Улучшенный способ извлечения битума из битуминозных песков



Владельцы патента RU 2647582:

ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи (US)

Изобретение относится к способу извлечения битума из битуминозных песков. Способ извлечения битума включает стадию обработки битуминозных песков с помощью простого эфирамина гликоля, где обработка предназначена для битуминозных песков, извлеченных с помощью добычи на поверхности или добычи in situ, причем простой эфирамин гликоля имеет следующую структурную формулу: R-(OC2H4)x-NH2 или R-(OCH2CH(CH3))y-NH2, где R представляет собой С1-C6 алкильную или фенильную группу и x и y независимо равны 1-3. Технический результат – обеспечение значительного увеличения извлечения битума из битуминозных песков. 6 з.п. ф-лы, 2 табл.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к извлечению битума из битуминозных песков. Более конкретно, настоящее изобретение представляет собой усовершенствованный способ извлечения битума из битуминозных песков либо с помощью добычи на поверхности, либо посредством извлечения in situ. Усовершенствование представляет собой использование простого эфирамина гликоля в качестве экстрагирующего агента в воде и/или в водяном паре, используемом в способе извлечения битума.

Уровень техники

Отложения битуминозных песков находятся по всему миру, но больше всего их в Канаде, Венесуэле и Соединенных Штатах Америки. Эти битуминозные пески содержат значительные отложения тяжелой нефти, обычно упоминаемой как битум. Битум из этих битуминозных песков может извлекаться и перерабатываться до получения синтетической нефти или непосредственно в нефтепродукты.

Сложность с битумом заключается в том, что, как правило, он очень вязкий, иногда до такой степени, что он скорее представляет собой твердое тело, чем жидкость. Таким образом, битум, как правило, не течет, как делают менее вязкие или более легкие сырые нефти.

Из-за вязкой природы битума его нельзя добывать из скважины, пробуренной в битуминозных песках, как в случае более легкой сырой нефти. Это связано с тем, что битум просто не течет, если его сначала не нагреть, не разбавить и/или не переработать. Поскольку обычный опыт бурения нефтяных скважин не является адекватным при добыче битума, в течение нескольких десятилетий разработано несколько способов для извлечения и переработки битуминозных песков с удалением битума. Для малоглубинных отложений битуминозных песков типичный способ включает извлечение с поверхности или глубинную добычу, с последующей обработкой битуминозных песков для удаления битума.

Разработку способов извлечения с поверхности осуществляют наиболее широко на нефтяном поле Атабаска в Канаде. В этих способах битуминозные пески добывают, как правило, посредством открытой добычи или карьерным способом с помощью шагающего экскаватора, роторных экскаваторов, а в последнее время посредством работы ковшового экскаватора и самосвалов. Затем битуминозные пески транспортируют на нефтепромысловый объект для переработки и удаления битума из песка. Эти способы, как правило, включают использование растворителя некоторого типа, чаще всего воды или водяного пара, хотя можно использовать и другие растворители, такие как углеводородные растворители.

После извлечения из-под земли на поле Атабаска, как правило, используют способ экстракции горячей водой, при котором битуминозные пески смешивают с водой при температурах, находящихся в пределах приблизительно от 35°C до 75°C, при этом недавние усовершенствования понижают необходимую температуру до нижней части этого диапазона. Экстрагирующий агент, такой как гидроксид натрия (NaOH), поверхностно-активные вещества и/или воздух могут смешиваться с битуминозными песками.

Воду добавляют к битуминозным пескам для создания суспензии битуминозных песков, к которой могут добавляться добавки, такие как NaOH, которые затем транспортируются на экстракционную установку, как правило, с помощью трубопровода. Внутри разделительной емкости суспензию перемешивают, и вода и NaOH высвобождают битум из битуминозных песков. Воздух, захваченный с помощью воды и NaOH, присоединяется к битуму, позволяя ему всплывать в верхнюю часть суспендированной смеси и образовывать пену. Битумная пена дополнительно обрабатывается для удаления остаточной воды и мелкодисперсных частиц, которые, как правило, представляют собой малые частицы песка и глины. Затем битум либо хранится для дополнительной переработки, либо непосредственно перерабатывается либо химически, либо посредством смешивания с более легкими нефтепродуктами и транспортируется с помощью трубопровода для облагораживающей переработки в синтетическую сырую нефть. К сожалению, этот способ нельзя использовать для более глубоких слоев смоляных песков. Технологии in situ необходимы для извлечения более глубокой нефти при скважинной добыче. Считается, что примерно 80 процентов смоляных песков Альберты и почти все венесуэльские смоляные пески находятся слишком глубоко под поверхностью для использования добычи карьерным способом.

При скважинной добыче, упоминаемой как извлечение in situ, циклическое стимулирование водяным паром (CSS) представляет собой обычный способ "пароциклической обработки скважины" in situ, при этом водяной пар нагнетается в скважину при температуре от 250°C до 400°C. Водяной пар восходит и нагревает битум, уменьшая его вязкость. Скважине дают возможность оседать в течение нескольких дней или недель, а затем горячая нефть, смешанная с конденсированным водяным паром, выкачивается в течение периода недель или месяцев. Затем способ повторяют. К сожалению, способ "пароциклической обработки скважины" требует приостановки оборудования в течение нескольких недель, чтобы дать возможность для аккумулирования прокачиваемой нефти. В дополнение к высокой стоимости закачки водяного пара способ CSS, как правило, дает в результате извлечение 20-25 процентов.

