RU2685007C2 - Усовершенствованная паровая экстракция in situ битума - Google Patents
Усовершенствованная паровая экстракция in situ битума Download PDFInfo
- Publication number
- RU2685007C2 RU2685007C2 RU2015145974A RU2015145974A RU2685007C2 RU 2685007 C2 RU2685007 C2 RU 2685007C2 RU 2015145974 A RU2015145974 A RU 2015145974A RU 2015145974 A RU2015145974 A RU 2015145974A RU 2685007 C2 RU2685007 C2 RU 2685007C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- bitumen
- alkylene glycol
- steam
- ether
- glycol ether
- Prior art date
Links
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 104
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title claims abstract description 60
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 title description 19
- -1 alkylene glycol ether Chemical compound 0.000 claims abstract description 86
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 74
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 49
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 28
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 claims abstract description 19
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims abstract description 11
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 10
- UXFQFBNBSPQBJW-UHFFFAOYSA-N 2-amino-2-methylpropane-1,3-diol Chemical compound OCC(N)(C)CO UXFQFBNBSPQBJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 8
- 125000001033 ether group Chemical group 0.000 claims abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 7
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 49
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 22
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 22
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 9
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 5
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 abstract description 10
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 229940037201 oris Drugs 0.000 abstract 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 abstract 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 239000011269 tar Substances 0.000 description 29
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- 239000011275 tar sand Substances 0.000 description 20
- 238000010794 Cyclic Steam Stimulation Methods 0.000 description 16
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 16
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 15
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 11
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 9
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 9
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 6
- JDSQBDGCMUXRBM-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-butoxypropoxy)propoxy]propan-1-ol Chemical compound CCCCOC(C)COC(C)COC(C)CO JDSQBDGCMUXRBM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000010797 Vapor Assisted Petroleum Extraction Methods 0.000 description 5
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 5
- PUPZLCDOIYMWBV-UHFFFAOYSA-N (+/-)-1,3-Butanediol Chemical compound CC(O)CCO PUPZLCDOIYMWBV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- WEZPLQKRXDBPEP-UHFFFAOYSA-N 1-(1-propoxypropan-2-yloxy)propan-2-ol Chemical compound CCCOCC(C)OCC(C)O WEZPLQKRXDBPEP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- WMDZKDKPYCNCDZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxypropoxy)propan-1-ol Chemical compound CCCCOC(C)COC(C)CO WMDZKDKPYCNCDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 4
- 239000013074 reference sample Substances 0.000 description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 4
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 3
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 3
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- RWNUSVWFHDHRCJ-UHFFFAOYSA-N 1-butoxypropan-2-ol Chemical compound CCCCOCC(C)O RWNUSVWFHDHRCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IBLKWZIFZMJLFL-UHFFFAOYSA-N 1-phenoxypropan-2-ol Chemical compound CC(O)COC1=CC=CC=C1 IBLKWZIFZMJLFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YEYKMVJDLWJFOA-UHFFFAOYSA-N 2-propoxyethanol Chemical compound CCCOCCO YEYKMVJDLWJFOA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 description 2
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 2
- XXJWXESWEXIICW-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol monoethyl ether Chemical compound CCOCCOCCO XXJWXESWEXIICW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- POLCUAVZOMRGSN-UHFFFAOYSA-N dipropyl ether Chemical compound CCCOCCC POLCUAVZOMRGSN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 229920001521 polyalkylene glycol ether Polymers 0.000 description 2
- 239000011877 solvent mixture Substances 0.000 description 2
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 2
- JINYDRJPPUUUIJ-UHFFFAOYSA-N 1-(2-hydroxyethoxy)octan-2-ol Chemical compound CCCCCCC(O)COCCO JINYDRJPPUUUIJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DURPTKYDGMDSBL-UHFFFAOYSA-N 1-butoxybutane Chemical compound CCCCOCCCC DURPTKYDGMDSBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FENFUOGYJVOCRY-UHFFFAOYSA-N 1-propoxypropan-2-ol Chemical compound CCCOCC(C)O FENFUOGYJVOCRY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GZMAAYIALGURDQ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-hexoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCCCCOCCOCCO GZMAAYIALGURDQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CUDYYMUUJHLCGZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxypropoxy)propan-1-ol Chemical compound COC(C)COC(C)CO CUDYYMUUJHLCGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XYVAYAJYLWYJJN-UHFFFAOYSA-N 2-(2-propoxypropoxy)propan-1-ol Chemical compound CCCOC(C)COC(C)CO XYVAYAJYLWYJJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- COBPKKZHLDDMTB-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-butoxyethoxy)ethoxy]ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCOCCO COBPKKZHLDDMTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZNQVEEAIQZEUHB-UHFFFAOYSA-N 2-ethoxyethanol Chemical compound CCOCCO ZNQVEEAIQZEUHB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NPSJHQMIVNJLNN-UHFFFAOYSA-N 2-ethylhexyl 4-nitrobenzoate Chemical compound CCCCC(CC)COC(=O)C1=CC=C([N+]([O-])=O)C=C1 NPSJHQMIVNJLNN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004808 2-ethylhexylester Substances 0.000 description 1
- UPGSWASWQBLSKZ-UHFFFAOYSA-N 2-hexoxyethanol Chemical compound CCCCCCOCCO UPGSWASWQBLSKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OBXQRJAQMQQZMY-UHFFFAOYSA-N 4-butoxybutan-1-ol Chemical compound CCCCOCCCCO OBXQRJAQMQQZMY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KOVAQMSVARJMPH-UHFFFAOYSA-N 4-methoxybutan-1-ol Chemical compound COCCCCO KOVAQMSVARJMPH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VVOBKXXECUQKBZ-UHFFFAOYSA-N 4-propoxybutan-1-ol Chemical compound CCCOCCCCO VVOBKXXECUQKBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical class 0.000 description 1
- 229940028356 diethylene glycol monobutyl ether Drugs 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N dipropylene glycol Chemical compound OCCCOCCCO SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 125000004051 hexyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- 229910052738 indium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- JCGNDDUYTRNOFT-UHFFFAOYSA-N oxolane-2,4-dione Chemical compound O=C1COC(=O)C1 JCGNDDUYTRNOFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 229920000233 poly(alkylene oxides) Polymers 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000003900 soil pollution Methods 0.000 description 1
- 125000000547 substituted alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
- C10G1/04—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal by extraction
- C10G1/047—Hot water or cold water extraction processes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
- E21B43/2408—SAGD in combination with other methods
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Wood Science & Technology (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Working-Up Tar And Pitch (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
Abstract
Изобретение относится к извлечению битума из подземных локаций. Технический результат - более низкая концентрация и более высокая термальная стабильность используемых добавок, отсутствие загрязнения почвы. Способ извлечения битума из подземных локаций включает закачивание паровой смеси в подземную локацию, содержащую битум, причем паровая смесь содержит эфир алкиленгликоля и пар, извлечение по меньшей мере части битума из подземной локации на поверхность, где эфир алкиленгликоля отличен от эфира аминогликоля и где эфир алкиленгликоля имеет следующую химическую формулу: H(OR)OR,где Rпредставляет собой алкиленовый остаток, ORпредставляет собой алкиленгликолевый остаток, Rпредставляет собой алкил или арил, ORпредставляет собой эфирный фрагмент алкила или эфирный фрагмент арила и n - целое число от одного до менее десяти, каждый алкиленовый остаток имеет от более двух до менее восьми углеродов, и когда n больше одного, Rв каждом алкиленгликолевом остатке может быть одинаковым или различным. 10 з.п. ф-лы, 1 ил., 3 табл., 7 пр.
