EA024263B1 - Экстракция углеводородов из углеводородсодержащих материалов и/или переработка углеводородсодержащих материалов - Google Patents

Экстракция углеводородов из углеводородсодержащих материалов и/или переработка углеводородсодержащих материалов Download PDF

Info

Publication number
EA024263B1
EA024263B1 EA201101296A EA201101296A EA024263B1 EA 024263 B1 EA024263 B1 EA 024263B1 EA 201101296 A EA201101296 A EA 201101296A EA 201101296 A EA201101296 A EA 201101296A EA 024263 B1 EA024263 B1 EA 024263B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
hydrocarbon
extraction
liquid
terpineol
organic material
Prior art date
Application number
EA201101296A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201101296A1 (ru
Inventor
Лянцэн Фань
Мохаммад Реза Шафи
Джулиус Майкл Толлас
Уилльям Артур Фицхью Ли
Original Assignee
Грин Сос Энерджи Ллк
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Грин Сос Энерджи Ллк filed Critical Грин Сос Энерджи Ллк
Publication of EA201101296A1 publication Critical patent/EA201101296A1/ru
Publication of EA024263B1 publication Critical patent/EA024263B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
    • C23F—NON-MECHANICAL REMOVAL OF METALLIC MATERIAL FROM SURFACE; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL; MULTI-STEP PROCESSES FOR SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL INVOLVING AT LEAST ONE PROCESS PROVIDED FOR IN CLASS C23 AND AT LEAST ONE PROCESS COVERED BY SUBCLASS C21D OR C22F OR CLASS C25
    • C23F11/00—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent
    • C23F11/08—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent in other liquids
    • C23F11/10—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent in other liquids using organic inhibitors
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D11/00—Solvent extraction
    • B01D11/02—Solvent extraction of solids
    • B01D11/0215—Solid material in other stationary receptacles
    • B01D11/0223—Moving bed of solid material
    • B01D11/023—Moving bed of solid material using moving bands, trays fixed on moving transport chains
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F5/00—Softening water; Preventing scale; Adding scale preventatives or scale removers to water, e.g. adding sequestering agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F5/00—Softening water; Preventing scale; Adding scale preventatives or scale removers to water, e.g. adding sequestering agents
    • C02F5/08—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents
    • C02F5/10—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents using organic substances
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09D—COATING COMPOSITIONS, e.g. PAINTS, VARNISHES OR LACQUERS; FILLING PASTES; CHEMICAL PAINT OR INK REMOVERS; INKS; CORRECTING FLUIDS; WOODSTAINS; PASTES OR SOLIDS FOR COLOURING OR PRINTING; USE OF MATERIALS THEREFOR
    • C09D193/00—Coating compositions based on natural resins; Coating compositions based on derivatives thereof
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09D—COATING COMPOSITIONS, e.g. PAINTS, VARNISHES OR LACQUERS; FILLING PASTES; CHEMICAL PAINT OR INK REMOVERS; INKS; CORRECTING FLUIDS; WOODSTAINS; PASTES OR SOLIDS FOR COLOURING OR PRINTING; USE OF MATERIALS THEREFOR
    • C09D5/00—Coating compositions, e.g. paints, varnishes or lacquers, characterised by their physical nature or the effects produced; Filling pastes
    • C09D5/44—Coating compositions, e.g. paints, varnishes or lacquers, characterised by their physical nature or the effects produced; Filling pastes for electrophoretic applications
    • 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
    • C09K8/54—Compositions for in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
    • 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
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/82—Oil-based compositions
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D3/00—Other compounding ingredients of detergent compositions covered in group C11D1/00
    • C11D3/16—Organic compounds
    • C11D3/20—Organic compounds containing oxygen
    • C11D3/2003—Alcohols; Phenols
    • C11D3/2006—Monohydric alcohols
    • C11D3/2037—Terpenes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
    • C23F—NON-MECHANICAL REMOVAL OF METALLIC MATERIAL FROM SURFACE; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL; MULTI-STEP PROCESSES FOR SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL INVOLVING AT LEAST ONE PROCESS PROVIDED FOR IN CLASS C23 AND AT LEAST ONE PROCESS COVERED BY SUBCLASS C21D OR C22F OR CLASS C25
    • C23F11/00—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
    • C23F—NON-MECHANICAL REMOVAL OF METALLIC MATERIAL FROM SURFACE; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL; MULTI-STEP PROCESSES FOR SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL INVOLVING AT LEAST ONE PROCESS PROVIDED FOR IN CLASS C23 AND AT LEAST ONE PROCESS COVERED BY SUBCLASS C21D OR C22F OR CLASS C25
    • C23F11/00—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent
    • C23F11/08—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent in other liquids
    • C23F11/10—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent in other liquids using organic inhibitors
    • C23F11/16—Sulfur-containing compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
    • C23F—NON-MECHANICAL REMOVAL OF METALLIC MATERIAL FROM SURFACE; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL; MULTI-STEP PROCESSES FOR SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL INVOLVING AT LEAST ONE PROCESS PROVIDED FOR IN CLASS C23 AND AT LEAST ONE PROCESS COVERED BY SUBCLASS C21D OR C22F OR CLASS C25
    • C23F14/00—Inhibiting incrustation in apparatus for heating liquids for physical or chemical purposes
    • C23F14/02—Inhibiting incrustation in apparatus for heating liquids for physical or chemical purposes by chemical means
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
    • C23G—CLEANING OR DE-GREASING OF METALLIC MATERIAL BY CHEMICAL METHODS OTHER THAN ELECTROLYSIS
    • C23G1/00—Cleaning or pickling metallic material with solutions or molten salts
    • C23G1/02—Cleaning or pickling metallic material with solutions or molten salts with acid solutions
    • C23G1/04—Cleaning or pickling metallic material with solutions or molten salts with acid solutions using inhibitors
    • C23G1/06—Cleaning or pickling metallic material with solutions or molten salts with acid solutions using inhibitors organic inhibitors
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
    • C23G—CLEANING OR DE-GREASING OF METALLIC MATERIAL BY CHEMICAL METHODS OTHER THAN ELECTROLYSIS
    • C23G1/00—Cleaning or pickling metallic material with solutions or molten salts
    • C23G1/02—Cleaning or pickling metallic material with solutions or molten salts with acid solutions
    • C23G1/08—Iron or steel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
    • C23G—CLEANING OR DE-GREASING OF METALLIC MATERIAL BY CHEMICAL METHODS OTHER THAN ELECTROLYSIS
    • C23G5/00—Cleaning or de-greasing metallic material by other methods; Apparatus for cleaning or de-greasing metallic material with organic solvents
    • C23G5/02—Cleaning or de-greasing metallic material by other methods; Apparatus for cleaning or de-greasing metallic material with organic solvents using organic solvents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
    • C23G—CLEANING OR DE-GREASING OF METALLIC MATERIAL BY CHEMICAL METHODS OTHER THAN ELECTROLYSIS
    • C23G5/00—Cleaning or de-greasing metallic material by other methods; Apparatus for cleaning or de-greasing metallic material with organic solvents
    • C23G5/02—Cleaning or de-greasing metallic material by other methods; Apparatus for cleaning or de-greasing metallic material with organic solvents using organic solvents
    • C23G5/024—Cleaning or de-greasing metallic material by other methods; Apparatus for cleaning or de-greasing metallic material with organic solvents using organic solvents containing hydrocarbons
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
    • C23G—CLEANING OR DE-GREASING OF METALLIC MATERIAL BY CHEMICAL METHODS OTHER THAN ELECTROLYSIS
    • C23G5/00—Cleaning or de-greasing metallic material by other methods; Apparatus for cleaning or de-greasing metallic material with organic solvents
    • C23G5/06—Cleaning or de-greasing metallic material by other methods; Apparatus for cleaning or de-greasing metallic material with organic solvents using emulsions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2101/00—Nature of the contaminant
    • C02F2101/10—Inorganic compounds
    • C02F2101/101—Sulfur compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2101/00—Nature of the contaminant
    • C02F2101/30—Organic compounds
    • C02F2101/40—Organic compounds containing sulfur
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2103/00—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated
    • C02F2103/34—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from industrial activities not provided for in groups C02F2103/12 - C02F2103/32
    • C02F2103/346—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from industrial activities not provided for in groups C02F2103/12 - C02F2103/32 from semiconductor processing, e.g. waste water from polishing of wafers
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2303/00—Specific treatment goals
    • C02F2303/08—Corrosion inhibition
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1011—Biomass
    • C10G2300/1014—Biomass of vegetal origin
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1025—Natural gas
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1033—Oil well production fluids
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4062—Geographical aspects, e.g. different process units form a combination process at different geographical locations
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4075—Limiting deterioration of equipment
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4081—Recycling aspects
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/44—Solvents
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P30/00—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry
    • Y02P30/20—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry using bio-feedstock

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Metallurgy (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Wood Science & Technology (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Hydrology & Water Resources (AREA)
  • Emergency Medicine (AREA)
  • Molecular Biology (AREA)
  • Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Cleaning And De-Greasing Of Metallic Materials By Chemical Methods (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

В изобретении описан способ экстракции углеводородсодержащего органического материала из углеводородсодержащего материала, который включает следующие стадии: получение первой жидкости, включающей терпентиновую жидкость, контактирование углеводородсодержащего материала с терпентиновой жидкостью, при этом получают экстракционную смесь, экстракция углеводородного материала в терпентиновую жидкость и отделение экстрагированного углеводородного материала от неэкстрагированного остаточного материала.