Гравитационное дренирование с использованием водяного пара (SAGD) представляет собой другой способ in situ, где в смоляных песках бурят две горизонтальные скважины, одну в нижней части формации, а другую на пять метров выше нее. Скважины бурят в группах вне центральных слоев. Эти скважины могут простираться на несколько миль во всех направлениях. Водяной пар нагнетается в верхнюю скважину, расплавляя при этом битум, который затем протекает в нижнюю скважину. Полученная в результате жидкая нефть, смешанная с конденсированным водяным паром, затем выкачивается на поверхность. Типичное извлечение доступной нефти составляет 40-60 процентов.

Указанные выше способы имеют множество проблем с затратами, с окружающей средой и с безопасностью, связанных с ними. Например, использование больших количеств водяного пара требует больших затрат энергии и требует переработки и размещения больших количеств воды. В настоящее время, экстракция и переработка смоляных песков требует несколько баррелей воды на каждый баррель полученной нефти. Открытая разработка месторождений и дальнейшая переработка дает в результате не полностью очищенный песок, который требует дополнительной переработки, перед тем как его возвратят в окружающую среду. Кроме того, использование большого количества каустической соды при добыче на поверхности не только представляет собой угрозы для безопасности способа, но также вносит вклад в стабильность мелкодисперсных частиц глины в отходах, удаление которых представляет собой главную проблему, связанную с окружающей средой.

Таким образом, остается необходимость в эффективных, безопасных и экономичных способах улучшения извлечения битума из битуминозных песков.

Сущность изобретения

Настоящее изобретение представляет собой усовершенствованный способ извлечения битума, включающий стадию обработки битуминозных песков с помощью простого эфирамина гликоля, где обработка предназначена для битуминозных песков, извлеченных с помощью добычи на поверхности, или для добычи in situ битуминозных песков в подземном резервуаре, предпочтительно простой эфирамин гликоля представляет собой 2-бутокси-1-аминоэтан; 2-(2-метоксиэтокси)-1-аминоэтан; 2-(2-бутоксиэтокси)-1-аминоэтан; 1-метокси-2-аминопропан; 1-пропокси-2-аминопропан; 1-бутокси-2-аминопропан; 1-(2-метокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан; 1-(2-пропокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан; 1-(2-бутокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан; 1-[2-(2-пропокси-1-метилэтокси)-1-метилэтокси]-2-аминопропан или 1-[2-(2-бутокси-1-метилэтокси)-1-метилэтокси]-2-аминопропан, более предпочтительно 2-(2-метоксиэтокси)-1-аминоэтан или 1-(2-метокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан.

В одном из вариантов осуществления способа извлечения битума, описанного выше в настоящем документе, простой эфирамин гликоля описывается с помощью следующей структуры:

R-(OC2H4)x-NH2

или

R-(OCH2CH(CH3))y-NH2,

где R представляет собой С1-C6 алкильную группу или фенильную группу, предпочтительно метильную группу, и

x и y независимо равны 1-3, предпочтительно 2.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения способ извлечения битума с помощью добычи на поверхности, описанный выше в настоящем документе, включает стадии: i) добычи на поверхности битуминозных песков, ii) приготовления водной суспензии битуминозных песков, iii) обработки водной суспензии с помощью простого эфирамина гликоля, iv) перемешивания обработанной водной суспензии, v) переноса перемешанной обработанной водной суспензии в разделительный танк и vi) отделения битума от водной части, предпочтительно простой эфирамин гликоля присутствует в водной суспензии в количестве от 0,1 до 10 процентов массовых по отношению к массе битуминозных песков.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения способ извлечения битума с помощью добычи in situ, описанный выше в настоящем документе, включает стадии: i) обработки подземного резервуара битуминозных песков посредством нагнетания водяного пара, содержащего простой эфирамин гликоля, в скважину и ii) извлечения битума из скважины, предпочтительно концентрация простого эфирамина гликоля в водяном паре представляет собой количество от 100 м.д. до 10 процентов массовых.

Подробное описание вариантов осуществления

Отделение битума и/или тяжелой нефти от битуминозных песков осуществляется, но не ограничиваясь этим, с помощью двух способов, добычи на поверхности или извлечения in situ, иногда упоминаемого как скважинная добыча. Битуминозные пески могут извлекаться с помощью добычи на поверхности или открытой разработки месторождений и транспортироваться к месту переработки. Хороший обзор можно найти в статье "Understanding Water-Based Bitumen Extraction from Athabasca Oil sands", J. Masliyah, et al., Canadian Journal of Chemical Engineering, Volume 82, August 2004. Основные стадии при извлечении битума включают, на поверхности: добычу, экстракцию, обработку пены, пруд для распределения воды - хвостов/загуститель и переработку. Эти стадии взаимосвязаны, операция добычи влияет на экстракцию, и в свою очередь, экстракция влияет на операцию переработки.