Description
ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Область техники
Настоящее изобретение относится к способу паровой in situ экстракции для извлечения битума из подземных локаций.
Введение
Извлечение битума из битумизных песков является трудной задачей, которая требует доступа к подземному битуму, экстракции битума из подземного песка и затем его извлечения из подземных локаций на поверхность. Существует множество предполагаемых способов для извлечения битума из битуминозных песков. Раздел “Предпосылки создания изобретения” US2008/0139418 дает обзор на многие способы извлечения, включая открытую добычу, низкотемпературную технологию, циклическое стимулирование паром (CSS), гравитационное дренирование при закачке пара (SAGD) и паровой экстракционный способ (VAPEX).
Открытая добыча извлекает битум вместе с песком из-под земли и затем экстрагирует битум из песка на поверхности. Открытая добыча не является in situ экстракционным способом, поскольку в нее включена экстракция битума из песка после извлечения песка из-под земли. Экстракция битума in situ включает экстракцию битума из песка в его природных подземных локациях. Экстракция битума in situ является более предпочтительной, чем открытая добыча, поскольку она менее вредоносна для ландшафта, чем открытая добыча.
Низкотемпературная технология пригодна только для добычи нефти, которая имеет достаточно низкую вязкость, чтобы можно было выкачивать в пластовых условиях. Битум слишком вязкий в большинстве залежей битуминозных песков, чтобы низкотемпературная технология была обоснованным способом для извлечения битума из битуминозных песков.
VAPEX - способ, который требует введение углеводородных растворителей в первую горизонтальную скважину, которая протягивается в подземные битуминозные пески. Растворители проникают в битуминозные пески, снижают вязкость битума посредством разбавления и позволяют смеси битум/растворитель дренировать во вторую горизонтальную скважину, находящуюся под первой, из которой происходит извлечение смеси битум/растворитель. Предпочтительно убирать углеводородный растворитель из битума на поверхности и предпочтительно использовать его повторно. Способ VAPEX - «холодный» способ, что означает, что материал, закачиваемый в скважину, не нагревается в любом заметном значении, что отличается от «горячих» способов (хорошо известных, как термальные способы), таких как CSS и SAGD, где в скважину закачивают пар. Холодные способы, такие как VAPEX, менее эффективны в экстракции битума, чем горячие способы, такие как CSS и SAGD, поскольку вязкость битума выше при более низких температурах. Вследствие этого, чтобы быть эффективным, способ VAPEX требует закачки больших количеств углеводородных растворителей в скважину, для того чтобы существенно разбавить битум для достижения дренажа.
Использование углеводородных растворителей, в частности, высокой концентрации углеводородных растворителей, может быть нежелательным в in situ способах добычи битума. Углеводороды могут приводить к выпадению асфальтенов в осадок из битума, и выпавшие в осадок асфальтены могут нежелательно уменьшить проходимость пласта. Дополнительно, углеводородный растворитель может уходить в окружающую подземную среду, что может приводить к проблеме загрязнения окружающей среды и увеличивать стоимость работ. Использование большого количества углеводородных растворителей, необходимых для подходящего сольватирования битума, также требует дополнительной стадии в способе для извлечения углеводорода из битума после экстракции битума. Таким образом, предпочтительно избегать как способов «низкотемпературного» способа, так и использование углеводородов во время извлечения битума in situ.
CSS и SAGD способы являются «высокотемпературными» способами (другими словами, термальными способами), которые используют горячий пар для уменьшения вязкости подземного битума. В данных способах пар закачивают в первую скважину в подземные битуминозные пески. Пар пропитывает пески и уменьшает вязкость битума посредством нагревания битуминозных песков, что способствует прохождению битума сквозь пески в либо первую скважину (CSS), либо во вторую скважину (SAGD), из которой происходит извлечение битума. Касательно способа CSS, пар закачивают в скважину при температурах 250°С-400°С. Скважина затем выдерживается в течение нескольких дней или недель, в течение данного времени пар нагревает битум в-под землей около скважины, приводя к дренированию битума в скважину, и после этого горячая нефть, смешанная с конденсированным паром, выкачивается из скважины в течение нескольких недель или месяцев. Затем способ повторяют. В SAGD способе бурят две горизонтальные скважины, одну под другой (обычно приблизительно в пяти метрах друг от друга). Пар закачивают в верхнюю скважину, нагревая битум в окружающей подземной среде, посредством чего уменьшается вязкость битума, что приводит к его перетеканию в нижнюю скважину. Полученный битум и смесь конденсированного пара впоследствии выкачивают на поверхность из нижней скважины. В соответствии с US2008/0139418, извлечение битума из залежей битуминозных песков посредством CSS обычно составляет только около 20-25%, в то время как извлечение в SAGD способе, по имеющимся сведениям, составляет более 60% от битума, доступного в залежи битуминозных песков.
Модифицированная версия способа SAGD также известна. Патент US6230814 описывает способ (ES-SAGD), который стал известен как гравитационное дренирование при закачке пара с проникающим растворителем. ES-SAGD способ требует комбинацию углеводородов с паром в SAGD-типе способа так, что углеводороды могут повышать растворимость битума в подземных битуминозных песках для дальнейшего уменьшения вязкости битума, для усиления дренажа битума во вторую полость скважины для извлечения на поверхность. Данная ссылка указывает такие подходящие добавки, как углеводороды, имеющие от одного до 25 атомов углерода. Однако, как объяснялось выше, предпочтительно избегать закачку углеводородов в скважину для облегчения извлечения битума.
Необходимо разработать in situ (другими словами, подземный) способ для извлечения битума из битуминозных песков, который не требует закачки углеводородов в подземные нефтяные пески, но дает больший процент извлечения, чем существующие CSS и SAGD способы.
КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение предлагает in situ способ добычи битума, в котором используется пар, который обеспечивает увеличение извлечения битума по сравнению с существующими способами CSS и SAGD и не требует закачки углеводородов в подземные битуминозные пески.
Неожиданно обнаружено, что закачка эфиров алкиленгликолей с паром в CSS и SAGD способах улучшает извлечение битума по сравнению с использованием только пара. Более удивительно и неожиданно то, что улучшение извлечения битума очевидно даже с не более чем 0,1 вес.% эфира алкиленгликоля в паре, который демонстрирует значительную и непредусмотренную эффективность при добавлении эфира алкиленгликоля в паре для улучшения извлечения битума.
Без связи к какой-либо отдельной теорией, применение эфира алкиленгликоля неожиданно обеспечило улучшение экстракции битума в CSS и SAGD способах, поскольку он проникает с паром в битуминозные пески между битумом и окружающим песчаным материалом. Битум затем вытесняют из окружающего песчаного материала посредством жидкофазного взаимопроникновения между битумом и песчаным материалом, что приводит к тому, что битум контактирует с водной фазой, а не с песчаным материалом. Алкиленгликоль в водной фазе уменьшает поверхностное натяжение между водной фазой и битумом, посредством чего облегчая поток битума через песчаный материал. При этом, в то же время действуя как поверхностно-активный агент, эфиры алкиленгликолей неожиданно хорошо подошли для in situ экстракции битума по сравнению с традиционными поверхностно-активными веществами. Традиционные поверхностно-активные вещества тяжело диспергируются в паре, в то время как эфиры алкиленгликолей могут формировать неидеальные смеси (например, азеотропы) с водой, позволяя достичь более высоких концентраций, чем можно предположить из температуры кипения чистого компонента. Дополнительно, эфиры алкилгликолей, по всей видимости, транспортируются более эффективно, чем другие поверхностно-активные соединения, и особенно, аминосодержащие соединения, которые имеют высокую тенденцию абсорбироваться в материал вокруг залежи во время транспорта.
Следовательно, предполагается, что эфиры этиленгликолей особенно хорошо подходят для in situ извлечения битума посредством термальных способов добычи, таких как CSS и SAGD, поскольку они эффективно диспергируются и транспортируются в паре и могут быть использованы при низких концентрациях. Предположительно, эфиры гликолей могут быть использованы в низких концентрациях, поскольку они действуют как поверхностно-активные компоненты по отношению к битуму. Действуя на поверхности битума, а не растворяясь в массе битума, требуются гораздо более меньшие количества эфира алкиленгликоля для ускорения дренажа битума, чем необходимо в углеводородсопровождаемых способах. Следовательно, способ по настоящему изобретению не приводит к загрязнению почвы и к проблемам извлечения добавки, связанным с углеводородными растворителями. Аналогично, требуются более низкие концентрации по сравнению с традиционными поверхностно-активными веществами, поскольку дисперсия в пар более эффективна, и теряется меньшее количество добавки из-за абсорбции во время транспорта. Эфиры алкиленгликолей также дают более высокую термальную стабильность, чем аминные добавки, что делает эфиры алкиленгликоля более подходящими для высокотемпературных методик, таких как CSS и SAGD способы.
В первом аспекте, настоящее изобретение представляет собой способ, включающий: (а) закачку паровой смеси в подземную локацию, содержащую битум, паровую смесь, содержащую эфир алкиленгликоля и пар, где эфир алкиленгликоля отличен от эфира аминогликоля; и (b) извлечение битума из подземной локации на поверхность, где эфир алкиленгликоля отличен от эфира аминогликоля и где эфир алкиленгликоля имеет следующую химическую формулу:
H(OR1)nOR2
где R1 представляет собой алкиленовый остаток, OR1 представляет собой алкиленгликолевый остаток, и R2 представляет собой алкил или арил, OR2 представляет собой эфирный фрагмент алкила или эфирный фрагмент арила, и n - целое число, которое имеет значение один или более, каждый алкиленовый остаток имеет более чем два углерода, и когда n более чем один, R1 в каждом алкиленгликолевом остатке может быть одинаковым или отличаться.
Способ по настоящегому изобретению пригоден для экстракции битума из битуминозных песков.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ФИГУР
Фиг.1 представляет собой схематическое изображение установки для определения эффективности экстракции битума в экспериментах 1-9.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Способ по настоящему изобретению требует закачку паровой смеси через скважину в подземную локацию, содержащую битум. Подземная локация предпочтительно находится в или вблизи залежей битуминозного песка. Битуминозный песок также известен как нефтяные пески или битуминозный песчаник. Битуминозный песок представляет собой рыхлый песок или частично уплотненный песчаник, содержащий смеси песка, глины и воды, которые включают битум. Канада, Казахстан и Россия - все имеют большое количество залежей битуминозного песка. Способ по настоящему изобретению экстрагирует битум из других компонентов битуминозных песков в подземных локациях посредством закачки паровой смеси в подземные залежи битуминозного песка для улучшения текучести битума, посредством чего позволяя битуму дренировать из компонентов битуминозного песка, и, в итоге, извлекает его посредством выкачки на поверхность. Способ по настоящему изобретению исключает, в первую очередь, необходимость в извлечении битуминозного песка из-под земли для экстракции битума из извлеченного битуминозного песка, как того требовалось в способе открытой добычи. Вместо этого согласно настоящему изобретению битум экстрагируют из битуминозных песков in situ, другими словами, в подземных локациях нефтяных песков.
Паровая смесь по настоящему изобретению содержит как пар, так и эфир алкиленгликоля. Смесь при необходимости закачивают при температуре и давлении, достаточном для подачи паровой смеси при температуре 150°С или выше, предпочтительно 180°С или выше и при той же температуре, предпочтительно при температуре 300°С или ниже, предпочтительно 260°С или ниже.
Пар в паровой смеси может быть перегретым, насыщенным паром, менее чем 100% по качеству паром или любой их комбинацией. «Перегретый пар» - это пар при температуре выше температуры кипения воды. «Насыщенный пар» является синонимом 100% по качеству пару. Качество пара - это показатель содержания жидкой фазы в паре. 100% по качеству пар не содержит жидкой фазы. «Менее чем 100% по качеству пар» содержит воду. Паровая смесь, которая является менее чем 100% по качеству паром, может включать смесь, получаемую из одновременной подачи пара и жидкой водной фазы (как это показано, например, в примерах 1-5).
Предпочтительно, чтобы эфир алкиленгликоля был летучим при температуре, давлении и среде паровой смеси, когда закачивается в скважину, как описывалось выше. Предпочтительно, эфир алкиленгликоля формирует азеотроп с водой для оптимизации эффективности в дисперсии и транспорте в паре.