Description

Изобретение относится к области экстракции углеводородов из углеводородсодержащих материалов.
Предпосылки создания настоящего изобретения
Установлено, что сжижение, солюбилизация и/или экстракция ископаемого топлива, так называемого углеводородсодержащего органического материала, в твердой, полутвердой, высоковязкой или вязкой форме (в отдельности и в совокупности называемого в данном контексте ископаемым топливом) являются чрезвычайно сложными и вызывают множество проблем. Использованный в данном контексте термин ископаемое топливо включает, но не ограничиваясь только ими, углеводородсодержащий органический материал в составе угля, горючего сланца, гудронных песков и нефтеносных песков (в данном контексте в совокупности называемых гудронными песками), а также сырой нефти, тяжелой или сверхтяжелой сырой нефти, природного газа и нефтяного газа, сырого битума, керогена, природного асфальта и/или асфальтена. Сложность частично связана с тем, что указанное ископаемое топливо включает комплексные органические полимеры, которые присоединены через кислородные или серные связи и в большинстве случаев встроены в матрицу неорганических соединений. В настоящее время существует необходимость в получении дополнительного исходного жидкого углеводородного сырья для получения жидкого и газообразного топлива, а также для получения различных химических, фармацевтических и строительных материалов, которые необходимы в связи с увеличивающимся спросом и потреблением материалов на углеводородной основе.
Для сжижения, солюбилизации и/или экстракции ископаемого топлива разработаны различные технологии и процессы. Однако установлено, что ни одна из технологий и ни один из процессов сжижения, солюбилизации и/или экстракции, известных в предшествующем уровне техники, не являются рентабельными при масштабировании процессов обработки всех типов ископаемого топлива. Указанное обусловлено тем фактом, что все известные в предшествующем уровне техники технологии и процессы сжижения, солюбилизации и/или экстракции углеводородов, разработанные в настоящее время, требуют значительных затрат при установке и эксплуатации. Кроме того, масштабирование, эксплуатация и/или контроль известных в предшествующем уровне техники процессов и технологий сжижения, солюбилизации и/или экстракции углеводородов связаны с рядом трудностей вследствие одной или более следующих причин: (1) эксплуатация при чрезвычайно высоком давлении; (2) эксплуатация при чрезвычайно высокой температуре; (3) необходимость дорогостоящих технологических аппаратов и оборудования, для которых требуется подача водорода из внешних источников в экстремальных условиях; (4) воздействие смеси или композиции двух или более реагентов, катализаторов и/или активаторов, которые в большинстве случаев являются высокотоксичными и не подлежат ни регенерации, ни рециркуляции; (5) необходимость в специальном источнике энергии, например, в микроволновом излучении; (6) необходимость продолжительного производственного цикла для частичного сжижения, солюбилизации и/или экстракции; (7) необходимость чрезвычайно мелких частиц, характеризующихся размером приблизительно 200 меш (0,074 мм), производство и обработка которых являются чрезвычайно сложными и дорогостоящими; и (8) невозможность регенерации и рециркуляции необходимых реагентов, катализаторов и/или активаторов. В связи с этим, существует необходимость в разработке дополнительных технологий и способов повышения степени извлечения углеводородсодержащих материалов.
Ранее в ходе маломасштабных экспериментов было установлено, что в качестве растворителей углеводородсодержащих материалов можно использовать растворы ά-лимонена. Однако ά-лимонен недостаточно эффективно солюбилизирует углеводородсодержащие материалы. Кроме того, в связи с тем, что ά-лимонен экстрагируют из кожуры цитрусовых, он доступен только в ограниченных количествах и характеризуется высокой стоимостью по сравнению с другими растворителями.
Другие используемые ранее растворители включают щелочные растворы и водно-спиртовые смеси. В связи с низкой растворимостью углеводородов в водных растворах указанные композиции редко используют для солюбилизации углеводородсодержащих материалов.
В других способах, известных в предшествующем уровне техники, для повторного разжижения парафинов и густой нефти до менее вязкого материала используют толуол и/или ксилол. В указанных способах повторное разжижение парафинов осуществляют с использованием одного или более летучих, чрезвычайно опасных, канцерогенных химических реагентов. Указанные продукты потенциально могут загрязнять грунтовую воду, и работа с ними должна производиться с чрезвычайной осторожностью, как указано в спецификациях по безопасности для каждого химического реагента (Ма1спа1 8аГс1у Эа1а 8Нсс1). Парафины и густая нефть возвращаются в исходное состояние после повторного испарения указанных продуктов, вызывая образование отложений в нагнетательных трубопроводах, а также приводят к аварийному состоянию резервуара для хранения.
Кислые углеводородсодержащие материалы содержат более приблизительно 0,5 мас.% серы. Кислый газ включает более 4 част./млн Н28 и другого серосодержащего газообразного материала. Указанная сера присутствует в форме свободной элементной серы, газообразного сероводорода и различных других соединений серы, включая, но не ограничиваясь только ими, сульфид, дисульфиды, меркаптаны, тиофены, бензотиофены и т.п. Каждый неочищенный материал или газ включает различные количества
- 1 024263 или различные типы соединений серы, но в основном наиболее высоким содержанием, многокомпонентностью и стабильностью соединений серы характеризуются фракции тяжелой сырой нефти. Газообразный сероводород представляет опасность для здоровья в связи с его токсическими свойствами. Кроме того, сероводород вступает в реакцию с водой, при этом образуется серная кислота, которая вызывает коррозию оборудования, трубопроводов, резервуаров для хранения и т.п. В связи с этим, для снижения коррозионного действия и исключения риска для здоровья, связанного с непрореагировавшими серосодержащими углеводородсодержащими материалами, необходимо модифицировать указанные реакционноспособные серосодержащие углеводородсодержащие материалы.
Для пробного бурения предпочтительно используют способ, который повышает солюбилизацию и способствует перемещению дополнительного или захваченного углеводородсодержащего органического материала, который затем извлекают, обеспечивая движение углеводородсодержащего органического материала через буровую скважину за счет существующих градиентов давления. Прежде всего, предпочтительно такой способ можно использовать для солюбилизации тяжелых углеводородов, которые обычно остаются в нефтеносном пласте при пробном бурении.
При добыче нефти вторичными и третичными методами или при добыче нефти усовершенствованными методами предпочтительно рекомендуется использовать способ, который повышает солюбилизацию нефти с целью извлечения углеводородсодержащего органического материала из нефтеносного пласта способом, который является недорогостоящим и не повреждает нефтеносный пласт. Несмотря на это, существуют эффективные способы и композиции для добычи нефти третичными методами, недостатком современных способов являются высокая стоимость технологических операций по сравнению со стоимостью вырабатываемого углеводородсодержащего органического материала.
Краткое описание сущности изобретения
Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения способ экстракции углеводородсодержащего органического материала из углеводородсодержащего материала включает стадии получения первой жидкости, содержащей терпентиновую жидкость, и контактирования углеводородсодержащего материала с терпентиновой жидкостью, при этом получают экстракционную смесь и остаточный материал. Экстракционная смесь включает по крайней мере часть углеводородсодержащего органического материала и терпентиновую жидкость. Остаточный материал включает нерастворимый материал из углеводородсодержащего материала. Остаточный материал может содержать также меньшую часть углеводородсодержащего органического материала при условии, что не весь указанный углеводородсодержащий материал солюбилизируется в терпентиновую жидкость и переходит в экстракционную смесь. Остаточный материал затем отделяют от экстракционной смеси, и экстракционную смесь разделяют на первую часть и вторую часть. Первая часть экстракционной смеси включает поток углеводородного продукта, который включает по крайней мере часть углеводородсодержащего органического материала, экстрагированного из углеводородсодержащего материала. Вторая часть экстракционной смеси включает по крайней мере часть терпентиновой жидкости. В одном варианте по крайней мере часть терпентиновой жидкости поступает в рециркуляционную систему в жидкость для экстракции углеводородов.
В другом варианте практически весь углеводородсодержащий органический материал экстрагируется в экстракционную смесь. В указанном варианте остаточные материалы в основном не содержат нефть, и их затем можно использовать или утилизировать без загрязнения окружающей среды.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ снижения степени коррозии или подавления коррозии корродируемой поверхности или материала. При транспортировке, бурении, выполнении внутрискважинных технологических операций, проведении разведочных работ, получении углеводородов, хранении или обработке углеводородсодержащего материала, например, в трубопроводах, наливных баржах, обсадных колоннах, ловильных инструментах или буровом долоте, металлические поверхности, которые контактируют с серосодержащими соединениями в составе углеводородсодержащих материалов, подвергаются коррозии. За счет снижения степени коррозии корродируемых поверхностей обеспечивается значительное снижение себестоимости.
Краткое описание фигур
На фиг. 1 представлена схема варианта установки для извлечения углеводородов из гудронных песков.
На фиг. 2 представлена схема варианта установки для извлечения углеводородов из горючего сланца.
На фиг. 3 представлена схема варианта установки для извлечения углеводородов из угля.
На фиг. 4 представлена схема повышения степени извлечения углеводородов из приповерхностных нефтеносных пластов.
На фиг. 5 представлена зависимость процента извлечения битума от времени контактирования с различными жидкостями (ά-лимоненом, смесью терпентиновых жидкостей и водой) вплоть до 30 с.
На фиг. 6 показано количество битума, извлеченного в диапазоне соотношений жидкость/гудронные пески от 1:1 до 6:1 при контактировании со смесью терпентиновых жидкостей и άлимоненом в течение 97 с.
На фиг. 7 показано количество битума, извлеченного в диапазоне соотношений жид- 2 024263 кость/гудронные пески от 1:1 до 6:1 при контактировании в течение 5 мин.
На фиг. 8 показано количество битума, извлеченного в диапазоне соотношений жидкость/гудронные пески от 1:1 до 3:1 при контактировании в течение 15 мин.
Подробное описание изобретения
В одном объекте настоящего изобретения предлагается простая в применении композиция для экстракции, сжижения и/или солюбилизации ископаемого топлива из угля, горючего сланца, гудронных песков и т.п., а также из нефтеносных пластов.
Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения предлагается способ, включающий стадии сжижения, солюбилизации и/или экстракции углеводородсодержащего органического материала из углеводородсодержащего материала, такого как, например, уголь, горючий сланец, гудронные пески или нефтеносный пласт, содержащий тяжелую сырую нефть, сырую нефть, природный газ (который в большинстве случаев присутствует наряду с сырой нефтью и другим указанным ископаемым топливом), или их комбинацию. Углеводородсодержащий органический материал включает, но не ограничиваясь только ими, тяжелую сырую нефть, сырую нефть, природный газ, нефтяной газ и т.п. Углеводородсодержащий органический материал может присутствовать в твердой, полутвердой, жидкой форме, в форме шлама, вязкой жидкости, в жидкой или газообразной форме. Другие материалы, которые являются пригодными углеводородсодержащими материалами для обработки с использованием способа по настоящему изобретению, включают жидкости и твердые вещества, которые содержат углеводородсодержащие материалы, а также остаточный материал. Примеры углеводородсодержащих материалов также включают донные осадки нефтяных резервуаров, сточной ямы для нефти или шламоотстойника, а также смесь глинистых буровых растворов, бракованные пищевые продукты, компост, шлам сточных вод или городской мусор. Сжижение, солюбилизация и/или экстракция углеводородсодержащего органического материала включает стадию получения жидкости для экстракции углеводородов, контактирование углеводородсодержащего материала с жидкостью для экстракции углеводородов, при этом экстрагируют по крайней мере часть указанного углеводородсодержащего органического материала из указанного углеводородсодержащего материала в указанную жидкость для экстракции углеводородов, при этом получают экстракционную смесь, которая включает углеводородсодержащий органический материал, который извлечен из углеводородсодержащего материала, и жидкость для экстракции углеводородов, и отделение органического материала, экстрагированного в жидкость для экстракции углеводородов, от любого не экстрагированного остаточного материала. Жидкость для экстракции углеводородов включает некоторое количество терпентиновой жидкости, такой как, например, терпинеол.
Терпентин, выделенный из природных источников, обычно включает некоторое количество терпена. В одном варианте терпентиновая жидкость включает α-терпинеол.
Другой вариант осуществления настоящего изобретения включает контактирование углеводородсодержащего материала со смесью терпентиновых жидкостей. Смесь терпентиновых жидкостей включает α-терпинеол, β-терпинеол, β-пинен и парацимен. В одном варианте многокомпонентная терпентиновая жидкость включает по крайней мере приблизительно 30% α-терпинеола и по крайней мере приблизительно 15% β-терпинеола. В другом варианте смесь терпентиновых жидкостей включает приблизительно 40-60% α-терпинеола, приблизительно 30-40% β-терпинеола, приблизительно 5-20% β-пинена и приблизительно 0-10% парацимена. В одном варианте смесь терпентиновых жидкостей включает приблизительно 50% α-терпинеола, приблизительно 35% β-терпинеола, приблизительно 10% β-пинена и приблизительно 5% парацимена. В еще одном варианте смесь терпентиновых жидкостей включает приблизительно 40-60% α-терпинеола, приблизительно 30-40% α-пинена, приблизительно 5-20% β-пинена и приблизительно 0-10% парацимена. В другом варианте смесь терпентиновых жидкостей включает приблизительно 50% α-терпинеола, приблизительно 35% α-пинена, приблизительно 10% β-пинена и приблизительно 5% парацимена.
В некоторых вариантах массовое соотношение терпентиновая жидкость/углеводородсодержащий материал составляет приблизительно от 1:2 до 6:1 или приблизительно от 1:2 до 4:1. В другом варианте массовое соотношение терпентиновая жидкость/углеводородсодержащий материал составляет приблизительно от 1:1 до 3:1. В вариантах, относящихся к нефтеотдаче пластов, указанное соотношение равно приблизительно 3: 1 или более, а в других вариантах, относящихся к нефтеотдаче пластов, указанное соотношение равно приблизительно 4:1 или более. При экстракции из нефтеносного пласта для оценки содержания углеводородсодержащего материала используют объем порового пространства. В других объектах настоящего изобретения, таких как использование гудронных песков, а также угля и горючего сланца, объем углеводородсодержащего материала оценивают прямым методом.
В некоторых вариантах минимальное количество органического материала, содержащегося в углеводородсодержащем материале, равно приблизительно 1 мас.% или более, в других вариантах равно приблизительно 10 мас.% или более и в еще одних вариантах равно приблизительно 14 мас.% или более в расчете на массу углеводородсодержащего материала.
Используемые в данном контексте гудронные пески, уголь, горючий сланец, природный газ, кероген, битум, асфальт содержат по крайней мере приблизительно 1% природного углеводородсодержащего
- 3 024263 органического материала. Описанные способы и жидкости используют для экстракции вплоть до приблизительно 100% углеводородсодержащего органического материала из углеводородсодержащих материалов, включающих от чрезвычайно низких до чрезвычайно высоких количеств углеводородов (т.е. материалов, которые включают по крайней мере от приблизительно 1 мас.% углеводородсодержащего материала, вплоть до приблизительно 100 мас.% углеводородного материала).
В одном варианте в качестве реагента для сжижения, солюбилизации или экстракции углеводородсодержащего материала выбирают природный, синтетический или неорганический терпентин, который включает α-терпинеол или представляет собой α-терпинеол.
В некоторых вариантах сжижение, солюбилизацию и/или экстракцию ископаемого топлива или углеводородсодержащего органического материала можно проводить при температуре в диапазоне от приблизительно 2 до приблизительно 300°С. В других вариантах органический материал или материал контактирует с терпентиновой жидкостью при температуре менее приблизительно 300°С или менее приблизительно 60°С. В некоторых вариантах температура сжижения, солюбилизации и/или экстракции находится в диапазоне от приблизительно 20 до приблизительно 200°С. Давление, при котором проводят сжижение, солюбилизацию и/или экстракцию ископаемого топлива, обычно составляет величину в диапазоне от 1,0х104 Па (0,1 атм) до приблизительно 5,0х106 Па (50,0 атм). В других вариантах указанный процесс проводят при давлении от приблизительно 5,0х104 Па (0,5 атм) до приблизительно 8,0х105 Па (8,0 атм). В некоторых других вариантах ископаемое топливо или углеводородсодержащий органический материал, который предназначен для сжижения, солюбилизации и/или экстракции при погружении в одну или более терпентиновых жидкостей или при контактировании с ними, присутствует в форме частиц, комков, кусков или блоков ископаемого топлива, размер которых составляет величину в диапазоне от приблизительно 0,74 мм до приблизительно 10 мм, присутствующих во внутреннем пространстве емкости для сжижения, солюбилизации или экстракции (в данном контексте взаимозаменяемо называемой также реактором или емкостью для контактирования), которая включает один или более указанных реагентов для сжижения, солюбилизации и/или экстракции. В других вариантах размер частиц, комков, кусков или блоков ископаемого топлива составляет величину в диапазоне от приблизительно 0,149 мм (100 меш) до приблизительно 20 мм. В некоторых вариантах частицы, комки, куски или блоки ископаемого топлива перемешивают при пропускании реагента или реагентов для сжижения, солюбилизации и/или экстракции в форме жидкости через частицы, комки, куски или блоки при кипении реагента или реагентов. В других вариантах продолжительность сжижения, солюбилизации и/или экстракции составляет от приблизительно 1 до приблизительно 90 мин. Ископаемое топливо сжижают, солюбилизируют и/или экстрагируют частично или полностью, и степень сжижения, солюбилизации и/или экстракции можно контролировать, изменяя условия процесса обработки, такие как температура, давление, интенсивность перемешивания и продолжительность процесса обработки, и/или изменяя тип, относительное количество и концентрацию реагента или реагентов для сжижения, солюбилизации и/или экстракции в реакторе.
Объект настоящего изобретения основан на неожиданно установленном факте, что при добавлении в лоток приблизительно 500 г реагента, α-терпинеола, к приблизительно 250 г образца угля, диаметр частиц которого составляет менее приблизительно 25 мм, добытого из питтсбургского пласта округа Вашингтон, штат Пенсильвания, реагент практически мгновенно приобретает угольно-черный цвет, который сохраняется в течение нескольких часов. Указанный факт свидетельствует о том, что изменение цвета связано не с суспензией частиц угля, а скорее обусловлено экстракцией углеводородсодержащего органического материала из угля. Затем указанную смесь α-терпинеол/образец угля, 2:1, переносят из лотка в герметически закрытый контейнер и выдерживают при температуре приблизительно 20°С и давлении незначительно ниже приблизительно 1,01х105 Па (1 атм) в течение приблизительно 25 суток. После фильтрования, промывки этанолом, высушивания и взвешивания конверсия (т.е. степень сжижения) образца угля составляет приблизительно 71 мас.%. Указанная конверсия (71 мас.%) соответствует практически полной солюбилизации битума (органического материала), присутствующего в образце угля, данные экспресс-анализа которого свидетельствуют о присутствии 2,00 мас.% влаги непосредственно после добычи, 9,25 мас.% сухой золы, 38,63 мас.% сухого летучего материала и 50,12 мас.% сухого связанного углерода. При проведении серий последующих экспериментов с углем, а также с горючим сланцем и гудронными песками в различных условиях обработки было установлено, что семейство реагентов, которое включает природные и/или синтетические терпентины, содержащие пинены, а также спиртовые производные пиненов, т.е. терпинеолы, являются чрезвычайно эффективными для сжижения, солюбилизации и/или экстракции керогена (органического материала), битума (органического материала) и/или асфальтена (органического материала), входящих в состав ископаемого топлива, включая уголь, горючий сланец, гудронные пески, тяжелую сырую нефть и/или сырую нефть, при этом не требуется применение никакого катализатора или щелочных металлов. Указанные реагенты (за исключением неорганического терпентина, который выделяют из нефти) являются возобновляемыми и экологически чистыми, т.е. характеризуются низкой токсичностью, а также являются относительно недорогостоящими по сравнению со всеми другими известными реагентами для сжижения, солюбилизации и/или экстракции ископаемого топлива, такими как тетралин, ксилол, антрацен и различные растворы или смеси указанных реагентов с
- 4 024263 другими соединениями. Даже полученный из нефти неорганический терпентин, который является невозобновляемым, характеризуется низкой токсичностью, низкой стоимостью, и его можно использовать в рециркуляционной системе. Было также установлено, что любой из указанных реагентов для сжижения, солюбилизации и/или экстракции проникает или диффундирует с высокой скоростью в частицы, комки, блоки или куски ископаемого топлива через поры, таким образом обеспечивая в большинстве случаев практически полное последующее высвобождение из указанных частиц, комков, кусков или блоков сжиженной, солюбилизированной или экстрагированной фракции в более мягких условиях, например, при температуре и давлении окружающей среды по сравнению с условиями, которые требуются, как описано в известных изобретениях, относящихся к сжижению, солюбилизации и/или экстракции ископаемого топлива, такого как уголь, горячий сланец, гудронные пески, сырая нефть и тяжелая сырая нефть.
В объекте настоящего изобретения предлагается способ сжижения, солюбилизации и/или экстракции ископаемого топлива или углеводородсодержащего органического материала из углеводородсодержащего материала, такого как уголь, горючий сланец и гудронные пески, причем часть указанного твердого или полутвердого ископаемого топлива контактирует с терпентиновой жидкостью в смеси для экстракции, причем указанное контактирование можно осуществлять в отсутствие щелочного металла, катализатора, водорода (Н2) и/или оксида углерода (СО). Хотя водород и СО можно использовать в качестве агента для перемешивания, один вариант осуществления настоящего изобретения включает способ и композицию в отсутствие водорода и СО.
В некоторых вариантах терпентиновую жидкость выбирают из природного терпентина, синтетического терпентина, неорганического терпентина, хвойного масла, α-пинена, β-пинена, α-терпинеола, βтерпинеола, γ-терпинеола, полимеров и смесей указанных соединений. В некоторых других вариантах терпентиновую жидкость выбирают из гераниола, 3-карена, дипентена (парамента-1,8-диена), нопола, пинана, гидропероксида 2-пинана, гидрата терпина, 2-пинанола, дигидромиценола, изоборнеола, параментан-8-ола, α-терпинилацетата, цитронеллола, параментан-8-илацетата, 7гидроксидигидроцитронеллаля, ментола и смесей указанных соединений. В других вариантах терпентиновую жидкость выбирают из анетола, камфена, парацимена, анисового альдегида, 3,7-диметил-1,6октадиена, изоборнилацетата, оцимена, аллооцимена, аллооцименовых спиртов, 2-метокси-2,6-диметил7,8-эпоксиоктана, камфоры, цитраля, 7-метоксидигидроцитронеллаля, 10-камфорсульфоновой кислоты, цинтронеллаля, ментона и смесей указанных соединений.
В настоящем изобретении исключаются экологические, экономические и практические недостатки, которыми характеризуются системы для экстракции, описанные в предшествующем уровне техники. В настоящее время с некоторой степенью эффективности используются растворители, содержащие различные детергенты, поверхностно-активные вещества (ПАВ), щелочные или кислотные растворы, соли, летучие органические соединения и спирты. Однако каждая из указанных известных композиций растворителей характеризуется определенными недостатками, которые исключаются в одном или более вариантов осуществления настоящего изобретения. В одном варианте возобновляемые экологически чистые жидкости для экстракции по настоящему изобретению получают из природных источников, и они в основном не содержат ПАВ. В другом варианте жидкости для экстракции не содержат ПАВ. Кроме того, при использовании жидкостей для экстракции по настоящему изобретению для экстракции углеводородсодержащего органического материала из природных геологических пластов исключаются экономические и экологические затраты, связанные с применением других известных реагентов для сжижения, солюбилизации и/или экстракции ископаемого топлива.
В некоторых вариантах объектом настоящего изобретения является способ экстракции углеводородсодержащих материалов с использованием неводной жидкости, в основном не содержащей ПАВ, включающей терпентиновую жидкость. Преимуществами неводных растворителей являются снижение утечек в окружающую среду, повышенная степень экстракции углеводородов, исключение образования серной кислоты при контактировании с газообразным сероводородом и другими реакционноспособными соединениями серы, встроенными в углеводородсодержащие материалы, подавление коррозии, снижение вязкости и исключение капиллярного эффекта.
Согласно одному объекту твердое или полутвердое ископаемое топливо или другие углеводородсодержащие материалы, такие как уголь, горючий сланец, гудронные пески и тяжелая сырая нефть, или, например, донные осадки нефтяных резервуаров, сточной ямы для нефти или шламоотстойника, бракованные пищевые продукты, компост, шлам сточных вод или городской мусор, получают в виде образований любого размера, которые ускоряют контактирование с терпентиновой жидкостью. Ископаемое топливо или углеводородсодержащие материалы получают в виде частиц, комков, кусков или блоков, например, в виде больших фрагментов или кусков угля или горючего сланца. Согласно одному объекту настоящего изобретения ископаемое топливо или углеводородсодержащий материал получают в виде частиц. Согласно другому объекту настоящего изобретения частицы ископаемого топлива или углеводородсодержащих материалов характеризуются средним размером от приблизительно 0,01 до приблизительно 100 мм. В некоторых других вариантах частицы ископаемого топлива характеризуются средним
- 5 024263 размером от приблизительно 4 до приблизительно 25 мм.
Согласно еще одному объекту настоящего изобретения в терпентиновую жидкость можно добавлять вторую жидкость. Согласно указанному объекту настоящего изобретения вторую жидкость выбирают из (низш.)алифатических спиртов, алканов, ароматических углеводородов, алифатических аминов, ароматических аминов, сернистого углерода и смесей указанных соединений. Примеры смесей включают растворители, полученные на нефтеперерабатывающих заводах, такие как декантированная нефть, легкий рецикловый газойль и нафта, или растворители, полученные при сухой перегонке угля и фракционировании сжиженного угля.
Использованный в данном контексте термин (низш.)алифатические спирты относится к первичным, вторичным и третичным одноатомным и многоатомным спиртам, содержащим от 2 до 12 атомов углерода. Использованный в данном контексте термин алканы относится к алканам с прямой или разветвленной цепью, содержащим от 5 до 22 атомов углерода. Использованный в данном контексте термин ароматические углеводороды относится к моноциклическим, гетероциклическим и полициклическим соединениям. Использованный в данном контексте термин алифатические амины относится к первичным, вторичным и третичным аминам, содержащим алкильные заместители, включающие от 1 до 15 атомов углерода. В некоторых вариантах используют бензол, нафталин, толуол или их комбинации. В другом варианте используют упомянутые выше (низш.)алифатические спирты. В одном варианте растворитель выбирают из этанола, пропанола, изопропанола, бутанола, пентана, гептана, гексана, бензола, толуола, ксилола, нафталина, антрацена, тетралина, триэтиламина, анилина, сернистого углерода и смесей указанных соединений, которые при рабочих температуре и давлении присутствуют в жидкой форме.
В некоторых вариантах соотношение терпентиновая жидкость/любой другой смешивающийся с терпентином растворитель, содержащийся в указанном флюиде, равно приблизительно 1:1 или более, в некоторых вариантах равно приблизительно 9:4 или более. В некоторых вариантах указанное соотношение равно приблизительно 3: 1 или более. В еще одном варианте указанное соотношение равно приблизительно 4:1 или более.
Согласно объекту настоящего изобретения ископаемое топливо и терпентиновая жидкость контактируют при температуре от приблизительно 2 до приблизительно 300°С. В некоторых вариантах ископаемое топливо контактирует с терпентиновой жидкостью при температуре менее приблизительно 200°С.
Согласно другому объекту настоящего изобретения ископаемое топливо и терпентиновая жидкость контактируют при давлении от приблизительно 1,0х104 Па (0,1 атм) до приблизительно 5,0х106 Па (50 атм). Согласно одному объекту способ осуществляют при давлении от приблизительно 0,5 атм до приблизительно 8 атм.
Согласно другому объекту настоящего изобретения способ дополнительно включает использование экстракционной емкости, в которой твердое или полутвердое ископаемое топливо контактирует с терпентиновой жидкостью. В одном объекте используют способы перемешивания, с помощью которых ископаемое топливо и терпентиновую жидкость, которые контактируют в реакторе или в экстракционной емкости, смешивают и перемешивают.
Согласно другому объекту настоящего изобретения ископаемое топливо и терпентиновую жидкость инкубируют в сборнике, трубопроводе, или в другой пригодной емкости, чтобы увеличить продолжительность их контактирования. Согласно одному объекту степень сжижения, солюбилизации и/или экстракции контролируют при изменении продолжительности контактирования твердого или полутвердого ископаемого топлива с терпентиновой жидкостью и/или температуры смеси ископаемого топлива и терпентиновой жидкости.
