DE2924547A1

DE2924547A1 - Verfahren zur gewinnung von bitumen aus teersand

Info

Publication number: DE2924547A1
Application number: DE19792924547
Authority: DE
Inventors: Wilbur Lee Hall
Original assignee: Texaco Development Corp
Current assignee: Texaco Development Corp
Priority date: 1978-06-26
Filing date: 1979-06-19
Publication date: 1980-01-17
Also published as: CA1122518A

Description

VERFAHREN ZUR GEWINNUNG VON
BITUMEN AUS TEERSAND Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Gewinnung von Bitumen aus Teersand, indem dieser mit einer erhitzten wässrigen Flüssigkeit in Berührung gebracht wird.
Aus vielen erdölführenden unterirdischen Format ionen kann das Erdöl nicht gewonnen werden, da die Erdölviskosität so hoch ist, daß dieses nicht fließfähig ist oder nicht zur Erdoberfläche gepumpt werden kann, ohne daß die Viskosität des Erdöls zuvor vermittels einer Behandlung herabgesetzt wird.
Das extremste Beispiel für zähflüssiges Erdöl enthaltende Formationen sind die sogenannten Teersand- oder Bitumensand-Lagerstätten. Die größte und bekannteste Teersand-Lagerstätte ist die von Athabasca in Alberta, Kanada. Diese Lagerstätte enthält zwar mehr als 111 Milliarden Kubikmeter Erdöl, jedoch ist bis jetzt aufgrund der sehr hohen Viskosität des Erdöls praktisch noch keine gewerbliche Gewinnung aus diesen Lagerstätten durchgeführt worden. Andere Formationen mit zähflüssigem Erdöl befinden sich in den Vereinigten Staaten und in zahlreichen anderen Ländern auf der ganzen Welt.
Wärmegewinnungsverfahren wurden erfolgreich zur Gewinnung von zähflüssigem Erdöl aus untcrirdischen Formationen in vielen Fällen angewandt, waren jedoch aus vielen Gründen nicht erfolgreich auf gewerblicher Basis für andere Lagerstätten.
Bei dem erfolgreichsten Wärmegewinnungsverfahren wird Dampf in die Formation eingeführt, um die Temperatur des zähflüssigen Erdöls anzuheben und dabei die Viskosität desselben ausreichend stark zu senken, damit es fließfähig wird oder zu einem Bohrloch hin verdrängt werden kann, wobei es sich bei diesem Bohrloch um das zur Dampfinjektion benutzte Bohrloch oder ein in einem Abstand von diesem befindlichen Produktionsbohrloch handeln kann. Wenngleich die meisten Formationen mit zähflüssigem Erdöl vermittels Dampfinjektion zur Produktion von etwas öl angeregt werden können, läßt sich die Dampfflutung aus Kostengründen nur in einer sehr begrenzten Anzahl von Fällen gewinnbringend auf derartige Format ionen anwenden. Der Hauptkostenfaktor beim Dampffluten sind die zur Erzeugung des in die Formation injizierten Dampfs anfallenden Brennstoffkosten. Die zur Erzeugung von Dampf bei der ölgewinnung benötigte Menge an Brennstoffeinheiten pro ölmenge stellt offensichtlich einen kritischen Faktor dar und ist der Hauptgrund dafür, daß viele Formationen mit zähflüssigem Erdöl durch Dampfanregungs-Gewinnungsverfahren nicht erfolgreich ausgebeutet werden können.
Zur Steigerung der Wirksamkeit der Dampfflutung bei der ölgewinnung sind auch schon bereits verschiedene Zusätze vorgeschlagen worden. Verschiedene Lösungsmittel wurden mit Dampfvermischt oder zusammen mit diesem injiziert und erbrachten im allgemeinen eine etwas gesteigerte ölausbeute, wobei in vielen Fällen gefunden wurde, daß die zusätzlich geförderte ölmenge nicht ausreichte, um die Kosten der zusammen mit dem Dampf in die Formation eingeführten Lösung mittel zu rechtfertigen. In vielen Literaturstellen wird der Einsatz flüssiger, gasförmiger oder kombiniert flüssiger und gasförmiger Kohlenwasserstoff-Lösungsmittel zusammen mit Dampf vorgeschlagen.
In der US-PS 3 822 749 ist ein Vorbehandlungsverfahren beschrieben, nach dem ein aliphatischen Polyamin in gasförmiger Phase vor der Dampfinjektion in eine Formation injiziert wird, wobei das Polyamin zur Verringerung der Wasserempfindlichkeit der wasserempfindlichen Tone benutzt wird.
Die Verfahren zur Bitumengewinnung aus Teersandlagerstätten lassen sich ganz allgemein unterteilen in Streifenabbau (strip mining) oder in an Ort und Stelle erfolgende Trennverfahren. Beim Streifenabbau muß das Obergestein auf mechanische Weise abgeräumt werden, wonach das Gemisch aus Bitumen und Sand, aus dem die Teersandlagerstätte gebildet ist, in entsprechender Weise mechanisch abgeräumt und einer an der Erdoberfläche befindlichen Aufbereitungsanlage zugeführt wird, in welcher die Trennung in Bitumen und Sand erfolgt. Bei an Ort und Stelle erfolgenden Trennverfahren wird das Bitumen von dem Sand innerhalb der Teersandlagerstätte selbst getrennt, wobei das Bitumen mit wenigstens einem größeren Teil des in der Teersandlagerstätte verbleibenden Sandes zur Erdoberfläche transportiert werden kann. Die bekannten Verfahren zur Trennung an Ort und Stelle lassen sich ganz allgemein in Wärmeverfahren und in Emulgierverfahren unterteilen. Die Wärmeverfahren umfassen Verbrennung an Ort und Stelle, d.h. innerhalb der Lagerstätte (Feuerflutung) und Dampfflutung. Bei den Emuigierverfahren wird ebenfalls Dampf in Verbindung mit einer zusätzlichen Chemikalie eingesetzt, um die Emulsifizierung des hochviskosen Bitumens zu fördern, so daß dieses zur Erdoberfläche transportierbar ist und die Emulsion an dieser in Bitumen und Wasser getrennt werden kann.
Es wurden zwar bereits viele, an Ort und Stelle ausführbare Verfahren vorgeschlagen, jedoch hat sich bis jetzt keines dieser Verfahren wirtschaftlich und technisch durchgesetzt.
Bei den meisten bekannten Verfahren zum Abbau an Ort und Stelle wird ein Fluid unter verhältnismäßig hohem Druck injiziert. Die Injektion von Hochdruckfluid !;ann nur dann sicher erfolgen, wenn das Obergestein oder Deckgebirge ausreichende Mächtigkeit aufweist, um die injizierten Hochdruck-Flüssigkeiten ohne Rißbildung aufnehmen zu können.
Der Streifenabbau einer Teersandlagerstätte ist nur dann wirtschaftlich sinnvoll, wenn das Verhältnis von Obergesteinsdicke zu Teersand-Lagerstättendicke etwa 1:1 oder weniger beträgt. Auch dann, wenn die Teersandlagerstätte verhältnismäßig flach ist, sind die Kosten für den Streifenabbau sehr hoch; die Kosten für das Abräumen des Obergesteins und des Teersandmaterials stellen von 50 bis 60 % der Gesamtkosten bei Darstellung eines durch Rohrleitungen transportierbaren Produkts dar. In vielen Lagerstätten ist das Deckgebirge zu dick, um eine Ausbeutung durch Streifenabbau zuzulassen, oder auch nicht mächtig genug, um Hochdruck-Fluide für an Ort und Stelle ausgeführte Trennverfahren aufnehmen zu können folgenden ist der Einfachheit halber Fluid als Flüssigkeit bezeichnet).
Es besteht daher ein großer Bedarf an einem Verfahren zur Gewinnung von Bitumen aus Teersandlagerstätten in insbesondere mittlerer Tiefe, welche sich nicht zum Streifenabbau oder zur Ausführung von an Ort und Stelle erfolgenden Trennverfahren unter Injektion einer Hochdruck-Flüssiykeit eignen.
In den US-Psen 3 951 457 und 3 858 654 sind hydraulische Abbauverfahren zur Gewinnung von Schweröl aus Teersandlagerstätten beschrieben.
Die bekannten Verfahren zur Aufbereitung von Teersanden, die aus offenen Gruben oder durch Streifenabbau gewonnen worden sind, umfassen Direktverkokung, wasserfreie Lösungsmittelextraktion, Kaltwasser-Trennverfahren unter Verwendung eines Benetzungsmittels und verschiedene Verfahren mit heißem Wasser, bei denen manchmal auch Benetzungsmittel oder andere Chemikalien in Kombination mit dem heißen Wasser eingesetzt werden.