Как правило, при промышленных операциях извлечения битума битуминозный песок добывают в карьере с использованием самосвалов и ковшовых экскаваторов. Добытые битуминозные пески транспортируют к месту переработки. Стадия экстракции включает измельчение кусков битуминозного песка и смешивание их с (рециклированной технологической) водой в смесительных камерах, перемешиваемых танках, циклических подающих устройствах или ротационных дробилках с образованием кондиционированной суспензии битуминозных песков. Кондиционированная суспензия битуминозных песков вводится в гидротранспортные трубопроводы или в галтовочные барабаны, где куски битуминозного песка подвергаются воздействию сдвига, и имеет место уменьшение размеров. В галтовочных барабанах и/или в гидротранспортных трубопроводах битум извлекается или "высвобождается", или "освобождается" от зерен песка. В течение стадии приготовления суспензии могут добавляться химические добавки, например химикалии, известные в данной области, смотри US2008/0139418, включаемый в настоящий документ в качестве ссылки во всей своей полноте. При типичных операциях рабочая температура суспензии находится в пределах 35-75°C, предпочтительно 40-55°C.

Захваченный или введенный воздух присоединяется к битуму в галтовочных барабанах и гидротранспортных трубопроводах с образованием пены. На стадии обработки пены аэрированный битум всплывает и впоследствии удаляется из суспензии. Это осуществляется с помощью больших емкостей для гравитационного разделения, обычно упоминаемых как емкости первичного разделения (PSV), разделительные ячейки (Sep Cell) или первичные разделительные ячейки (PSC). Небольшое количество капель битума (обычно неаэрированного битума), остающихся в суспензии, извлекается дополнительно с использованием либо вынужденной флотации с помощью воздуха в механических флотационных ячейках и в емкостях извлечения нефтяных хвостов, либо с помощью циклосепараторов и гидроциклонов. Как правило, общее извлечение битума при промышленных операциях составляет примерно 88-95 процентов. Извлеченный битум в форме пены обычно содержит 60 процентов битума, 30 процентов воды и 10 процентов твердых продуктов.

Битумная пена, извлеченная как таковая, затем деаэрируется и разбавляется (смешивается) растворителями для обеспечения достаточной разности плотностей между водой и битумом и для уменьшения вязкости битума. Разбавление с помощью растворителя (например, нафты или гексана) облегчает удаление твердых продуктов и воды из битумной пены с использованием отстойников с наклонными пластинами, циклонов и/или центрифуг. Когда парафиновый разбавитель (растворитель) используют при достаточно высоком отношении разбавителя к битуму, происходит частичная преципитация асфальтенов. Это приводит к образованию композитных агрегатов, которые захватывают воду и твердые продукты в разбавленной битумной пене. Таким образом, гравитационное разделение сильно улучшается, потенциально устраняя необходимость в циклонах или центрифугах.

На стадии прудов для обработки воды - хвостов/загустителя, поток хвостов из экстракционной установки поступает в пруд для хвостов для разделения твердые продукты - жидкость. Осветленная вода рециклируется из пруда обратно в экстракционную установку. Для ускорения манипуляций с хвостами к созревшим мелкодисперсным хвостам может добавляться гипс, для консолидации мелкодисперсных частиц вместе с крупным песком в неразделимую смесь. Этот способ упоминается как способ с консолидированными (композитными) хвостами (CT). CT удаляют геотехническим способом, который усиливает их дальнейшее обезвоживание и возможную рекультивацию. Необязательно, хвосты из экстракционной установки пропускают через циклон, при этом поток из верхней части (мелкодисперсные хвосты) закачивают в загустители, а поток из нижней части циклона (крупные хвосты) в пруд для хвостов. Мелкодисперсные хвосты обрабатывают с помощью флоккулянтов, затем загущают и закачивают в пруд для хвостов. Затем можно использовать технологию с образованием пасты (добавление флоккулянтов/полиэлектролитов) или сочетание CT и технологии с получением пасты для быстрого высвобождения воды и рециклирования воды в CT на экстракционную установку, для извлечения битума из битуминозных песков.

На конечной стадии извлеченный битум облагораживают. Облагораживание либо добавляет водород, либо удаляет углерод для получения сбалансированного более легкого углеводорода, который является более ценным и который легче перерабатывать. Процесс облагораживания также удаляет загрязнения, такие как тяжелые металлы, соль, кислород, азот и сера. Способ облагораживания включает одну или несколько стадий, таких как: перегонка, где различные соединения разделяются по физическим свойствам, коксование, гидроконверсия, деасфальтирование растворителя для улучшения соотношения водород-углерод, и гидрообработка, которая удаляет загрязнения, такие как сера.

В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения улучшение способа извлечения битума из битуминозных песков представляет собой добавление простого эфирамина гликоля в течение стадии приготовления суспензии. Измельченный до соответствующего размера материал добавляют в емкость с суспензией при перемешивании и объединяют с простым эфирамином гликоля. Простой эфирамин гликоля может добавляться к суспензии битуминозных песков сам по себе или как водный раствор, имеющий концентрацию от 100 частей на миллион до 10 процентов массовых простого эфирамина гликоля по отношению к общей массе раствора простого эфирамина гликоля. Предпочтительно простой эфирамин гликоля присутствует в водной суспензии битуминозных песков в количестве от 0,1 до 10 процентов массовых в расчете на массу битуминозных песков.