Согласно другому объекту настоящего изобретения ископаемое топливо контактирует с гетерогенной жидкостью, включающей терпентиновую жидкость и кипящую воду в качестве перемешивающего агента. За счет пузырьков, образующихся при кипении воды, происходит перемешивание, при этом увеличивается поверхность контактирования ископаемого топлива и терпентиновой жидкости. Таким образом, в результате наблюдается более высокая степень экстракции. После экстракции включающую углеводород терпентиновую жидкость отделяют от воды с использованием различных плотностей жидкостей, например, в отстойном резервуаре, приемнике, или в других известных устройствах для разделения.
В некоторых вариантах объемное соотношение терпентиновый флюид/вода равно приблизительно 1:1 или более, чтобы исключить образование суспензии, которая может затруднять отделение экстрагированного органического материала от содержащего терпентиновую жидкость флюида.
Согласно одному объекту настоящего изобретения ископаемое топливо контактирует с терпентиновой жидкостью при потреблении энергии, выбранной из тепловой энергии, при температуре выше приблизительно 300°С, давлении выше 50 атм, микроволнового излучения, ультразвуковой энергии, энергии ионизирующего излучения, энергии механического сдвига и смесей указанных видов энергии.
Согласно другому объекту настоящего изобретения в смесь ископаемого топлива и терпентиновой жидкости добавляют катализатор сжижения или солюбилизации.
Согласно одному объекту настоящего изобретения в реакционную или солюбилизационную смесь
- 6 024263 добавляют соединение, выбранное из водорода, монооксида углерода, воды, оксидов металлов, металлов и их смесей.
Согласно другому объекту настоящего изобретения в реакционную или солюбилизационную смесь добавляют микроорганизм. При биологической обработке палочковидными термофильными и хемолитотрофными микроорганизмами, выбранными из природных изолятов, выделенных из термальных серосодержащих источников, расщепляются определенные химические связи, например, поперечные связи атомов серы и поперечные связи атомов кислорода в углеводородах в составе ископаемого топлива и других углеводородсодержащих материалов. Расщепление указанных определенных химических связей ускоряет солюбилизацию углеводородов в составе ископаемого топлива и других углеводородсодержащих материалов.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ экстракции углеводородсодержащего органического материала из углеводородсодержащего материала, включающего вязкий жидкий, жидкий или газообразный материал ископаемого топлива. Согласно указанному способу используют первую жидкость, которая включает терпентиновую жидкость. Терпентиновая жидкость контактирует с углеводородсодержащим материалом непосредственно в подземном пласте, содержащем указанный материал ископаемого топлива, при этом образуется экстракционная смесь, таким образом углеводородсодержащий органический материал экстрагируется указанной терпентиновой жидкостью, при этом получают экстракционную жидкость. Экстракционную жидкость извлекают из указанного пласта, при этом экстракционная жидкость включает терпентиновую жидкость, включающую экстрагированный углеводородсодержащий органический материал. Экстрагированный углеводородсодержащий органический материал отделяют от не экстрагированного остаточного материала. Способ дополнительно включает отделение указанного экстрагированного углеводородсодержащего органического материала от терпентиновой жидкости. Вязким жидким, жидким или газообразным материалом ископаемого топлива является тяжелая сырая нефть, сырая нефть, природный газ или их комбинация. Подземным пластом является, например, пласт сырой нефти или пласт природного газа.
Настоящее изобретение можно эффективно использовать в условиях пласта для прямого сжижения и/или солюбилизации ископаемого топлива в подземных пластах, а также для экстракции полученных жидких продуктов из указанных пластов.
Примером реагента для экстракции по настоящему изобретению является флюид, например, жидкость, которая может характеризоваться чрезвычайно высокой физико-химической аффинностью к битуминозному органическому материалу, включая битум, кероген и/или деготь, в угле, горючем сланце и гудронных песках. При прямом контактировании реагента для экстракции по настоящему изобретению и битуминозного органического материала, в основном включающего углеводороды, органический материал экстрагируется реагентом для экстракции по настоящему изобретению и таким образом сжижается. При контактировании углеводороды и реагент для экстракции по настоящему изобретению быстро образуют гомогенный раствор, т.е. однофазную жидкость.
Физико-химическая аффинность между реагентом для экстракции по настоящему изобретению и битуминозным материалом является преимуществом, так как позволяет повысить объем добычи нефти из нефтеносных пластов в условиях пласта. В применяемых до настоящего времени технологиях извлечения нефти из нефтеносных пластов в условиях пласта, описанных в предшествующем уровне данной области техники, в основном используется так называемый способ фронтального вытеснения. Указанный процесс строго контролируется характеристиками многофазного потока флюида в пористой среде. При этом значительная часть, в большинстве случаев более приблизительно 40% исходной нефти, не извлекается из пласта даже в случае хороших пластов, содержащих нефть с низкой вязкостью. Реагент для экстракции по настоящему изобретению повышает объем нефтедобычи за счет исключения сложного режима многофазного потока, преобладающего в условиях пласта, который характерен для технологий, описанных в предшествующем уровне данной области техники.
В настоящем изобретении предлагается усовершенствованный способ повышения текучести и экстракции вязких или неподвижных углеводородсодержащих материалов при контактировании углеводородсодержащего материала с терпентиновой жидкостью, которая снижает вязкость углеводородсодержащего материала. Неводная природа терпентиновой жидкости также ускоряет скорость потока за счет исключения капиллярного эффекта, характерного для водных растворов. Контактирование осуществляется в пласте или вне пласта.
Преимущество настоящего изобретения заключается в чрезвычайно высокой физико-химической аффинности терпентиновой жидкости.
В одном способе по настоящему изобретению агент для экстракции по настоящему изобретению закачивают в нефтеносный пласт или в пласт природного газа через нагнетательную скважину.
Нефть экстрагируют реагентом для экстракции по настоящему изобретению при контактировании нефти и реагента для экстракции по настоящему изобретению в нефтеносном пласте, при этом образуется гомогенный раствор, т.е. однофазная жидкость. Реагент для экстракции по настоящему изобретению не просто вытесняет нефть по мере ее передвижения из нагнетательной скважины в эксплуатационную скважину через канал для движения флюидов в подземном пласте. Скорее всего, экстракция нефти,
- 7 024263 предварительно захваченной реагентом для экстракции по настоящему изобретению, продолжается до полного потребления реагента для экстракции, при этом образуется гомогенный раствор в нефти. Затем указанный гомогенный раствор, который включает экстрагированные углеводороды, просто проходит через поры нефтеносного пласта в виде однофазной жидкости, в итоге достигая эксплуатационной скважины.
Следующие примеры иллюстрируют три конкретных варианта способов извлечения нефти в пласте по настоящему изобретению.
В первом варианте (непосредственно в пласте) реагент для экстракции по настоящему изобретению закачивают в нефтеносный пласт в количестве приблизительно от трех (3,0) до семи (7,0) объемов порового пространства, причем нефтеносный пласт предварительно обводняют до остаточной нефтенасыщенности, при этом из исходного пласта извлекают приблизительно 51% нефти. Неожиданно было установлено, что при последующем закачивании реагента для экстракции можно дополнительно извлечь приблизительно 41% нефти, содержащейся в исходном пласте. Указанный вариант способа подтвержден экспериментально, как описано ниже в примере 22.
Во втором варианте (непосредственно в пласте) реагент для экстракции по настоящему изобретению закачивают в нефтеносный пласт в количестве приблизительно от (2,0) до пяти (5,0) объемов порового пространства. Вначале нефть извлекают при закачивании реагента для экстракции по настоящему изобретению в количестве только приблизительно от одной трети (0,3) до трех четвертей (0,75) объема порового пространства, затем извлекают реагент для экстракции по настоящему изобретению, который включает экстрагированную нефть. Основную часть присутствующей в пласте нефти извлекают при закачивании реагента в количестве приблизительно от полутора (1,5) до трех с половиной (3,5) объемов всего порового пространства. Указанный способ обеспечивает извлечение приблизительно 90% исходной нефти из пласта. Указанный вариант способа также подтвержден экспериментально, как описано ниже в примере 22.
В третьем варианте (непосредственно в пласте) реагент для экстракции по настоящему изобретению закачивают для повышения степени извлечения нефти из нефтеносных пластов, содержащих чрезвычайно вязкую нефть, например, из пластов Оринокского нефтеносного пояса в Венесуэле. Способы нефтедобычи, описанные в предшествующем уровне техники, характеризуются низким коэффициентом извлечения сверхтяжелой нефти, который обычно составляет от приблизительно 10% до приблизительно 15% исходной нефти в указанных пластах. Неожиданно было установлено, что коэффициент извлечения из указанных пластов можно дополнительно повысить при закачивании реагента для экстракции на основе терпентиновой жидкости по настоящему изобретению за счет применения горизонтальных скважин, эксплуатационной и нагнетательной, а также за счет периодической паровой пропитки указанных скважин.
Суммарную добычу природного газа из крупного газового пласта можно повысить при закачивании в пласт реагента для экстракции по настоящему изобретению. Добыча газа из указанного пласта в большинстве случаев приводит к опасному крупномасштабному оседанию пород на поверхности газового месторождения, например, месторождение Гронинген в Голландии. По существу, в большинстве случаев необходимо поддерживать давление в пласте за счет закачивания воды. Вода, закаченная в пласт, захватывает в пласте вплоть до приблизительно 30% газа при высоком давлении за счет двухфазного потока воды и газа через пласт, характеризующийся низкой проницаемостью. Однако при закачивании реагента для экстракции по настоящему изобретению газ, захваченный в пласте, экстрагируется реагентом и направляется в эксплуатационные скважины. При разделении реагента и газа на поверхности газ извлекают, а реагент направляют в рециркуляционную систему для повторного использования.
Способы экстракции по настоящему изобретению можно использовать после применения одного или более известных способов для повышения нефтедобычи, например, можно закачивать СО2 или природный газ и добавлять ПАВ.
Другие объекты и преимущества настоящего изобретения представляются очевидными специалистам в данной области техники на основании указанного описания, в котором некоторые варианты осуществления настоящего изобретения представлены и описаны только для иллюстрации представленного оптимального варианта осуществления настоящего изобретения. Следует понимать, что возможны другие различные варианты осуществления настоящего изобретения и модификации его некоторых элементов в различной степени, которые включены в объем настоящего изобретения. Соответственно приведенное описание следует рассматривать как иллюстрацию сущности настоящего изобретения, которое не ограничивают его объем.
- 8 024263
Типичные варианты осуществления настоящего изобретения
Уголь.
В некоторых вариантах антрацит или битуминозный уголь измельчают до размеров от приблизительно 0,841 мм (20 меш) до приблизительно 0,149 мм (100 меш) и затем солюбилизируют и/или экстрагируют, т.е. сжижают при погружении в терпентиновую жидкость при давлении в диапазоне от приблизительно 1,0х105 Па (1 атм) до приблизительно 2,0х105 Па (2,0 атм). В некоторых других вариантах терпентиновой жидкостью является природный, синтетический или неорганический терпентин, который включает вплоть до приблизительно 50-70 об.% α-терпинеола, приблизительно 20-40 об.% β-терпинеола и приблизительно 10 об.% других компонентов. Как определено в данном контексте, термин другие компоненты включает природный терпентин, синтетический терпентин, неорганический терпентин, хвойное масло, α-пинен, β-пинен, α-терпинеол, β-терпинеол, γ-терпинеол, терпеновые смолы, α-терпен, β-терпен, γ-терпен и смеси указанных соединений. В других вариантах терпентиновая жидкость включает по крайней мере одно соединение, выбранное из гераниола, 3-карена, дипентена (парамента-1,8диена), нопола, пинана, гидропероксида 2-пинана, гидрата терпина, 2-пинанола, дигидромиценола, изоборнеола, параментан-8-ола, α-терпинилацетата, цитронеллола, параментан-8-илацетата, 7гидроксидигидроцитронеллаля, ментола и смесей указанных соединений. В еще одних вариантах терпентиновая жидкость включает по крайней мере одно соединение, выбранное из анетола, камфена, парацимена, анисового альдегида, 3,7-диметил-1,6-октадиена, изоборнилацетата, оцимена, аллооцимена, аллооцименовых спиртов, 2-метокси-2,6-диметил-7,8-эпоксиоктана, камфоры, цитраля, 7метоксидигидроцитронеллаля, 10-камфорсульфоновой кислоты, цинтронеллаля, ментона и/или смесей указанных соединений. В некоторых вариантах основание пласта антрацита или битуминозного угля можно перемешивать при пропускании указанной терпентиновой жидкости при температуре в диапазоне от 80 до приблизительно 130°С, или предпочтительно при температуре кипения указанной терпентиновой жидкости. В некоторых других вариантах продолжительность солюбилизации и/или экстракции, т.е. сжижения, составляет приблизительно от 10 до приблизительно 40 мин. В некоторых вариантах продолжительность контактирования, необходимая для экстракции углеводородсодержащего органического материала из угля, составляет менее приблизительно 5 мин.
В некоторых вариантах лигнит, бурый уголь или любые другие низкокачественные угли измельчают до размеров от приблизительно 0,419 мм (40 меш) до приблизительно 0,074 мм (200 меш) и затем солюбилизируют и/или экстрагируют, т.е. сжижают при погружении в терпентиновую жидкость при давлении в диапазоне от приблизительно 1,0х105 Па (1 атм) до приблизительно 2,0х105 Па (2,0 атм). В некоторых других вариантах терпентиновая жидкость представляет собой природный, синтетический или неорганический терпентин, который включает приблизительно 70-90 об.% α-терпинеола, приблизительно 5-25 об.% β-терпинеола и приблизительно 5 об.% других компонентов. В других вариантах основание пласта лигнита, бурого угля или любых других низкокачественных углей перемешивают при пропускании указанной терпентиновой жидкости при температуре в диапазоне от приблизительно 80°С до приблизительно 130°С, или предпочтительно при температуре кипения указанной терпентиновой жидкости. В некоторых других вариантах солюбилизацию и/или экстракцию, т.е. сжижение проводят в течение приблизительно от 20 мин до приблизительно 60 мин. В некоторых вариантах продолжительность контактирования, необходимая для экстракции углеводородсодержащего органического материала из угля, составляет менее приблизительно 5 мин.
Горючий сланец.
В некоторых вариантах горючий сланец измельчают до размеров от приблизительно 0,419 мм (40 меш) до 0,074 мм (200 меш) и затем солюбилизируют и/или экстрагируют, т.е. сжижают при погружении в терпентиновую жидкость при давлении в диапазоне от приблизительно 1,0 х105 Па (1 атм) до приблизительно 2,0х 105 Па (2,0 атм). В других вариантах терпентиновая жидкость представляет собой природный, синтетический или неорганический терпентин, который включает приблизительно 70-90 об.% αтерпинеола, приблизительно 5-25 об.% β-терпинеола и приблизительно 5 об.% других компонентов. В некоторых других вариантах основание пласта горючего сланца перемешивают при пропускании указанной терпентиновой жидкости при температуре в диапазоне от приблизительно 80°С до приблизительно 130°С, или предпочтительно при температуре кипения указанной терпентиновой жидкости. В других вариантах солюбилизацию и/или экстракцию, т.е. сжижение проводят в течение приблизительно от 30 мин до приблизительно 60 мин. В некоторых вариантах продолжительность контактирования, необходимая для экстракции углеводородсодержащего органического материала из горючего сланца, составляет менее приблизительно 5 мин.
Гудронные пески.
В некоторых вариантах гудронные пески измельчают до размеров от приблизительно 25,4 мм (1 меш) до 4,76 мм (4 меш) и затем солюбилизируют и/или экстрагируют, т.е. сжижают при погружении в терпентиновую жидкость при давлении в диапазоне от приблизительно 1,0 х 105 Па (1 атм) до приблизительно 2,0х 105 Па (2,0 атм). В других вариантах терпентиновая жидкость представляет собой природный, синтетический или неорганический терпентин, который включает приблизительно 40-60 об.% α- 9 024263 терпинеола, приблизительно 30-50 об.% β-терпинеола, приблизительно 5 об.% α- и/или β-пинена и приблизительно 5 об.% других компонентов. В еще одном варианте основание пласта гудронных песков перемешивают при пропускании указанной терпентиновой жидкости при температуре в диапазоне от приблизительно 60°С до приблизительно 90°С, или предпочтительно при температуре кипения указанной терпентиновой жидкости. В других вариантах солюбилизацию и/или экстракцию, т.е. сжижение, проводят в течение приблизительно от 10 мин до приблизительно 30 мин. В некоторых вариантах продолжительность контактирования, необходимая для экстракции углеводородсодержащего органического материала из гудронных песков, составляет менее приблизительно 5 мин.
Сырая нефть.
В некоторых вариантах парафиновую нефть и среднетяжелую сырую нефть добывают в пласте, т.е. извлекают из подземного пласта с использованием первичного, вторичного или третичного метода добычи нефти при закачивании терпентиновой жидкости в количестве приблизительно от одного (1,0) до приблизительно пяти (5,0) объемов порового пространства. В других вариантах терпентиновую жидкость закачивают в количестве от приблизительно двух (2,0) до приблизительно четырех (4,0) объемов порового пространства. В некоторых вариантах терпентиновая жидкость представляет собой природный, синтетический или неорганический терпентин, который включает приблизительно 40-70 об.% α-терпинеола, приблизительно 30-40 об.% β-терпинеола, приблизительно 10 об.% α- и/или β-пинена и приблизительно 10 об.% других компонентов. В некоторых вариантах после закачивания терпентиновой жидкости проводят обводнение при закачивании воды в количестве приблизительно от одного (1,0) до приблизительно трех (3,0) объемов порового пространства.
В некоторых вариантах тяжелую и сверхтяжелую сырую нефть добывают в пласте, т.е. извлекают из подземного пласта первичным, вторичным или третичным методом добычи нефти при закачивании терпентиновой жидкости в количестве приблизительно от одного (1,0) до приблизительно пяти (5,0) объемов порового пространства. В других вариантах терпентиновую жидкость закачивают в количестве от приблизительно двух (2,0) до приблизительно четырех (4,0) объемов порового пространства. В некоторых вариантах терпентиновая жидкость представляет собой природный, синтетический или неорганический терпентин, который включает приблизительно 50-70 об.% α-терпинеола, приблизительно 20-35 об.% β-терпинеола, приблизительно 10 об.% α- и/или β-пинена и приблизительно 5 об.% других компонентов. В других вариантах указанный способ используют в сочетании с нагнетанием пара в пласт до, в течение или после закачивания жидкостей для экстракции углеводородов.
На фиг. 1 показана установка для извлечения углеводородсодержащего органического материала из гудронных песков. Установка 100 включает резервуар 102 для терпентиновой жидкости, который необязательно подсоединен к насосу 104, из которого терпентиновую жидкость подают в емкость для контактирования или в экстракционную емкость 110. В некоторых вариантах резервуар для подачи терпентиновой жидкости снабжен устройством для нагревания терпентиновой жидкости. В некоторых вариантах емкостью для контактирования является наклонный ротационный фильтр или барабан. Образец гудронного песка 106 направляют на конвейер 108 или в подобное питающее устройство для подачи гудронного песка во входное отверстие емкости для контактирования 110. Конвейер 108 необязательно снабжен сетчатым фильтром или подобным сортировочным устройством, чтобы исключить попадание крупных частиц в рабочий процесс. Емкость для контактирования 110 снабжена по крайней мере одним входным отверстием для введения терпентиновой жидкости и ее контактирования с гудронным песком. Емкость для контактирования 110 включает множество тарелок и ребер 114, предназначенных для удерживания гудронного песка в емкости для контактирования в течение заданного периода времени, а также для увеличения или контроля контактирования частиц гудронного песка с терпентиновой жидкостью. В некоторых вариантах емкостью для контактирования является наклонный ротационный фильтр. Экстракционную смесь, которая включает экстракционную жидкость и экстрагированный из гудронного песка углеводородсодержащий органический материал, удаляют из емкости для контактирования 110 через выходное отверстие 116, в которое встроен фильтр 118 для предотвращения удаления твердых веществ вместе с экстракционной смесью, которая включает экстрагированный углеводородсодержащий органический материал. Насос 120 подсоединяют к выходному отверстию 116 для закачивания экстракционной смеси в сборник 122. Трубопровод 124 присоединяют к сборнику 112 для подачи экстракционной смеси для дальнейшей переработки. После экстракции углеводородсодержащего органического материала неорганические твердые вещества и другие материалы, не растворимые в терпентиновой жидкости, удаляют из емкости для контактирования с использованием второго конвейера 126. Терпентиновые жидкости, используемые для извлечения углеводородов из гудронных песков с использованием установки 100, включают, но не ограничиваясь только ими, жидкости, которые содержат α-терпинеол и β-терпинеол.
На фиг. 2 показана установка 200 для извлечения углеводородсодержащего органического материала из горючего сланца и других пластов осадочных пород, которые содержат извлекаемые углеводородные материалы. Образец горючего сланца 202 загружают в мельницу или дробилку 204 для уменьшения размера частиц горючего сланца. В одном варианте мельница или дробилка 204 позволяет снизить размер частиц горючего сланца до величины от приблизительно 0,074 до 0,42 мм. Измельченный горючий
- 10 024263 сланец необязательно подают на фильтр для обеспечения однородности и/или соответствующего размера частиц. Первый конвейер 206 подает частицы из мельницы или дробилки 204 в емкость для контактирования 208. Емкость для контактирования 208 соединена с резервуаром для терпентиновой жидкости 210, к которому необязательно подсоединен насос и который закачивает терпентиновую жидкость по крайней мере в одно входное отверстие 212, соединенное с емкостью для контактирования 208. В некоторых вариантах резервуар для терпентиновой жидкости снабжен устройством для нагревания терпентиновой жидкости. Емкость для контактирования 208 включает множество тарелок и ребер 214, предназначенных для удерживания горючего сланца в емкости для контактирования в течение заданного периода времени, а также для увеличения или контроля контактирования частиц горючего сланца с терпентиновой жидкостью. В некоторых вариантах емкостью для контактирования является наклонный ротационный фильтр или барабан. Поток экстракционной смеси, который включает терпентиновую жидкость и извлеченный из горючего сланца углеводородсодержащий органический материал, поступает из выходного отверстия 216 в сборник 220. Насос 218 необязательно подсоединяют к выходному отверстию 216 для ускорения подачи потока экстракционной смеси в сборник 220. Поток экстракционной смеси можно направлять в трубопровод 222 для подачи потока экстракционной смеси на дальнейшую переработку. Второй конвейер 224 обеспечивает удаление неорганических или нерастворимых материалов из емкости для контактирования 208. Терпентиновые жидкости, используемые для извлечения углеводородов из горючего сланца с применением установки 200, включают, но не ограничиваясь только ими, α-терпинеол и β-терпинеол.
На фиг. 3 показана установка 300 для извлечения углеводородсодержащего органического материала из угля. Образец угля 302 подают в мельницу или дробилку 304 для уменьшения размера частиц угля. В одном варианте мельница или дробилка 304 позволяет снизить размер частиц угля до величины от приблизительно 0,01 мм до приблизительно 1 мм в зависимости от качества образца угля. В некоторых вариантах мельница или дробилка 304 представляет собой бегуны для мокрого размола. Измельченный уголь необязательно пропускают через фильтр для обеспечения однородности и/или соответствующего размера частиц. Измельченный уголь загружают в первую емкость для контактирования 306. Первая емкость для контактирования 306 также соединена с резервуаром для терпентиновой жидкости 308, к которому необязательно подсоединяют насос 310, который закачивает терпентиновую жидкость в первую емкость для контактирования 306. В некоторых вариантах резервуар для терпентиновой жидкости включает устройство для нагревания терпентиновой жидкости. Первая емкость для контактирования 306 включает перемешивающее устройство 312, предназначенное для перемешивания и улучшения или контроля контактирования твердых частиц угля с терпентиновой жидкостью. Поток экстракционной смеси, который включает терпентиновую жидкость и извлеченный из угля углеводородсодержащий органический материал, поступает из выходного отверстия 313 первой емкости для контактирования во вторую емкость для контактирования 316. Насос 314 необязательно подсоединяют к выходному отверстию 313 для ускорения подачи потока экстракционной смеси во вторую емкость для контактирования 316. Вторая емкость для контактирования 316 включает серии тарелок или ребер 318, предназначенных для увеличения или контроля разделения твердых веществ и терпентиновых жидкостей. Вторая емкость для контактирования 316 необязательно представляет собой наклонный ротационный фильтр или барабан. Поток экстракционной смеси поступает через выходное отверстие 320 второй емкости для контактирования, к которому необязательно подсоединяют насос 322 для ускорения подачи потока экстракционной смеси, в сборник 324. Сжиженный уголь и любую терпентиновую жидкость, находящиеся в сборнике 324, направляют на нефтеперерабатывающую установку или на другую стадию переработки по трубопроводу 326. Конвейер 328 подсоединяют ко второй емкости для контактирования 316 для удаления и регенерации твердых веществ, являющихся побочным продуктом процесса. Терпентиновые жидкости, используемые для извлечения углеводородов из угля с применением установки 300, включают, но не ограничиваясь только ими, α-терпинеол и β-терпинеол. Установку 300 можно использовать также для переработки высокосортного и низкосортного горючего сланца.
На фиг. 4 показан процесс 400, предназначенный для повышения степени извлечения углеводородсодержащего органического материала из углеводородсодержащего приповерхностного пласта. Углеводородсодержащий пласт 404 расположен ниже поверхности 402. Эксплуатационная скважина 406 уже эксплуатируется. Нагнетательная скважина 408 предназначена для закачивания терпентиновой жидкости по трубопроводу 410. Терпентиновая жидкость ускоряет сжижение, солюбилизацию и/или экстракцию углеводородсодержащего органического материала, присутствующего в пласте, а также обеспечивает движущую силу для перемещения углеводородсодержащего органического материала в пласте в эксплуатационную скважину. Поток углеводородных продуктов, который включает закаченную терпентиновую жидкость, поступает в трубопровод 412. Терпентиновые жидкости, используемые для извлечения углеводородов из углеводородсодержащего приповерхностного пласта с применением установки 400, включают, но не ограничиваясь только ими, α-терпинеол и β-терпинеол.
В некоторых вариантах получают терпентиновую жидкость, предназначенную для повышения производительности нефтяной скважины, которая включает по крайней мере приблизительно 30 об.% природного терпентина, синтетического терпентина, неорганического терпентина, хвойного масла, α- 11 024263 пинена, β-пинена, α-терпинеола, β-терпинеола, γ-терпинеола, терпеновых смол, α-терпена, β-терпена, γтерпена или смесей указанных соединений. В других вариантах терпентиновая жидкость включает по крайней мере приблизительно 30 об.% гераниола, 3-карена, дипентена (парамента-1,8-диена), нопола, пинана, гидропероксида 2-пинана, гидрата терпина, 2-пинанола, дигидромиценола, изоборнеола, параментан-8-ола, α-терпинилацетата, цитронеллола, параментан-8-илацетата, 7гидроксидигидроцитронеллаля, ментола или смесей указанных соединений. В еще одних вариантах терпентиновая жидкость включает по крайней мере приблизительно 30 об.% анетола, камфена, парацимена, анисового альдегида, 3,7-диметил-1,6-октадиена, изоборнилацетата, оцимена, аллооцимена, аллооцименовых спиртов, 2-метокси-2,6-диметил-7,8-эпоксиоктана, камфоры, цитраля, 7метоксидигидроцитронеллаля, 10-камфорсульфоновой кислоты, цинтронеллаля, ментона или смесей указанных соединений.
В некоторых вариантах терпентиновая жидкость включает по крайней мере приблизительно 40 об.% α-терпинеола. В других вариантах терпентиновая жидкость включает по крайней мере приблизительно 25 об.% β-терпинеола. В еще одних вариантах терпентиновая жидкость включает по крайней мере приблизительно 40 об.% α-терпинеола и по крайней мере приблизительно 25 об.% β-терпинеола. В других вариантах терпентиновая жидкость включает по крайней мере приблизительно 50% α-терпинеола и в некоторых вариантах включает также β-терпинеол. В некоторых вариантах терпентиновая жидкость включает по крайней мере приблизительно 20 об.% β-терпинеола. В других вариантах терпентиновая жидкость включает приблизительно от 50 до 70 об.% α-терпинеола и приблизительно от 10 до 40 об.% βтерпинеола.
В другом объекте предлагается способ увеличения добычи из приповерхностного углеводородсодержащего пласта с использованием усовершенствованных режимов, и указанный способ заключается в том, что терпентиновую жидкость закачивают в пласт через нагнетательную скважину для ускорения добычи углеводородсодержащего материала. Терпентиновая жидкость включает по крайней мере одно соединение, выбранное из природного терпентина, синтетического терпентина, неорганического терпентина, хвойного масла, α-пинена, β-пинена, α-терпинеола, β-терпинеола, γ-терпинеола, терпеновых смол, α-терпена, β-терпена, γ-терпена и смесей указанных соединений. В других вариантах терпентиновая жидкость включает по крайней мере одно соединение, выбранное из гераниола, 3-карена, дипентена (парамента-1,8-диена), нопола, пинана, гидропероксида 2-пинана, гидрата терпина, 2-пинанола, дигидромиценола, изоборнеола, параментан-8-ола, α-терпинилацетата, цитронеллола, параментан-8-илацетата, 7гидроксидигидроцитронеллаля, ментола и смесей указанных соединений. В еще одних вариантах терпентиновая жидкость включает по крайней мере одно соединение, выбранное из анетола, камфена, парацимена, анисового альдегида, 3,7-диметил-1,6-октадиена, изоборнилацетата, оцимена, аллооцимена, аллооцименовых спиртов, 2-метокси-2,6-диметил-7,8-эпоксиоктана, камфоры, цитраля, 7метоксидигидроцитронеллаля, 10-камфорсульфоновой кислоты, цинтронеллаля, ментона и/или смесей указанных соединений. Полученный поток углеводородсодержащего органического материала, который включает терпентиновую жидкость и извлеченные углеводороды, извлекают из эксплуатационной скважины, соединенной с углеводородсодержащим пластом. Полученный поток углеводородсодержащего органического материала разделяют на поток извлеченных углеводородов и терпентиновую жидкость, которую направляют в рециркуляционную систему. В некоторых вариантах способ дополнительно включает стадию закачивания рециркулирующего потока терпентиновой жидкости в нагнетательную скважину.