Die Brennstoffkosten für die Direktverkokungsverfahren sind zur Zeit unvertretbar hoch, und die Lösungsmittelkosten für das Verfahren mit wasserfreiem Lösungsmittel liegen auch für Lösungsmittelgewinnungsverfahren zu hoch.
Die Heißwasser- oder Kaltwasser-Trennverfahren erscheinen erfolgversprechend zur Aufbereitung von Teersanden. Dabei stellen sich jedoch verschiedene Probleme ein. Die Emulsionsbildung erfolgt nahezu spontan, wenn bituminöses Erdöl in Berührung mit ein alkalisches Mittel wie z.B. Natriumhydroxid enthaltendem heißem Wasser gelangt. Wenngleich sich die Ausbildung einer stabilen Emulsion von öl in Wasser für einige an Ort und Stelle erfolgende Gewinnungsverfahren eignet, werden Emulsionen vom Typ öl in Wasser und Wasser in öl oft als Nebenprodukt in Kaltwasser- oder Heißwasser-Trennverfahren gebildet. In jedem Falle muß die Emulsion "gebrochen" oder in ihre einzelnen Phasen zerlegt werden. Das Zerlegen von Emulsionen mit bituminösem Erdöl ist normalerweise aus mehreren Gründen schwierig. Asphaltische Substanzen sind sehr wirksame Emulgatoren und bilden sehr stabile Emulsionen. Außerdem entspricht die spezifische Dichte von Bitumen nahezu der von Wasser, was bedeutet, daß die Phasentrennung nicht durch Schwerkräfte aufgrund Dichteunterschieden begünstigt wird, auch wenn die zur Emulgierung verantwortlichen Oberflächenkräfte neutralisiert werden können. Das bituminöse Erdöl hat eine sehr hohe Affinität für die Oberflächen von Sandkörnchen, und viele Heißwasser-Verfahren strippen das bituminöse Erdöl nicht wirksam von den Sandkörnchen.
Ein anderes, sehr ernsthaftes Problem bei herkömmlichen Trennverfahren ist die Ausbildung eines stabilen Schaums. Der von Luft oder einem anderen Gas mitgeführte Schaum ist hoch stabil, wobei sehr oft riesige, nicht beherrschbare Schaummengen erzeugt werden.
In der US-PS 3 846 276 schließlich ist ein Trennverfahren unter Verwendung von Heißwasser und einem Polyphosphat-Benetzungsmittel beschrieben.
Der Erfindung liegt nunmehr die Aufgabe zugrunde, ein Verfahren zur Gewinnung von Bitumen aus Teersand zu schaffen, mit dem durch an der Erdoberfläche erfolgende Aufbereitung Bitumen oder bituminöses Erdöl aus Teersand gewonnen werden können, die entweder im Tagebau abgebaut oder aus unterirdischen Lagerstätten entnommen worden sind, und das sich insbesondere für Lagerstätten in mittlerer Tiefe eignet, für die ein Abbau im Tagebau oder vermittels an Ort und Stelle ausgeführter Gewinnungsverfahren durch Injektion von Druckflüssigkeit nicht in Frage kommt.
Das zur Lösung der gestellten Aufgabe vorgeschlagene Verfahren ist erfindungsgemäß dadurch gekennzeichnet, daß der erhitzten wässrigen Flüssigkeit ein Amin der allgemeinen Formel R1R2NR3 zugesetzt wird, worin R1 und R2, welche gleich oder verschieden sein können, jeweils Wasserstoff oder eine Alkylgruppe mit 1 bis 6 Kohlenstoffatomen und R3 eine Alkylgruppe mit 3 bis 20 Kohlenstoff atomen oder eine Gruppe der allgemeinen Formel -R4NH2 bedeuten, in welcher R4 eine Alkylengruppe mit 2 bis 18 Kohlenstoffatomen darstellt, wobei die Gesamtzahl der Kohlenstoff atome in R1, R2 und R3 3 bis 20 beträgt.
Insbesondere können R1 und R2 vorzugsweise jeweils aus einer geraden oder verzweigten Alkylgruppe mit 2 bis 4 Kohlenstoffatomen bestehen, R3 kann eine gerade oder verzweigte Alkylgruppe mit vorzugsweise 4 bis 12 Kohlenstoffatomen sein, und in der allgemeinen Formel -R4NH2 kann R4 bevorzugt eine gerade oder verzweigte Alkylengruppe mit 3 bis 11 Kohlenstoffatomen bedeuten, wobei die Gesamtzahl der Kohlenstoffatome in Ri, R2 und R3 bevorzugt 7 bis 13 betragen kann.
Ein Ausführungsbeispiel für eine unter die vorstehend angegebene Formel fallende Substanz, die untersucht worden ist und sich als wirksam zur Verdrängung von Bitumen aus Sandkörnern erwiesen ist, ist Bläthylaminopropylamin (C2H5)2 NC3H6NH2. Diese Substanz ist wässrig-weiß, weist einen typischen Amingeruch auf, ihr Siedepunkt liegt bei 159 OC, und ihr Gefrierpunkt bei - 100 OC. Die spezifische Dichte dieser Substanz beträgt 0,82 (20/200C), und der Blitzverdampfungspunkt liegt be 5 OC. Sie ist bereits bekannt als Härter für Epoxydharze und als chemische Zwischen substanz für andere Herstellungsverfahren.
Ein anderes Beispiel für ein unter die vorstehend angegebene Formel fallendes bevorzugtes Amin, das geprüft worden ist und den ölgewinnungswirkungsgrad bei der Dampfflutung wesentlich steigert, ist ein Sekundäralkyl-Primär-Amin mit 10 bis 13 Kohlenstoffatomen. Diese Verbindung ist im Handel erhältlich unter der Bezeichnung PT-9108 (von Texaco Petrochemical Sales), hat ihren Siedepunkt bei 259 °C und ist nur schwach wasserlöslich.
Bei einer Ausführungsform des Verfahrens vermittels Wärmegewinnungstechnik werden Dampf und das Amin In eine Teersandformation injiziert. Bei einer anderen Ausführungsform des Verfahrens vermittels hydraulischer Abbautechnik wird erhitzte, wässrige Flüssigkeit in Strahlen hoher Geschwindigkeit in einen Hohlraum innerhalb der Formation abgegeben, wobei Bitumen und Sand zusammen mit der aus dem Hohlraum abgeführten wässrigen Flüssigkeit gewonnen werden. Bei einer weiteren Ausführungsform wiederum wird abgebautes Teersandmaterial in Berührung mit der erhitzten, wässrigen Flüssigkeit gebracht.
Entsprechend einer Ausführungsform des Verfahrens wird das Amin in eine Teersanclformttti)rl eingeführt, indem das Amin mit Dampf vermischt und dann zusammen mit diesem in die Formation injiziert wird, oder das Amin wird getrennt von dem Dampf in einer Menge oder in mehreren Portionen eingeführt, wonach Dampfinjektion und Vermischung in der Formation erfolgen. Dabei sollten von 0,1 bis 30 und vorzugsweise von 2 bis 10 Porenvolumenprozent Amin eingesetzt werden, wobei die Aminmenge vorzugsweise für sehr zähflüssiges Erdöl enthaltende Formationen näher am oberen Ende des bevorzugten Bereichs liegen sollte. Mit anderen Worten, die erforderliche Aminmenge nimmt ungefähr proportional der Viskosität des in der Formation vorhandenen Erdöls zu. Das Amin reduziert wirksam die Anziehungskraft zwischen dem zähflüssigen öl und der Oberfläche der Sandkörnchen oder der anderen Mineralmatrix der Formation, wodurch die aus der Zone, durch welche der Dampfhindurchgeht, gewonnene ölmenge wesentlich gesteigert wird.
Diese Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens stellt ein verbessertes Wärmegewinnungsverfahren für öl dar, indem Dampf zur Erhitzung des in der Formation enthaltenen zähflüssigen Erdöls in die Formation eingeführt und dadurch die Viskosität des öls so weit verringert wird, daß sich dieses zu einem Bohrloch hin verdrängen läßt. Die Dampfflutung erfolgt herkömmlicherweise nach zwei sich etwas unterscheidenden Verfahren. Das eine Verfahren ist ein Dampftreibverfahren, bei dem Dampf über ein oder über mehrere durch die Formation niedergebrachte Injektionsbohrlöcher in die Formation injiziert wird, das Erdöl verdrängt und beweglich macht, und das Erdöl zu einer in einem Abstand befindlichen Produktionsbohrung zugeführt wird, von welcher es zur Erdoberfläche gefördert wird.