В самых широких границах настоящего изобретения, эфир алкиленгликоля не имеет ограничений по составу, за исключением того, что эфир отличен от эфира аминогликоля. В общем, эфир алкиленгликоля имеет следующую химическую формулу:
H(OR1)nOR2
Где:
R1 – представляет собой алкиленовый остаток или алкилен,
OR1 – представляет собой остаток алкиленгликоля, и
R2 – представляет собой алкил или арил, и OR2 - эфирный фрагмент алкила или эфирный фрагмент арила. R2 может быть алкилом, арилом или замещенным алкилом или арилом, содержащим элементы, отличные от углерода и водорода. «Алкил или арил» в данном описании означают содержащий только углерод и водород. Обычно R2 содержит атомы углерода и водорода. Предпочтительно, R2 является линейным или имеет неразветвленную цепь, что означает, что если в ней более двух углеродов, то углероды связаны последовательно с образованием цепи без разветвлений.
Значение n является целым и составляет один или более. В то время как, в самих широких границах настоящего изобретения, нет наивысшего верхнего предела для n, предпочтительно чтобы n составляло 10 или менее, предпочтительно 8 или менее, еще более предпочтительно 6 или менее, даже более предпочтительно 4 или менее и может быть 3 или менее, даже 2 или менее, и n может равняться единице. Когда n равно единице, соединение является эфиром моноалкиленгликоля. Когда n равно двум, соединение является эфиром диалкиленгликоля. Когда n равно трем, соединение является эфиром триалкиленгликоля. Когда n более чем один, соединение, как широко предполагается, является эфиром полиалкиленоксида. R1 и R2 представляют собой углеродсодержащие остатки, и предпочтительно R1, R2, или оба, R1 и R2, содержат только углерод или водород. Когда n более чем один, R1 в каждом алкиленгликолевом остатке может быть одинаковым или различным. Если эфир алкиленгликоля содержит различные алкиленовые остатки, тогда каждый из алкиленовых остатков соответствует требованиям для алкиленовых остатков, упомянутых ниже, и независимо может относиться к необязательным характеристикам (например, требуемым или предпочтительным) для алкиленовых остатков, описанных ниже.
Предпочтительно, эфир алкиленгликоля выбирают из эфиров моноалкилен-, диалкилен- и триалкиленгликолей в отличие от эфиров полиалкиленгликолей, имеющих более чем три алкиленгликолевых остатка. Эфиры более коротких моноалкилен-, диалкилен- и триалкилен- (особенно моно- и диалкилен-) гликолей имеют тенденцию: (а) быть более летучими и иметь большую летучесть; и (b) проникать в битуминозные пески быстрее и легче, чем более длинные эфиры полиалкиленгликоля.
Дополнительно к предпочтениям по числу алкиленгликолевых остатков или в качестве альтернативы к предпочтительному числу алкиленгликолевых остатков, для алкиленгликолевого остатка возможно иметь более чем два атома углерода на алкиленовый остаток. Неожиданно было обнаружено, что алкилены, более длинные, чем этилен, эффективны при использовании для облегчения паровой экстракции битума из битуминозных песков в in situ способе. В то же время, оказалось предпочтительным, чтобы каждый алкиленовый остаток содержал менее чем 8, предпочтительно 6 или менее и более предпочтительно 5 или менее атомов углерода и обычно 4 или менее атомов углерода. Предпочтительно, каждый алкиленовый остаток содержит три или четыре атома углерода, предпочтительно три атома углерода.
Дополнительно к любому из или обоим предпочтениям по числу алкиленовых остатков и числу атомов углерода на алкиленовый остаток или в качестве альтернативы к любому из или обоим этим предпочтениям, как правило предпочтительно, чтобы вся молекула эфира алкиленгликоля содержала менее чем 10 атомов углерода. Когда эфир алкиленгликоля содержит менее чем десять атомов углерода, ожидается, что эфир этиленгликоля склонен быть как более легколетучим, так и проявляет большую мобильность в битуминозных песках.
Примеры предпочтительных эфиров алкиленгликоля включают эфиры, выбранные из группы, состоящей из эфира этиленгликоля, эфира пропиленгликоля и эфира бутиленгликоля. Особенно предпочтительны моноалкиленовая, диалкиленовая и триалкиленовая версии эфира этиленгликоля, эфира пропиленгликоля и эфира бутиленгликоля. Эфир алкиленгликоля может быть выбран из моноалкиленовой и диалкиленовой версий или даже только моноалкиленой версии эфира этиленгликоля, эфира пропиленгликоля и эфира бутиленгликоля. Неожиданно оказалось, выбранным эфиром алкиленгликоля может быть эфир пропиленгликоля и/или эфир бутиленгликоля.
Конкретные примеры подходящих эфиров алкиленгликоля включают любое из следующих соединений или их комбинацию: н-бутиловый эфир пропиленгликоля (такого как эфир гликоля DOWANOLTM PnB, DOWANOL является товарным знаком компании The Dow Chemical), метиловый эфир дипропиленгликоля (такой как эфир гликоля DOWANOL DPM), н-пропиловый эфир дипропиленгликоля (такой как эфир гликоля DOWANOL DPnP), н-пропиловый эфир пропиленгликоля (такой как эфир гликоля DOWANOL PnP), н-бутиловый эфир дипропиленгликоля (такой как эфир гликоля DOWANOL DPnB), моногексиловый эфир этиленгликоля (например, растворитель гексил CELLOSOLVETM, CELLOSOLVE является товарным знаком компании The Dow Chemical), моно-н-пропиловый эфир этиленгликоля (такой как растворитель пропил CELLOSOLVE), моногексиловый эфир диэтиленгликоля, моно-н-пропиловый эфир этиленгликоля (такой как растворитель пропил CELLOSOLVE), моногексиловый эфир диэтиленгликоля (такой как растворитель гексил CARBITOLTM, CARBITOL является товарным знаком компании The Dow Chemical), монобутиловый эфир диэтиленгликоля (такой как растворитель бутил CARBITOL) и монобутиловый эфир триэтиленгликоля.
Паровая смесь может содержать один эфир алкиленгликоля или смесь более чем одного вида эфира алкиленгликоля. Предпочтительно, если паровая смесь содержит смесь более чем одного вида эфира алкиленгликоля, более чем одного эфира алкиленгликоля, и предпочтительно все эфиры алкиленгликоля выбраны из эфиров, имеющих свойства, описанные выше для эфира алкиленгликоля согласно изобретению.