Предпочтительные простые эфирамины гликолей по настоящему изобретению представлены одной или несколькими из следующих формул:

R-(OC2H4)x-NH2

или

R-(OCH2CH(CH3))y-NH2,

где R представляет собой C1-C6 алкильную группу или фенильную группу, предпочтительно метильную группу,

и

x и y независимо равны 1-3, предпочтительно 2.

Предпочтительные простые эфирамины гликолей по настоящему изобретению представляют собой 2-бутокси-1-аминоэтан; 2-(2-метоксиэтокси)-1-аминоэтан; 2-(2-бутоксиэтокси)-1-аминоэтан; 1-метокси-2-аминопропан; 1-пропокси-2-аминопропан; 1-бутокси-2-аминопропан; 1-(2-метокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан; 1-(2-пропокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан; 1-(2-бутокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан; 1-[2-(2-пропокси-1-метилэтокси)-1-метилэтокси]-2-аминопропан или 1-[2-(2-бутокси-1-метилэтокси)-1-метилэтокси]-2-аминопропан, более предпочтительно, 2-(2-метоксиэтокси)-1-аминоэтан или 1-(2-метокси-1-метилэтокси)-2- аминопропан.

Раствор простого эфира гликоля/суспензию битуминозных песков, как правило, перемешивают от 5 минут до 4 часов, предпочтительно в течение часа или меньше. Предпочтительно раствор простого эфирамина гликоля и суспензия битуминозных песков нагреваются до 35°C или выше, более предпочтительно до 40°C или выше, более предпочтительно до 55°C или выше, более предпочтительно до 60°C или выше. Предпочтительно раствор простого эфирамина гликоля и суспензия битуминозных песков нагреваются до 100°C или ниже, более предпочтительно до 80°C или ниже, а более предпочтительно до 75°C или ниже.

Как показано выше в настоящем документе, обработанная суспензия простого эфирамина гликоля может переноситься в разделительную емкость, как правило, содержащую разбавленный раствор детергента, где битум и тяжелые нефти отделяются от водной части. Твердые продукты и водная часть могут обрабатываться дополнительно для удаления любой дополнительной свободной органической материи.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения битум извлекается из битуминозных песков посредством скважинной добычи, где простой эфирамин гликоля, как описано выше в настоящем документе, может добавляться к битуминозным пескам посредством обработки in situ отложений битуминозных песков, которые располагаются слишком глубоко для открытой разработки месторождений. Два наиболее распространенных способа извлечения при добыче in situ представляют собой циклическое стимулирование водяным паром (CSS) и гравитационное дренирование с использованием водяного пара (SAGD). CSS может использовать как вертикальные, так и горизонтальные скважины, в которых попеременно нагнетают водяной пар и откачивают нагретый битум на поверхность, с формированием цикла из нагнетания, нагрева, протекания и экстракции. SAGD использует пары горизонтальных скважин, расположенных одна над другой в битуминозной продуктивной зоне. Верхнюю скважину используют для нагнетания водяного пара, создавая постоянно нагретую камеру, внутри которой нагретый битум стекает под действием силы тяжести в нижнюю скважину, которая извлекает битум.

Однако разрабатываются новые технологии, такие как экстракция с закачкой пара (VAPEX) и холодная добыча тяжелой нефти с помощью песка (CHOPS).

Основные стадии при обработке in situ для извлечения битума из битуминозных песков включают: нагнетание водяного пара в скважину, извлечение битума из скважины и разбавление извлеченного битума, например, с помощью конденсата, для транспортировки с помощью трубопроводов.

В соответствии с настоящим способом простой эфирамин гликоля используют в качестве добавки к водяному пару в способе извлечения битума из подземного резервуара с битуминозным песком. Способ нагнетания водяного пара может включать один или несколько способов из вытеснения водяным паром, пропитки водяным паром или циклического нагнетания водяного пара с программой для одной скважины или для множества скважин. Заводнение можно использовать в дополнение к одному или нескольким способам нагнетания водяного пара, перечисленным выше в настоящем документе.

Как правило, водяной пар нагнетают в резервуар с битуминозными песками через нагнетательную скважину, и при этом текучие среды формации, включая текучие среды резервуара и нагнетаемые текучие среды, получают либо через соседнюю промышленную скважину, либо посредством обратного протекания в нагнетательной скважине.

В большинстве резервуаров битуминозных песков температура водяного пара по меньшей мере 180°C, которая соответствует давлению 150 фунт/кв. дюйм (1,0 МПа) или больше, необходима для того, чтобы сделать битум подвижным. Предпочтительно нагнетаемый поток простого эфирамина гликоля - водяного пара вводится в резервуар при температуре в пределах от 150°C до 300°C, предпочтительно от 180°C до 260°C. Конкретная температура водяного пара и давление, используемые в способе по настоящему изобретению, будут зависеть от таких конкретных характеристик резервуара, как глубина, избыточное пластовое давление, толщина продуктивной зоны и вязкость битума, и, таким образом, будут устанавливаться отдельно для каждого резервуара.

