафосфатом натрия), при снижении содержания нефти (от 3,4% масс. в образце без гексаметафосфата натрия до 2,2% масс. в образце с гексаметафосфатом натрия).
Пример 7
Образец 20 г нефтеносного песка, содержащего 10,8% масс. нефти (что определено по методу ЕРА 3540С, как описано выше), измельчали с помощью молотковой дробилки, уменьшив размер частиц до величины менее 1 мм, и разделяли на две равных аликвоты.
Первую аликвоту (образец 9) смешивали в течение 10 минут с двухфазным раствором, содержащим 2 г толуола и 10 г водного раствора гексаметафосфата натрия концентрацией 8% масс., с получением, в результате седиментации, надосадочной жидкости, содержащей толуол, насыщенной водой и обогащенной нефтью; осажденного остатка, обедненного нефтью, и промежуточной водной фазы, насыщенной толуолом.
Из указанной надосадочной жидкости, после отгонки толуола, было извлечено более 50% нефти по отношению к количеству нефти, содержащейся в исходном образце; указанная нефть содержала небольшое количество мелких частиц, т.е. частиц, имеющих размер не более 65 мкм; полученные данные приведены в таблице 6.
Вторую аликвоту (образец 10) смешивали в течение 10 минут с двухфазным раствором, содержащим 2 г толуола и 10 г воды, с получением, в результате седиментации, надосадочной жидкости, содержащей толуол, насыщенной водой и обогащенной нефтью; осажденного остатка, обедненного нефтью, и промежуточной водной фазы, насыщенной толуолом.
Из указанной надосадочной жидкости, после отгонки толуола, извлекли более 50% нефти по отношению к количеству нефти, содержащейся в исходном образце, но меньше, чем количество, извлеченное в образце 9, при этом указанная нефть содержала большее количество мелких частиц, т.е. частиц, имеющих размеры не более 65 мкм, по сравнению с образцом 9; полученные данные приведены в таблице 6.
| Таблица 6 | ||
| Образец | F (%) | G (%) |
| 9 | 58,6 | 1,6 |
| 10 | 51,9 | 2,8 |
| F: количество извлеченной нефти по отношению к количеству нефти, присутствующей в исходном сырье (определено, принимая количество нефти на входе за 100); | ||
| G: концентрация мелких частиц в извлеченной нефти (измерена путем седиментации извлеченной нефти и взвешивания полученного твердого остатка). |
Из таблицы 6 можно сделать вывод, что применение гексаметафосфата позволяет:
- получать большее количество нефти из надосадочной жидкости (51,9% масс. в образце без гексаметафосфата натрия по сравнению с 58,6% масс. в образце с гексаметафосфатом натрия);
- получать нефть, имеющую более низкое содержание мелких частиц (2,8% масс. в образце без гексаметафосфата натрия по сравнению с 1,6% масс. в образце с гексаметафосфатом натрия).
1. Способ извлечения нефти из твердой материнской породы, включающий:
- измельчение указанной твердой материнской породы с получением частиц размером не более 5 мм;
- денсиметрическое разделение указанных частиц, включающее:
- смешивание указанных частиц с водой и по меньшей мере одним дефлокулянтом с получением первой смеси твердое вещество-жидкость;
- разделение указанной первой смеси твердое вещество-жидкость с получением надосадочной жидкости, обогащенной указанной нефтью, и осажденного остатка, обедненного указанной нефтью;
- экстракцию указанной надосадочной жидкости путем смешивания ее по меньшей мере с одним органическим растворителем, имеющим температуру кипения не выше 160°C, при температуре от 5°C до 40°C и при атмосферном давлении 0,1 МПа (1 атм) с получением второй смеси твердое вещество-жидкость;
- разделение указанной второй смеси твердое вещество-жидкость с получением жидкой фазы, содержащей указанную нефть и указанный органический растворитель, и твердой фазы, содержащей остаток указанной твердой материнской породы;
- извлечение указанного органического растворителя из указанной жидкой фазы.
2. Способ извлечения нефти из твердой материнской породы по п. 1, в котором перед денсиметрическим разделением указанных частиц их подвергают гранулометрическому разделению с получением фракций частиц, имеющих различные размеры, которые затем подвергают указанному денсиметрическому разделению.
3. Способ извлечения нефти из твердой материнской породы по п. 1 или 2, где в указанной первой смеси твердое вещество-жидкость массовое отношение указанных частиц или указанных фракций частиц к указанной воде составляет от 1:0,5 до 1:10.