Bei dem anderen, allgemein üblichen Verfahren, dem sogenannten Dampf-Drück- und Zugverf ah ren oder "Huff-and-Puff-Verfahren" wird Dampf in eine Formation injiziert, in dieser über eine ausreichend lange Zeit gehalten, um seine Wärmeenergie an das zähflüssige Erdöl abzugeben, und dann werden Flüssigkeiten einschließlich Erdöl aus der Formation über das gleiche Bohrloch gewonnen, welches zur Dampfinjektion in die Formation benutzt worden ist. Beide Verfahren sind in unterschiedlichem Maße erfolgreich zur Gewinnung von zähflüssigem Erdöl, in Abhängigkeit von der Viskosität des öls, den Anziehungskräften zwischen dem öl und den Mineraloberflächen der Formation und von vielen anderen Faktoren.
Für die meisten Anwendungen ist das Dampftreibverfahren bevorzugt, da sich damit die ölgewinnung in größeren Abständen von den Bohrlöchern durchführen läßt und der Wärmewirkungsgrad höher ist als bei den Drück- und Zugverfahren mit Dampf.
Bei Anwendung des erfindungsgemäßen Verfahren auf eine unterirdische Formation, welche zähflüssiges Erdöl enthält, wird bevorzugt Dampf und Amin über eine oder mehrere Injektionsbohrlöcher in die Formation eingeführt, wobei durch den Dampf und das Amin beweglich gemachtes und verdrängtes öl aus der Formation über ein oder mehrere Produktionsbohrlöcher gewonnen wird, welche sich in einem Abstand von den Injektionsbohrlöchern befinden. Dabei handelt es sich um das bekannte Dampftreibverfahren zur Erdölgewinnung, mit dem eine Gewinnung in wesentlich größeren Tiefen der Formation von dem Bohrloch als mit den Dampf-Drück- und Zugverfahren möglich ist.
Zur Ausführung des erfindungsgemäßen Verfahrens lassen sich gesättigter oder überhitzter Dampf verwenden. Am praktischsten ist der Einsatz von gesättigtem Dampf, und die bevorzugte Dampfqualität beträgt von 20 bis 100 % und vorzugsweise von 60 bis 80 %.
Wenn erwünscht ist, das vorstehend beschriebene Amin mit Dampf zu vermischen, sollte die Aminkonzentration von 0,5 bis 25 und vorzugsweise von 2 bis 10 Gew.-e betragen. Das Gemisch aus Dampf und Amin kann zu Beginn oder in der ersten Phase des Dampfflutungsvorgangs in die Formation injiziert werden, bis die in die Formation injizierte Amingesamtmenge im Bereich von 0,1 bis 30 und vorzugsweise 2 bis 10 Porenvolumenprozent, bezogen auf das Porenvolumen der behandelten Gewinnungszone, beträgt. Nach Injektion dieser Aminmenge wird Dampf (ohne Amin) während eines ausreichend langen Zeitraums injiziert, um die zuvor injizierten Flüssigkeiten zu verdrängen und das öl durch die Formation zu bewegen. Es ist wirksamer, das Amin während der ersten Stufe der Dampfinjektion in die Formation einzuführen statt Dampf über einen längeren Zeitraum zu injizieren und anschließend Amin mit Dampf vermischt oder getrennt und dann erst Dampf zu injizieren.
Bei einer anderen Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens wird Amin in einer oder in mehreren in sich geschlossenen Mengen in die Formation injiziert, entweder bevor oder zwischenzeitlich mit der Injektion von praktisch reinem Dampf in die Formation. Da einige der bevorzugten Substanzen nur wenig wasserlöslich sind, stellt dieses Vorgehen ein wirksames Mittel zum Erreichen eines innigen Kontakts zwischen dem Amin und dem Dampf mit dem in der Formation vorhandenen Bitumen dar.
Bei einer weiteren Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens zur Gewinnung von Bitumen vermittels eines hydraulischen Abbauverfahrens wird der Teersand in Berührung mit einer Flüssigkeit gebracht, die aus heißem Wasser oder Dampf und dem Amin besteht. Entsprechend einer Ausführungsform wird ein sowohl drehbares als auch in Axialrichtung (d.h. in senkrechter Richtung) bewegliches Injektionsgestänge verwendet, das im Bereich seines unteren Endes Strahldüsen aufweist, durch welche die wässrige hydraulische Abbauflüssigkeit in einem oder in mehreren Strahlströmen gegen die Stirnfläche der Teersandlagerstätte gerichtet wird. Ein getrennter Verbindungsweg zur Erdoberfläche erleichtert das Abführen von injizierter hydraulischer Abbauflüssigkeit mit in dieser dispergiertem Bitumen zur Erdoberfläche, an der eine weitere Aufbereitung erfolgt. Das Injektionsgestänge hat dabei einen solchen Aufbau, daß es gleichzeitig drehbar und in senkrechter Richtung verlagerbar ist, während die wässrige hydraulische Abbauflüssigkeit durch das Gestänge nach unten injiziert und über die Düsen abgegeben wird, so daß die Teersandlagen von einem Flüssigkeitsstrahl bestrichen werden können.
Diese Ausführungsform ist am besten anhand Fig. 1 der Zeichnung ersichtlich, welche eine Teersandlagerstätte 1 zeigt, die sich in einer Tiefe befindet, welche zu groß ist, um einen wirtschaftlichen Streifenaiau ausführen zu können, und andererseits nicht tief genug liegt, um ein an Ort und Stelle ausgeführtes Gewinnungsverfahren unter Injektion von Hochdruckflüssigkeit zuzulassen. Ein Kombinations-Injektions-Produktions-Bohrloch 2 ist bis zum Boden der Teersandlagerstätte niedergebracht, und eine Verrohrung 3 ist bis zum oberen Ende der Formation eingesetzt. Ein getrenntes Injektionsgestänge 4 ist innerhalb der Verrohrung 3 bis zum oberen Ende der Teersandlagerstätte eingefahren. Das Injektionsgestänge 4 weist in seinem unteren Bereich Düsen 5 auf. An der Erdoberfläche sind ein zum Drehen des Injektionsgestänges dienender Mitnehmer-Antriebseinsatz 7 und ein zum Anheben und Absenken des Gestänges, während gleichzeitig Flüssigkeit durch dieses hindurch nach unten gepunpt wird, dienender Hebehaken 6 vorgesehen. Ein Drehgelenk 8 bildet eine praktisch leckdichte Abdichtung zwischen dem nicht umlaufenden oberen Abschnitt und dem umlaufenden unteren Abschnitt des Injektionsgestänges 4. Vermittels einer Pumpe 9 wird die wässrige hydraulische Abbauflüssigkeit unter einem ausreichend hohen Druck durch das Injektionsgestänge 4 hindurch nach unten gepumpt, um Flüssigkeitsstrahlen 10 hoher Geschwindigkeit auszubilden und zu gewährleisten, daß die Strahlen 10 mit erheblicher Geschwindigkeit auf den Teersand treffen um Bitumen und Sand abzulösen.
Das drehbar gelagerte und in senkrechter Richtung verfahrbare Injektionsgestänge 4 bildet einen Innenkanal-Vorlauf 11, durch den die wässrige hydraulische Abbauflüssigkeit durch das Gestänge hindurch nach unten gepumpt wird, wo ein Teil der Flüssigkeit durch die Düsen 5 in Form von Strahlen 10 austritt, welche auf die Wände 12 des in der Teersandlagerstätte 1 ausgebildeten Hohlraums treffen. Zum Abpumpen des gelösten Bitumens aus dem unteren Bereich des Hohlraums ist ein Mittel wie z.B. eine Strahlpumpe 13 vorgesehen. Bei dieser Ausführungsform ist das zum Antrieb der Strahlpumpe dienende Medium die wässrige hydraulische Abbauflüssigkeit, wenngleich auch ein getrenntes hydraulisches Medium eingesetzt werden kann. Ein Teil der wässrigen hydraulischen Abbauflüssigkeit gelangt über die Leitung 14 zur Strahlpumpe 13, tritt durch die Düsen 15 aus und durchsetzt das Venturi 16. Durch den Flüssigkeitsdurchgang durch das Venturi wird in diesem eine Zone verringerten Drucks ausgebildet, welche Bitumen und andere Stoffe vom Boden des Hohlraums anzieht und über den Rücklauf 17 nach oben zur Erdoberfläche drückt. Die bitumenhaltige Flüssigkeit wird über die biegsame Flüssigkeitsableitung 18 einem Absetzbehälter 19 zugeführt. Wenngleich hier der Einfachheit halber nur ein einziger Absetzbehälter dargestellt ist, können auch mehrere hintereinandergeschaltete Behälter benutzt werden. Im Absetzbehälter trennt sich die Flüssigkeit in öl oder Bitumen und Wasser, wobei sich der Sand am Behälterboden absetzt. Das Wasser wird über die Rohrleitung 21 zum Vorrats- oder Haltebehälter 20 rückgeführt.