Предпочтительно нагнетать простой эфирамин гликоля одновременно с водяным паром для обеспечения или доведения до максимума количества простого эфирамина гликоля, реально перемещающегося вместе с водяным паром. В некоторых случаях может быть желательным, чтобы нагнетаемый поток одного лишь водяного пара предшествовал нагнетаемому потоку водяного пара - простого эфирамина гликоля или следовал за ним. В этом случае температура водяного пара может подниматься выше 260°C во время нагнетания только лишь водяного пара. Термин "водяной пар", используемый в настоящем документе, как подразумевается, включает перегретый водяной пар, насыщенный водяной пар и водяной пар с качеством меньше чем 100 процентов.

Для ясности, термин "водяной пар с качеством меньше чем 100 процентов" относится к водяному пару, имеющему присутствующую жидкую водную фазу. Качество водяного пара определяется как процент массовый сухого водяного пара, содержащегося в единице массы смеси водяной пар-жидкость. "Насыщенный водяной пар" используется как синоним "водяного пара с качеством 100 процентов". "Перегретый водяной пар" представляет собой водяной пар, который нагрет выше температуры равновесия пар-жидкость. Если используют перегретый водяной пар, водяной пар предпочтительно перегревают на 5-50°C выше температуры равновесия пар-жидкость перед добавлением простого эфирамина гликоля.

Простой эфирамин гликоля может добавляться к водяному пару как есть или в виде концентрата. Если он добавляется в виде концентрата, его можно добавлять как раствор 1-99 процентов массовых в воде. Предпочтительно простой эфирамин гликоля является по существу улетучившимся, и он переносится в резервуар как аэрозоль или туман. Здесь, опять же, задачей является доведение до максимума количества амина гликоля, проходящего вместе с водяным паром в резервуар.

Простой эфирамин гликоля предпочтительно нагнетают периодически или непрерывно вместе с водяным паром таким образом, что нагнетаемый поток водяного пара - простого эфирамина гликоля достигает устья формации через общую систему труб. Доля простого эфирамина гликоля регулируется таким образом, чтобы поддержать предпочтительную концентрацию простого эфирамина гликоля в водяном паре от 100 м.д. до 10 процентов массовых. Скорость нагнетания водяного пара для типичного резервуара битуминозных песков может соответствовать обеспечению продвижения достаточного количества водяного пара через формацию, от 1 до 3 фут/день (0,3-1,0 м).

ПРИМЕРЫ

Простые эфирамины гликолей, перечисленные в Таблице 1, либо являются коммерчески доступными, либо могут быть получены с помощью любого известного способа восстановительного аминирования. Простые эфирамины гликолей, используемые в Примерах 1-11, описываются следующими формулами:

R-(OC2H4)x-NH2

или

R-(OCH2CH(CH3))y-NH2

Таблица 1
X y R Простой эфирамин гликоля
1 C4 2-бутокси-1-аминоэтан
2 С1 2-(2-метоксиэтокси)-1-аминоэтан
2 C4 2-(2-бутоксиэтокси)-1-аминоэтан
1 С1 1-метокси-2-аминопропан
1 C3 1-пропокси-2-аминопропан
1 C4 1-бутокси-2-аминопропан
2 С1 1-(2-метокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан
2 C3 1-(2-пропокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан
2 C4 1-(2-бутокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан
3 C3 1-[2-(2-пропокси-1-метилэтокси)-1-метилэтокси]-2-аминопропан
3 C4 1-[2-(2-бутокси-1-метилэтокси)-1-метилэтокси]-2-аминопропан

Примеры 1-11 содержат 4,5 г 1% водного раствора простого эфирамина гликоля, объединенного с 0,5 г высокосортных битуминозных песков, добытых на Атабаска. Смесь встряхивают, нагревают и дают возможность для кипения в течение 1 часа.

Суспензии простого эфирамина гликоля/битуминозного песка Примеров 1-11 оценивают визуально и качественно сравнивают с количеством извлечения нефти по сравнению с идентичной обработкой битуминозных песков одной только водой; результаты приводятся в Таблице 2. Видимое извлечение нефти оценивают на основе образования свободной нефти на границе раздела воздух-жидкость (первичный индикатор) и появления мутности и окраски в растворе (вторичный индикатор). На основе визуальной оценки улучшенное извлечение оценивается "+", умеренно улучшенное извлечение оценивается "++" и значительно улучшенное извлечение оценивается "+++".

Таблица 2
Пример Простые эфирамины гликолей Улучшение
1 2-бутокси-1-аминоэтан +
2 2-(2-метоксиэтокси)-1-аминоэтан +++
3 2-(2-бутоксиэтокси)-1-аминоэтан ++
4 1-метокси-2-аминопропан ++
5 1-пропокси-2-аминопропан ++
6 1-бутокси-2-аминопропан ++
7 1-(2-метокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан +++
8 1-(2-пропокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан ++
9 1-(2-бутокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан +
10 1-[2-(2-пропокси-1-метилэтокси)-1-метилэтокси]-2-аминопропан +
11 1-[2-(2-бутокси-1-метилэтокси)-1-метилэтокси]-2-аминопропан +