В другом объекте предлагается способ извлечения углеводородсодержащего органического материала из обогащенного углем углеводородсодержащего приповерхностного пласта. Способ включает стадии экстракции углеводородсодержащего органического материала способом, в основном включающим стадии получения образца угля, который включает извлекаемый углеводородсодержащий органический материал, и измельчения угля, при этом получают измельченный уголь. Измельченный уголь фильтруют и загружают в емкость для контактирования, которая снабжена по крайней мере одним входным отверстием для закачивания жидкости для экстракции углеводородов в емкость для контактирования. Измельченный уголь контактирует с неводной жидкостью для экстракции углеводородов, в основном не содержащей ПАВ, состоящей в основном из терпентиновой жидкости, выбранной из группы, включающей природный терпентин, синтетический терпентин, неорганический терпентин, хвойное масло, α-пинен, β-пинен, α-терпинеол, β-терпинеол, γ-терпинеол, терпеновые смолы, α-терпен, β-терпен, γтерпен, гераниол, 3-карен, дипентен (парамента-1,8-диен), нопол, пинан, гидропероксид 2-пинана, гидрат терпина, 2-пинанол, дигидромиценол, изоборнеол, параментан-8-ол, α-терпинилацетат, цитронеллол, параментан-8-илацетат, 7-гидроксидигидроцитронеллаль, ментол, анетол, камфен, парацимен, анисовый альдегид, 3,7-диметил-1,6-октадиен, изоборнилацетат, оцимен, аллооцимен, аллооцименовые спирты, 2метокси-2,6-диметил-7,8-эпоксиоктан, камфору, цитраль, 7-метоксидигидроцитронеллаль, 10камфорсульфоновую кислоту, цинтронеллаль, ментон и смеси указанных соединений, таким образом, что при этом образуется экстракционная смесь и остаточный материал. Экстракционная смесь включает по крайней мере часть углеводородсодержащего органического материала в терпентиновой жидкости, а
- 12 024263 остаточный материал включает по крайней мере часть нерастворимого материала из угля, который не растворим в терпентиновых жидкостях. Остаточный материал отделяют от экстракционной смеси, а углеводородсодержащий органический материал отделяют от терпентиновой жидкости, при этом получают поток углеводородных продуктов и поток терпентиновой жидкости, причем поток углеводородных продуктов включает по крайней мере часть углеводородсодержащего органического материала из угля. По крайней мере часть потока терпентиновой жидкости поступает в рециркуляционную систему на стадию контактирования.
В другом объекте предлагается способ увеличения добычи из углеводородсодержащего приповерхностного углеводородного пласта с использованием усовершенствованных режимов. Способ включает стадии закачивания терпентиновой жидкости в пласт через нагнетательную скважину. В некоторых вариантах терпентиновая жидкость включает по крайней мере приблизительно 40 об.% α-терпинеола и по крайней мере приблизительно 10 об.% β-терпинеола. Терпентиновая жидкость солюбилизирует, экстрагирует и/или вытесняет углеводородсодержащие материалы из пласта, которые затем извлекаются из пласта с терпентиновой жидкостью через эксплуатационную скважину. В некоторых вариантах способ дополнительно включает отделение углеводородов от терпентиновой жидкости. В еще одних вариантах способ дополнительно включает рециркуляцию терпентиновой жидкости в нагнетательную скважину. В некоторых вариантах содержание α-терпинеола составляет приблизительно от 40 до 70 об.%. В некоторых других вариантах содержание α-терпинеола составляет по крайней мере приблизительно 70 об.%. В еще одних вариантах содержание β-терпинеола составляет приблизительно от 10 до 40 об.%. В других вариантах терпентиновая жидкость дополнительно включает вплоть до приблизительно 10 об.% γтерпинеола. В других вариантах терпентиновая жидкость включает вплоть до приблизительно 25 об.% органического растворителя, выбранного из метанола, этанола, пропанола, толуола и ксилола. Способ можно использовать для извлечения углеводородсодержащего органического материала при добыче первичными, вторичными и третичными методами, включая методы, используемые после вторичных методов добычи, которые включают обводнение.
В другом объекте предлагается терпентиновая жидкость для извлечения углеводородсодержащего органического материала из гудронных песков. В одном варианте терпентиновая жидкость включает по крайней мере приблизительно 30 об.% α-терпинеола и по крайней мере приблизительно 25 об.% βтерпинеола. В другом варианте терпентиновая жидкость включает приблизительно от 30 до 70 об.% αтерпинеола, приблизительно от 25 до 55 об.% β-терпинеола, вплоть до приблизительно 10 об.% αтерпена и вплоть до приблизительно 10 об.% β-терпена.
В другом объекте предлагается терпентиновая жидкость для извлечения углеводородсодержащего органического материала из источников высокосортного угля, такого как, например, антрацит или битуминозный уголь. В одном варианте терпентиновая жидкость включает по крайней мере приблизительно 45 об.% α-терпинеола и по крайней мере приблизительно 15 об.% β-терпинеола. В другом варианте терпентиновая жидкость включает приблизительно от 45 до 80 об.% α-терпинеола, приблизительно от 15 до 45 об.% β-терпинеола, вплоть до приблизительно 10 об.% α-терпена и вплоть до приблизительно 10 об.% β-терпена.
В другом объекте предлагается терпентиновая жидкость для извлечения углеводородсодержащего органического материала из источников низкосортного угля. В одном варианте терпентиновая жидкость включает по крайней мере приблизительно 60 об.% α-терпинеола и вплоть до приблизительно 30 об.% βтерпинеола. В другом варианте терпентиновая жидкость включает приблизительно от 60 до 95 об.% αтерпинеола, вплоть до приблизительно 30 об.% β-терпинеола, вплоть до приблизительно 5 об.% αтерпена и вплоть до приблизительно 5 об.% β-терпена.
В другом объекте предлагается терпентиновая жидкость для извлечения углеводородсодержащего органического материала из горючего сланца. Использованный в данном контексте термин горючий сланец обычно обозначает любую осадочную горную породу, которая включает битуминозные материалы. В одном варианте терпентиновая жидкость включает по крайней мере приблизительно 60 об.% αтерпинеола и вплоть до приблизительно 30 об.% β-терпинеола. В другом варианте терпентиновая жидкость включает приблизительно от 60 до 95 об.% α-терпинеола, вплоть до приблизительно 30 об.% βтерпинеола, вплоть до приблизительно 5 об.% α-терпена и вплоть до приблизительно 5 об.% β-терпена.
В другом объекте предлагается терпентиновая жидкость для извлечения углеводородсодержащего органического материала из парафиновой нефти и среднетяжелой сырой нефти. В одном варианте терпентиновая жидкость включает по крайней мере приблизительно от 40 до 70 об.% α-терпинеола и по крайней мере приблизительно от 30 до 40 об.% β-терпинеола. В еще одном варианте терпентиновая жидкость включает приблизительно от 40 до 70 об.% α-терпинеола, приблизительно от 30 до 40 об.% βтерпинеола, вплоть до приблизительно 10 об.% α-терпена и вплоть до приблизительно 10 об.% βтерпена.
В другом объекте предлагается терпентиновая жидкость для извлечения углеводородсодержащего органического материала из тяжелой и сверхтяжелой сырой нефти. В одном варианте терпентиновая
- 13 024263 жидкость включает по крайней мере приблизительно от 50 до 70 об.% α-терпинеола и по крайней мере приблизительно от 30 до 40 об.% β-терпинеола. В другом варианте терпентиновая жидкость включает приблизительно от 50 до 70 об.% α-терпинеола, приблизительно от 30 до 40 об.% β-терпинеола, вплоть до приблизительно 10 об.% α-терпена и вплоть до приблизительно 10 об.% β-терпена.
В другом объекте предлагается способ извлечения углеводородсодержащего органического материала из гудронных песков. Способ заключается в том, что получают образец гудронного песка, например, при разработке обогащенного гудронными песками пласта, при этом получают образец гудронного песка, который включает извлекаемый углеводородсодержащий органический материал и остаточный неорганический или нерастворимый материал. Образец гудронного песка загружают в емкость для контактирования, при этом емкость для контактирования снабжена по крайней мере одним входным отверстием для закачивания жидкости для экстракции углеводородов, которая в основном состоит из терпентиновой жидкости, предназначенной для извлечения углеводородов из гудронных песков. Образец гудронного песка контактирует с жидкостью для экстракции углеводородов и перемешивается, при этом углеводородсодержащий органический материал экстрагируется из гудронных песков, при этом получают остаточный материал и экстракционную смесь. Экстракционная смесь включает жидкость для экстракции углеводородов и извлеченный углеводородсодержащий органический материал, а также остаточный материал, который включает по крайней мере часть нерастворимого материала. Экстракционную смесь отделяют от остаточного материала и затем разделяют на поток углеводородных продуктов и поток жидкости для экстракции углеводородов, при этом поток жидкости для экстракции углеводородов включает по крайней мере часть углеводородсодержащего органического материала, экстрагированного из гудронных песков. В некоторых вариантах способ дополнительно включает стадию рециркуляции потока терпентиновой жидкости в емкость для контактирования. В других вариантах экстракционную смесь разделяют перегонкой, при этом получают поток углеводородных продуктов и рециркулирующий поток терпентиновой жидкости.
В некоторых вариантах терпентиновая жидкость включает α-терпинеол. В других вариантах терпентиновая жидкость включает по крайней мере приблизительно 40 об.% α-терпинеола и приблизительно от 10 до 40 об.% β-терпинеола. В некоторых вариантах приблизительно от 0,5 до 4 экв. терпентиновой жидкости используют для контактирования с гудронными песками и извлечения углеводородов. В некоторых вариантах приблизительно от 0,5 до 2,0 экв. терпентиновой жидкости используют для контактирования с гудронными песками и извлечения углеводородов.
В другом объекте предлагается способ извлечения углеводородсодержащего органического материала из обогащенного углеводородами горючего сланца. Способ заключается в том, что разрабатывают осадочное горное месторождение, которое включает углеводородсодержащий органический материал, при этом получают углеводородсодержащий горючий сланец, который включает извлекаемый углеводородный материал, а также неорганический или нерастворимый материал. Горючий сланец измельчают, при этом получают измельченный углеводородсодержащий горючий сланец. Затем измельченный углеводородсодержащий горючий сланец фильтруют через сетчатый фильтр для предотвращения или контроля введения слишком крупных частиц в экстракционный процесс. Измельченный углеводородсодержащий горючий сланец загружают в емкость для контактирования, при этом емкость для контактирования снабжена по крайней мере одним входным отверстием для закачивания жидкости для экстракции углеводородов, в основном состоящей из терпентиновой жидкости, предназначенной для извлечения углеводородов из измельченного углеводородсодержащего горючего сланца. Измельченный углеводородсодержащий горючий сланец контактирует с жидкостью для экстракции углеводородов, при этом получают экстракционную смесь и остаточный материал, причем экстракционная смесь включает по крайней мере часть углеводородсодержащего органического материала в растворителе для экстракции углеводородов, а остаточный материал включает по крайней мере часть нерастворимого материала из горючего сланца. Экстракционную смесь отделяют от остаточного материала. Углеводородсодержащий органический материал из жидкости для экстракции углеводородов в составе экстракционной смеси отделяют от терпентиновой жидкости, при этом получают поток углеводородных продуктов, который включает по крайней мере часть углеводородсодержащего органического материала, и поток жидкости для экстракции углеводородов. В некоторых вариантах поток терпентиновой жидкости поступает в рециркуляционную систему и в емкость для контактирования. В других вариантах измельченный углеводородсодержащий горючий сланец характеризуется средним диаметром частиц менее приблизительно 0,4 мм. В других вариантах способа извлечения углеводородсодержащего органического материала из горючего сланца терпентиновая жидкость включает по крайней мере одно соединение, выбранное из природного терпентина, синтетического терпентина, неорганического терпентина, хвойного масла, αпинена, β-пинена, α-терпинеола, β-терпинеола, γ-терпинеола, терпеновых смол, α-терпена, β-терпена, γтерпена или смесей указанных соединений. В других вариантах терпентиновая жидкость включает по крайней мере одно соединение, выбранное из гераниола, 3-карена, дипентена (парамента-1,8-диена), нопола, пинана, гидропероксида 2-пинана, гидрата терпина, 2-пинанола, дигидромиценола, изоборнеола, параментан-8-ола, α-терпинилацетата, цитронеллола, параментан-8-илацетата, 7- 14 024263 гидроксидигидроцитронеллаля, ментола и смесей указанных соединений. В еще одних вариантах терпентиновая жидкость включает по крайней мере одно соединение, выбранное из анетола, камфена, парацимена, анисового альдегида, 3,7-диметил-1,6-октадиена, изоборнилацетата, оцимена, аллооцимена, аллооцименовых спиртов, 2-метокси-2,6-диметил-7,8-эпоксиоктана, камфоры, цитраля, 7метоксидигидроцитронеллаля, 10-камфорсульфоновой кислоты, цинтронеллаля, ментона и смесей указанных соединений. В некоторых вариантах терпентиновая жидкость включает α-терпинеол. В других вариантах терпентиновая жидкость включает по крайней мере приблизительно 40 об.% α-терпинеола и приблизительно от 10 до 40 об.% β-терпинеола. В некоторых вариантах приблизительно от 0,5 до 4 экв. терпентиновой жидкости используют для контактирования с горючим сланцем и извлечения углеводородсодержащего органического материала. В некоторых вариантах приблизительно от 0,5 до 2,0 экв. терпентиновой жидкости используют для контактирования с горючим сланцем и извлечения углеводородов.
В другом объекте предлагается способ извлечения углеводородсодержащего органического материала из обогащенного углем приповерхностного пласта. Способ заключается в том, что получают уголь, например, при разработке приповерхностного пласта в ходе добычи угля, при этом уголь включает извлекаемый углеводородсодержащий органический материал, а также неорганический или нерастворимый материал. Уголь измельчают, при этом получают измельченный уголь, который фильтруют, при этом получают образец, характеризующийся равномерным или требуемым размером частиц. Измельченный уголь загружают в емкость для контактирования, при этом емкость для контактирования снабжена по крайней мере одним входным отверстием для закачивания жидкости для экстракции углеводородов, в основном состоящей из терпентиновой жидкости, предназначенной для извлечения углеводородов из измельченного угля, и при контактировании измельченного угля с жидкостью для экстракции углеводородов получают экстракционную смесь и остаточный материал, при этом экстракционная смесь включает по крайней мере часть углеводородсодержащего органического материала в составе жидкости для экстракции углеводородов. Остаточный материал включает по крайней мере часть нерастворимого материала из угля. Остаточный материал отделяют от экстракционной смеси. Углеводородсодержащий органический материал отделяют от жидкости для экстракции углеводородов, при этом получают поток углеводородных продуктов, который включает по крайней мере часть углеводородсодержащего органического материала из угля, и поток жидкости для экстракции углеводородов. В некоторых вариантах способ дополнительно включает рециркуляцию потока жидкости для экстракции углеводородов в емкость для контактирования. В еще одних вариантах поток сжиженного угольного продукта направляют на нефтеперерабатывающую установку. В некоторых вариантах образец угля включает низкосортный уголь, характеризующийся средним размером частиц менее приблизительно 0,4 мм. В других вариантах образец угля включает высокосортный уголь, характеризующийся средним размером частиц менее приблизительно 1 мм. В еще одних вариантах способа извлечения углеводородсодержащего органического материала из угля терпентиновая жидкость включает по крайней мере одно соединение, выбранное из природного терпентина, синтетического терпентина, неорганического терпентина, хвойного масла, αпинена, β-пинена, α-терпинеола, β-терпинеола, γ-терпинеола, терпеновых смол, α-терпена, β-терпена, γтерпена или смесей указанных соединений. В других вариантах терпентиновая жидкость включает по крайней мере одно соединение, выбранное из гераниола, 3-карена, дипентена (парамента-1,8-диена), нопола, пинана, гидропероксида 2-пинана, гидрата терпина, 2-пинанола, дигидромиценола, изоборнеола, параментан-8-ола, α-терпинилацетата, цитронеллола, параментан-8-илацетата, 7гидроксидигидроцитронеллаля, ментола и смесей указанных соединений. В еще одних вариантах терпентиновая жидкость включает по крайней мере одно соединение, выбранное из анетола, камфена, парацимена, анисового альдегида, 3,7-диметил-1,6-октадиена, изоборнилацетата, оцимена, аллооцимена, аллооцименовых спиртов, 2-метокси-2,6-диметил-7,8-эпоксиоктана, камфоры, цитраля, 7метоксидигидроцитронеллаля, 10-камфорсульфоновой кислоты, цинтронеллаля, ментона и смесей указанных соединений. В некоторых вариантах терпентиновая жидкость включает по крайней мере приблизительно 60 об.% α-терпинеола. В других вариантах терпентиновая жидкость включает по крайней мере приблизительно 45 об.% α-терпинеола и по крайней мере приблизительно 15 об.% β-терпинеола. В некоторых других вариантах терпентиновая жидкость включает по крайней мере приблизительно 60 об.% αтерпинеола и вплоть до приблизительно 30 об.% β-терпинеола. В некоторых вариантах приблизительно от 0,5 до 4 экв. терпентиновой жидкости используют для контактирования с углем и извлечения углеводородсодержащего органического материала. В других вариантах приблизительно от 0,5 до 2,0 экв. терпентиновой жидкости используют для контактирования с углем и извлечения углеводородсодержащего органического материала.
В другом объекте предлагается способ повышения степени извлечения углеводородсодержащего органического материала из эксплуатационной скважины, при этом эксплуатационная скважина соединена с углеводородсодержащим приповерхностным пластом, который включает углеводородсодержащий материал. Способ включает стадии экстракции углеводородсодержащего органического материала способом, который включает стадии эксплуатации нагнетательной скважины, которая представляет со- 15 024263 бой канал для движения флюидов из приповерхностного пласта. Получают первую жидкость, в основном не включающую ПАВ, которая включает неводную жидкость для экстракции углеводородов, в основном состоящую из терпентиновой жидкости, которая включает терпинеол. Жидкость для экстракции углеводородов закачивают через нагнетательную скважину в пласт, где жидкость для экстракции углеводородов и углеводородсодержащий органический материал из углеводородсодержащего приповерхностного пласта образуют экстракционную смесь, которая включает по крайней мере часть углеводородсодержащего органического материала в составе экстракционной смеси по крайней мере в части терпентиновой жидкости. Экстракционную смесь извлекают из пласта через эксплуатационную скважину и из экстракционной смеси получают поток углеводородных продуктов и поток терпентиновой жидкости.
В другом объекте предлагается система для извлечения углеводородсодержащего органического материала из гудронных песков. Система для добычи гудронных песков включает резервуар для терпентиновой жидкости и емкость для контактирования, причем емкость для контактирования снабжена по крайней мере одним входным отверстием для закачивания терпентиновой жидкости и по крайней мере одним выходным отверстием для извлечения экстракционной смеси из емкости для контактирования. Система также включает первый конвейер, предназначенный для загрузки гудронных песков в емкость для контактирования. Используют сборник, который включает трубопровод, соединяющий сборник с емкостью для контактирования, причем трубопровод, соединяющий емкость для контактирования и сборник, включает фильтр для предотвращения попадания твердых веществ в сборник. Система включает также второй конвейер, предназначенный для извлечения и транспортировки твердых веществ.
В одном варианте емкость для контактирования представляет собой наклонный ротационный фильтр, который включает серии ребер или тарелок, предназначенных для разделения или контроля гудронных песков. В другом варианте ребра или тарелки используют для увеличения или контроля продолжительности контактирования гудронных песков с терпентиновой жидкостью. В некоторых вариантах терпентиновая жидкость включает α-терпинеол. В других вариантах терпентиновая жидкость включает от приблизительно 30 об.% до приблизительно 70 об.% α-терпинеола и от приблизительно 25 об.% до приблизительно 55 об.% β-терпинеола.
В другом объекте предлагается система для извлечения углеводородсодержащего органического материала из горючего сланца. Система включает резервуар для терпентиновой жидкости и мельницу для измельчения горючего сланца, при этом получают более мелкие частицы. Используют емкость для контактирования, которая снабжена по крайней мере одним входным отверстием для закачивания терпентиновой жидкости, по крайней мере одним входным отверстием для загрузки измельченного горючего сланца, по крайней мере одним выходным отверстием для извлечения твердых веществ из емкости для контактирования и по крайней мере одним выходным отверстием для извлечения экстракционной смеси из емкости для контактирования. Используют первый конвейер, предназначенный для загрузки измельченного горючего сланца в емкость для контактирования. Система, кроме того, включает сборник, причем сборник включает трубопровод, соединяющий сборник с емкостью для контактирования, а трубопровод включает фильтр для предотвращения попадания твердых веществ в сборник, и система, кроме того, включает второй конвейер, предназначенный для извлечения твердых веществ. В некоторых вариантах система, кроме того, включает трубопровод для подачи реакционной смеси, содержащей извлеченные углеводороды и терпентиновую жидкость, на нефтеперерабатывающую установку для дальнейшего разделения и/или переработки. В некоторых вариантах терпентиновая жидкость включает α-терпинеол. В некоторых вариантах терпентиновая жидкость включает от приблизительно 60 об.% до приблизительно 95 об.% α-терпинеола и вплоть до приблизительно 30 об.% β-терпинеола. В других вариантах терпентиновая жидкость включает от приблизительно 70 об.% до приблизительно 90 об.% α-терпинеола и от приблизительно 5 об.% до приблизительно 25 об.% β-терпинеола.
В другом объекте предлагается система для извлечения углеводородсодержащего органического материала из угля. Система включает резервуар для терпентиновой жидкости и мельницу для измельчения угля, при этом получают твердые частицы меньшего размера. Система необязательно включает фильтр для предотвращения попадания более крупных частиц. Используют емкость для контактирования, которая снабжена по крайней мере одним входным отверстием для закачивания терпентиновой жидкости и по крайней мере одним выходным отверстием для извлечения твердых веществ и жидкостей из емкости для контактирования. Емкость для контактирования включает также перемешивающее устройство для интенсивного перемешивания терпентиновой жидкости и измельченного угля. Используют сепаратор для разделения твердых веществ и жидкостей, причем сепаратор включает входное отверстие, выходное отверстие и трубопровод, соединяющий входное отверстие сепаратора с выходным отверстием емкости для контактирования. Система включает также сборник, причем сборник снабжен трубопроводом, который соединяет сборник с сепаратором, а трубопровод снабжен фильтром для предотвращения попадания твердых веществ в сборник.
В некоторых вариантах система, кроме того, включает фильтр, который предотвращает попадание частиц со средним диаметром более приблизительно 1 мм в емкость для контактирования. В некоторых других вариантах система, кроме того, включает трубопровод, предназначенный для подачи сжиженного
- 16 024263 угольного продукта на нефтеперерабатывающую установку для дальнейшей переработки. В некоторых вариантах система, кроме того, включает первый конвейер, предназначенный для загрузки измельченного угля в емкость для контактирования. В других вариантах система, кроме того, включает второй конвейер, предназначенный для удаления твердых веществ из сепаратора. В некоторых вариантах терпентиновая жидкость включает α-терпинеол. В вариантах, относящихся к извлечению углеводородов из высокосортного угля, терпентиновая жидкость включает от приблизительно 45 об.% до приблизительно 80 об.% α-терпинеола и от приблизительно 15 об.% до приблизительно 45 об.% β-терпинеола. В вариантах, относящихся к извлечению углеводородов из низкосортного угля, терпентиновая жидкость включает от приблизительно 60 об.% до приблизительно 95 об.% α-терпинеола и от приблизительно 0 об.% до приблизительно 30 об.% β-терпинеола.
В некоторых вариантах жидкость для экстракции углеводородов отделяют от углеводородсодержащего органического материала в участке проведения экстракции, в соседнем участке или в непосредственной близости с участком проведения экстракции углеводородсодержащего материала, т.е. угля, горючего сланца, гудронных песков, сырой нефти, тяжелой сырой нефти, природного газа и нефтяного газа, сырого битума, керогена, природного асфальта и/или асфальтена.
В следующих вариантах жидкость для экстракции углеводородов частично отделяют от углеводородсодержащего органического материала в участке проведения экстракции, в соседнем участке или в непосредственной близости с участком проведения экстракции. В указанных вариантах часть жидкости для экстракции углеводородов остается в углеводородсодержащем органическом материале, таким образом снижая вязкость и предотвращая коррозию при хранении и транспортировке.
В других вариантах отделение жидкости для экстракции углеводородов от углеводородсодержащего органического материала осуществляют в устройстве, расположенном вниз по потоку на некотором расстоянии от участка проведения экстракции, например, в нефтеперерабатывающей установке.
В другом объекте частичное или полное отделение жидкостей для экстракции углеводородов можно использовать в других способах извлечения углеводородов для реализации преимуществ по настоящему изобретению.
В другом объекте предлагается способ оптимизации терпентиновой жидкости, предназначенной для экстракции углеводородсодержащего органического материала из углеводородсодержащего материала. В основном способ заключается в том, что получают образец углеводородсодержащего органического материала и проводят анализ углеводородного материала с целью определения типа экстрагированных углеводородов. Предлагается композиция для экстракции углеводородсодержащего органического материала из углеводородсодержащего материала, причем состав композиции зависит от типа пласта, основных эксплуатационных условий и размера частиц углеводородного материала. Обычно композиция включает по крайней мере приблизительно 40 об.% α-терпинеола и по крайней мере приблизительно 10 об.% β-терпинеола. Затем количество α-терпинеола и β-терпинеола в композиции варьируют в зависимости от упомянутых выше параметров. В основном, несмотря на то, что упомянутый выше способ позволяет достаточно эффективно определить состав требуемой композиции для экстракции различных углеводородсодержащих материалов, для создания оптимальной композиции жидкого терпентина для других углеводородсодержащих материалов в других специфических условиях эксплуатации необходимо проводить серию статистически спланированных экспериментов или серию экспериментов для оптимизации методики.
Как указано в табл. 1, состав конкретных композиций для экстракции, сжижения и/или солюбилизации углеводородсодержащего органического материала из гудронных песков изменяется в зависимости от размера частиц. В некоторых вариантах способ получения терпентиновой жидкости, предназначенной для экстракции углеводородсодержащего органического материала из гудронных песков, заключается в том, что изменяют количество α-терпинеола и β-терпинеола в композиции в зависимости от размера экстрагируемых обогащенных углеводородами твердых частиц. В других вариантах, если частицы углеводородсодержащего органического материала включают низкосортный уголь или горючий сланец, количество α-терпинеола в терпентиновой жидкости увеличивают, а количество β-терпинеола в терпентиновой жидкости уменьшают. В других вариантах, если частицы углеводородсодержащего органического материала включают гудронные пески, количество α-терпинеола в терпентиновой жидкости уменьшают, а количество β-терпинеола в терпентиновой жидкости увеличивают. В других вариантах, если частицы углеводородсодержащего органического материала включают гудронные пески, и средний диаметр частиц материала составляет менее приблизительно 4,76 мм, то количество α-терпинеола в терпентиновой жидкости уменьшают, а количество β-терпинеола в терпентиновой жидкости увеличивают. В других вариантах, если частицы углеводородсодержащего органического материала включают гудронные пески, и средний диаметр частиц материала составляет более приблизительно 25 мм (1 меш), то количество α-терпинеола в терпентиновой жидкости уменьшают, а количество β-терпинеола в терпентиновой жидкости увеличивают.
- 17 024263
Таблица 1
Композиции для экстракции гудронных песков в зависимости от размера частиц
Размер частиц (диаметр, мм) <5 мм 5 мм-25 мм >25 мм а-Терпинеол β-Терпинеол α-Ζβ-Терпен
Другие соединения 5 об.% об.% об.%
30-50 об.% 35-55 об.% 10 об.%
40-60 об.% 30-50 об.% 10 об,%
50-70 об.% 25-45 об.% 10об.%
Аналогично тому, как описано выше для экстракции гудронных песков, в табл. 2 и 3 представлен состав композиций для экстракции, сжижения и/или солюбилизации угля в зависимости от размера частиц, качества экстрагируемого угля и основных эксплуатационных условий. В одном варианте способа получения терпентиновой жидкости для экстракции углеводородсодержащего органического материала, если углеводородсодержащий материал включает антрацит, битуминозный уголь или другой высокосортный уголь, и средний диаметр частиц материала составляет менее приблизительно 0,1 мм, количество α-терпинеола в терпентиновой жидкости уменьшают, а количество β-терпинеола в терпентиновой жидкости увеличивают. В других вариантах, если частицы обогащенного углеводородами материала включают антрацит, битуминозный уголь или другой высокосортный уголь, и средний диаметр частиц материала составляет более приблизительно 1 мм, количество α-терпинеола в терпентиновой жидкости уменьшают, а количество β-терпинеола в терпентиновой жидкости увеличивают. В еще одном варианте, если частицы обогащенного углеводородами материала включают низкосортный уголь, и средний диаметр частиц материала составляет менее приблизительно 0,07 мм, количество α-терпинеола в терпентиновой жидкости уменьшают, а количество β-терпинеола в терпентиновой жидкости увеличивают. В другом варианте, если частицы обогащенного углеводородами материала включают низкосортный уголь, и средний диаметр частиц материала составляет более приблизительно 0,4 мм, количество α-терпинеола в терпентиновой жидкости уменьшают, а количество β-терпинеола в терпентиновой жидкости увеличивают.