Количество эфира алкиленгликоля, требуемое в паровой смеси для достижения улучшения в экстракции битума только посредством пара, неожиданно мало. Паровая смесь может содержать 0,01 вес.% эфира алкиленгликоля и все еще демонстрировать улучшения в экстракции битума при использовании одного пара в том же способе. Обычно паровая смесь содержит 0,05 вес.% или более, более обычно 0,1 вес.% или более, более обычно 0,2 вес.% или более, и может содержать 0,3 вес.% или более, 0,4 вес.% или более или 0,5 вес.% или более эфира алкиленгликоля. В тоже время паровая смесь может содержать 25 вес.% или менее, еще более предпочтительно содержать 10 вес.% или менее, более предпочтительно 7 вес.% или менее, еще более предпочтительно 5 вес.% или менее и может содержать 4 вес.% или менее эфира алкиленгликоля. Избыточные количества эфира алкиленгликоля приводят к увеличению стоимости способа, таким образом, более низкие концентрации эфира алкиленгликоля предпочтительны с точки зрения стоимости способа. Вес.% эфира алкиленгликоля основаны на общем весе пара и эфира алкиленгликоля.
Предпочтительно, паровая смесь не содержит эфира аминогликоля. Как правило, в способ по настоящему изобретению предпочтительно не входит эфир аминогликоля в качестве содействия экстракции. Амины склонны быть термически нестабильными и могут разлагаться в процессе закачки, они также склонны связываться химически с компонентами в способе.
Паровая смесь может не содержать углеводороды при закачке паровой смеси в подземную локацию. Способ по настоящему изобретению может не включать закачку углеводородов любым способом, либо в паровой смеси или другим способом в скважину. В настоящем изобретении нет необходимости в использовании углеводородов. Более того, углеводороды могут быть нежелательны по причинам, изложенным в разделе “Предпосылки создания изобретения”.
Также предпочтительно, чтобы в способ по настоящему изобретению не входила закачка в скважину жидкофазного растворителя или экстракционной жидкости на основе щелочной воды. Данные стадии не являются необходимыми в способе по изобретению и будут добавлять нежелательное осложнение в способ экстракции.
В самих широких границах, настоящее изобретение не зависит от того, как формировать паровую смесь. Например, водный раствор эфира алкиленгликоля можно нагреть до точки кипения для создания паровой смеси, эфир алкиленгликоля (чистый или в виде водного раствора) может быть введен в пар, или возможна любая другая их комбинация.
После закачки паровой смеси в подземную локацию, содержащую битум, способ дополнительно включает экстракцию битума из подземной локации на поверхность. Паровая смесь способствует тому, что битум становился текучим, что позволяет выкачивать его из-под земли на поверхность. Способ по настоящему изобретению может приобретать форму способа циклической парастимуляции (CSS), где битум выкачивают из той же скважины, в которую вводят паровую смесь, способа гравитационного дренирования при закачке пара (SAGD), где битум выкачивают из второй скважины, отличной от скважины, через которую паровая смесь была введена под землю, или допустимую комбинацию как CSS, так и SAGD типов способов.
Примеры 1 и 2
Эфиры алкиленгликолей для использования в следующих примерах могут быть получены посредством ординарных способов, известных специалисту в данной области техники, посредством взаимодействия соответствующего спирта с соответствующим алкиленоксидом в присутствии подходящего катализатора, и затем перегонкой полученной смеси с получением представляющего интерес алкиленгликоля. В случае коммерческой доступности коммерческое торговое название дается ниже.
В примерах используется установка, подобная которой изображена на фиг.1 для моделирования экстракции битума с помощью пара из битуминозных песков. На фиг.1 представлен контейнер 10, имеющий крышку 12 с открытым входом 14, обозначенным пунктиром на фиг.1, и противолежащим дном 16, с открытым выходом, обозначенным пунктиром на фиг.1. Внутри контейнера 10 размещают следующее в указанной последовательности: экран 20 над дном 16, таким образом, чтобы покрыть открытый выход 18, 100 грамм высокого качества добытого битуминозного песка (из банка образцов Alberta Innovates Technology Futures) 30 над экраном 20, экран 22, покрывающий битуминозный песок 30, слой стеклянных шариков 40, покрывающих экран 22, экран 24, покрывающий стеклянные шарики 40, и пружина 50, сжатая и расположенная между крышкой 12 и экраном 24, таким образом, чтобы удерживать содержимое контейнера 10 на месте. Нагреватель 60 располагают вокруг контейнера 10 так, чтобы нагреть битуминозный песок 30 до температуры насыщенного пара во время эксперимента.
Для моделирования добычи нефти закачивают пар или паровую смесь, в зависимости от примера, в открытый вход 14, и поддерживают давление закачки при 0,8 МПа в течение одного часа (стадия 1), и затем увеличивают давление до 1,6 МПа в течение другого часа (стадия 2). Устанавливают нагреватель 60 для поддержания температуры насыщения на протяжении каждой стадии. Собирают слив из контейнера 10 через открытый выход 18.
Закачивают паровую смесь в открытый вход 14 посредством совместного введения двух потоков в открытый вход 14. Первым потоком является пар, закачиваемый со скоростью 4 миллилитра в минуту (в пересчете на жидкую воду). Второй поток представляет собой жидкую воду, закачиваемую со скоростью 0,5 миллилитров в минуту. Для примеров настоящего изобретения, поток жидкой воды содержит 1 вес.% эфира алкиленгликоля, как указано в Таблице 1, для создания концентрации эфира алкиленгликоля 0,1 вес.% в расчете на общий вес пара и эфира алкиленгликоля.
Определяют процент извлечения битума по двум точкам в способе. Определяют исходный процент извлечения по весу, основываясь на количестве нефти в сливе, собранном за первые 20 минут способа. Определяют конечный процент извлечения по весу, основываясь на количестве битума в сливе, собранном за полные два часа способа. Определяют количество битума, экстрагированного на каждом интервале посредством экстракции слива толуолом. Данный способ экстракции толуолом включает смешивание толуола со смесью слива, отделение слоя толуола отгонкой толуола с получением экстрагированного битума и затем взвешивание экстрагированного битума. Определяют процент извлечения битума по двум точкам в способе посредством деления веса экстрагированного битума на вес битума в исходном материале битуминозного песка. Определяют вес битума в исходном битуминозном песке посредством воспроизведения экстракции толуолом образца исходного битуминозного песка, имеющего известный вес. Из известного веса образца битуминозного песка и веса битума, экстрагированного при экстракции толуолом, вес.% битума в битуминозном песке легко рассчитать посредством деления веса экстрагированного битума на известный вес битуминозного песка и умножения на 100. Данное значение может быть использовано для определения того, как много битума было в битуминозном песке, использованном в экспериментах посредством первоначального измерения веса битуминозного песка перед закачкой пара или паровой смеси.