Пример 12 представляет собой нагнетание водяного пара, содержащего концентрацию 1100 частей на миллион простого эфирамина гликоля Примера 5, в эксперименте по заводнению водяным паром в лабораторном масштабе. Сравнительный пример A представляет собой нагнетание только лишь водяного пара. Камеру из нержавеющей стали внутренним диаметром 1,6 дюйма (4 см) набивают 100 г высокосортного битуминозного песка, добытого на Атабаске. Водяной пар нагнетается при скорости 4,5 мл/мин эквивалента жидкой воды. Давление водяного пара устанавливают при 50 фунт/кв. дюйм (3,1 кг/кв. см) в датчике в течение первого часа, 100 фунт/кв. дюйм (6,2 кг/кв. см) в датчике в течение следующих 30 минут и 320 фунт/кв. дюйм (20 кг/кв. см) в датчике в течение следующего часа. Общее извлечение битума для Примера 12 составляет 38 процентов. Общее извлечение битума для Сравнительного примера A составляет 30 процентов. Пример 12 демонстрирует 8-процентное абсолютное увеличение извлечения битума из битуминозных песков по сравнению со Сравнительным примером A.

1. Способ извлечения битума, включающий стадию обработки битуминозных песков с помощью простого эфирамина гликоля, где обработка предназначена для битуминозных песков, извлеченных с помощью добычи на поверхности или добычи in situ,

причем простой эфирамин гликоля описывается следующей структурой:

R-(OC2H4)x-NH2

или

R-(OCH2CH(CH3))y-NH2,

где R представляет собой С1-C6 алкильную группу или фенильную группу

и

x и y независимо равны 1-3.

2. Способ по п.1 с помощью добычи на поверхности, включающий стадии:

i) добычи на поверхности битуминозных песков,

ii) приготовления водной суспензии битуминозных песков,

iii) обработки водной суспензии с помощью простого эфирамина гликоля,

iv) перемешивания обработанной водной суспензии,

v) переноса перемешиваемой обработанной водной суспензии в разделительный танк и

vi) отделения битума от водной части.

3. Способ по п.2, в котором простой эфирамин гликоля присутствует в водной суспензии в количестве от 0,1 до 10 процентов массовых по отношению к массе битуминозных песков.

4. Способ по п.1 с помощью добычи in situ, включающий стадии:

i) обработки подземного резервуара битуминозных песков посредством нагнетания водяного пара, содержащего простой эфирамин гликоля, в скважину,

и

ii) извлечения битума из скважины.

5. Способ по п.4, в котором концентрация простого эфирамина гликоля в водяном паре составляет количество от 100 частей на миллион до 10 процентов массовых.

6. Способ по п.1, в котором простой эфирамин гликоля представляет собой 2-бутокси-1-аминоэтан; 2-(2-метоксиэтокси)-1-аминоэтан; 2-(2-бутоксиэтокси)-1-аминоэтан; 1-метокси-2-аминопропан; 1-пропокси-2-аминопропан; 1-бутокси-2-аминопропан; 1-(2-метокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан; 1-(2-пропокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан; 1-(2-бутокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан; 1-[2-(2-пропокси-1-метилэтокси)-1-метилэтокси]-2-аминопропан или 1-[2-(2-бутокси-1-метилэтокси)-1-метилэтокси]-2-аминопропан.

7. Способ по п.1, в котором простой эфирамин гликоля представляет собой 2-(2-метоксиэтокси)-1-аминоэтан или 1-(2-метокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к композиции на основе поверхностно-активных веществ - ПАВ, ее получению и ее использованию при добыче нефти третичными методами. Композиция на основе ПАВ включает катионное ПАВ и анионо-неионогенное ПАВ и обладает значительно повышенной активностью на поверхности раздела фаз и стабильностью по сравнению с известными композициями.

Группа изобретений относится к обработке скважин. Технический результат - подавление набухания и/или миграции компонентов пласта, стабильность, управляемые свойства и безопасность жидкости для обработки скважин.

Изобретение относится к способу добычи и отделения нефти. Способ добычи нефти, в котором пропускают минерализованную исходную воду, имеющую общее содержание растворенных твердых веществ («TDS») больше, чем 5000 ч/млн, через ионный фильтр для образования обработанной воды, имеющей пониженную степень минерализации по сравнению с исходной водой, при этом часть исходной воды не проходит через ионный фильтр с образованием ретентата, имеющего повышенную степень минерализации по сравнению с исходной водой, используют по меньшей мере часть обработанной воды, имеющей пониженную степень минерализации, в качестве водной текучей среды, имеющей ионную силу не более 0,15 моль/л и общее содержание растворенных твердых веществ от 200 до 10000 ч/млн, вводимой внутрь нефтеносного пласта, добывают нефть и воду из пласта после введения водной текучей среды внутрь пласта, смешивают деэмульгатор и соляной раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ больше, чем 10000 ч/млн, с по меньшей мере частью нефти и воды, добытых из пласта, и отделяют нефть от смеси нефти, воды, деэмульгатора и солевого раствора, причем по меньшей мере часть ретентата используют в качестве по меньшей мере части указанного соляного раствора.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при заканчивании скважин для повышения продуктивности пласта, сложенного карбонатными коллекторами с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Изобретение относится к интенсификации притока в скважину для увеличения нефтегазодобычи. В способе борьбы с фильтрационными потерями в формации, содержащем закачивание водной жидкости, содержащей эмульсию, стабилизированную поверхностно-активным веществом и имеющую внутреннюю битумную фазу, в формации происходит обращение битумной эмульсии путем прибавления агента-инициатора обращения эмульсии.