4. Способ извлечения нефти из твердой материнской породы по п. 1 или 2, где указанный дефлокулянт присутствует в таком количестве, чтобы получить концентрацию указанного дефлокулянта в указанной первой смеси твердое вещество-жидкость в диапазоне от 0,8% масс. до 15% масс. по отношению к общей массе воды, присутствующей в указанной первой смеси твердое вещество-жидкость.
5. Способ извлечения нефти из твердой материнской породы по п. 1 или 2, где указанный дефлокулянт выбирают из полифосфатов, таких как гексаметафосфат натрия, пирофосфат натрия, пирофосфат кальция, или их смесей; гидроксидов, таких как гидроксид натрия, гидроксид калия, или их смесей; карбонатов, таких как карбонат натрия, карбонат калия, или их смесей; галогенсодержащих соединений, таких как гипобромит натрия, гипобромит калия, или их смесей; лигносульфонатов, таких как лигнинсульфонат натрия, лигнинсульфонат калия, лигнинсульфонат магния, лигнинсульфонат кальция, или их смесей; или из смесей этих соединений.
6. Способ извлечения нефти из твердой материнской породы по п. 1 или 2, в котором указанную первую смесь твердое вещество-жидкость получают путем смешивания указанных частиц или указанных фракций частиц с водой, по меньшей мере одним дефлокулянтом и по меньшей мере одним органическим растворителем, имеющим температуру кипения не выше 160°C.
7. Способ извлечения нефти из твердой материнской породы по п. 6, где указанный органический растворитель присутствует в таком количестве, чтобы получить массовое отношение указанных частиц или указанных фракций частиц к указанному органическому растворителю от 1:0,5 до 1:50.
8. Способ извлечения нефти из твердой материнской породы по п. 1 или 2, где температура экстракции составляет от 15°C до 30°C.
9. Способ извлечения нефти из твердой материнской породы по п. 1 или 2, в котором указанную твердую материнскую породу выбирают из нефтеносных песков, нефтеносных горных пород, битуминозных сланцев.
10. Способ извлечения нефти из твердой материнской породы по п. 1 или 2, где указанный органический растворитель имеет плотность, измеренную при 20°C и при атмосферном давлении 0,1 МПа (1 атм), не более 1,5 г/см3.
11. Способ извлечения нефти из твердой материнской породы по п. 1 или 2, в котором указанный органический растворитель выбирают из:
- сложных эфиров, таких как этилацетат, изопропилацетат, н-бутилацетат, или их смесей;
- кетонов, таких как ацетон, гексанон, циклогексанон, или их смесей;
- алифатических углеводородов, таких как н-гексан, н-октан, нонан, декан, циклогексан, или их смесей;
- ароматических углеводородов, таких как толуол, изомеры ксилола, бензол, или их смесей;
- погонов нефтеперерабатывающих предприятий, которые включают: (i) смеси указанных алифатических углеводородов; (ii) смеси указанных ароматических углеводородов; (iii) смеси указанных алифатических и ароматических углеводородов, или их смесей;
- или смесей этих соединений.
12. Способ извлечения нефти из твердой материнской породы по п. 1 или 2, где массовое отношение указанной твердой материнской породы или указанной надосадочной жидкости к указанному органическому растворителю составляет от 1:0,5 до 1:10.
13. Способ извлечения нефти из твердой материнской породы по п. 1 или 2, в котором смешивание указанной твердой материнской породы или указанной надосадочной жидкости с указанным органическим растворителем проводят в течение от 5 минут до 60 минут.
14. Способ извлечения нефти из твердой материнской породы по п. 1 или 2, в котором указанную твердую материнскую породу или указанную надосадочную жидкость подвергают экстракции 1-10 раз.
15. Способ извлечения нефти из твердой материнской породы по п. 1 или 2, в котором извлечение указанного органического растворителя из указанной жидкой фазы проводят путем перегонки при температуре от 50°C до 150°C и при давлении от 1 кПа до 0,1 МПа (от 0,01 атм до 1 атм).
16. Способ извлечения нефти из твердой материнской породы по п. 1 или 2, в котором к указанной жидкой фазе добавляют сильный электролит, такой как хлорид натрия (NaCl), хлорид кальция (CaCl2), сульфат натрия (Na2SO4), или их смеси, в количестве от 1% масс. от общей массы указанной жидкой фазы до предела растворимости указанного электролита в указанной жидкой фазе.
17. Способ извлечения нефти из твердой материнской породы по п. 1 или 2, в котором указанную твердую фазу и/или указанный осажденный остаток подвергают термической десорбции при температуре от 50°C до 150°C.