Таблица 1 предоставляет результаты для образца сравнения, который не содержит эфир алкиленгликоля, а также примеры 1 и 2, которые представляют примеры настоящего изобретения, где паровая смесь содержит 0,1 вес.% эфира алкиленгликоля.
| Таблица 1 | |||
| Образец | Эфир алкиленгликоля | Исходный вес.% извлечения | Конечный вес.% извлечения |
| Образец сравнения | (Нет) | 13 | 32 |
| Пример 1 | н-пропиловый эфир дипропиленгликоля (DOWANOL DPnP) | 20 | 35 |
| Пример 2 | н-бутиловый эфир дипропиленгликоля (DOWANOL DPnB) | 18 | 34 |
Данные в таблице 1 показывают, что даже при концентрации 0,1 вес.% в паре выход битума из паровой экстракции нефтяного песка заметно увеличивается за счет присутствия эфира алкиленгликоля. Доказательство улучшения на основе данных Таблицы 1, как ожидается, коррелирует с действительной работой in situ паровой экстракции из подземных битуминозных песков.
Примеры 3-7
Осуществляют способ для другого образца сравнения и примеров 3-7, используя ту же процедуру, как и для примеров 1 и 2 (и сопутствующего образца сравнения), за исключением получения пара или паровой смеси, которое было проведено следующим способом. Вместо закачки потока пара и потока жидкости в контейнер 10 для образования пара или паровой смеси закачивают только один поток пара, который уже содержит любые оговоренные добавки эфира алкиленгликоля. Обеспечивают один поток пара посредством генерирования пара из воды (в качестве образца) или из водного раствора, содержащего либо 0,1 вес.%, либо 0,4 вес.% требуемого эфира алкиленгликоля (см. таблицу 2), и закачивания данного сгенерированного пара в контейнер 10. Идентичность эфиров алкиленгликоля для примеров 3-7 и результаты экстракции показаны в Таблице 2.
Данные Таблицы 2 демонстрируют, что при концентрации 0,1 вес.% или 0,4 вес.% в паре выход битума из паровой экстракции битуминозного песка заметно возрастает благодаря наличию эфира алкиленгликоля. Доказательство тенденции улучшения из данных таблицы 2, как ожидалось, коррелирует с реальным действием in situ паровой экстракции из подземных битуминозных песков. Другими словами, добавки, демонстрирующие более высокий процент извлечения в данном эксперименте, чем образец сравнения, как ожидается, будут показывать более высокий процент извлечения в способе in situ паровой экстракции паром из-под земли по сравнению со способом извлечения без добавки.
| Таблица 2 | |||||
| Образец | Эфир алкиленгликоля | 0,1 вес.% эфира алкиленгликоля | 0,4 вес.% эфира алкиленгликоля |
||
| Исходный вес.% извлечения | Конечный вес.% извлечения | Исходный вес.% извлечения | Конечный вес.% извлечения | ||
| Образец сравнения | нет | 13 | 36* | 13 | 36 |
| Пример 3 | н-пропиловый эфир дипропилен-гликоля (DOWANOL DPnP) | 17 | 38 | 20 | 41 |
| Пример 4 | н-бутиловый эфир дипропилен-гликоля (DOWANOL DPnB) | 14 | 33 | 15 | 37 |
| Пример 5 | метиловый эфир дипропилен-гликоля (DOWANOL DPM) | 12 | 38 | 16 | 44 |
| Пример 6 | н-бутиловый эфир пропилен-гликоля (DOWANOL PnB) | 15 | 37 | 18 | 41 |
| Пример 7 | н-пропиловый эфир пропилен-гликоля (DOWANOL PnP) | 12 | 36 | 11 | 37 |
| * - Конечный вес.% извлечения образца сравнения был несущественно ниже в данном наборе экспериментов, предположительно потому, что температура закачиваемого пара в битуминозный песок была выше, в результате того, что вводился только пар без потока жидкой воды. ** NM - означает, что не измерялось. |
|||||
Примеры 8-12
В качестве образца, упаковывают 50 грамм битуминозного песка (как описывалось в предыдущих примерах) в металлическую сетчатую корзину и подводят корзину внутри реактора Parr, содержащего 150 миллилитров воды так, чтобы корзина была над и не контактировала с водой. Нагревают реактор Parr, используя нагревательный кожух, регулируемый при помощи контроллера температуры. Используя контроллер температуры, нагревают содержимое реактора Parr до 188°С за полтора часа и поддерживают температуру в течение дополнительных четырех часов. Выключают нагревающий кожух и дают реактору Parr и содержимому охладиться за ночь (приблизительно 7 часов) до комнатной температуры (приблизительно 22°С). Измеряют количество битума, экстрагированного из битуминозного песка посредством экстракции толуолом жидкости внутри реактора Parr. Приблизительно 15 вес.% битума экстрагировалось из битуминозных песков.
Для примеров 8-12 повторяют процедуру для образца сравнения за исключением добавления либо 3,75 граммов, либо 15 граммов добавки эфира алкиленгликоля (См. Таблицу 3) в воду внутри реактора Parr, чтобы получить смесь, которая содержит приблизительно 2,5 вес.% или 10 вес.% эфира алкиленгликоля, соответственно.
Вес.% извлечения нефти из образца битуминозных песков, используя данную процедуру, показан в Таблице 3. Несмотря на то, что абсолютный процент извлечения может меняться в реальной in situ паровой экстракции паром под землей, тенденции, показанные в Таблице 3, как предполагается, являются репрезентативными для способов in situ. Другими словами, добавки, демонстрирующие более высокий процент извлечения в данном эксперименте, чем образец сравнения, как предполагается, демонстрируют более высокий процент извлечения в in situ паровой экстракции паром под землей по отношению к способу извлечения без добавки.