Изобретение относится к добыче нефти третичными методами. Способ добычи нефти, в котором водный нагнетаемый агент, содержащий, по меньшей мере, растворимый в воде (со)полимер полиакриламида - ПАА, растворенный в жидкости на водной основе, закачивают через по меньшей мере одну нагнетательную скважину в нефтеносное отложение, а сырую нефть извлекают из отложения через по меньшей мере одну эксплуатационную скважину, причем способ, по меньшей мере, предусматривает следующие стадии: обеспечения жидкой дисперсионной полимерной композиции, по меньшей мере, содержащей, мас.%: 20-59,9 органической гидрофобной жидкости с температурой кипения более 100°С, 40-79,9 частиц по меньшей мере одного растворимого в воде (со)полимера ПАА со средним размером частиц от 0,4 мкм до 5 мкм, диспергированных в органической жидкости, где растворимый в воде (со)полимер ПАА содержит 30-100% по массе акриламидных звеньев относительно общего количества всех мономерных звеньев в (со)полимере и характеризуется среднемассовой молекулярной массой Mw от 5000000 г/моль до 30000000 г/моль, и 0,1-10 по меньшей мере двух поверхностно-активных веществ - ПАВ (С), где ПАВ (С) содержат 0,05-5% по массе по меньшей мере одного ПАВ (С1), способного стабилизировать эмульсии «вода в масле», и 0,05-5% по массе по меньшей мере одного ПАВ (С2), способного стабилизировать дисперсию, содержание воды в жидкой дисперсионной полимерной композиции составляет менее 10% по массе и количества каждого компонента жидкой дисперсионной полимерной композиции представлены на основе общего количества всех ее компонентов, добавления по меньшей мере одного активирующего ПАВ (D) в жидкую дисперсионную полимерную композицию, причем ПАВ (D) отлично от ПАВ (С) и имеет показатель ГЛБ более 9, смешивания жидкой дисперсионной полимерной композиции, содержащей по меньшей мере одно активирующее ПАВ (D), с жидкостью на водной основе, таким образом получая водный нагнетаемый агент, содержащий по меньшей мере один (со)полимер ПАА, растворенный в нем, где концентрация (со)полимера ПАА в нагнетаемом агенте составляет 0,05-0,5% по массе на основе общего количества всех компонентов нагнетаемого агента, и закачивания водного нагнетаемого агента, полученного таким образом, в нефтеносное отложение.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта микробиологическим воздействием. Технический результат - увеличение охвата пласта за счет блокирования высокопроницаемых зон пласта и вовлечения в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных пропластков, увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добывающих скважин, а также расширение технологических возможностей способа.

Изобретение относится к технологии эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Технический результат - эффективный подъем скважинной жидкости из газовых и газоконденсатных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к технике добычи нефти механизированным способом. Технический результат – повышение эффективности работы малодебитной скважины в условиях снижающейся продуктивности пласта за счет оптимизации параметров работы насосной установки, увеличения ее дебита и снижения риска срывов подачи при снижении притока.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение производительности нагнетательных скважин, уменьшение времени осуществления способа, его упрощение и удешевление.

Изобретение относится к способу добычи и отделения нефти. Способ добычи нефти, в котором пропускают минерализованную исходную воду, имеющую общее содержание растворенных твердых веществ («TDS») больше, чем 5000 ч/млн, через ионный фильтр для образования обработанной воды, имеющей пониженную степень минерализации по сравнению с исходной водой, при этом часть исходной воды не проходит через ионный фильтр с образованием ретентата, имеющего повышенную степень минерализации по сравнению с исходной водой, используют по меньшей мере часть обработанной воды, имеющей пониженную степень минерализации, в качестве водной текучей среды, имеющей ионную силу не более 0,15 моль/л и общее содержание растворенных твердых веществ от 200 до 10000 ч/млн, вводимой внутрь нефтеносного пласта, добывают нефть и воду из пласта после введения водной текучей среды внутрь пласта, смешивают деэмульгатор и соляной раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ больше, чем 10000 ч/млн, с по меньшей мере частью нефти и воды, добытых из пласта, и отделяют нефть от смеси нефти, воды, деэмульгатора и солевого раствора, причем по меньшей мере часть ретентата используют в качестве по меньшей мере части указанного соляного раствора.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для решения задач по восстановлению коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивных пластов добывающих нефтегазовых скважин и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых и нерентабельных запасов углеводородов, а также может быть использовано для повышения приемистости нагнетательных скважин и для декольматажа фильтров и прифильтровых зон гидрогеологических скважин.

Изобретение относится к интенсификации притока в скважину для увеличения нефтегазодобычи. В способе борьбы с фильтрационными потерями в формации, содержащем закачивание водной жидкости, содержащей эмульсию, стабилизированную поверхностно-активным веществом и имеющую внутреннюю битумную фазу, в формации происходит обращение битумной эмульсии путем прибавления агента-инициатора обращения эмульсии.