Das Wasser wird im Wärmetauscher 22 erhitzt und vermittels der Pumpe 9 über die Einspeise-Schlauchleitung 24 zum oberen Ende des Innenkanal-Vorlaufs 11 zugeführt, durch den hindurch es wie vorstehend beschrieben wieder zu den Düsen 5 gelangt.
Bei dem in der Zeichnung dargestellten Ausführungsbeispiel wird ein nichtkondensierbares Gas wie z.B. Stickstoff, Luft, Methan, Kohlendioxid usw. oder ein Gemisch aus zwei oder mehreren dieser Gasebenutzt. Das Gas wird von einem Verdichter oder einem Behälter 23 geliefert, mit der wässrigen hydraulischen Flüssigkeit vermischt, und gelangt über die Einspeise-Schlauchleitung 24 zum Innenkanal-Vorlauf 11. Die Verwendung von Gas ist bei dem Verfahren sehr wünschenswert, da es dazu beiträgt, das Obergestein zu tragen, den Pumpenwirkungsgrad steigert, den Hohlraum gasgefüllt hält und gestattet, daß die Strahlen der hydraulischen Abbauflüssigkeit tiefer in die Formation eindringen können.
Am oberen Ende des Injektionsgestänges befindet sich ein Hochdruck-Drehgelenk 25, das mit der Flüssigkeits-Injektionsleitung und der Ableitung verbunden ist. Ein Bügel 26 dient zur Verbindung mit dem Hebehaken 6 eines (hier nicht dargestellten) Hebewerks. Auf diese Weise kann die gesamte Anordnung in das Bohrloch abgesenkt und je nach Bedarf angehoben oder abgesenkt werden, damit die Ströme 10 die ganze senkrechte Dicke der Formation bestreichen können. Das hydraulische Abbaugestänge wird vermittels z.B. des Mitnehmers eines (nicht dargestellten) Bohrturms gedreht, welcher mit dem Mitnehmer-Antriebseinsatz 7 in Eingriff steht.
Die Oberflächenanlage umfaßt außerdem eine Dichtung 27, welche ein Ausblasen zwischen dem hydraulischen Injektionsgestänge 4 und der Verrohrung 3 verhindert. Dadurch kann außerdem aus den weiter unten beschriebenen Gründen ein Flüssigkeitsüberdruck innerhalb des von den Wänden 12 begrenzten Hohlraums aufrecht erhalten werden.
Am unteren Ende der dargestellten Anordnung befindet sich ein herkömmlicher Bohrmeißel 28, durch den das Bohrloch durch den Teersand hindurch mit der gleichen Einrichtung niedergebracht werden kann, die auch zum hydraulischen Abbau benutzt wird. Der Bohrmeißel eignet sich außerdem zum Aufbrechen von Teersandbrocken, die sich am Boden des Hohlraums in der Teersandlagerstätte ansammeln.
Die gesamte, in der Zeichnungsfigur 1 dargestellte Einrichtung ist aus hydraulischem Abbau bereits bekannt. So ist beispielsweise in einem Aufsatz mit dem Titel "Subsurface Hydraulic Mining Through Small Diameter Boreholes" ("ydraulischer Untertageabbau durch Bohrlöcher kleinen Durchmessers"), auf Seiten 24 -27 in "Mining and Minerals Engineering", November 1969 eine praktisch identische Vorrichtung beschrieben, die zum Bohren konsolidierter Formationen wie z.B.
Kalkstein mit einer Abrasionsmittel enthaltenden Flüssigkeit benutzt wird, welche vermittels eines Pumpsystems vom Explosionstyp gepumpt wird.
Das in der Zeichnungsfigur 1 dargestellte, insbesondere drehbare Injektionsgestänge bildet kein Merkmal des erfindungsgemäßen Verfahrens, wenngleich es eine bevorzugte Anordnung zur Strahlerzeugung darstellt. Es könnte auch ein nicht rotierendes Gestänge mit mehreren waagerecht angeordneten Düsen verwendet werden.
Im Betrieb wird die wässrige hydraulische Abbauflüssigkeit vom Vorrats- oder Haltebehälter 20 über eine Pumpe zugeführt.
Der Injektionsdruck der Flüssigkeit braucht zu Beginn des Abbaus nicht so hoch zu sein wie später beim weiteren Fortgang des Verfahrens, da die hydraulische Abbauflüssigkeit nur eine verhältnismäßig kurze Wegstrecke zurückzulegen hat, bevor sie auf die Stirnfläche des Hohlraums in der Teersandlagerstätte trifft. Wenn ein nichtkondensierbares Gas wie z.B.
Luft, Stickstoff, Kohlendioxid, Methan oder Erdgas benutzt wird, wird dieses mit der wässrigen hydraulischen Abbauflüssigkeit vermischt, und ein zweiphasiges Gemisch wird durch den Innenkanal 11 des Gestänges 4 hindurch nach unten gepumpt und durch die Düsen nach außen abgegeben. Das Vorhandensein eines nichtkondensierbaren Gases stellt aus mehreren Gründen eine vorteilhafte Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens dar. Der im Teersand ausgebildete Hohlraum sollte statt mit Flüssigkeit mit Gas gefüllt sein, insbesondere nach Ausführung des Verfahrens über einen längeren Zeitraum, wobei ein großer Hohlraum entstanden ist, so daß die Strahlen einen größeren Weg von der hydraulischen Abbauvorrichtung zu den Wänden des Hohlraums zurückzulegen haben. Ein im Hohlraum herrschender Gasüberdruck trägt außerdem dazu bei, das Obergestein oder Deckgestein zu tragen, und unterstützt die Pumpwirkung am Boden des Hohlraums.
Sobald das Bitumen und etwas Sand aus der Teersandlagerstätte entfernt worden sind, ist an den Düsen des Injektionsgestänges 4 ein Hohlraum entstanden, und die Größe dieses Hohlraums nimmt mit der Zeit zu. Mit der Zunahme der Größe des Hohlraums ist erforderlich, den Injektionsdruck der hydraulischen Abbauflüssigkeit zu steigern, damit die Flüssigkeitsstrahlen 10 auf die Hohlraumwände mit einer ausreichend hohen Geschwindigkeit auftreffen, um Bitumen und Sand abzulösen.
Während des ganzen Verlaufs des erfindungsgemäßen Verfahrens strömt ein Gemisch von Bitumen und wässriges hydraulischer Abbauflüssigkeit mit in dieser suspendiertem Sand über den Rücklauf 17 zurück zur Erdoberfläche. Das Gemisch aus Bitumen und hydraulischer Abbauflüssigkeit gelangt über die Flüssigkeitsableitung in den Absetzbehälter 19. Der Sand setzt sich am Boden des Behälters ab und läßt sich mechanisch entfernen.
Bitumen trennt sich in eine Phase und wird über die Leitung 29 und dann zur Aufbereitungsanlage zugeführt. Wässrige hydraulische Abbauflüssigkeit stellt die andere flüssige Phase dar, welche über die Rohrleitung 21 zum Vorrats- oder Haltebehälter 20 rückgeführt wird, wonach sie wiederum erhitzt und in das Injektionsgestänge 4 eingeleitet werden kann.
Die Temperatur der wässrigen Fiydraulikflüssigkeit kann von 80 bis 105 OC oder mehr betragen. Entsprechend einer bevorzugten Ausführungsform wird die Temperatur der geförderten bituminös-wässrigen Flüssigkeitspulpe überwacht, wobei die Temperatur so eingestellt wird, daß eine Pulpentemperatur im Bereich von 70 bis 95 OC und vorzugsweise möglicht dicht bei 82 CC erhalten wird.
Das Gemisch aus Bitumen und heißem Wasser ähnelt mehr der Pulpe aus Heißwasser-Oberflächenaufbereitungsverfahren zum Abtrennen von Bitumen aus Teersand, der durch Streifenabbau gewonnen worden ist, als Produktionsflüssigkeiten, die aus bekannten, an Ort und Stelle in der Formation erfolgenden Trennverfahren aus der Teersandlagerstätte erhalten werden.