| Таблица 3 | |||
| Образец | Добавка эфир алкиленгликоля | Вес.% извлечения для 2,5 вес.% эфира алкиленгликоля | Вес.% извлечения для 10 вес.% эфира алкиленгликоля |
| Образец сравнения | нет | 15 | 15 |
| Пример 8 | н-пропиловый эфир пропиленгликоля (DOWANOL PnP) | 34 | Не измерялось (NM) |
| Пример 9 | н-бутиловый эфир пропиленгликоля (DOWANOL PnB) | 30 | NM |
| Пример 10 | н-гексиловый эфир пропиленгликоля | 44 | 90 |
| Пример 11 | фениловый эфир пропиленгликоля (DOWANOL PPh) | 71 | 99 |
| Пример 12 | фениловый эфир пропиленгликоля (DOWANOL PPh) | NM | 50 |
| Пример 13 | н-пропиловый эфир дипропиленгликоля (DOWANOL DPnP) | 25 | NM |
| Пример 14 | н-бутиловый эфир дипропиленгликоля (DOWANOL DPnB) | 44 | NM |
| Пример 15 | н-гексиловый эфир дипропиленгликоля | 52 | 96 |
| Пример 16 | 2-этилгексиловый эфир дипропиленгликоля | 59 | 89 |
| Пример 17 | н-пропиловый эфир трипропиленгликоля | 30 | NM |
| Пример 18 | н-бутиловый эфир трипропиленгликоля | 54 | NM |
| Пример 19 | метиловый эфир бутиленгликоля | NM | 36 |
| Пример 20 | н-пропиловый эфир бутиленгликоля | 40 | 98 |
| Пример 21 | н-бутиловый эфир бутиленгликоля | 28 | 100 |
Claims (15)
1. Способ извлечения битума из подземных локаций, включающий:
(а) закачивание паровой смеси в подземную локацию, содержащую битум, причем паровая смесь, содержит эфир алкиленгликоля и пар; и
(b) извлечение по меньшей мере части битума из подземной локации на поверхность; где эфир алкиленгликоля отличен от эфира аминогликоля и где эфир алкиленгликоля имеет следующую химическую формулу:
H(OR1)nOR2,
где R1 представляет собой алкиленовый остаток, OR1 представляет собой алкиленгликолевый остаток, R2 представляет собой алкил или арил, OR2 представляет собой эфирный фрагмент алкила или эфирный фрагмент арила и n - целое число от одного до менее десяти, каждый алкиленовый остаток имеет от более двух до менее восьми углеродов, и когда n больше одного, R1 в каждом алкиленгликолевом остатке может быть одинаковым или различным.
2. Способ по п. 1, дополнительно отличающийся тем, что эфир алкиленгликоля присутствует в концентрации 0,01 вес.% или более и 10 вес.% или менее в пересчете на общий вес эфира алкиленгликоля и пара.
3. Способ по п. 2, дополнительно отличающийся тем, что эфир алкиленгликоля присутствует в концентрации 0,1 вес.% или более и 5 вес.% или менее в пересчете на общий вес эфира алкиленгликоля и пара.
4. Способ по п. 1, дополнительно отличающийся тем, что эфир алкиленгликоля выбран из эфиров моноалкиленгликолей и эфиров диалкиленгликолей.
5. Способ по п. 1, дополнительно отличающийся тем, что эфир алкиленгликоля является эфиром моноалкиленгликоля.
6. Способ по п. 1, дополнительно отличающийся тем, что паровая смесь не содержит углеводородов при закачивании паровой смеси в подземную локацию в течение стадии (a).
7. Способ по п. 1, в котором осуществляют гравитационное дренирование при закачке пара, и паровую смесь закачивают под землю через первую скважину, и битум, который вытесняют из-под земли, извлекают на поверхность через вторую скважину.
8. Способ по п. 1, дополнительно отличающийся тем, что в скважине отсутствует экстракционная жидкость жидкофазного растворителя или щелочная вода.
9. Способ по п. 1, в котором не используют эфир аминогликоля для облегчения экстракции.
10. Способ по п. 1, в котором паровая смесь содержит смесь двух или более различных эфиров алкиленгликолей.
11. Способ по п. 1, в котором эфир алкиленгликоля образует азеотроп с водой.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201361806067P | 2013-03-28 | 2013-03-28 | |
| US61/806,067 | 2013-03-28 | ||
| PCT/US2014/031155 WO2014160563A1 (en) | 2013-03-28 | 2014-03-19 | Enhanced steam extraction of in situ bitumen |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015145974A RU2015145974A (ru) | 2017-05-16 |
| RU2015145974A3 RU2015145974A3 (ru) | 2018-03-07 |
| RU2685007C2 true RU2685007C2 (ru) | 2019-04-16 |
Family
ID=50487209
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015145974A RU2685007C2 (ru) | 2013-03-28 | 2014-03-19 | Усовершенствованная паровая экстракция in situ битума |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9739124B2 (ru) |
| CN (1) | CN105051149B (ru) |
| AU (1) | AU2014241708A1 (ru) |
| BR (1) | BR112015020462A2 (ru) |
| CA (1) | CA2906967C (ru) |
| MX (1) | MX355568B (ru) |
| NO (1) | NO20151179A1 (ru) |
| RU (1) | RU2685007C2 (ru) |
| WO (1) | WO2014160563A1 (ru) |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10400564B2 (en) | 2014-03-21 | 2019-09-03 | Dow Global Technologies Llc | Staged steam extraction of in situ bitumen |
| US10138719B2 (en) * | 2014-03-27 | 2018-11-27 | Dow Global Technologies Llc | Method of extracting bitumen from oil sands with a propylene oxide capped glycol |
| CA3025272C (en) * | 2016-05-26 | 2024-01-16 | Dow Global Technologies Llc | Enhanced steam extraction of bitumen from oil sands |
| BR112019000087A2 (pt) | 2016-07-12 | 2019-04-09 | Dow Global Technologies Llc | composição formadora de espuma para recuperação de óleo auxiliada por vapor |
| CA3117586A1 (en) * | 2018-10-26 | 2020-04-30 | Championx Usa Inc. | Ether amine additives for steam-injection oil recovery |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20080017372A1 (en) * | 2006-07-21 | 2008-01-24 | Paramount Resources Ltd. | In situ process to recover heavy oil and bitumen |
| US20080139418A1 (en) * | 2000-09-28 | 2008-06-12 | United Energy Corporation | Method for extracting heavy oil and bitumen from tar sands |
| US20100012331A1 (en) * | 2006-12-13 | 2010-01-21 | Gushor Inc | Preconditioning An Oilfield Reservoir |
| US20100139922A1 (en) * | 2008-12-10 | 2010-06-10 | Latimer Edward G | Process for producing heavy oil |
| RU2408783C1 (ru) * | 2009-11-26 | 2011-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
| US20110309001A1 (en) * | 2009-12-10 | 2011-12-22 | David Soane | Low interfacial tension surfactants for petroleum applications |
Family Cites Families (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2233381A (en) | 1940-03-06 | 1941-02-25 | Petrolite Corp | Flooding process for recovering oil from subterranean oil-bearing strata |
| US3410344A (en) | 1966-07-25 | 1968-11-12 | Phillips Petroleum Co | Fluid injection method |