Изобретение относится к добыче нефти третичными методами. Способ добычи нефти, в котором водный нагнетаемый агент, содержащий, по меньшей мере, растворимый в воде (со)полимер полиакриламида - ПАА, растворенный в жидкости на водной основе, закачивают через по меньшей мере одну нагнетательную скважину в нефтеносное отложение, а сырую нефть извлекают из отложения через по меньшей мере одну эксплуатационную скважину, причем способ, по меньшей мере, предусматривает следующие стадии: обеспечения жидкой дисперсионной полимерной композиции, по меньшей мере, содержащей, мас.%: 20-59,9 органической гидрофобной жидкости с температурой кипения более 100°С, 40-79,9 частиц по меньшей мере одного растворимого в воде (со)полимера ПАА со средним размером частиц от 0,4 мкм до 5 мкм, диспергированных в органической жидкости, где растворимый в воде (со)полимер ПАА содержит 30-100% по массе акриламидных звеньев относительно общего количества всех мономерных звеньев в (со)полимере и характеризуется среднемассовой молекулярной массой Mw от 5000000 г/моль до 30000000 г/моль, и 0,1-10 по меньшей мере двух поверхностно-активных веществ - ПАВ (С), где ПАВ (С) содержат 0,05-5% по массе по меньшей мере одного ПАВ (С1), способного стабилизировать эмульсии «вода в масле», и 0,05-5% по массе по меньшей мере одного ПАВ (С2), способного стабилизировать дисперсию, содержание воды в жидкой дисперсионной полимерной композиции составляет менее 10% по массе и количества каждого компонента жидкой дисперсионной полимерной композиции представлены на основе общего количества всех ее компонентов, добавления по меньшей мере одного активирующего ПАВ (D) в жидкую дисперсионную полимерную композицию, причем ПАВ (D) отлично от ПАВ (С) и имеет показатель ГЛБ более 9, смешивания жидкой дисперсионной полимерной композиции, содержащей по меньшей мере одно активирующее ПАВ (D), с жидкостью на водной основе, таким образом получая водный нагнетаемый агент, содержащий по меньшей мере один (со)полимер ПАА, растворенный в нем, где концентрация (со)полимера ПАА в нагнетаемом агенте составляет 0,05-0,5% по массе на основе общего количества всех компонентов нагнетаемого агента, и закачивания водного нагнетаемого агента, полученного таким образом, в нефтеносное отложение.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта микробиологическим воздействием. Технический результат - увеличение охвата пласта за счет блокирования высокопроницаемых зон пласта и вовлечения в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных пропластков, увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добывающих скважин, а также расширение технологических возможностей способа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к технике добычи нефти механизированным способом. Технический результат – повышение эффективности работы малодебитной скважины в условиях снижающейся продуктивности пласта за счет оптимизации параметров работы насосной установки, увеличения ее дебита и снижения риска срывов подачи при снижении притока.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Способ включает установку в скважину высокопрочных НКТ, отклонителя с проходящим в нем внутренним каналом, привязкой и возможной ориентацией его в пространстве в интервале нижнего уровня проводки боковых стволов, герметизацию устья скважины, установку внутрискважинного оборудования, состоящего из гидромониторной насадки, узла управления траекторией ствола, навигационной системы, рабочих гибких НКТ, устройства перераспределения потока, обратного клапана, подающих гибких НКТ, подачу жидкости в межколонное пространство НКТ/гибкие НКТ, перемещение гидромониторной насадки через герметизирующее устройство.

Группа изобретений относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии очистки призабойной зоны горизонтальной скважины и для интенсификации добычи скважины.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и, в частности, к добыче углеводородов в пластах с относительно низкой проницаемостью. Технический результат - повышение проницаемости пластов.

Изобретение относится к области разработки месторождений. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородных по проницаемости коллекторов с водонапорным режимом за счет дополнительной добычи нефти, снижения и/или стабилизации темпов роста обводненности.

Изобретение относится к области подготовки и переработки нефти, а именно к композициям для глубокого обезвоживания и обессоливания водонефтяных эмульсий. Разработана композиция для обезвоживания и обессоливания водонефтяных эмульсий, которая включает смесь оксиэтилированной алкилфенолформальдегидной смолы формулы (1) (компонент А), где R - изононил, m - 2-6, n - 4-10, и реагент ХТ-420 (компонент В) представляет собой смесь полиоксипропиленполиола мольной массы 3000 и 2-(8-гептадецинил-1-[β-гидроксиэтил])-2-имидозолин и растворитель при следующем соотношении компонентов, % масс.: оксиэтилированная алкилфенолформальдегидная смола (компонент А) 40-49, реагент ХТ-420 (компонент В) 1-10, и растворитель до 100.

Изобретение относится к способу извлечения битума из битуминозных песков. Способ извлечения битума включает стадию обработки битуминозных песков с помощью простого эфирамина гликоля, где обработка предназначена для битуминозных песков, извлеченных с помощью добычи на поверхности или добычи in situ, причем простой эфирамин гликоля имеет следующую структурную формулу: R-x-NH2 или R-)y-NH2, где R представляет собой С1-C6 алкильную или фенильную группу и x и y независимо равны 1-3. Технический результат – обеспечение значительного увеличения извлечения битума из битуминозных песков. 6 з.п. ф-лы, 2 табл.

Наверх