Die Wirksamkeit der Flüssigkeit zum Trennen von Erdöl und Sand nimmt mit der Temperatur zu. Es wird in hohem Maße bevorzugt, daß die Flüssigkeit bei der Temperatur und unter dem Druck in der Extraktionszone der Formation in flüssiger Phase vorliegt, da mit Flüssigkeitsstrahlen eine größere Durchdringung als mit Strahlen in dampfförmiger Phase erhalten wird. Die Flüssigkeitstemperatur kann jedoch einen solchen Wert aufweisen, daß die Flüssigkeit bei atmosphärischem Druck wenigstens teilweise in der Dampfphase vorliegt. Die bevorzugte Temperatur liegt über 65 OC und vorzugsweise über 82 "C und unter dem Siedepunkt der Flüssigkeit bei dem im Hohlraum oder in der Behandlungszone der Formation herrschenden Druck.
Entsprechend einer etwas abgeänderten Ausführungsform wird der hydraulischen Abbauflüssigkeit eine wirksame Menge eines Bitumenlösungsmittels zugesetzt. Monozyklische, aromatische Lösungsmittel wie z.B. Benzol, Toluol oder Xylol, wie auch gesättigte Kohlenwasserstoff-Lösungsmittel mit 4 bis 8 Kohlenstoffatomen, Naphtha oder Gemische dieser Stoffe können zusammen mit der heißen, wässrigen Flüssigkeit injiziert werden. Das Vorhandensein einer kleinen Lösungsmittelmenge steigert die Wirksamkeit des Verfahrens ganz erheblich. Das bevorzugte Verhältnis von Lösungsmittel zu wässriger hydraulischer Abbauflüssigkeit beträgt von etwa 0,01 bis etwa 0,50.
Das vorstehend beschriebene Amin wird mit heißem Wasser oder mit Dampf in einer Konzentration von 0,5 bis 25 und vorzugsweise von 2 bis 10 Gew.-% vermischt.
Nichtkondensierbares Gas wird entsprechend einer bevorzugten Ausführungsform gleichzeitig mit der hydraulischen Abbauflüssigkeit in die Formation injiziert. Der Einsatz eines nichtkondensierbaren Gases bei dem erfindungsgemäßen Verfahren verbessert die Verfahrensausführung erheblich und auf mehrere unterschiedliche Weisen. Die Aufrechterhaltung eines Überdrucks trägt dazu bei, das Obergestein zu tragen und die Pumpwirkung zu unterstützen. Indem der vermittels des Verfahrens in der Formation ausgebildete Hohlraum nicht mit Flüssigkeit, sondern mit Gas gefüllt gehalten wird, haben die vom Injektionsgestänge abgegebenen Strahlen eine größere Reichweite. Außerdem wird etwas Gas von der Pulpe aus Bitumen und wässriger Flüssigkeit gelöst und/oder mitgerissen, und dieses Gas bildet während der Trennung an der Erdoberfläche kleine Bläschen, welche die Trennung von Bitumen und wässriger Flüssigkeit unterstützen.
Jede ohne weiteres erhältliche Substanz, von der wenigstens ein großer Teil bei dem in der Formation herrschenden Druck und bei der Temperatur in der Formation gasförmig bleibt, und die mit der Injektionsflüssigkeit und dem Erdöl nicht reagiert, läßt sich verwenden. Luft eignet sich zu diesem Zweck in Verbindung mit heißem Wasser, jedoch sollten Dampf und Luft nicht zusammen eingesetzt werden, weil die Möglichkeit der Einleitung einer Oxidationsreaktion besteht. Stickstoff kann ohne weiteres zusammen mit Dampf oder mit Heißwasser oder Kaltwasser eingesetzt werden. Kohlendioxid kann gleichfalls mit jeder der vorstehend beschriebenen hydraulischen Abbauflüssigkeiten benutzt werden. Weiterhin verwendbar sind Kohlenwasserstoffe wie z.B. Methan oder Äthan.
In Abhängigkeit von Temperatur und Druck der Teersandformation kann manchmal auch Propan eingesetzt werden. Auch können Gemische von zwei oder mehreren der vorgenannten Stoffe eingesetzt werden. Das Volumenverhältnis von nichtkondensierbarem Gas zu wässriger hydraulischer Abbauflüssigkeit kann von etwa 1/10 zu etwa 10 betragen. Das nichtkondensierbare Gas kann gleichzeitig als Beimischung durch das gleiche Injektionsgestänge oder oder auch gleichzeitig über ein getrenntes Injektionsgestänge eingeführt werden. Abwechselnd mit geschlossenen Mengen wässriger, hydraulischer Abbauflüssigkeit können Mengen von nichtkondensierbarem Gas zugeführt werden.
Entsprechend einer anderen Ausführungsform kann Bitumen von abgebauten Teersanden in der Weise abgetrennt werden, daß der Teersand mit der das Amin enthaltenden heißen, wässrigen Flüssigkeit in Berührung gebracht wird. Der Teersand wird dabei kontinuierlich in einen Mischbehälter eingeleitet, in welchem er in Berührung mit der Heißwasser-Amin-Behandlungsflüssigkeit gebracht wird. Das Gemisch wird einem Absetzbehälter zugeführt, in dem es sich trennt in Sand, Bitumen und eine wässrige Phase mit einem kleineren Anteil an in dieser enthaltenem bituminösem Material. Das Gemisch kann in Berührung gebracht werden mit einer Kohlenwasserstoff-Behandlungsflüssigkeit, welche das Bitumen löslich macht und ggf.
dessen Abtrennung erleichtert.
Diese Ausführungsform der Erfindung ist am besten verständlich anhand Fig. 2 der Zeichnung, nach welcher in offener Grube auf mechanische Weise abgebautes Teersandmaterial mechanisch in einen Behälter 101 eingeführt wird. Ein Schneckenförderer 102 führt Teersand in konstantem Durchsatz in einen Mischbehälter 103 ein, der mit einer Mischvorrichtung 104 ausgestattet ist. In Behälter 105 wird eine aus Wasser und 0,05 bis 25 und vorzugsweise 2 bis 10 Gew.-% Amin bestehende wässrige Aufbereitungsflüssigkeit angesetzt. Die Lösung wird aus dem Behälter 105 vermittels der Pumpe 106 durch den Wärmetauscher 107 gepumpt, in welchem die Flüssigkeit auf eine Temperatur über 37 "C und vorzugsweise zwischen 37 und 99 OC erhitzt wird. Die erhitzte, wässrige Flüssigkeit vermischt sich im Mischbehälter 103 mit Teersand, wobei die Mischung vermittels der Rührvorrichtung 104 in Bewegung gehalten und dann vermittels der Pumpe 108 in den Tnnnbeiiälter 109 gepumpt wird. Für ein kontinuierliches Verfahren können mehrere parallelgeschaltete Trennbehälter benutzt werden, wobei die Flüssigkeit nacheinander den verschiedenen Trennbehältern zugeführt wird, so daß das Gemisch über eine ausreichend lange Zeit in Ruhe bleiben und sich Sand 110 am Boden eines Behälters absetzen kann. Der größte Teil des Bitumens sammelt sich in einer unmittelbar oberhalb der Sandschicht befindlichen Zone an. Oben bildet sich eine wässrige Schicht, die aus der wässrigen, aminhaltigen Flüssigkeit besteht, in der eine kleine Menge Bitumen dispergiert ist.
Sand wird aus der unteren Zone im Trennbehälter 109 kontinuierlich oder auch intermittierend vermittels z.B. des Schneckenförderers 113 abgeführt.
Eine Kohlenwasserstoff-Flüssigkeit aus dem Behälter 114 wird vermittels der Pumpe 115 in einem vorbestimmten Durchsatz in den Trennbehälter 109 zugemessen. Die wässrige Aufbereitungsflüssigkeit und Kohlenwasserstoff werden im Trennbehälter 109 durch eine Rührvorrichtung 116 miteinander vermischt.
Bituminöses Material aus der unteren Schicht, sowie aus der wässrigen Suspension lösen sich im Kohlenwasserstoff und bilden eine Schicht 117 aus. Der Kohlenwasserstoff mit dem in diesem gelösten Bitumen wird über die Leitung 118 einer Raffinationsanlage zugeführt. Das Vorhandensein von Kohlenwasserstoff im Bitumen verbessert die Pumpeigenschaften zur Raffinations-Aufbereitungsanlage. Abtrennung und Gewinnung von Kohlenwasserstoff-Aufbereitungsflüssigkeit können in der Raffinationsanlage erfolgen. Selbstverständlich kann die Kohlenwasserstoffrückgewinnung nach Wunsch auch unmittelbar nach dem Austritt aus dem Trennbehälter 109 erfolgen.