Таблица 2
Композиции для экстракции высокосортного угля в зависимости от размера частиц
Размер частиц а-Терпинеол β-Терпинеол а-/р-Терпен Другие
(диаметр, мм) соединения
<0,15 мм 45-65 об.% 35-45 об.% 10об.% 0 об.%
0,8 мм-0,15 мм 50-70 об.% 20-40 об.% 10об.% 0 об.%
>0,8 мм 60-80 об.% 15-35 об.% 10об.% 0 об.%
Таблица 3
Композиции для экстракции низкосортного угля в зависимости от размера частиц
Размер частиц а-Терпинеол β-Терпинеол а-/р-Терпен Другие
(диаметр, мм) соединения
<0,07 мм 60-80 об.% 10-30 об.% 5 об.% 0 об.%
0,07 мм-0,4 мм 70-90 об.% 5-25 об.% 5 об.% 0 об.%
>0,4 мм 75-95 об.% 0-20 об.% 5 об.% 0 об.%
Аналогично тому, как описано выше для экстракции гудронных песков и угля, в табл. 4 представлен состав композиций для экстракции, сжижения и/или солюбилизации горючего сланца в зависимости от размера частиц. В одном варианте способа получения композиции для экстракции углеводородсодержащего органического материала, если частицы обогащенного углеводородами материала включают горючий сланец, и средний диаметр частиц материала составляет менее приблизительно 0,074 мм, количество α-терпинеола в терпентиновой жидкости уменьшают, а количество β-терпинеола в терпентиновой жидкости увеличивают. В другом варианте, если частицы обогащенного углеводородами материала включают горючий сланец, и средний диаметр частиц материала составляет более приблизительно 0,42 мм, количество α-терпинеола в терпентиновой жидкости уменьшают, а количество β-терпинеола в терпентиновой жидкости увеличивают.
Таблица 4
Композиции для экстракции горючего сланца в зависимости от размера частиц
Размер частиц а-Терпинеол β-Терпинеол α-Ζβ-Терпен Другие
(диаметр, мм) соединения
<0,07 мм 60-80 об.% 10-30 об.% 5 об.% 0 об.%
0,07 мм-0,4 мм 70-90 об.% 5-25 об.% 5 об.% 0 об.%
>0,4 мм 75-95 об.% 0-20 об.% 5 об.% 0 об.%
Состав композиций для экстракции сырой нефти аналогичным образом зависит от типа экстрагируемой, сжижаемой и/или солюбилизируемой сырой нефти. Как описано в табл. 5, состав композиций для экстракции, сжижения и/или солюбилизации сырой нефти зависит от размера пор, а также от качества, т.е. плотности экстрагируемой сырой нефти. Способ заключается в том, что получают композицию терпентиновой жидкости, которая включает по крайней мере приблизительно 50 об.% α-терпинеола и по крайней мере приблизительно 20 об.% β-терпинеола, изменяют количество α-терпинеола и β-терпинеола
- 18 024263 в терпентиновой жидкости в зависимости от плотности экстрагируемого жидкого углеводорода. В одном варианте, если плотность экстрагируемого жидкого углеводорода по шкале американского нефтяного института (АНИ) составляет более приблизительно 22°, количество α-терпинеола в терпентиновой жидкости уменьшают, а количество β-терпинеола в терпентиновой жидкости увеличивают. В другом варианте, если плотность экстрагируемого жидкого углеводорода по шкале АНИ составляет менее приблизительно 22°, количество α-терпинеола в терпентиновой жидкости увеличивают, а количество βтерпинеола в терпентиновой жидкости уменьшают. В данном контексте легкие фракции нефти характеризуются плотностью по шкале АНИ по крайней мере приблизительно 31°, среднетяжелая сырая нефть характеризуется плотностью по шкале АНИ от приблизительно 22 до приблизительно 31°, тяжелая нефть характеризуется плотностью по шкале АНИ от приблизительно 10 до приблизительно 22°, а сверхтяжелая нефть характеризуется плотностью по шкале АНИ менее приблизительно 10°.
Таблица 5
Композиции для экстракции сырой нефти в зависимости от плотности по шкале АНИ
Тип сырой нефти «-Терпинеол β-Терпинеол «-/β-Терпен Другие соединения
Легкая/Сырая среднетяжелая (плотность по шкале АНИ более 22°) 40-70 об.% 30-40 об.% 10об.% 10 об.%
Тяжел ая/Сверхтяжелая (плотность по шкале АНИ менее 22°) 50-70 об.% 20-35 об.% 10 об.% 5 об.%
В другом объекте предлагается способ получения терпентиновой жидкости, предназначенной для повышения эффективности извлечения жидкого углеводородсодержащего органического материла из приповерхностного пласта. Способ заключается в том, что получают композицию, включающую по крайней мере приблизительно 50 об.% α-терпинеола и по крайней мере приблизительно 20 об.% βтерпинеола, и изменяют количество α-терпинеола и β-терпинеола в композиции в зависимости от геологических особенностей приповерхностного пласта.
В другом объекте предлагается композиция для очистки и/или извлечения углеводородов из емкости, содержащей жидкие углеводороды, причем композиция включает по крайней одно соединение, выбранное из природного терпентина, синтетического терпентина, неорганического терпентина, хвойного масла, α-пинена, β-пинена, α-терпинеола, β-терпинеола, γ-терпинеола, терпеновых смол, α-терпена, βтерпена, γ-терпена или смесей указанных соединений. В других вариантах композиция для очистки и/или извлечения углеводородов включает по крайней мере одно соединение, выбранное из гераниола, 3карена, дипентена (парамента-1,8-диена), нопола, пинана, гидропероксида 2-пинана, гидрата терпина, 2пинанола, дигидромиценола, изоборнеола, параментан-8-ола, α-терпинилацетата, цитронеллола, параментан-8-илацетата, 7-гидроксидигидроцитронеллаля, ментола и смесей указанных соединений. В еще одних вариантах композиция для очистки и/или извлечения углеводородов включает по крайней мере одно соединение, выбранное из анетола, камфена, парацимена, анисового альдегида, 3,7-диметил-1,6октадиена, изоборнилацетата, оцимена, аллооцимена, аллооцименовых спиртов, 2-метокси-2,6-диметил7,8-эпоксиоктана, камфоры, цитраля, 7-метоксидигидроцитронеллаля, 10-камфорсульфоновой кислоты, цинтронеллаля, ментона и смесей указанных соединений. В одном варианте композиция включает по крайней мере одно из следующих соединений: α-пинен, β-пинен, α-терпинеол и β-терпинеол. В другом варианте композиция включает по крайней мере приблизительно 25 об.% α-терпинеола или βтерпинеола.
В другом объекте предлагается способ очистки и/или извлечения углеводородов из емкости, содержащей жидкие углеводороды. Способ заключается в том, что содержимое емкости контактирует с композицией для очистки углеводородов, которая включает по крайней мере одно соединение, выбранное из α-пинена, β-пинена, α-терпинеола и β-терпинеола, при этом получают смесь, и смесь включает жидкий углеводородный остаток и композицию для очистки углеводородов. Смесь извлекают и удаляют из емкости. В некоторых вариантах композиция для очистки включает по крайней мере приблизительно 25 об.% α-терпинеола или β-терпинеола. В некоторых других вариантах композиция для очистки включает по крайней мере приблизительно 25 об.% α-терпинеола и по крайней мере приблизительно 25 об.% βтерпинеола.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ экстракции углеводородсодержащего органического материала из углеводородсодержащего материала, который заключается в том, что углеводородсодержащий органический материал экстрагируют способом, который в основном включает или заключается в том, что получают первую жидкость, в основном не включающую ПАВ, включающую неводную жидкость для экстракции углеводородов, состоящую в основном из терпентиновой жидкости, причем углеводородсодержащий материал контактирует с неводной жидкостью для экстракции углеводородов, при этом получают экстракционную смесь, которая включает по крайней мере часть углеводородсодержащего органического материала, экстрагированного в неводную жидкость
- 19 024263 для экстракции углеводородов, и экстракционную смесь отделяют от любого остаточного материала, включающего нерастворимый материал из углеводородсодержащего материала, который не растворим в неводной жидкости для экстракции углеводородов.
В другом варианте углеводородсодержащий органический материал контактирует жидкостью для экстракции углеводородов непосредственно в подземном пласте, содержащем углеводородсодержащий органический материал, при этом используют средства для экстракции углеводородсодержащего органического материала из подземного пласта.
В следующем варианте экстракционную смесь разделяют на первую часть и вторую часть, причем первая часть экстракционной смеси включает углеводородный продукт, включающий по крайней мере часть углеводородсодержащего органического материала, а вторая часть экстракционной смеси включает по крайней мере часть жидкости для экстракции углеводородов.
В одном варианте количество органического материала, экстрагированного из углеводородсодержащего материала, составляет по крайней мере приблизительно 50%. В другом варианте по крайней мере приблизительно 70% органического материала экстрагируют из углеводородсодержащего материала. В еще одном варианте приблизительно 75-100% органического материала экстрагируют из углеводородсодержащего материала.
В другом варианте, например, если материалом является сверхтяжелая сырая нефть, например, венесуэльская сверхтяжелая сырая нефть, способы по настоящему изобретению обеспечивают экстракцию из углеводородсодержащего материала по крайней мере приблизительно 30-35% органического материала.
В следующем варианте по крайней мере приблизительно 80% углеводородов, присутствующих в углеводородсодержащем материале и экстрагируемых в неводную жидкость для экстракции углеводородов, можно экстрагировать в неводную жидкость для экстракции углеводородов при контактировании в течение приблизительно 5 мин. В других вариантах по крайней мере приблизительно 80% углеводородов, присутствующих в углеводородсодержащем материале и экстрагируемых в неводную жидкость для экстракции углеводородов, можно экстрагировать в неводную жидкость для экстракции углеводородов при контактировании в течение приблизительно 3 мин.
В одном варианте углеводородсодержащий материал контактирует с жидкостью для экстракции углеводородов при соотношении терпентиновая жидкость/углеводородсодержащий материал по крайней мере 2:1.
В некоторых вариантах при экстракции, например, из угля, предпочтительно экстрагируются углеводороды из летучей части угля в отличие от связанного углерода в составе угля.
В одном варианте углеводородсодержащим материалам является углеводородсодержащий материал из природного геологического пласта. Некоторые примеры природных углеводородсодержащих материалов включают уголь, сырую нефть, деготь, гудронные пески, горючий сланец, нефтеносные пески, природный газ, нефтяной газ, сырой битум, природный кероген, природный асфальт и природный асфальтен.
В одном варианте способа количество углеводородсодержащего органического материала, экстрагированного в жидкость для экстракции углеводородов, соответствует от приблизительно 1% до приблизительно 100% углеводородсодержащего органического материала, содержащегося в исходном природном углеводородсодержащем материале. В некоторых вариантах в жидкость для экстракции углеводородов можно экстрагировать по крайней мере приблизительно 40 или 50%, в одном варианте по крайней мере приблизительно 60%, в другом варианте по крайней мере приблизительно 70%, в еще одном варианте по крайней мере приблизительно 80%, а в другом варианте по крайней мере приблизительно 90% углеводородсодержащего органического материала, содержащегося в исходном природном углеводородсодержащем материале. Экстракцию определенной части или всего углеводородсодержащего органического материала из природного углеводородсодержащего материала в жидкость для экстракции углеводородов осуществляют при контактировании в течение от приблизительно 3 с до 180 мин, от приблизительно 97 с до 30 мин или от приблизительно 15 мин до 30 мин, в одном варианте в течение менее приблизительно 10 мин, в другом варианте в течение менее приблизительно 5 мин, в еще одном варианте в течение от 3 с до приблизительно 3 мин, при температуре контактирования от приблизительно 10°С до 400°С, в одном варианте ниже 100°С, в другом варианте в диапазоне приблизительно 20-30°С, при массовом соотношении жидкость для экстракции углеводородов/природный углеводородсодержащий материал от приблизительно 10% до приблизительно 600%. В другом варианте массовое соотношение жидкость для экстракции углеводородов/природный углеводородсодержащий материал составляет от приблизительно 1:1 до 2:1.
В одном варианте количество углеводородсодержащего органического материала, экстрагированного в жидкость для экстракции углеводородов из угля, соответствует от приблизительно 60 до 100% углеводородсодержащего органического материала, содержащегося в исходном образце угля, и/или общее количество углерода, экстрагированного при контактировании в течение от приблизительно 3 с до 3 мин при температуре контактирования от приблизительно 80 до 100°С, при массовом соотношении жидкость для экстракции углеводородов/уголь от приблизительно 1:1 до 2:1, составляет от приблизи- 20 024263 тельно 30 до 90% углеводородсодержащего органического материала, содержащегося в исходном образце угля.
В другом варианте количество углеводородсодержащего органического материала, экстрагированного в жидкость для экстракции углеводородов из гудронных песков при контактировании в течение от приблизительно 3 с до 3 мин при температуре контактирования от приблизительно 30 до 60°С, при массовом соотношении жидкость для экстракции углеводородов/гудронные пески от приблизительно 1:1 до 2:1, соответствует от приблизительно 85% до 100% углеводородсодержащего органического материала, содержащегося в исходном образце гудронных песков.
В другом варианте количество углеводородсодержащего органического материала, экстрагированного в жидкость для экстракции углеводородов из горючего сланца при контактировании в течение от приблизительно 3 с до 3 мин при температуре контактирования от приблизительно 100 до 130°С, при массовом соотношении жидкость для экстракции углеводородов/горючий сланец от приблизительно 1:1 до 2:1, соответствует от приблизительно 50 до 100% углеводородсодержащего органического материала, содержащегося в исходном образце горючего сланца.
В другом варианте сырая нефть в подземном пласте контактирует с жидкостью для экстракции углеводородов непосредственно в подземном пласте. Количество углеводородсодержащего органического материала, экстрагированного из сырой нефти в жидкость для экстракции углеводородов при контактировании в течение от приблизительно 3 с до 3 мин, при соотношении жидкость для экстракции углеводородов/общий объем порового пространства подземного пласта от приблизительно 1:1 до 1:2, соответствует от приблизительно 80 до 100% углеводородсодержащего органического материала, содержащегося в исходном образце сырой нефти.
В другом варианте количество углеводородсодержащего органического материала, экстрагированного из природного газа в жидкость для экстракции углеводородов при контактировании в течение от приблизительно 3 с до 60 мин, при температуре контактирования от приблизительно 10 до 300°С, при массовом соотношении жидкость для экстракции углеводородов/указанный углеводородсодержащий материал от приблизительно 0,1 до 600%, соответствует от приблизительно 50 до 100% углеводородсодержащего органического материала, содержащегося в исходном образце природного газа.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ модификации серосодержащих соединений в составе углеводородсодержащего материала из природного геологического пласта, который заключается в том, что углеводородсодержащий материал контактирует или его смешивают с жидкостью для экстракции углеводородов, при этом в результате взаимодействия терпентиновой жидкости с серой в составе углеводородсодержащего материала происходит модификация углеводородсодержащего материала, например, при подавлении коррозионного и токсического действий реакционноспособных соединений серы. Кроме того, указанный вариант осуществления настоящего изобретения можно использовать для десульфуризации газа. Десульфуризацию проводят с использованием модуля для десульфуризации газоперерабатывающей установки, и указанный процесс включает применение тарелок, насадок или т.п.
Серосодержащие углеводородсодержащие материалы включают, но не ограничиваясь только ими, природный газ, нефтяной газ, сырую нефть, гудронные пески, горючий сланец и уголь. Сера может присутствовать в виде элементной серы, сероводорода, сульфидов, дисульфидов, меркаптанов, тиофенов, бензотиофенов и т.п.
В следующем варианте для десульфуризации газа серосодержащие углеводородсодержащие материалы в газообразной форме, такой как природный газ или нефтяной газ, пропускают через жидкость для экстракции углеводородов.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ снижения коррозии коррозируемой поверхности. При транспортировке, бурении, внутрискважинных операциях, проведении разведочных работ, добыче углеводородов, хранении, обработке или получении углеводородсодержащего материала, например, с использованием трубопроводов, танкеров, обсадных колонн, ловильных инструментов или бурового долота, металлические поверхности, которые контактируют с серосодержащими соединениями в составе углеводородсодержащих материалов, подвергаются коррозии. В настоящем изобретении предлагается способ значительного снижения коррозии за счет добавления снижающей коррозионность жидкости в углеводородсодержащий материал. В настоящем изобретении предлагаются способы подавления равномерной и точечной коррозии. При смешивании углеводородсодержащего материала со снижающей коррозионность жидкостью получают смесь, при этом степень коррозии коррозируемых поверхностей, контактирующих со смесью, значительно снижена по сравнению со степенью коррозии указанных поверхностей при контактировании с углеводородсодержащим материалом в отсутствие снижающей коррозионность жидкости. В одном варианте снижающая коррозионность жидкость не приводит к образованию стабильного сульфированного компонента. В другом варианте сера не накапливается в терпентиновой жидкости для экстракции.
В некоторых вариантах смесь включает по крайней мере от приблизительно 0,0001 до 0,002 об.% снижающей коррозионность жидкости. В другом варианте смесь включает по крайней мере от приблизительно 0,0005 об.% снижающей коррозионность жидкости. В еще одном варианте смесь включает по
- 21 024263 крайней мере от приблизительно 0,001 об.% снижающей коррозионность жидкости. В другом варианте смесь включает по крайней мере от приблизительно 0,0015 об.% снижающей коррозионность жидкости. В одном варианте смесь включает по крайней мере от приблизительно 0,001 до 0,002 об.% снижающей коррозионность жидкости. В другом варианте смесь включает по крайней мере от приблизительно 0,01 до 10 об.% снижающей коррозионность жидкости. В одном варианте смесь включает по крайней мере от приблизительно 0,1 до 5 об.% снижающей коррозионность жидкости. В еще одном варианте смесь включает по крайней мере от приблизительно 0,5 до 2 об.% снижающей коррозионность жидкости. В другом варианте смесь включает по крайней мере от приблизительно 1 об.% снижающей коррозионность жидкости.
В одном варианте степень коррозии снижена по крайней мере приблизительно в 2 раза по сравнению со степенью коррозии поверхности при контактировании с углеводородсодержащим материалом в отсутствие снижающей коррозионность жидкости.
В другом варианте степень коррозии снижена по крайней мере приблизительно в 3 раза. В еще одном варианте степень коррозии снижена по крайней мере приблизительно в 4 раза по сравнению со степенью коррозии поверхности при контактировании с углеводородсодержащим материалом в отсутствие снижающей коррозионность жидкости.
В одном варианте снижающая коррозионность жидкость включает α-терпинеол, β-терпинеол, βпинен и парацимен. В другом варианте снижающая коррозионность жидкость включает приблизительно от 40% до приблизительно 60% α-терпинеола, приблизительно от 30% до приблизительно 40% βтерпинеола, приблизительно от 5% до приблизительно 20% β-пинена и приблизительно от 0% до приблизительно 10% парацимена. В еще варианте снижающая коррозионность жидкость включает смесь терпентиновых жидкостей.
В некоторых вариантах углеводородсодержащим материалом, предназначенным для обработки снижающей коррозионность жидкостью, является сырая нефть, тяжелая сырая нефть, гудронные пески, нефтеносные пески, горючий сланец, природный газ, нефтяной газ или комбинация указанных материалов.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ получения углеводородсодержащего газа, который заключается в том, что углеводородсодержащий материал контактирует с первой жидкостью, в основном не содержащей ПАВ, которая включает неводную жидкость для экстракции углеводородов, при этом неводная жидкость для экстракции углеводородов включает терпентиновую жидкость, причем образуется смесь, которая включает по крайней мере часть углеводородсодержащего органического материала, экстрагированного в жидкость для экстракции углеводородов, и смесь нагревают, при этом получают газ, содержащий экстрагирующий углеводороды материал и углеводороды, экстрагированные из углеводородсодержащего материала.
В некоторых вариантах углеводородсодержащим материалом является сырая нефть, тяжелая сырая нефть, гудронные пески, нефтеносные пески, горючий сланец, природный газ, нефтяной газ или комбинация указанных материалов.
В настоящем изобретении предлагается способ повышения степени извлечения углеводородсодержащего органического материала из эксплуатационной скважины, соединенной с углеводородсодержащим приповерхностным пластом, включающим углеводородсодержащий материал. Способ заключается в том, что используют нагнетательную скважину, представляющую собой канал для движения флюидов из приповерхностного пласта, закачивают в пласт первую жидкость, в основном не включающую ПАВ, включающую неводную жидкость для экстракции углеводородов, в основном состоящую из терпентиновой жидкости, например, из терпинеола, при этом получают экстракционную смесь, включающую по крайней мере часть углеводородсодержащего органического материала по крайней мере в части терпентиновой жидкости, извлекают экстракционную смесь из пласта через эксплуатационную скважину и отделяют экстракционную смесь, при этом получают поток углеводородных продуктов и поток терпентиновой жидкости.
Жидкость для экстракции углеводородов можно направлять в рециркуляционную систему для повторного закачивания.
В настоящем изобретении предлагается способ извлечения углеводородсодержащего органического материала из гудронных песков. Способ заключается в том, что получают гудронные пески, содержащие извлекаемый углеводородсодержащий органический материал, получают первую жидкость, в основном не включающую ПАВ, включающую жидкость для экстракции углеводородов, включающую терпентиновую жидкость, которая включает по крайней мере одно из следующих соединений: α-терпинеол или βтерпинеол, и образец гудронных песков загружают в емкость для контактирования, при этом образец гудронных песков контактирует с жидкостью для экстракции углеводородов в емкости для контактирования, и образец гудронных песков перемешивают с жидкостью для экстракции углеводородов, при этом образуется экстракционная смесь и остаточный материал. Экстракционную смесь отделяют от остаточного материала и разделяют на поток углеводородных продуктов и поток жидкости для экстракции углеводородов и по крайней мере часть жидкости для экстракции углеводородов направляют в рециркуляци- 22 024263 онную систему на стадию контактирования. Экстракционная смесь включает по крайней мере часть углеводородсодержащего органического материала в жидкости для экстракции углеводородов, а остаточный материал включает по крайней мере часть нерастворимого материла из гудронных песков, который не растворим в жидкости для экстракции углеводородов, при этом поток углеводородных продуктов включает по крайней мере часть углеводородсодержащего органического материала из гудронных песков.
В настоящем изобретении предлагается способ извлечения углеводородсодержащего органического материала из измельченного углеводородсодержащего горючего сланца. Способ заключается в том, что измельченный углеводородсодержащий горючий сланец контактирует с первой жидкостью, в основном не содержащей ПАВ, включающей неводную жидкость для экстракции углеводородов, в основном состоящую из терпентиновой жидкости, выбранной из группы, включающей природный терпентин, синтетический терпентин, неорганический терпентин, хвойное масло, α-пинен, β-пинен, α-терпинеол, βтерпинеол, γ-терпинеол, терпеновые смолы, α-терпен, β-терпен, γ-терпен, гераниол, 3-карен, дипентен (парамента-1,8-диен), нопол, пинан, гидропероксид 2-пинана, гидрат терпина, 2-пинанол, дигидромиценол, изоборнеол, параментан-8-ол, α-терпинилацетат, цитронеллол, параментан-8-илацетат, 7гидроксидигидроцитронеллаль, ментол, анетол, камфен, парацимен, анисовый альдегид, 3,7-диметил-1,6октадиен, изоборнилацетат, оцимен, аллооцимен, аллооцименовые спирты, 2-метокси-2,6-диметил-7,8эпоксиоктан, камфору, цитраль, 7-метоксидигидроцитронеллаль, 10-камфорсульфоновую кислоту, цинтронеллаль, ментон и смесей указанных соединений, затем фильтруют измельченный углеводородсодержащий горючий сланец, измельченный углеводородсодержащий горючий сланец загружают в емкость для контактирования, измельченный углеводородсодержащий горючий сланец контактирует с жидкостью для экстракции углеводородов, при этом образуется экстракционная смесь и остаточный материал, экстракционную смесь отделяют от остаточного материала, углеводородсодержащий органический материал отделяют от жидкости для экстракции углеводородов в экстракционной смеси, при этом получают поток углеводородных продуктов и поток жидкости для экстракции углеводородов, причем поток углеводородных продуктов включает по крайней мере часть углеводородсодержащего органического материала из измельченного углеводородсодержащего горючего сланца, и по крайней мере часть потока жидкости для экстракции углеводородов направляют в рециркуляционную систему на стадию контактирования. Экстракционная смесь включает по крайней мере часть углеводородсодержащего органического материала в жидкости для экстракции углеводородов, а остаточный материал включает по крайней мере часть нерастворимого материала из горючего сланца, который не растворим в жидкости для экстракции углеводородов.
В настоящем изобретении предлагается способ извлечения углеводородсодержащего органического материала из обогащенного углем углеводородсодержащего приповерхностного пласта. Способ заключается в том, что получают и измельчают уголь, включающий извлекаемый углеводородсодержащий органический материал, при этом получают измельченный уголь, который фильтруют и загружают в емкость для контактирования, причем указанная емкость для контактирования снабжена по крайней мере одним входным отверстием для закачивания жидкости для экстракции углеводородов в емкость для контактирования, и измельченный уголь контактирует с неводной жидкостью для экстракции углеводородов, в основном не содержащей ПАВ, в основном состоящей из терпентиновой жидкости, выбранной из группы, включающей природный терпентин, синтетический терпентин, неорганический терпентин, хвойное масло, α-пинен, β-пинен, α-терпинеол, β-терпинеол, γ-терпинеол, терпеновые смолы, α-терпен, β-терпен, γ-терпен, гераниол, 3-карен, дипентен (парамента-1,8-диен), нопол, пинан, гидропероксид 2пинана, гидрат терпина, 2-пинанол, дигидромиценол, изоборнеол, параментан-8-ол, α-терпинилацетат, цитронеллол, параментан-8-илацетат, 7-гидроксидигидроцитронеллаль, ментол, анетол, камфен, парацимен, анисовый альдегид, 3,7-диметил-1,6-октадиен, изоборнилацетат, оцимен, аллооцимен, аллооцименовые спирты, 2-метокси-2,6-диметил-7,8-эпоксиоктан, камфору, цитраль, 7метоксидигидроцитронеллаль, 10-камфорсульфоновую кислоту, цинтронеллаль, ментон и смесей указанных соединений, при этом образуется экстракционная смесь и остаточный материал, экстракционная смесь включает по крайней мере часть углеводородсодержащего органического материала в жидкости для экстракции углеводородов, а остаточный материал включает по крайней мере часть нерастворимого материла из угля, который не растворим в жидкости для экстракции углеводородов, и остаточный материал отделяют от экстракционной смеси, углеводородсодержащий органический материал отделяют от жидкости для экстракции углеводородов, при этом получают поток углеводородных продуктов и поток жидкости для экстракции углеводородов, при этом поток углеводородных продуктов включает по крайней мере часть углеводородсодержащего органического материала из угля, и по крайней мере часть потока жидкости для экстракции углеводородов направляют в рециркуляционную систему на стадию контактирования, причем указанная первая жидкость не включает воду или в основном не включает воду.
- 23 024263
Примеры
Пример 1.
В указанном примере уголь из питтсбургского пласта округа Вашингтон, штат Пенсильвания, сжижали с использованием реагента, α-терпинеола. Использовали образец угля из банка образцов угля при университете штата Пенсильвания, представленные результаты экспресс-анализа свидетельствовали о присутствии в указанном образце 2,00 мас.% влаги непосредственно после добычи, 9,25 мас.% сухой золы, 38,63 мас.% сухого летучего материала и 50,12 мас.% сухого связанного углерода. Размер частиц образца угля составлял приблизительно 60 меш. α-Терпинеол (приблизительно 60 г) медленно добавляли к образцу угля (приблизительно 30 г), загруженному в экстракционную емкость, при этом соотношение реагент/образец составляло 2:1. Закрытую, но не герметически закупоренную экстракционную емкость, включающую полученную смесь α-терпинеола и угля, выдерживали при постоянной температуре приблизительно 96°С и непрерывно перемешивали. В отсутствии кипения α-терпинеола давление в экстракционной емкости поддерживали на уровне атмосферного давления, незначительно ниже приблизительно 1,01х 105 Па (1 атм). Приблизительно через 30 мин смесь фильтровали, частицы угля на фильтре промывали этанолом и сушили до постоянной массы. Рассчитанная на основе потери массы конверсия, т.е. степень сжижения образца угля, составила приблизительно 68 мас.%.
Пример 2.
В указанном примере обработку проводили аналогично тому, как описано в примере 1, за исключением двух параметров. После выдерживания при температуре приблизительно 96°С в течение 30 мин аналогично тому, как описано в примере 1, экстракционную емкость, включающую образец угля и αтерпинеол, выдерживали при температуре приблизительно 135°С в течение еще приблизительно 30 мин. Давление в экстракционной емкости поддерживали на уровне атмосферного давления, незначительно ниже приблизительно 1,01х 105 Па (1 атм). Рассчитанная конверсия, т.е. степень сжижения образца угля, составила приблизительно 70 мас.%.
Пример 3.
Использовали образец угля из того же источника, характеризующийся аналогичными результатами экспресс-анализа, как и в двух предшествующих примерах. α-Терпинеол (приблизительно 31 г) добавляли к образцу угля (приблизительно 31 г) в экстракционной емкости. Смесь выдерживали приблизительно при 96°С и атмосферном давлении незначительно ниже приблизительно 1,01х 105 Па (1 атм) в течение приблизительно 30 мин. Конверсия, т.е. степень сжижения образца угля, рассчитанная при взвешивании образца после фильтрования, промывки и высушивания, проведенных аналогично тому, как описано в двух предшествующих примерах, составила приблизительно 71 мас.%.