| US3902557A (en) | 1974-03-25 | 1975-09-02 | Exxon Production Research Co | Treatment of wells |
| US3994345A (en) | 1974-12-05 | 1976-11-30 | Phillips Petroleum Company | Method of recovering oil using steam |
| US3993133A (en) | 1975-04-18 | 1976-11-23 | Phillips Petroleum Company | Selective plugging of formations with foam |
| US4216828A (en) | 1978-06-19 | 1980-08-12 | Magna Corporation | Method of recovering petroleum from a subterranean reservoir incorporating an acylated polyether polyol |
| US4787453A (en) * | 1986-10-30 | 1988-11-29 | Union Oil Company Of California | Permeability stabilization in subterranean formations containing particulate matter |
| MY117988A (en) * | 1995-10-03 | 2004-08-30 | Nor Ind Inc | Cleaning compositions for oil and gas well, lines, casings, formations and equipment and methods of use |
| GB9615044D0 (en) | 1996-07-17 | 1996-09-04 | Bp Chem Int Ltd | Oil and gas field chemicals and their use |
| US6242388B1 (en) * | 1998-11-23 | 2001-06-05 | Eastman Chemical Company | Mutual solvents comprising 2,2,4-trimethyl-1,3-pentanediol mono-or di-isobutyrate and stable emulsions thereof |
| US6230814B1 (en) | 1999-10-14 | 2001-05-15 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Process for enhancing hydrocarbon mobility using a steam additive |
| US6357526B1 (en) | 2000-03-16 | 2002-03-19 | Kellogg Brown & Root, Inc. | Field upgrading of heavy oil and bitumen |
| US7771588B2 (en) | 2005-11-17 | 2010-08-10 | General Electric Company | Separatory and emulsion breaking processes |
| US7770643B2 (en) * | 2006-10-10 | 2010-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrocarbon recovery using fluids |
| US20090145809A1 (en) | 2007-12-10 | 2009-06-11 | Chevron Phillips Chemical Company Lp | Compositions for oil recovery and methods of using same |
| US7938183B2 (en) | 2008-02-28 | 2011-05-10 | Baker Hughes Incorporated | Method for enhancing heavy hydrocarbon recovery |
| US20110174695A1 (en) | 2008-09-30 | 2011-07-21 | Malcera, L.L.C. | Processes for recycling sag-d process water and cleaning drill cuttings |
| CA3160859A1 (en) | 2011-09-30 | 2013-03-30 | Cenovus Energy Inc. | Hydrocarbon recovery from bituminous sands with injection of surfactant vapour |
| RU2647582C2 (ru) | 2012-12-19 | 2018-03-16 | ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи | Улучшенный способ извлечения битума из битуминозных песков |
-
2014
- 2014-03-19 BR BR112015020462A patent/BR112015020462A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2014-03-19 AU AU2014241708A patent/AU2014241708A1/en not_active Abandoned
- 2014-03-19 US US14/766,251 patent/US9739124B2/en active Active
- 2014-03-19 WO PCT/US2014/031155 patent/WO2014160563A1/en active Application Filing
- 2014-03-19 RU RU2015145974A patent/RU2685007C2/ru active
- 2014-03-19 CA CA2906967A patent/CA2906967C/en active Active
- 2014-03-19 CN CN201480014451.9A patent/CN105051149B/zh active Active
- 2014-03-19 MX MX2015013744A patent/MX355568B/es active IP Right Grant
-
2015
- 2015-09-14 NO NO20151179A patent/NO20151179A1/en not_active Application Discontinuation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20080139418A1 (en) * | 2000-09-28 | 2008-06-12 | United Energy Corporation | Method for extracting heavy oil and bitumen from tar sands |
| US20080017372A1 (en) * | 2006-07-21 | 2008-01-24 | Paramount Resources Ltd. | In situ process to recover heavy oil and bitumen |
| US20100012331A1 (en) * | 2006-12-13 | 2010-01-21 | Gushor Inc | Preconditioning An Oilfield Reservoir |
| US20100139922A1 (en) * | 2008-12-10 | 2010-06-10 | Latimer Edward G | Process for producing heavy oil |
| RU2408783C1 (ru) * | 2009-11-26 | 2011-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
| US20110309001A1 (en) * | 2009-12-10 | 2011-12-22 | David Soane | Low interfacial tension surfactants for petroleum applications |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2906967C (en) | 2021-05-18 |
| BR112015020462A2 (pt) | 2017-07-18 |
| MX355568B (es) | 2018-04-23 |
| MX2015013744A (es) | 2016-02-26 |
| RU2015145974A3 (ru) | 2018-03-07 |
| RU2015145974A (ru) | 2017-05-16 |
| US20160069172A1 (en) | 2016-03-10 |
| NO20151179A1 (en) | 2015-09-14 |
| AU2014241708A1 (en) | 2015-10-29 |
| WO2014160563A1 (en) | 2014-10-02 |
| CA2906967A1 (en) | 2014-10-02 |
| US9739124B2 (en) | 2017-08-22 |
| CN105051149A (zh) | 2015-11-11 |
| CN105051149B (zh) | 2018-07-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2015231341B2 (en) | Staged steam extraction of in situ bitumen | |
| RU2685007C2 (ru) | Усовершенствованная паровая экстракция in situ битума | |
| CA2887405C (en) | Hydrocarbon recovery with multi-function agent | |
| RU2680407C2 (ru) | Способ экстракции битума из нефтеносных песков гликолевым эфиром, блокированного пропиленоксидом на концах цепи | |
| Zheng et al. | Pressure maintenance and improving oil recovery with immiscible CO2 injection in thin heavy oil reservoirs | |
| US7770643B2 (en) | Hydrocarbon recovery using fluids | |
| CA2791492A1 (en) | Hydrocarbon recovery from bituminous sands with injection of surfactant vapour | |
| US10119064B2 (en) | Thermally unstable ammonium carboxylates for enhanced oil recovery | |
| US9644467B2 (en) | Recovery from a hydrocarbon reservoir | |
| US10633593B2 (en) | Enhanced steam extraction of bitumen from oil sands | |
| Wang et al. | Ketone solvent as a wettability modifier for improved oil recovery from oil-wet porous media | |
| CA2872120C (en) | Recovering hydrocarbons from an underground reservoir | |
| US10465107B2 (en) | Thermally unstable hydroxyalkyl ammonium carboxylates for enhanced oil recovery | |
| CA2854171C (en) | Methods of recovering heavy oil from a subterranean reservoir | |
| CA2835872C (en) | Additives for improving hydrocarbon recovery | |
| JP2014051863A (ja) | 炭化水素含有地層の処理方法、炭化水素の回収方法および炭化水素含有地層処理用組成物 | |
| Okuno | Coinjection of dimethyl ether and steam for bitumen and heavy oil recovery | |
| US20140020913A1 (en) | Recovery of oil sands bitumen | |
| Mohebati et al. | Numerical evaluation of adding hydrocarbon additives to steam in SAGD process | |
| CA2821184A1 (en) | Mixtures of alcohol, fluorocarbon, and steam for hydrocarbon recovery |