Die heiße, wässrige Aufbereitungsflüssigkeit 119 wird vermittels der Pumpe 121 durch die Leitung 120 und durch das Filter 122 hindurch in den Behälter 105 gepumpt und steht zur erneuten Umwälzung durch die Trennanlage zur Verfügung.
Das Amin wird im allgemeinen mit heißem Wasser in einer Konzentration von 0,5 bis 25 und vorzugsweise von 2 bis 10 Gew.-% vermischt.
Zwar lassen sich auch höhere Konzentrationen als der hier angegebene Konzentrationsbereich verwenden, jedoch ergeben sich daraus keine besonderen Vorteile. Zwar sind die Materialkosten niedrig, jedoch wird die Wirtschaftlichkeit des Verfahrens optimiert, indem die niedrigste Aminkonzentration zur wirksamen Trennung von Bitumen und Sand eingesetzt wird.
Der Lösung sollte ein ausreichend alkalisches Mittel zugesetzt werden, um deren pH-Wert auf einen über 7 und vorzugsweise über 9 betragenden Wert anzuheben.
Wenn die wässrige Behandlungsflüssigkeit auf eine Temperatur über 37 OC hinaus erhitzt wird, wird die Wirksamkeit des Trennverfahrens gesteigert. Die bevorzugte Betriebstemperatur beträgt von etwa 37 bis 99 OC, und der bevorzugte Temperaturbereich liegt zwischen 65 und 99 OC.
Ein besonders vorteilhaftes Merkmal des erfindungsgemäßen Verfahrens besteht darin, daß Bitumen nicht emulgiert und kein Schaum bei Berührung mit der heißen, wässrigen aminhaltigen Flüssigkeit gebildet wird. Das Bitumen wird effektiv vom Sand getrennt, verbleibt jedoch in einer getrennten Phase, die bei Einstellung der Bewegung (Rühren) eine sich von der wässrigen Flüssigkeit deutlich unterscheidende Schicht ausbildet. Das Bitumen kann einer Raffinationsaufbereitung zugeführt werden, während die aus Wasser und Amin bestehende Flüssigkeit durch die Trennvorrichtung umgewälzt wird.
Beispiel 1 Im Gelände wurde ein Versuch mit einem invertierten 5-Punkt-System durchgeführt, wobei sich ein Injektionsbohrloch in der Mitte eines quadratischen Gebiets, und an den vier Ecken jeweils ein Produktionsbohrloch befanden. Dle Länge jeder Quadratseite betrug 60,96 m. Die Bohrlöcher wurden ausgebaut zu einer zähflüssiges Erdöl enthaltenden Formation mit Roherdöl von 11" API, dessen Viskosität zu hoch war, so daß es nicht fließfähig war oder durch normale Primär- oder Sekundärgewinnungsverfahren verdrängt werden konnte. Die Porosität betrug 39 %, und die Durchlässigkeit (Permeabilität) 1200 Millidarcies. Die ölsättigung betrug 61 %, und die Mächtigkeit der Formation 13,71 m.
Das Gesamtporenvolumen jeder Rastereinheit betrug 0,39 x 60,96 x 60,96 x 13,71 = 19 880 m3. Da der waagerechte Spülwirkungsgrad eines derartigen Rasters 70 %, und die vertikale Konformität 60 % betrugen, kamen nur 42 % oder 8350 m3 in Berührung mit dem Dampf. Für das Verfahren wurde bei dieser Versuchsanlage eine 5 %-ige Porenvolumenbehandlung mit Dodecylamin durchgeführt. 5 % entsprechen dabei 994 m3. Somit sind etwa 340 Tonnen Dodecyl-Primär-Amin erforderlich.
Bei der Ausführung des Verfahrens wurde Dampf von 80 % Qualität 2 Tage lang in das Injektionsbohrloch injiziert, um die dem Injektionsbohrloch unmittelbar benachbarten Bereiche der Formation vorzuheizen und dadurch die Injektion des Amins in die Formation zu verbessern. Die gesamte Aminbehandlung erfolgte in vier abgeschlossenen Mengen, indem jeweils 86,26 Tonnen Amin in die Formation injiziert wurden, wonach 60 Tage lang Dampf injiziert wurde. Dampf und Amin vermischten sich miteinander in der Formation und mit dem Formationserdöl und führten zu einer Verringerung der Viskosität des Erdöls, wobei außerdem die Rückhaltekräfte zwischen dem zähflüssigen Erdöl und den Sandkörnern der Formation wirksam herabgesetzt wurden. Nach Abschluß der letzten Aminbehandlung wurde die Dampfinjektion in der Formation so lange fortgesetzt, bis zwei Porenvolumina Dampf (auf der Grundlage des Wasservolumens) in die Formation injiziert worden waren. Die Injektion dauerte somit insgesamt angenähert 90 Wochen. Als Ergebnis der vorstehend beschriebenen Behandlung wurde die Rückstandsölsättigung innerhalb des mit den injizierten Flüssigkeiten in Berührung kommenden Bereichs von 61 % auf 12 % herabgesetzt, und dieser Wert war für die betreffende Lagerstätte als ausgezeichnet anzusehen.
Beispiel 2 Mit Teersandproben wurden Laborversuche durchgeführt. Die Proben wurden bei Zimmertemperatur mit Diäthylaminopropylamin als Lösungsmittel vermischt, wobei beobachtet wurde, daß unter statischen Bedingungen bei Umgebungstemperatur im wesentlichen sämtliche Teersandmaterialien von den mineralischen Oberflächen der Teersandproben gelöst und abgehoben wurden, wodurch die Wirksamkeit dieses Materials zum Entfernen von viskosem Erdöl von Sandkörnern angezeigt war. Teersandmaterialien sind von bituminöser Beschaffenheit, und es besteht eine große Affinitt zwischen dem Kohlenwasserstoffanteil und den Sandkörnern, welche eine Hauptursache für die großen Schwierigkeiten bei der Gewinnung von Erdöl aus Teersandlagerstätten ist. Aus diesem Grunde ist die vorgenannte Beobachtung sehr signifikant im Hinblick auf die Anwendung auf bituminöse, zähflüssiges Erdöl enthaltende Formationen und andere Formationen, die zähflüssiges Erdöl führen.
Eine Reihe von Verdrängungsversuchen wurden in kleinen 17,8 cm-Zellen ausgeführt, die mit Roherdöl von 10,50 API, Sand und Wasser gefüllt waren, so daß eine anfängliche ölsättigung von etwa 0,55 und eine Durchlässigkeit von etwa 0,36 Darcies bestanden. Die erste Zelle wurde unter einem Injektionsdruck von 16,3 bar dampfgeflutet mit 120 g Dampf pro Stunde und unter einem Staudruck von 13,6 bar. Die zweite Zelle wurde zunächst vor Injektion von Dampf gleicher Qualität und mit gleicher Dampfinjektionsgeschwindigkeit mit einem Aminzusatz in einer Menge von 10 % des Porenvolumens behandelt.
Das für diesen Versuch verwendete Amin war ein C10 - C13 -Sekundäralkyl-Primär-Amin (erhältlich von Texaco Petrochemicals Department unter der Bezeichnung PT-9108). Sämtliches Amin wurde in einer einzigen Menge entsprechend 10 % Porenvolumen vor Dampfinjektion in den Kern injiziert. Durch die erste Dampfflutung wurde die ölsättigung auf 0,195 verringert, was einer Gewinnung von 63,6%entsprach. Bei der zweiten Flutung unter Verwendung des Amins wurde die ölsättigung von dem vorgenannten Ausgangswert von 0,55 % auf 0,051 % verringert, entsprechend einer Gewinnung von 90,7 %, entsprechend somit einer Steigerung von 40 % gegenüber der ersten Dampfflutung. Das stellt einen ausgezeichneten Gewinnungsgrad für derartiges zähes Roherdöl dar und zeigt ohne weiteres die Wirksamkeit des erfindungsgemäßen Verfahrens zur Gewinnung von zähflüssigem Erdöl.