Пример 4.
В указанном примере обработку проводили аналогично тому, как описано в примере 3, за исключением того, что приблизительно 30 мас.% α-терпинеола заменяли на гексан, при этом использовали реагент, который включал 70 мас.% α-терпинеола и 30 мас.% гексана. При этом конверсия, т.е. степень сжижения, снижалась приблизительно до 1,3 мас.%.
Пример 5.
В указанном примере использовали источник и результаты экспресс-анализа образца угля, а также экспериментальные условия (температура, давление и соотношение реагент/образец), аналогичные описанным в примере 3. Однако продолжительность экстракции уменьшали от приблизительно 30 мин до приблизительно 20 мин. Кроме того, приблизительно 30 мас.% α-терпинеола заменяли на 1-бутанол, при этом использовали реагент, который включал 70 мас.% α-терпинеола и 30 мас.% 1-бутанола. Количество сжиженного угля составило приблизительно 0,30 г, что соответствовало конверсии приблизительно 1,0 мас.%.
Пример 6.
В указанном примере использовали источник и результаты экспресс-анализа образца угля, а также температуру, давление и продолжительность экстракции, аналогичные описанным в примере 3. Однако количество использованного образца угля составляло приблизительно 25 г, а реагент включал приблизительно 24 г (80 мас.%) α-терпинеола и приблизительно 6 г (20 мас.%) ксилола, при этом использовали реагент, который включал 70 мас.% α-терпинеола и 30 мас.% ксилола. Количество сжиженного угля составило приблизительно 10,0 г, что соответствовало конверсии приблизительно 40 мас.%.
Пример 7.
В указанном примере уголь из пласта ХУуобак округа Кэмпбелл, штат Вайоминг, сжижали с использованием реагента, α-терпинеола. Использовали образец угля из банка образцов угля при университете штата Пенсильвания, представленные результаты экспресс-анализа свидетельствовали о присутствии в указанном образце 26,30 мас.% влаги непосредственно после добычи, 7,57 мас.% сухой золы, 44,86 мас.% сухого летучего материала и 47,57 мас.% сухого связанного углерода. Размер частиц образца угля составлял приблизительно 20 меш. α-Терпинеол (приблизительно 60 г) медленно добавляли к образцу угля (приблизительно 30 г), загруженному в экстракционную емкость, при этом соотношение реагент/образец составляло приблизительно 2:1. Закрытую, но не герметически закупоренную экстракцион- 24 024263 ную емкость, включающую полученную смесь α-терпинеола и угля, выдерживали при постоянной температуре приблизительно 96°С и непрерывно перемешивали. В отсутствии кипения α-терпинеола давление в экстракционной емкости поддерживали на уровне атмосферного давления, незначительно ниже приблизительно 1,01 х105 Па (1 атм). Приблизительно через 30 мин смесь в экстракционной емкости фильтровали, частицы угля на фильтре промывали этанолом и сушили до постоянной массы. Рассчитанная на основе потери массы конверсия, т.е. степень сжижения образца угля, составила приблизительно 75 мас.%.
Пример 8.
Эксперимент в указанном примере проводили в условиях, аналогичных описанным в предшествующем примере, с одним исключением. К образцу угля (приблизительно 30 г) добавляли 15 г αтерпинеола вместо приблизительно 60 г, как в предшествующем примере, при этом соотношение реагент/уголь составляло 0,5:1. Рассчитанная конверсия, т.е. степень сжижения образца угля, снижалась до приблизительно 69 мас.% по сравнению с приблизительно 75 мас.% конверсии, наблюдаемой в предшествующем примере.
Пример 9.
В указанном примере горючий сланец (приблизительно 3 г) из региона Грин-Ривер, Колорадо, солюбилизировали α-терпинеолом (приблизительно 9 г), таким образом соотношение реагент/образец составляло 3:1, при этом из горючего сланца экстрагировали кероген (органический материал) и/или битум (органический материал). По данным сертифицированной аналитической компании содержание органического углерода, включая летучий и связанный углерод, составило приблизительно 22,66 мас.%. Образцы горючего сланца, характеризующиеся размером частиц 60 меш, использовали для проведения двух экспериментов при температуре и давлении окружающей среды приблизительно 25°С и незначительно ниже приблизительно 1,01 х105 Па (1 атм) соответственно. Потерю массы образцов определяли при взвешивании после фильтрования, промывки этанолом и высушивания. Указанная потеря составила приблизительно 9 мас.% через приблизительно 30 мин и приблизительно 17 мас.% через приблизительно 45 мин. Рассчитанная с использованием указанных величин потери массы конверсия, т.е. степень экстракции органического материала, т.е. керогена и/или битума, составила приблизительно 40 мас.% для первого и приблизительно 75 мас.% для последнего.
Пример 10.
В указанном примере обработку проводили, как описано в предшествующем примере, за исключением того, что единственный эксперимент проводили в течение 15 мин при температуре приблизительно 96°С вместо приблизительно 25°С. Потеря массы образца горючего сланца составила приблизительно 12 мас.%, что соответствовало конверсии, т.е. степени экстракции керогена (органического материала), приблизительно 53 мас.%
Пример 11.
В указанном примере битум (органический материал) в гудронных песках из провинции Альберта, Канада, солюбилизировали и экстрагировали с использованием коммерческого синтетического терпентина. Использовали образец гудронных песков компании А1Ьег1а КекеагсЬ СоипсП, представленные результаты экспресс-анализа свидетельствовали о присутствии в указанном образце 84,4 мас.% сухих твердых веществ, 11,6 мас.% сухого битума и 4,0 мас.% влаги непосредственно после добычи. Синтетический терпентин (приблизительно 30 г) медленно добавляли к образцу гудронных песков (приблизительно 15 г) в закрытой, но не герметически закупоренной экстракционной емкости при массовом соотношении реагент/образец приблизительно 2:1. Указанную экстракционную емкость, включающую полученную смесь синтетического терпентина и гудронных песков, выдерживали при постоянной температуре приблизительно 96°С и непрерывно перемешивали. В отсутствии кипения синтетического терпентина давление в экстракционной емкости поддерживали на уровне атмосферного давления, незначительно ниже приблизительно 1,01 х105 Па (1 атм). Приблизительно через 20 мин смесь в экстракционной емкости фильтровали и твердые вещества (гудронные пески) на фильтре промывали этанолом и сушили до постоянной массы. Рассчитанная по потере массы конверсия, т.е. степень экстракции битума из образца гудронных песков, составила приблизительно 100 мас.%.
Пример 12.
В указанном примере для экстракции образца гудронных песков (приблизительно 60 г), полученного из того же источника и характеризующегося алогичными результатами экспресс-анализа, как и образец в предшествующем примере, вместо коммерческого синтетического терпентина, который включает α-терпинеол, использовали α-терпинеол (приблизительно 60 г). Полученное соотношение реагент/образец составляло 1:1 вместо 2:1, как в предшествующем примере. Эксперимент проводили в течение приблизительно 30 мин при температуре приблизительно 96°С и атмосферном давлении незначительно ниже приблизительно 1,01х105 Па (1 атм). Рассчитанная конверсия, т.е. степень экстракции битума (органического материала) из образца гудронных песков, составила приблизительно 100 мас.%.
Пример 13.
В указанном примере для экстракции образца гудронных песков (приблизительно 60 г), полученно- 25 024263 го из того же источника и характеризующегося алогичными результатами экспресс-анализа, как и образцы в предшествующих двух примерах, использовали коммерческий синтетический терпентин (приблизительно 60 г). Полученное таким образом соотношение реагент/образец составляло приблизительно 1:1. Эксперимент проводили в течение приблизительно 30 мин при температуре приблизительно 96°С и атмосферном давлении незначительно ниже приблизительно 1,01х105 Па (1 атм). Рассчитанная конверсия, т.е. степень экстракции битума (органического материала) из образца гудронных песков, составила приблизительно 70 мас.%.
Пример 14.
В указанном примере повторяли эксперимент, как описано в примере 8, за исключением того, что соотношение реагент/образец уменьшали от приблизительно 2:1 до приблизительно 0,5:1. Образец гудронных песков (приблизительно 60 г) экстрагировали коммерческим синтетическим терпентином (30 г). Конверсия, т.е. степень экстракции битума (органического материала), снижалась до приблизительно 70 мас.% по сравнению с приблизительно 100 мас.% конверсии, наблюдаемой в примере 9.
Пример 15.
В указанном примере повторяли эксперимент, как описано в предшествующем примере, но вместо коммерческого синтетического терпентина использовали α-терпинеол. Конверсия, т.е. степень экстракции битума (органического материала) из образца гудронных песков, составила приблизительно 70 мас.%, как в предшествующем примере.
Пример 16.
В указанном примере эксперимент проводили при атмосферном давлении незначительно ниже приблизительно 1,01 х105 Па (1 атм) с использованием образца гудронных песков из того же источника и характеризующегося алогичными результатами экспресс-анализа, как описано в предшествующих примерах обработки гудронных песков. Коммерческий синтетический терпентин (приблизительно 60 г) добавляли к образцу гудронных песков (приблизительно 60 г), при этом соотношение реагент/образец составляло приблизительно 1:1. Смесь образца и коммерческого синтетического терпентина выдерживали при приблизительно 65°С в течение приблизительно 30 мин, затем охлаждали до приблизительно 15°С в течение приблизительно 5 мин. Образец гудронных песков фильтровали, промывали, сушили и взвешивали. Рассчитанная по потере массы конверсия, т.е. степень экстракции битума (органического материала) из образца гудронных песков, составила приблизительно 70 мас.%.
Пример 17.
В указанном примере повторяли эксперимент, описанный в предшествующем примере, но вместо коммерческого синтетического терпентина использовали α-терпинеол. Конверсия, т.е. степень экстракции битума (органического материала), увеличилась приблизительно до 90 мас.% по сравнению с приблизительно 70 мас.% конверсии, как описано в предшествующих примерах.
Пример 18.
В указанном примере образец гудронных песков массой приблизительно 30 г, полученный из того же источника и характеризующийся аналогичными результатами экспресс-анализа, что и образцы, использованные в примерах 11-17, экстрагировали жидкостью, которая включала приблизительно 20 г (80 мас.%) α-терпинеола и приблизительно 5 г (20 мас.%) толуола, при температуре приблизительно 96°С и атмосферном давлении незначительно ниже приблизительно 1,01 х105 Па (1 атм). Продолжительность эксперимента (время реакции или экстракции) составляла приблизительно 30 мин. Потеря массы образца составила приблизительно 10,2 г. Рассчитанная по указанной потере массы конверсия, т.е. степень экстракции битума (органического материала), составила приблизительно 33 мас.%.
Пример 19.
Три образца гудронных песков, полученные из того же источника и характеризующиеся аналогичными результатами экспресс-анализа, что и образцы, использованные во всех предшествующих примерах обработки гудронных песков, экстрагировали с использованием реагентов, включающих различные количества α-терпинеола и этанола, при температуре приблизительно 15°С и атмосферном давлении незначительно ниже приблизительно 1,01х105 Па (1 атм). Продолжительность каждого эксперимента (время реакции или экстракции) составляла приблизительно 15 мин для каждого образца гудронных песков. Первый образец экстрагировали смесью, включающей приблизительно 0 г (0 мас.%) α-терпинеола и приблизительно 15 г (100 мас.%) этанола, т.е. чистым этанолом. Второй образец экстрагировали смесью, включающей приблизительно 7,5 г (50 мас.%) α-терпинеола и приблизительно 7,5 г (50 мас.%) этанола. Третий образец экстрагировали смесью, включающей приблизительно 12 г (80 мас.%) α-терпинеола и приблизительно 3 г (20 мас.%) этанола. Потеря массы и рассчитанная конверсия, т.е. степень экстракции битума (органического материала), для трех образцов составила приблизительно 0,2 г (1,0 мас.%), 0,6 г (3,0 мас.%) и 0,9 г (4,5 мас.%) для первого, второго и третьего образцов соответственно.
Пример 20.
Пеллеты неправильной формы коммерческого асфальта, характеризующиеся средним размером приблизительно 15 мм, солюбилизировали и экстрагировали α-терпинеолом при температуре окружающей среды (приблизительно 22°С) и атмосферном давлении незначительно ниже приблизительно
- 26 024263
1,01х105 Па (1 атм). Первый образец массой приблизительно 20 г солюбилизировали и экстрагировали приблизительно 40 г α-терпинеола, а второй образец массой также приблизительно 20 г солюбилизировали и экстрагировали приблизительно 20 г α-терпинеола. Полную экстракцию углеводородов из обоих образцов наблюдали через 30 мин. Указанные эксперименты проводили для моделирования солюбилизации и экстракции тяжелой сырой нефти, которая в большинстве случаев обогащена асфальтенами, аналогично асфальту.
Пример 21.
В указанном эксперименте битум (органический материал) в гудронных песках из того же источника и характеризующийся аналогичными результатами экспресс-анализа, что и образцы, использованные во всех предшествующих примерах обработки гудронных песков, солюбилизировали и экстрагировали двумя различными композициями растительных масел, соевого масла и кукурузного масла. Растительные масла полностью смешиваются с терпентиновой жидкостью. В первом эксперименте образец гудронных песков массой приблизительно 15 г смешивали и непрерывно перемешивали с соевым маслом (приблизительно 30 г) в течение приблизительно 20 мин при температуре приблизительно 96°С и атмосферном давлении незначительно ниже приблизительно 1,01х105 Па (1 атм). Потеря массы составила приблизительно 0,5 г, рассчитанная по этой величине конверсия, т.е. степень экстракции битума из образца, составила приблизительно 3,3 мас.%. Во втором эксперименте образец гудронных песков массой приблизительно 30 г смешивали и непрерывно перемешивали с кукурузным маслом (приблизительно 60 г) в течение приблизительно 30 мин при температуре приблизительно 175°С и атмосферном давлении незначительно ниже приблизительно 1,01х105 Па (1 атм). Потеря массы составила приблизительно 4,8 г, рассчитанная по этой величине конверсия, т.е. степень экстракции битума из образца, составила приблизительно 12 мас.%.
Пример 22.
Два испытания проводили с использованием образцов керна песчаника Верия при закачивании реагента и определении влияния на извлечение нефти из керна. В первом испытании определяли увеличение степени извлечения нефти при закачивании α-терпинеола после полного обводнения месторождения.
Выбранный керн содержал 9,01 мл лабораторной нефти, моделирующей сырую нефть. При обводнении с использованием водного раствора, содержащего 3,0% хлорида калия, получали 4,6 мл нефти. При закачивании α-терпинеола в количестве пять (5) объемов порового пространства получали дополнительные 3,61 мл нефти, таким образом оставляя в керне менее 8,0% нефти, содержавшейся в исходном объеме. В ходе второго испытания определяли ожидаемое при закачивании α-терпинеола увеличение степени извлечения нефти из не разрабатывавшегося ранее пласта. Выбранный керн содержал 8,85 мл лабораторной нефти, моделирующей сырую нефть. Добычу нефти начинали после закачивания αтерпинеола в количестве приблизительно 0,5 объемов порового пространства и добычу продолжали до тех пор, пока количество закаченного α-терпинеола не достигало 3,5 объемов порового пространства, однако основную часть нефти извлекали уже после закачивания α-терпинеола в количестве 2,5 объемов порового пространства. В целом было извлечено 7,94 мл лабораторной нефти, таким образом в керне оставалось менее приблизительно 7,5% нефти, содержавшейся в исходном объеме.
В одном эксперименте испытывали различные соотношения терпентиновая жидкость/образец гудронных песков. Терпентиновая жидкость для каждого из представленных ниже экспериментов характеризуется одинаковым составом, при этом композиция включает приблизительно 60 об.% α-терпинеола, приблизительно 20 об.% β-терпинеола и приблизительно 20 об.% γ-терпинеола. Гудронные пески представляют собой различные смеси руд из провинции Альберта, Канада, содержащие приблизительно 12 мас.% битума и приблизительно 4-5 мас.% воды. Все эксперименты проводили при различных температурах, как указано в табл. 6.
Как указано в табл. 6 ниже, при всех представленных ниже соотношениях (т.е. соотношениях терпентиновая жидкость/гудронные пески от приблизительно 1:2 до приблизительно 2:1) наблюдается достаточно высокая степень извлечения углеводородов из гудронных песков с незначительным видимым различием. В отношении температуры проведения экстракции предполагалось, что оптимальная температура экстракции, солюбилизации и/или сжижения углеводородов из гудронных песков составляет приблизительно 65°С. Как указано в таблице, при температуре приблизительно 130°С количество углеводородов, извлеченных из гудронных песков, уменьшается. Однако следует отметить, что для некоторых твердых веществ, из которых извлечение углеводородов в значительной степени затруднено, при повышении температуры растворителя для экстракции можно увеличивать количество извлеченных углеводородов. Наконец, было установлено, что время контактирования оказывает лишь незначительное влияние на количество экстрагированных материалов. Указанный эффект по-видимому обусловлен тем, что минимальное время экстракции составляет приблизительно 20 мин, что, как полагают, является более чем достаточным для экстракции углеводородов из гудронных песков.
- 27 024263
Таблица 6
Масса Масса Масса Соотношение Количество Коли-чество Темп., Время
гудронных экстраги- растяо- гудронные экстрагиро- экстраги- °с контак-
песков, г руемых углеводородов, г рителя для экстракции пески?раст- ворктелБ ванных углеводородов, г рОванных углеводородов. % тирования, мин
15 2,0 30,0 1:2 3,2 161 96 20
60 7,8 120,0 1:2 5,4 69 96 30
60 7,8 31,6 2:1 9,6 123 96 30
60 7,8 60,0 1:1 7,6 97 65 30
60 7,8 60,0 1:1 4,0 51 130 30
60 7,8 60,0 1:1 6,3 80 65 30
Дополнительные эксперименты проводили с использованием других растворителей, а именно этанола и кукурузного масла, которые сравнивали с композицией, которая включала приблизительно 60 об.% α-терпинеола, приблизительно 20 об.% β-терпинеола и приблизительно 20 об.% γ-терпинеола. Как указано в представленной ниже табл. 7, действие этанола и кукурузного масла неожиданно оказалось значительно более слабым по сравнению с композицией, которая включала приблизительно 60 об.% αтерпинеола, приблизительно 20 об.% β-терпинеола и приблизительно 20 об.% γ-терпинеола. Например, в то время как при использовании композиции терпинеола достигается полная или практически полная экстракция экстрагируемых углеводородов, использование этанола приводит к экстракции только приблизительно 10% извлекаемых углеводородов, а при использовании нагретого кукурузного масла получают только приблизительно 33% извлекаемых углеводородов.
Таблица 7
Хими- ческий реагент Масса гудрон- ных песков, г Масса экстраги- руемых углеводородов, г Масса растворителя для экстрак- ции Соотноше- ние гудронные пески/раст- еорнтель Количество экстрагиро- ванных углеводородов, г Коли- чество экстрагированных углеводородов, % Темп., °С Время контактирования, мин
Этанол 15 2,0 15,0 1:1 0,2 10 15 15
Кукуруз- 30 3,9 60,0 2:1 1,3 33 175 30
ное масло
Терпине- 60 7,8 60,0 1:1 7,6 97 65 30
60/20/20 Терпине- 60 7,8 31,6 2:1 9,6 123 96 30
ол
60/20/20
В табл. 8 описано действие различных композиций терпентиновых жидкостей, включая композиции терпентиновых жидкостей, которые включают только α-терпинеол и α-терпинеол в комбинации с различными известными органическими растворителями. Первые три композиции, представленные в таблице, включают α-терпинеол, β-терпинеол и γ-терпинеол. Например, первая композиция включает приблизительно 60 об.% α-терпинеола, приблизительно 30 об.% β-терпинеола и приблизительно 10 об.% γтерпинеола. Неожиданно было установлено, что по мере увеличения концентрации α-терпинеола эффективность действия терпентиновой жидкости возрастает, и при содержании в терпентиновой жидкости приблизительно 70 об.% α-терпинеола достигается полная экстракция углеводородного материала из образца гудронных песков.
Второй набор данных представлен для экстракции углеводородсодержащих гудронных песков чистым α-терпинеолом. Было установлено, степень экстракции составляет более 100%, по-видимому, за счет различного состава углеводородов в образцах. Однако результаты в основном неожиданно свидетельствуют о том, что α-терпинеол экстрагирует практически все извлекаемые углеводороды из образца гудронных песков.
Данные, представленные в табл. 8, свидетельствуют об эффективности смешанных систем αтерпинеола и известных органических растворителей. Было установлено, что практически полное извлечение извлекаемых углеводородов достигается при использовании композиции, которая включает αтерпинеол и этанол при соотношении приблизительно 1:1. Указанный факт является неожиданным, так как чистый этанол экстрагирует только приблизительно 10% общего количества извлекаемых углеводородов. Кроме того, при использовании смешанных систем, в которых соотношение α-терпинеол/этанол составляло 1:1 или 3:1, степень извлечения составляла приблизительно 77 и 92% общего количества извлекаемых углеводородов. Указанные данные являются неожиданным результатом.
- 28 024263
Таблица 8
Хими- Масса Масса Масса Соотноше- Количество Коли- Темп., Время
ческий гудрон- экстрагн- раство- нне экстрагнро- чество ’С контак-
реагент ных песков, г руемых углеводородов, г рнтеля гудронные пески/раст- ворнтель ванных углеводородов, г экстрагированных углеводородов, % тирова- ния, мин
Терпине- ол 60/30/10 60 2,0 60,0 1:1 7,1 01 06 30
Терпине- ол 40/30/20 60 7,8 60,0 1:1 4,7 60 06 30
Терпине- ол 70/20/10 60 7,8 60,0 1:1 7,0 101 96 30
Терпинеол 100/0/0 60 7,8 60,0 1:1 10,0 128 96 30
Терпинеол 100/0/0 60 7,8 120,0 1:2 8,7 111 96 30
Терпинеол 100/0/0 60 7,8 31,0 2:1 9,6 123 06 30
п-Терпинеол/этанол, 50 о6,%:50 об.% 15 2,0 15,0 1:1 8,1 103 65 30
п-Терпинеол/этанол, 80 об.%:20 о6.% 15 2,0 15,0 1:1 1,2 62 15 15
а-Терпинеол/толуол, 75 о6.%:25 об.% 30 3,0 25,0 1:0,8 1,8 02 15 15
а-Терпинеол/толуол, 50 об.%:50 об.% 30 3,0 26,0 1:0,9 3,0 77 06 30
а-Терпи- 30 3,9 26,0 1:0,0 2,4 61 06 30
неол/ксилол, 50 об.%:50 об.%
Пример 23.
На образцы гудронных песков (приблизительно 30 г) распыляли каждую из следующих жидкостей: ά-лимонен, смесь терпентиновых жидкостей и вода в качестве контроля. Температуру поддерживали приблизительно при 18°С. Процент извлеченного битума определяли после контактирования в течение приблизительно 5, 10, 15, 20, 25 и 30 с. Смесь терпентиновых жидкостей является более эффективным экстрагирующим агентом по сравнению ά-лимоненом, причем вода не оказывает никакого действия (см. фиг. 5).
Пример 24.
На образцы гудронных песков (приблизительно 15 г) распыляли ά-лимонен или смесь терпентиновых жидкостей и выдерживали при контактировании с жидкостью в течение 97 с. Соотношение жидкость/гудронные пески изменяли от приблизительно 1:1 до приблизительно 6:1. При соотношении 1:1 извлечение составило 54%, а при соотношении 6:1 извлечение составило 84%, при этом смесь терпентиновых жидкостей экстрагировала значительно большее количество битума по сравнению с лимоненом во всем диапазоне соотношений (см. фиг. 6).
Пример 25.
С использованием различного типа терпентиновых жидкостей для экстракции углеводородов для ряда их комбинаций определяли эффективность извлечения битума из образца гудронных песков для каждой жидкости. В каждом испытании образец гудронных песков (приблизительно 15 г) обрабатывали приблизительно при 18°С одной из следующих терпентиновых жидкостей: α-терпинеол, β-терпинеол, βпинен, α-пинен, парацимен, ά-лимонен, а также смесью терпентиновых жидкостей. Процент извлеченного битума определяли после контактирования в течение приблизительно 5 мин (фиг. 7) и приблизительно 15 мин (фиг. 8). Данные свидетельствуют о том, что все жидкости экстрагируют значительное количество битума из гудронных песков. Смесь терпентиновых жидкостей является наиболее эффективным экстрагирующим агентом во всем диапазоне соотношений жидкость/материал, при этом практически весь содержащийся битум извлекается в течение приблизительно 5 мин контактирования (см. фиг. 7).
- 29 024263
Пример 26.
Количество 8АЕ 40 (среднетяжелой сырой нефти), которое экстрагируется смесью терпентиновых жидкостей, сравнивали с количеством указанного продукта, экстрагируемого н-бутанолом, циклогексанолом и 1-гептанолом. Было установлено, что при 35°С количество 8АЕ 40, экстрагированное смесью терпентиновых жидкостей (100 мл), состоящей из приблизительно 50% α-терпинеола, приблизительно 35% β-терпинеола, приблизительно 10% β-пинена и приблизительно 5% парацимена, приблизительно в 8,14, 6,67 и 7,46 раз превосходит количество 8АЕ 40, экстрагированного н-бутанолом (100 мл), циклогексанолом (100 мл) и 1-гептанолом (100 мл) соответственно. Каждый из щелочных растворов содержал 97% метасиликата натрия (150 мл).
Пример 27.
Образцы твердого парафина (приблизительно 15 г и 30 г) и образцы асфальтинов (приблизительно 100 г) экстрагировали 100% α-терпинеолом и 100% смесью терпентиновых жидкостей приблизительно при 60°С в течение 15 мин. В табл. 9 указано количество твердых углеводородов в %, экстрагированных терпентиновыми жидкостями.
Пример для сравнения.
В указанном примере сравнивали применение жидкости, состоящей из приблизительно 1/3 терпеноидов (лимонен, пинен), приблизительно 1/3 тяжелых нефтяных дистиллятов и приблизительно 1/3 легких нефтяных дистиллятов, для сжижения твердых парафинов и асфальтенов с применением αтерпинеола и многокомпонентной терпентиновой системы по способу, аналогичному описанному в примере 27. Сравнение количества экстрагированного твердого парафина и асфальтинов в % указано в табл. 9.
Таблица 9
Растворитель Экстрагированный материал, % Экстрагированный материал,%
Твердый парафин, 15 г Твердый парафин, 30 г Асфальтита (1), 100 г Асфальтины (2), 100 г
1/3 β-Пинена, 1/3 тяжелых нефтяных дистиллятов, 1/3 легких нефтяных дистиллятов 60 60 42 47
а-Терпинсол 100 100 100 100
Смесь терпентиновых жидкостей 93,3 90 100 100
Пример 28.
В табл. 10 показано снижение вязкости различных типов нефти после контактирования с терпентиновыми жидкостями, Измерения проводили в течение 20 с при температуре приблизительно 21°С, Наиболее высокий процент снижения вязкости наблюдали при контактировании более тяжелых типов нефти со смесью терпентиновых жидкостей.
Таблица10
Тип нефти Жидкость для снижения вязкости (массовый процент в расчете на массу нефти) Вязкость Уменьшение вязкости,%
ЗАЕ 40 - 718-750 н/о
ЗАЕ 40 а-Терпинеол (10%) 697-699 7% (средняя величина)
ЗАЕ 40 а-Терпинеол (15%) 569-620 21% (средняя величина)
ЗАЕ 40 Смесь терпентиновых жидкостей (10%) 297 60%
ЗАЕ 40 Смесь терпентиновых жидкостей (15%) 245 67%
8АЕ 30 - 156 н/о
8АЕ 30 Смесь терпентиновых жидкостей (10%) 109 30%
8АЕ30 Смесь терпентиновых жидкостей (15%) 88 44%
5АЕ 10 - 49 н/о
ЗАЕ 10 Смесь терпентиновых жидкостей (10%) 35 29%
Пример 29.
Испытание на коррозионность.
Образцы углеродистой стали АР1 Х-65 (фирмы Мс1а1 Сотрапу, Манфорд, штат Алабама, США) выдерживали в искусственной морской воде, полученной по стандартам американского общества по испытанию материалов (Атспсап 50С1с1у о£ 1с511пд таЮпаЕ (А8ТМ)), содержащей Να28 (500 част./млн), рН которой доводили до приблизительно 4,8 с использованием уксусной кислоты, в условиях непрерывного
- 30 024263 потока воды в течение двух недель. Контрольный образец содержал базовый раствор морской воды в отсутствие ингибитора коррозии. Образцы I, II и III содержали приблизительно 0,0005 об.%, 0,001 об.% и 0,0015 об.% смеси терпентиновых жидкостей. Регистрируемая прямым методом степень коррозии совпадала со степенью распространения трещин, образующихся на каждом образце для испытаний. Для образца III, включающего приблизительно 0,0015 об.% смеси терпентиновых жидкостей, регистрировали наиболее низкую среднюю степень коррозии (см. табл. 11) и не наблюдали точечной коррозии.
Таблица 11
Ингибитор Исходная масса образца для испытаний, г Конечная масса образца для испытаний, г Средняя степень коррозии (милов в год)
Испытание 1 Испытание 2 Испытание 1 Испытание 2
Только базовый раствор 16,1143 16,3113 16,1066 16,3037 0,36
Смесь терпентиновых жидкостей (5%) 16,5291 16,7320 16,5247 16,7260 0,24
Смесь терпентиновых жидкостей (10%) 17,0128 17,0229 17,0066 17,0172 0,28
Смесь терпентиновых жидкостей (15%) 17,1076 16,4431 17,1056 16,4412 0,09
Пример 30.
Сравнивали эффективность экстракции при использовании смеси терпентиновых жидкостей, в основном не содержащих ПАВ, и ά-лимонена, содержащего 0, 3, 9 и 12% ПАВ (ЗигТотс N-95 фирмы Нии18таи). Смесь терпентиновых жидкостей, в основном не содержащая ПАВ, и ά-лимонен, включающий ПАВ, контактировали с асфальтом Зирег Рауе (30 г, 92,9 мас.% агрегата, 6,6 мас.% асфальта, 0,5 мас.% полимера) при 45°С в течение 2 мин при соотношении жидкость/асфальт 1:1. В случае смеси терпентиновых жидкостей, в основном не содержащей ПАВ, количество извлеченного асфальта составило 8,3%, в то время как при использовании ά-лимонена извлекали лишь 4, 6,3, 5,3 и 5,7% асфальта при содержании 0, 3, 9 и 12% ПАВ соответственно. При использовании смеси терпентиновых жидкостей, в основном не содержащей ПАВ, из асфальта экстрагировали большее количество углеводородсодержащего органического материала по сравнению с ά-лимоненом, содержащим или не содержащим ПАВ.
При экстракции углеводородсодержащего органического материала из углеводородсодержащего материала, как описано в настоящем описании и, прежде всего, в представленных выше примерах, получали неожиданные результаты.
Из данных, представленных в настоящем описании, следует, что извлечение, т.е. выход, в некоторых примерах превышает 100% вследствие того, что некоторые углеводородсодержащие материалы, например гудронные пески, включают гетерогенные и неоднородные смеси жидкости с чрезвычайно высокой вязкостью и относительно крупных твердых частиц, характеризующихся нерегулярной формой и различным размером. В связи с этим степень извлечения, рассчитанная по среднему количеству углеводородного материала в составе углеводородсодержащих материалах, в некоторых случаях превышает 100% в связи с указанными естественным образом изменяющимися факторами. Кроме того, для любого эксперимента характерны некоторые экспериментальные ошибки.
Использованный в данном контексте термин приблизительно следует интерпретировать как включающий любые значения, которые отличаются от указанного значения не более чем на 5%. Кроме того, термин приблизительно, использованный в отношении диапазона значений, следует интерпретировать как включающий верхнюю и нижнюю границы указанного диапазона. Использованные в данном контексте термины первый, второй, третий и т.п. следует интерпретировать как относящиеся к однозначно определяемым элементам, которые не обозначают или не ограничиваются любой конкретной последовательностью элементов или стадий.
В то время как в настоящем описании представлены только некоторые варианты осуществления настоящего изобретения, специалистам в данной области представляется очевидным, что настоящее изобретение не ограничивается такими вариантами, и возможны различные изменения, не выходя за пределы объема настоящего изобретения.

Claims (48)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ экстракции углеводородсодержащего органического материала из углеводородсодержащего материала в терпентиновую жидкость, включающий следующие стадии:
    получение первой жидкости, в основном не содержащей поверхностно-активных веществ (ПАВ), включающей неводную жидкость для экстракции углеводородов, содержащую смесь терпентиновых жидкостей, выбранных из
    a) 40-60% α-терпинеола, 30-40% β-терпинеола, 5-20% β-пинена и 5-10% парацимена или
    b) 40-60% α-терпинеола, 30-40% α-пинена, 5-20% β-пинена и 5-10% парацимена; контактирование углеводородсодержащего материала с указанной первой жидкостью для экстрак- 31 024263 ции углеводородов, при этом получают экстракционную смесь, которая включает по крайней мере часть указанного углеводородсодержащего органического материала, экстрагированного в жидкость для экстракции углеводородов;
    отделение экстракционной смеси от любого остаточного материала, содержащего нерастворимый материал из углеводородсодержащего материала, который не растворим в жидкости для экстракции углеводородов.
  2. 2. Способ по п.1, дополнительно включающий стадию контактирования указанного углеводородсодержащего органического материала и указанной терпентиновой жидкости непосредственно в подземном пласте, содержащем указанный углеводородсодержащий органический материал, а также стадию экстракции указанного углеводородсодержащего органического материала из указанного подземного пласта.
  3. 3. Способ по п.1, дополнительно включающий стадию разделения экстракционной смеси на первую часть и вторую часть, причем первая часть экстракционной смеси включает углеводородный продукт, включающий по крайней мере часть углеводородсодержащего органического материала, а вторая часть экстракционной смеси включает по крайней мере часть терпентиновой жидкости.
  4. 4. Способ по п.3, дополнительно включающий стадию рециркуляции по крайней мере части терпентиновой жидкости в жидкость для экстракции углеводородов, предназначенную для использования на стадии контактирования.
  5. 5. Способ по п.3, где экстракцию проводят в некотором участке, а разделение осуществляют в участке проведения экстракции или в соседнем участке.
  6. 6. Способ по п.3, где экстракцию проводят в некотором участке, а разделение осуществляют в устройстве, расположенном вниз по потоку на некотором расстоянии от участка проведения экстракции.
  7. 7. Способ по п.3, где экстракцию проводят на некотором участке, а жидкость для экстракции углеводородов частично отделяют от углеводородсодержащего органического материала на участке проведения экстракции или на соседнем участке.
  8. 8. Способ по п.2, где углеводородсодержащий материал находится в подземном пласте, а контактирование углеводородсодержащего материала с указанной терпентиновой жидкостью происходит непосредственно в подземном пласте, и дополнительно включающий стадию извлечения экстракционной смеси через эксплуатационную скважину в канале для движения флюидов в подземном пласте, при этом остаточный материал остается в подземном пласте.
  9. 9. Способ по п.8, дополнительно включающий стадию закачивания потока жидкости для экстракции углеводородов в подземный пласт для дополнительной экстракции углеводородного материала.
  10. 10. Способ по п.1, где терпентиновая жидкость включает α-терпинеол и β-терпинеол, причем соотношение α-терпинеол/β-терпинеол составляет по крайней мере 1,3:1.
  11. 11. Способ по п.1, где терпентиновая жидкость включает α-терпинеол и β-терпинеол, причем соотношение α-терпинеол/β-терпинеол составляет по крайней мере 2:1.
  12. 12. Способ по п.1, где количество органического материала, экстрагированного из углеводородсодержащего материала, составляет по крайней мере 50%.
  13. 13. Способ по п.12, где количество органического материала, экстрагированного из углеводородсодержащего материала, составляет по крайней мере 70%.
  14. 14. Способ по п.13, где количество органического материала, экстрагированного из углеводородсодержащего материала, составляет по крайней мере 75%.
  15. 15. Способ по п.14, где количество органического материала, экстрагированного из углеводородсодержащего материала, составляет по крайней мере 90%.
  16. 16. Способ по п.15, где количество органического материала, экстрагированного из углеводородсодержащего материала, составляет 100%.
  17. 17. Способ по п.1, где по крайней мере 80% углеводородов, присутствующих в указанном углеводородсодержащем материале, экстрагируемых в указанную терпентиновую жидкость, экстрагируют в указанную терпентиновую жидкость в течение 5 мин контактирования указанного углеводородсодержащего материала с указанной первой жидкостью.
  18. 18. Способ по п.1, где количественное соотношение указанной терпентиновой жидкости/любой другой смешивающийся с терпентином растворитель, дополнительно содержащийся в указанной первой жидкости, составляет по крайней мере 1:1.
  19. 19. Способ по п.18, где количественное соотношение указанной терпентиновой жидкости/любой другой смешивающийся с терпентином растворитель, содержащийся в указанной первой жидкости, составляет по крайней мере 9:4.
  20. 20. Способ по п.19, где количественное соотношение указанной терпентиновой жидкости/любой другой смешивающийся с терпентином растворитель, содержащийся в указанной первой жидкости, составляет по крайней мере 3:1.
  21. 21. Способ по п.20, где количественное соотношение указанной терпентиновой жидкости/любой другой смешивающийся с терпентином растворитель, содержащийся в указанной первой жидкости, со- 32 024263 ставляет по крайней мере 4:1.
  22. 22. Способ по п.1, где указанная первая жидкость состоит из указанной терпентиновой жидкости.
  23. 23. Способ по п.1, где указанный углеводородсодержащий материал контактирует с указанной терпентиновой жидкостью при соотношении указанной терпентиновой жидкости к указанному углеводородсодержащему материалу по крайней мере 2:1.
  24. 24. Способ по п.1, где углеводородсодержащий материал представляет собой природный углеводородсодержащий материал из природного геологического пласта, содержащего по крайней мере один из следующих материалов: уголь, сырая нефть, сверхтяжелая сырая нефть, деготь, гудронные пески, горючие сланцы, нефтеносные пески, природный газ, асфальтовый битум, природный кероген, природный асфальт или природный асфальтен.
  25. 25. Способ по п.24, где при указанном контактировании количество углеводородсодержащего органического материала, экстрагированного в жидкость для экстракции углеводородов, составляет от 30 до 100% углеводородсодержащего органического материала, содержащегося в указанном исходном природном углеводородсодержащем материале, экстрагированном в жидкость для экстракции углеводородов в течение от 3 с до 180 мин указанного контактирования, при температуре контактирования от 10 до 400°С, при массовом соотношении жидкость для экстракции углеводородов/природный углеводородсодержащий материал от 0,1 до 600%.
  26. 26. Способ по п.24, где при указанном контактировании количество углеводородсодержащего органического материала, экстрагированного в жидкость для экстракции углеводородов, составляет от 75 до 100% углеводородсодержащего органического материала, содержащегося в указанном исходном природном углеводородсодержащем материале, экстрагированном в жидкость для экстракции углеводородов в течение от 3 с до 3 мин указанного контактирования, при температуре контактирования от 20 до 30°С, при массовом соотношении жидкость для экстракции углеводородов/природный углеводородсодержащий материал от 1:1 до 2:1.
  27. 27. Способ по п.24, где при указанном контактировании количество углеводородсодержащего органического материала, экстрагированного в жидкость для экстракции углеводородов, составляет от 85 до 100% углеводородсодержащего органического материала, содержащегося в указанном исходном природном углеводородсодержащем материале, экстрагированном в жидкость для экстракции углеводородов в течение от 3 с до 3 мин указанного контактирования, при температуре контактирования от 20 до 30°С, при массовом соотношении жидкость для экстракции углеводородов/природный углеводородсодержащий материал от 1:1 до 2:1.
  28. 28. Способ по п.25, где указанным углеводородсодержащим материалом является уголь и где при указанном контактировании количество углеводородсодержащего органического материала, экстрагированного в жидкость для экстракции углеводородов, составляет от 60 до 100% углеводородсодержащего органического материала, содержащегося в указанном исходном природном углеводородсодержащем материале, экстрагированном в жидкость для экстракции углеводородов в течение от 3 с до 3 мин указанного контактирования, при температуре контактирования от 80 до 100°С, при массовом соотношении жидкость для экстракции углеводородов/природный углеводородсодержащий материал от 1:1 до 2:1.
  29. 29. Способ по п.25, где указанным углеводородсодержащим материалом являются гудронные пески и где при указанном контактировании количество углеводородсодержащего органического материала, экстрагированного в жидкость для экстракции углеводородов, составляет от 85 до 100% углеводородсодержащего органического материала, содержащегося в указанном исходном природном углеводородсодержащем материале, экстрагированном в жидкость для экстракции углеводородов в течение от 3 с до 3 мин указанного контактирования, при температуре контактирования от 30 до 60°С, при массовом соотношении жидкость для экстракции углеводородов/природный углеводородсодержащий материал от 1:1 до 2:1.
  30. 30. Способ по п.25, где указанным углеводородсодержащим материалом является горючий сланец и где при указанном контактировании количество углеводородсодержащего органического материала, экстрагированного в жидкость для экстракции углеводородов, составляет от 50 до 100% углеводородсодержащего органического материала, содержащегося в указанном исходном природном углеводородсодержащем материале, экстрагированном в жидкость для экстракции углеводородов в течение от 3 с до 3 мин указанного контактирования, при температуре контактирования от 100 до 130°С, при массовом соотношении жидкость для экстракции углеводородов/природный углеводородсодержащий материал от 1:1 до 2:1.
  31. 31. Способ по п.24, где указанным углеводородсодержащим материалом является сырая нефть в подземном пласте, контактирование сырой нефти с жидкостью для экстракции углеводородов происходит непосредственно в подземном пласте и где при указанном контактировании количество углеводородсодержащего органического материала, экстрагированного в жидкость для экстракции углеводородов, составляет от 80 до 100% углеводородсодержащего органического материала, содержащегося в указанном исходном природном углеводородсодержащем материале, экстрагированном в жидкость для экстракции углеводородов в течение от 3 с до 3 мин указанного контактирования, при соотношении жидкость для экстракции углеводородов/общий объем порового пространства подземного пласта от 1:1 до
    - 33 024263
    1:2.
  32. 32. Способ по п.24, где указанным углеводородсодержащим материалом является сверхтяжелая сырая нефть в подземном пласте, контактирование сырой нефти с жидкостью для экстракции углеводородов происходит непосредственно в подземном пласте и где при указанном контактировании количество углеводородсодержащего органического материала, экстрагированного в жидкость для экстракции углеводородов, составляет от 25 до 100% углеводородсодержащего органического материала, содержащегося в указанном исходном природном углеводородсодержащем материале, экстрагированном в жидкость для экстракции углеводородов в течение от 3 с до 60 мин указанного контактирования, при соотношении жидкость для экстракции углеводородов/общий объем порового пространства подземного пласта от 1:1 до 1:2.
  33. 33. Способ по п.25, где указанным углеводородсодержащим материалом является природный газ или нефтяной газ и где при указанном контактировании количество углеводородсодержащего органического материала, экстрагированного в жидкость для экстракции углеводородов, составляет от 50 до 100% углеводородсодержащего органического материала, содержащегося в указанном исходном природном углеводородсодержащем материале, экстрагированном в жидкость для экстракции углеводородов в течение от 3 с до 60 мин указанного контактирования, при температуре контактирования от 10 до 300°С, при массовом соотношении жидкость для экстракции углеводородов/указанный углеводородсодержащий материал от 0,1 до 600%.
  34. 34. Способ по п.1 экстракции углеводородсодержащего органического материала из углеводородсодержащего материала, причем указанный углеводородсодержащий материал включает гудронные пески, где контактирование углеводородсодержащего материала с указанной жидкостью для экстракции углеводородов включает стадию загрузки гудронных песков во внутреннюю зону экстракционной емкости, а также закачивание жидкости для экстракции углеводородов во внутреннюю зону экстракционной емкости в течение периода времени, требующегося для экстракции основной части углеводородсодержащего органического материала из углеводородсодержащего материала.
  35. 35. Способ по п.1 экстракции углеводородсодержащего органического материала из углеводородсодержащего материала, причем указанный углеводородсодержащий материал включает горючий сланец, а способ дополнительно включает стадию предварительного измельчения углеводородсодержащего органического материала, при этом получают множество частиц, которые характеризуются средним диаметром от 4 до 25 мм, и множество частиц контактирует с жидкостью для экстракции углеводородов.
  36. 36. Способ по п.1 экстракции углеводородсодержащего органического материала из углеводородсодержащего материала, который включает уголь, а способ дополнительно включает стадию предварительного измельчения углеводородсодержащего органического материала, при этом получают множество частиц, которые характеризуются средним диаметром от 0,01 до 1 мм, и множество частиц контактирует с жидкостью для экстракции углеводородов.
  37. 37. Способ по п.1, где неводная жидкость для экстракции углеводородов дополнительно включает одно или более из природного терпентина, синтетического терпентина, неорганического терпентина, хвойного масла, α-пинена, β-пинена, γ-терпинеола, терпеновых смол, α-терпена, β-терпена, γ-терпена, гераниола, 3-карена, дипентена (парамента-1,8-диен), нопола, пинана, гидропероксида 2-пинана, гидрата терпина, 2-пинанола, дигидромиценола, изоборнеола, параментан-8-ола, α-терпинилацетата, цитронеллола, параментан-8-илацетата, 7-гидроксидигидроцитронеллаля, ментола, анетола, камфена, анисового альдегида, 3,7-диметил-1,6-октадиена, изоборнилацетата, оцимена, аллооцимена, аллооцименовых спиртов, 2-метокси-2,6-диметил-7,8-эпоксиоктана, камфоры, цитраля, 7-метоксидигидроцитронеллаля, 10камфорсульфоновой кислоты, цинтронеллаля, ментона и смеси указанных соединений.
  38. 38. Способ извлечения углеводородсодержащего органического материала из гудронных песков путем экстракции углеводородсодержащего органического материала, включающий следующие стадии:
    получение гудронных песков, содержащих извлекаемый углеводородсодержащий органический материал;
    получение первой жидкости, в основном не содержащей ПАВ, включающей жидкость для экстракции углеводородов, содержащую смесь терпентиновых жидкостей, выбранных из
    a) 40-60% α-терпинеола, 30-40% β-терпинеола, 5-20% β-пинена и 5-10% парацимена или
    b) 40-60% α-терпинеола, 30-40% α-пинена, 5-20% β-пинена и 5-10% парацимена;
    загрузка образца гудронных песков в емкость для контактирования, которая снабжена по крайней мере одним входным отверстием для закачивания жидкости для экстракции углеводородов;
    контактирование образца гудронных песков с первой жидкостью для экстракции углеводородов в емкости для контактирования и перемешивание образца гудронных песков с жидкостью для экстракции углеводородов, при этом образуются экстракционная смесь и остаточный материал, а экстракционная смесь включает по крайней мере часть углеводородсодержащего органического материала в жидкости для экстракции углеводородов, и остаточный материал включает по крайней мере часть нерастворимого материала из гудронных песков, который не растворим в жидкости для экстракции углеводородов;
    отделение смеси для экстракции от остаточного материала;
    - 34 024263 разделение экстракционной смеси на поток углеводородных продуктов и поток жидкости для экстракции углеводородов, причем поток углеводородных продуктов включает по крайней мере часть углеводородсодержащего органического материала из гудронных песков;
    рециркуляция по крайней мере части потока жидкости для экстракции углеводородов на стадию контактирования.
  39. 39. Способ извлечения углеводородсодержащего органического материала из измельченного углеводородсодержащего горючего сланца путем экстракции углеводородсодержащего органического материала, включающий следующие стадии:
    получение измельченного углеводородсодержащего горючего сланца;
    получение первой жидкости, в основном не содержащей ПАВ, включающей неводную жидкость для экстракции углеводородов, содержащую смесь терпентиновых жидкостей, выбранных из
    a) 40-60% α-терпинеола, 30-40% β-терпинеола, 5-20% β-пинена и 5-10% парацимена или
    b) 40-60% α-терпинеола, 30-40% α-пинена, 5-20% β-пинена и 5-10% парацимена; фильтрование измельченного углеводородсодержащего горючего сланца;
    загрузка измельченного углеводородсодержащего горючего сланца в емкость для контактирования, причем емкость для контактирования снабжена по крайней мере одним входным отверстием для закачивания жидкости для экстракции углеводородов в емкость для контактирования;
    контактирование измельченного углеводородсодержащего горючего сланца с первой жидкостью для экстракции углеводородов, при этом образуются экстракционная смесь и остаточный материал, а экстракционная смесь включает по крайней мере часть углеводородсодержащего органического материала в жидкости для экстракции углеводородов, и остаточный материал включает по крайней мере часть нерастворимого материала из горючего сланца, который не растворим в жидкости для экстракции углеводородов;
    отделение экстракционной смеси от остаточного материала;
    отделение углеводородсодержащего органического материала от жидкости для экстракции углеводородов, при этом получают поток углеводородных продуктов и поток жидкости для экстракции углеводородов, причем поток углеводородных продуктов включает по крайней мере часть углеводородсодержащего органического материала из измельченного горючего сланца;
    рециркуляция по крайней мере части потока жидкости для экстракции углеводородов на стадию контактирования.
  40. 40. Способ извлечения углеводородсодержащего органического материала из обогащенного углем углеводородсодержащего приповерхностного пласта, причем способ включает следующие стадии экстракции углеводородсодержащего органического материала:
    получение угля, который включает извлекаемый углеводородсодержащий органический материал; измельчение угля, при этом получают измельченный уголь; фильтрование измельченного угля;
    загрузка измельченного угля в емкость для контактирования, причем указанная емкость для контактирования снабжена по крайней мере одним входным отверстием для подачи жидкости для экстракции углеводородов в емкость для контактирования;
    контактирование измельченного угля с первой неводной жидкостью для экстракции углеводородов, в основном не содержащей ПАВ, включающей смесь терпентиновых жидкостей, выбранных из
    a) 40-60% α-терпинеола, 30-40% β-терпинеола, 5-20% β-пинена и 5-10% парацимена или
    b) 40-60% α-терпинеола, 30-40% α-пинена, 5-20% β-пинена и 5-10% парацимена, при этом образуются экстракционная смесь и остаточный материал, а экстракционная смесь включает по крайней мере часть углеводородсодержащего органического материала в жидкости для экстракции углеводородов, и остаточный материал включает по крайней мере часть нерастворимого материала из угля, который не растворим в жидкости для экстракции углеводородов;
    отделение остаточного материала от экстракционной смеси;
    отделение углеводородсодержащего органического материала от жидкости для экстракции углеводородов в составе экстракционной смеси, при этом получают поток углеводородных продуктов и поток жидкости для экстракции углеводородов, причем поток углеводородных продуктов включает по крайней мере часть углеводородсодержащего органического материала из угля;
    рециркуляция по крайней мере части потока жидкости для экстракции углеводородов на стадию контактирования, при этом указанная первая жидкость не включает воду или почти не включает воду.
  41. 41. Способ повышения степени извлечения углеводородсодержащего органического материала из эксплуатационной скважины, соединенной с углеводородсодержащим приповерхностным пластом, который включает углеводородсодержащий материал, причем способ включает следующие стадии экстракции углеводородсодержащего органического материала:
    подготовка нагнетательной скважины, которая снабжена каналом для движения флюидов из приповерхностного пласта;
    получение первой жидкости, в основном не содержащей ПАВ, включающей неводную жидкость
    - 35 024263 для экстракции углеводородов, содержащую смесь терпентиновых жидкостей, выбранных из
    a) 40-60% α-терпинеола, 30-40% β-терпинеола, 5-20% β-пинена и 5-10% парацимена или
    b) 40-60% α-терпинеола, 30-40% α-пинена, 5-20% β-пинена и 5-10% парацимена;
    закачивание жидкости для экстракции углеводородов через нагнетательную скважину в пласт, при этом жидкость для экстракции углеводородов и углеводородсодержащий органический материал из углеводородсодержащего приповерхностного пласта образуют экстракционную смесь, включающую по крайней мере часть экстракционной смеси углеводородсодержащего органического материала по крайней мере в части жидкости для экстракции углеводородов;
    извлечение экстракционной смеси из пласта через эксплуатационную скважину;
    отделение экстракционной смеси, при этом получают поток углеводородных продуктов и поток жидкости для экстракции углеводородов.
  42. 42. Способ модификации серосодержащих соединений в составе серосодержащего углеводородсодержащего материала из геологического пласта, включающий следующие стадии:
    получение первой жидкости, в основном не содержащей ПАВ, включающей неводную жидкость для экстракции углеводородов, содержащую смесь терпентиновых жидкостей, выбранных из
    a) 40-60% α-терпинеола, 30-40% β-терпинеола, 5-20% β-пинена и 5-10% парацимена или
    b) 40-60% α-терпинеола, 30-40% α-пинена, 5-20% β-пинена и 5-10% парацимена; контактирование углеводородсодержащего материала с указанной первой жидкостью для экстракции углеводородов, при этом указанная жидкость для экстракции углеводородов взаимодействует с серой в составе указанного углеводородсодержащего материала и при этом происходит модификация указанного углеводородсодержащего материала, где указанный серосодержащий углеводородсодержащий материал выбирают из группы, включающей природный газ, нефтяной газ, сырую нефть, гудронные пески, горючий сланец и уголь.
  43. 43. Способ по п.42, где указанное контактирование включает смешивание.
  44. 44. Способ по п.33, где указанный углеводородсодержащий материал содержит природный газ или нефтяной газ и где указанный природный газ или нефтяной газ пропускают через указанную терпентиновую жидкость.
  45. 45. Способ по любому из пп.38-42, где неводная жидкость для экстракции углеводородов дополнительно включает одно или более из природного терпентина, синтетического терпентина, неорганического терпентина, хвойного масла, α-пинена, β-пинена, γ-терпинеола, терпеновых смол, α-терпена, βтерпена, γ-терпена, гераниола, 3-карена, дипентена (парамента-1,8-диен), нопола, пинана, гидропероксида 2-пинана, гидрата терпина, 2-пинанола, дигидромиценола, изоборнеола, параментан-8-ола, αтерпинилацетата, цитронеллола, параментан-8-илацетата, 7-гидроксидигидроцитронеллаля, ментола, анетола, камфена, анисового альдегида, 3,7-диметил-1,6-октадиена, изоборнилацетата, оцимена, аллооцимена, аллооцименовых спиртов, 2-метокси-2,6-диметил-7,8-эпоксиоктана, камфоры, цитраля, 7метоксидигидроцитронеллаля, 10-камфорсульфоновой кислоты, цинтронеллаля, ментона и смеси указанных соединений.
  46. 46. Способ получения углеводородсодержащего газа, включающий следующие стадии: контактирование углеводородсодержащего материала с первой жидкостью, в основном не содержащей ПАВ, при этом получают смесь, и первая жидкость включает неводную жидкость для экстракции углеводородов, содержащую смесь терпентиновых жидкостей, выбранных из
    a) 40-60% α-терпинеола, 30-40% β-терпинеола, 5-20% β-пинена и 5-10% парацимена или
    b) 40-60% α-терпинеола, 30-40% α-пинена, 5-20% β-пинена и 5-10% парацимена;
    получение смеси, причем указанная смесь включает по крайней мере часть указанного углеводородсодержащего органического материала, экстрагированного в жидкость для экстракции углеводородов;
    нагревание смеси, при этом получают газ, содержащий терпентиновый материал и углеводороды из указанного углеводородсодержащего материала.
  47. 47. Способ по п.46, где указанный углеводородсодержащий материал выбирают из группы, включающей сырую нефть, тяжелую сырую нефть, гудронные пески, нефтеносные пески, горючий сланец, природный газ, нефтяной газ и их комбинации.
  48. 48. Способ по п.46, где неводная жидкость для экстракции углеводородов дополнительно включает одно или более из природного терпентина, синтетического терпентина, неорганического терпентина, хвойного масла, α-пинена, β-пинена, γ-терпинеола, терпеновых смол, α-терпена, β-терпена, γ-терпена, гераниола, 3-карена, дипентена (парамента-1,8-диен), нопола, пинана, гидропероксида 2-пинана, гидрата терпина, 2-пинанола, дигидромиценола, изоборнеола, параментан-8-ола, α-терпинилацетата, цитронеллола, параментан-8-илацетата, 7-гидроксидигидроцитронеллаля, ментола, анетола, камфена, анисового альдегида, 3,7-диметил-1,6-октадиена, изоборнилацетата, оцимена, аллооцимена, аллооцименовых спиртов, 2-метокси-2,6-диметил-7,8-эпоксиоктана, камфоры, цитраля, 7-метоксидигидроцитронеллаля, 10камфорсульфоновой кислоты, цинтронеллаля, ментона и смеси указанных соединений.
EA201101296A 2009-03-13 2009-03-13 Экстракция углеводородов из углеводородсодержащих материалов и/или переработка углеводородсодержащих материалов EA024263B1 (ru)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/US2009/037112 WO2010104516A1 (en) 2009-03-13 2009-03-13 Extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials and/or processing of hydrocarbon-containing materials