Zur Veranschaulichung der Wirksamkeit des Dampf-Amin-Olgewinnungsverfahrens nach der Erfindung im Vergleich zu anderen Verfahren sei hier eine Tabelle der Rückstandsölsättigung angegeben, welche anhand Labor-Dampfverdrängung sversuchen mit Dampf bzw. Gemischen von Dampf und verschiedenen Zusätzen erhalten wurde: ölgewinnungsflüssigkeit Rückstandsölsättigung Nur Dampf (Mittelwert aus mehreren Versuchen) 25 % Dampf plus Äthanol 24,4 % Dampf plus Kohlendioxid 21,6 % Dampf plus Propan und Äthanol 19,4 t Dampf plus Kondensat 17,4 Dampf + t-Butylalkohol + Pentan 17,0 % Tabelle fortges.: Dampf plus BZ-Raffinat 16,4 % Dampf plus aromatisches Lösungsmittel 16,2 % Dampf plus schweres CR-Benzin 14,0 % Dampf plus Benzol 13,0 % Dampf plus leichtes SR-Benzin 11,1 % Dampf plus Udex-Extrakt 9,3 % Dampf plus Amin 5,1 % Die vorstehenden Werte zeigen ganz klar die überraschende Überlegenheit bei der Verwendung von Dampf plus Amin im Vergleich zu Dampf oder anderen Gemischen aus Dampf und den genannten anderen Zusätzen.
Beispiel 3 An einer abzubauenden Teersandlagerstätte wurde die Mächtigkeit der Lagerstätte zu 19,8 m, und die Mächtigkeit des Obergesteins zu 83,8 m bestimmt. Da das Verhältnis der Mächtigkeiten von Obergestein zu Teersandlagerstätte wesentlich über 1:1 lag, war ein Streifenabbau nicht wirtschaftlich. Außerdem ist die Mächtigkeit des Deckg-esteins unzureichend für eine sichere Hochdruck-Gasinjektion.
Ein Bohrloch wurde bis zum Boden der Lagerstätte niedergebracht und eine Verrohrung wurde bis zum oberen Bereich der Teersandlagerstätte eingesetzt und einzementiert. Es wurde eine hydraulische Abbauvorrichtung verwendet, die ähnlich war der in der Zeichnung dargestellten. Im unteren Bereich der Vorrichtung befanden sich vier in waagerechter Richtung ausgerichtete Strahldüsen, durch welche in die Vorrichtung gepumpte Flüssigkeiten in allgemein waagerechter Richtung unter hoher Geschwindigkeit austraten. Die Oberflächenanlagen umfaßten Mittel zum Drehen der Vorrichtung vermittels eines Elektromotors und Dichtungen zur Herstellung einer flüssigkeitsdichten Abdichtung zwischen dem umlaufenden und dein feststehenden Teil. Die für diesen Versuch gewählte hydraulische Abbauflüssigkeit war zunächst Wasser von 93 "C mit einem Zusatz von 5 Gew.-t Dodecylamin. Zusammen mit der heißen Flüssigkeit wurde Methan injiziert, um zu gewährleisten, daß der Hohlraum gasgefüllt war und das Deckgestein getragen wurde. Das Volumenverhältnis von Methan zu hydraulischer Abbauflüssigkeit betrug etwa 2:10. Der Injektionsdruck betrug zunächst angenähert 6,8 bar, da die Strahlen der von den Düsen abgegebenen wässrigen, hydraulischen Abbauflüssigkeit nur eine kurze Strecke zurückzulegen hatten, bevor sie auf die Teersande trafen. Das Gemisch aus Bitumen aus dem Teersand und der heißen, wässrigen, hydraulischen Abbauflüssigkeit wurde vermittels einer am Boden der hydraulischen Abbauvorrichtung angeordneten Strahlpumpe abgepumpt und über einen in der hydraulischen Abbauvorrichtung vorhandenen Rücklaufkanal zur Erdoberfläche gebracht. Die zur Erdoberfläche geförderte Flüssigkeit enthielt "freies" (nicht emulgiertes) Bitumen, hydraulische Abbauflüssigkeit, Gas und Sand, wobei eine Trennung in zwei hintereinandergeschalteten Schwerkraft-Absetzbehältern durchgeführt wurde. Das Bitumen wurde einer Aufbereitung zugeführt, während die wässrige Flüssigkeit erneut umgewälzt wurde.
Der pH-Wert und die Temperatur des geförderten Flüssigkeitsgemischs (Pulpe) wurden kontinuierlich überwacht, wobei die Temperatur der injizierten hydraulischen Abbauflüssigkeit so eingestellt wurde, daß die Pulpe auf eine Temperatur von 82 OC gehalten wurde.
Die hydraulische Abbauvorrichtung wurde so eingefahren, daß die Flüssigkeitsstrahlen zunächst im oberen Bereich der Teersandlagerstätten austraten. Die Vorrichtung wurde mit einer Drehzahl von 4 U/min im Umdrehung versetzt und dabei langsam abgesenkt. Die Absenkgeschwindigkeit betrug anfänglich etwa 30 cm/min. Sobald das untere Ende der Vorrichtung das untere Ende der Teersandlagerstätte erreichte, wurde die Einfahrrichtung umgekehrt, und die Vorrichtung mit einer Geschwindigkeit von etwa 30 cm/min wieder angehoben, wobei sie fortlaufend gedreht und hydraulische Abbauflüssigkeit injiziert wurde.
Mit der Zunahme des Hohlraumdurchmessers müssen die von den Düsen austretenden Flüssigkeitsstrahlen aus wässriger hydraulischer Abbauflüssigkeit eine größere Strecke von den Düsen zurücklegen, bevor sie gegen die Hohlraumwände in der Teersandlagerstätte treffen, so daß der Injektionsdruck gesteigert werden mußte. Der Bedarf für die Injektionsdrucksteigerung wurde dadurch ermittelt, daß das Verhältnis von Bitumen und Sand zu wässriger Flüssigkeit in der erhaltenen Pulpe an der Erdoberfläche überwacht wurde. Eine Abnahme der Bitumen-und Sandkonzentration in der erhaltenen Pulpe zeigt an, daß die Strahlen wässriger, hydraulischer Abbauflüssigkeit von den Düsen nicht weit genug abgegeben werden, um frischen Teersand zu erreichen, und daher der Injektionsdruck angehoben werden muß. Durch Steigerung des Injektionsdrucks um jeweils kleine Zuwachsbeträge von z.B. 0,3 oder 0,6 bar können die Strahlen von injizierter, wässriger hydraulischer Abbauflüssigkeit innerhalb der Teersandlagerstätte in kontinuierlicher Berührung mit den Außenwänden des Hohlraums gehalten werden. Der statische Gasdruck im Hohlraum wurde konstant gehalten, um zu verhindern, daß Risse zwischen der unter Druck stehenden Teersandformation und der Erdoberfläche entstehen, durch welche ein unerwünschter Verbindungsweg durch das Obergestein hindurch zur Erdoberfläche gebildet werden könnte. Wenngleich der im Hohlraum herrschende statische Druck, gemessen in englischen Pfund pro Quadratzoll, numerisch nicht über der in englischen Fuß gemessenen Mächtigkeit des Deckgesteins liegen darf, kann der Injektionsdruck wesentlich höher, nämlich bis zu 70 bar oder darüber betragen. Das Verfahren wird so lange fortgesetzt, bis eine erhebliche Abnahme des Bitumensandgehalts der erhaltenen Bitumen-Sand-Wasser-Aufschlammung beobachtet wird und durch eine Steigerung des Injektionsdrucks bis zu 102 bar keine entsprechende Zunahme des Bitumensandgehalts der erzeugten flüssigen Pulpe erhalten wird. Damit ist angezeigt, daß der maximale Bereich der hydraulischen Abbauflüssigkeit innerhalb des Hohlraums erreicht ist und auf diese Weise kein weiteres Bitumen aus dem Hohlraum gefördert werden kann.
Nachdem nunmehr festgestellt worden war, daß das hydraulische Abbauverfahren so weit wie möglich in die Teersandlagerstätte hinein ausgedehnt worden ist, wird die innerhalb des Hohlraums verbleibende hydraulische Abbauflüssigkeit ggf. zur Erdoberfläche gepumpt, um zur Wiederverwendung in benachbarten Lagerstättenbereichen zur Verfügung zu stehen.
Beispiel 4 Eine Teersandlagerstätte mit einer zwischen 3 und 12 m schwankenden Mächtigkeit des Deckgesteins und einer Lagerstättenmächtigkeit von im Mittel 19,8 m wurde im Streifenabbau in offener Grube abgebaut. Nach Abräumen des Obergesteins wurde der Teersand in der Lagerstätte vermittels Löffelräumern hochgenommen und mit Lastkraftwagen zur Trennalage transportiert.
Die Anlage war theoretisch in der Lage zur Verarbeitung von 1500 Tonnen Teersand pro Stunde, der tatsächliche Produktionsdurchsatz betrug jedoch 1000 Tonnen pro Stunde. Der Bitumengehalt des Teersands betrug 14 Gew.-%.
Die Trennung erfolgte durch mehrere Einheiten von jeweils dem Fassungsvermögen von 200 Tonnen pro Stunde. Der Teersand wurde mittels eines Schneckenförderers in einen Mischbehälter von 15 750 1 Fassungsvermögen gefördert. Eine wässrige Flüssigkeit aus Wasser und 10 Vol.-% Dodecylamin wurde in einem Mischbehälter von 3 150 1 Fassungsvermögen angesetzt und dem Behälter von 15 750 1 Fassungsvermögen in einem Durchsatz von 3150 1 pro Stunde zugeführt. Das Wasser-Amin-Gemisch wurde vor seiner Einführung in den Behälter von 15 750 1 Fassungsvermögen durch eine gasbefeuerte Heizvorrichtung durchgeleitet und dabei auf eine Temperatur von 96 OC erhitzt.
Für jeden Mischbehälter wurden zwei Trennbehälter verwendet, wobei der Abstrom des Mischbehälters zunächst in den einen Trennbehälter und dann in den anderen eingeleitet wurde.
Jeder Trennbehälter hatte ein Fassungsvermögen von 9400 l.
Vermittels eines Schneckenförderers wurde der sich am Boden des Trennbehälters absetzende Sand abgeführt. Bituminöses Erdöl sammelte sich in einer Schicht unmittelbar oberhalb der Sandschicht an, und eine wässrige Schicht mit einer kleinen Menge in dieser dispergiertem Bitumen bildete sich im oberen Bereich. Dieselöl wurde in den Trennbehälter eingeleitet und zur Vermischung gebracht. Bitumen in der Schicht unmittelbar oberhalb der Sandschicht und in der wässrigen Phase dispergiertes Bitumen lösten sich in Dieselöl. Nach Beendigung des Mischvorgangs bildete sich an der Oberfläche eine Schicht aus Dieselöl und Bitumen, die dekantiert und einer Raffinationsanlage zugeführt wurde.
Die heiße, wässrige, aminhaltige Flüssigkeit wurde dann durch ein Sandpackfilter durchgeleitet und dann dem Ansetzbehälter für Behandlungs- oder Aufbereitungsflüssigkeit zugeführt und erneut im Verfahren umgewälzt. Der aus den Absetzbehältern abgeführte Sand wurde in Gruben abgelagert, die zu Beginn des Streifenabbaus angelegt worden waren.
Durch dieses Trennverfahren wurden angenähert 90 % des Bitumens aus dem Teersand gewonnen.

Claims

P a t e n t a n s p r ü c h e 1. Verfahren zur Gewinnung von Bitumen aus Teersand, indem dieser mit einer erhitzten wässrigen Flüssigkeit (Fluid) in Berührung gebracht wird, d a d u r c h g e k e n n -z e i c h n e t , daß der erhitzten wässrigen Flüssigkeit (Fluid) ein Amin der allgemeinen Formel R1R2NR3 zugesetzt wird, worin R1 und K2, welche gleich oder verschieden sein können, jeweils WasserstoFF oder eine Alkylgruppe mit 1 bis 6 Kohlenstoffatomen und R3 eine Alkylgruppe mit 3 bis 20 Kohlenstoffatomen oder eine Gruppe der allgemeinen Formel -R4NH2 bedeuten, in welcher R4 eine Alkylengruppe mit 2 bis 18 Kohlenstoffatomen darstellt, worin die Gesamtzahl der Kohlenstoffatome in R1, R2 und R3 3 bis 20 beträgt.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß für R1 und R2 jeweils eine Alkylgruppe mit 2 bis 4 Kohlenstoffatomen eingesetzt wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, daß für R3 eine Alkylgruppe mit 4 bis 12 Kohlenstoffatomen oder die Gruppe R4NH2, in welcher R4 eine Alkylengruppe mit 3 bis 11 Kohlenstoffatomen ist, eingesetzt wird.
4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 - 3, dadurch gekennzeichnet, daß als Amin Diäthylaminopropylamin oder ein Alkyl-Primär-Amin mit 10 bis 13 Kohlenstoffatomen eingesetzt wird.
5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 - 4, bei dem das Bitumen aus einer unterirdischen, durchlässigen Formation gewonnen wird, durch die wenigstens ein Bohrloch niedergebracht ist, dadurch gekennzeichnet, daß als die in Berührung mit dem Bitumen zu bringende erhitzte wässrige Flüssigkeit das Amin enthaltender Dampf in das Bohrloch eingeführt und dadurch die Beweglichkeit des Bitumens gesteigert und die Anziehung zwischen dem Bitumen und der Mineraloberfläche der Formation verringert wird.
6. Verfahren nach Anspruch 5, bei dem durch die Formation wenigstens ein Injektionsbohrloch und wenigstens ein Produktionsbohrloch niedergebracht sind, dadurch gekennzeichnet, daß der Dampf und das Amin über das Injektionsbohrloch in die Formation injiziert werden, das Bitumen beweglich gemacht, durch die Formation hindurch zum Produktionsbohrloch verdrängt und über dieses gewonnen wird.
7. Verfahren nach Anspruch 5 oder 6, dadurch gekennzeichnet, daß das Amin in die Formation in einer oder in mehreren jeweils in sich geschlossenen Mengen eingeführt und anschliessend praktisch reiner Dampf in die Formation injiziert wird.
8. Verfahren nach Anspruch 5 oder 6, dadurch gekennzeichnet, daß das Amin in einer Konzentration von 0,5 bis 25 Gew.-E in Vermischung mit Dampf in die Formation injiziert wird.
9. Verfahren nach einem der Ansprüche 5 - 8, dadurch gekennzeichnet, daß die Gesamtmenge des in die Formation eingeführten Amins entsprechend 0,1 bis 30 % des Porenvolumens der Formation bemessen wird.
10. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 - 4, aus einer unterirdischen Teersandlagerstätte, durch die wenigstens ein Bohrloch niedergebracht ist, dadurch gekennzeichnet, daß a) als wässrige Flüssigkeit ein Gemisch aus heißem Wasser oder Dampf und dem Amin über das Bohrloch in Form eines innerhalb der Formation umlaufenden Strahls hoher Geschwindigkeit eingeführt wird, dessen Auftreffgeschwindigkeit auf die Formation so hoch bemessen ist, daß er Bitumen und nichtkonsolidierte Mineralien ablöst, und b) aus der Formation eine Bitumen, nichtkonsolidierte Mineralien und wässrige Flüssigkeit enthaltende flüssige Pulpe gewonnen wird.
11. Verfahren nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, daß ein nichtkondensierbares Gas gleichzeitig mit der wässrigen Flüssigkeit in die Formation eingeführt wird.
12. Verfahren nach Anspruch 10 oder 11, dadurch gekennzeichnet, daß der Strahl wässriger Flüssigkeit hoher Geschwindigkeit in senkrechter Richtung innerhalb der Formation verlagert wird.
13. Verfahren nach einem der Ansprüche 10 - 12, dadurch gekennzeichnet, daß die wässrige Flüssigkeit vor ihrem Einführen in die Formation auf eine Temperatur über 65 OC erhitzt wird.
14. Verfahren nach Anspruch 13, dadurch gekennzeichnet, daß die wässrige Flüssigkeit auf eine unter ihrem Siedepunkt bei dem innerhalb des Hohlraums in der Formation herrschenden Druck liegende Temperatur erhitzt wird.
15. Verfahren nach einem der Ansprüche 10 - 12, dadurch gekennzeichnet, daß die Temperatur der eingeführten Flüssigkeit so hoch eingestellt wird, daß die Temperatur der-gewonnenen Pulpe zwischen 70 und 95 "C beträgt.
16. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 - 4, dadurch gekennzeichnet, daß die Teersande durch Abbau aus einer unterirdischen Lagerstätte gewonnen werden.
17. Verfahren nach Anspruch 16, dadurch gekennzeichnet, daß die Temperatur der wässrigen Flüssigkeit auf einen Wert von 37 bis 99 OC gebracht wird.
18. Verfahren nach Anspruch 16 oder 17, dadurch gekennzeichnet, daß die Konzentration des Amins auf 0,5 bis 25 Gew.-% eingestellt wird.
19. Verfahren nach einem der Ansprüche 16 - 18, dadurch gekennzeichnet, daß die erhitzte wässrige Flüssigkeit zur Verbesserung der Trennung von Bitumenrückständen von der wässrigen Flüssigkeit in Berührung mit einem flüssigen Kohlenwasserstoff gebracht wird.