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201101296A1 EA201101296A1 (ru) 2012-03-30
EA024263B1 true EA024263B1 (ru) 2016-09-30

Family

ID=41290909

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201101296A EA024263B1 (ru) 2009-03-13 2009-03-13 Экстракция углеводородов из углеводородсодержащих материалов и/или переработка углеводородсодержащих материалов
EA201101295A EA024978B1 (ru) 2009-03-13 2010-03-10 Способ подавления коррозии и образования окалины на поверхностях, контактирующих с серосодержащими материалами

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201101295A EA024978B1 (ru) 2009-03-13 2010-03-10 Способ подавления коррозии и образования окалины на поверхностях, контактирующих с серосодержащими материалами

Country Status (26)

Country Link
US (2) US8323417B2 (ru)
EP (2) EP2406347A1 (ru)
JP (2) JP2012520374A (ru)
KR (2) KR101629753B1 (ru)
CN (2) CN102421876B (ru)
AP (2) AP3470A (ru)
AR (1) AR071002A1 (ru)
AU (2) AU2009341831B2 (ru)
BR (2) BRPI0924443B1 (ru)
CA (2) CA2755215C (ru)
CL (2) CL2009000652A1 (ru)
EA (2) EA024263B1 (ru)
EC (1) ECSP11011394A (ru)
GE (2) GEP201706603B (ru)
HK (2) HK1165455A1 (ru)
IL (1) IL215124A (ru)
MA (1) MA33192B1 (ru)
MX (2) MX2011009599A (ru)
MY (1) MY179198A (ru)
NZ (2) NZ595324A (ru)
PE (2) PE20140775A1 (ru)
SG (1) SG174325A1 (ru)
TW (2) TWI468505B (ru)
UA (1) UA104886C2 (ru)
WO (2) WO2010104516A1 (ru)
ZA (2) ZA201107485B (ru)

Families Citing this family (37)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA024263B1 (ru) * 2009-03-13 2016-09-30 Грин Сос Энерджи Ллк Экстракция углеводородов из углеводородсодержащих материалов и/или переработка углеводородсодержащих материалов
EP2419271A4 (en) * 2009-04-16 2013-05-01 Chevron Usa Inc STRUCTURAL COMPONENTS FOR OIL, GAS, EXPLORATION, REFINING AND PETROCHEMICAL APPLICATIONS
CN102515302B (zh) * 2011-12-31 2013-08-07 河北大学 微空心阴极放电等离子体高效污水处理装置
PL2804978T3 (pl) * 2012-01-20 2019-09-30 Kemira Oyj Urządzenie i sposób monitorowania dozowania biocydu w maszynie
CA2875280A1 (en) * 2012-05-30 2013-12-05 Liang-Tseng Fan Composition and method for reducing hydrocarbon friction and drag in pipeline flow
EP2956807B1 (en) * 2013-02-15 2021-11-03 Cambrios Film Solutions Corporation Methods to incorporate silver nanowire-based transparent conductors in electronic devices
US10720257B2 (en) * 2013-02-15 2020-07-21 Cambrios Film Solutions Corporation Methods to incorporate silver nanowire-based transparent conductors in electronic devices
US10971277B2 (en) 2013-02-15 2021-04-06 Cambrios Film Solutions Corporation Methods to incorporate silver nanowire-based transparent conductors in electronic devices
KR101470458B1 (ko) 2013-03-11 2014-12-08 주식회사 시알아이 오일셰일로부터 중질유를 회수하는 장치 및 이를 이용한 회수방법
US9428683B2 (en) 2013-03-14 2016-08-30 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US10577531B2 (en) * 2013-03-14 2020-03-03 Flotek Chemistry, Llc Polymers and emulsions for use in oil and/or gas wells
CA3059006C (en) * 2013-03-14 2021-08-31 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
MX2016001571A (es) * 2013-08-07 2016-05-05 Schlumberger Technology Bv Método para retirar bitumen para potenciar la permeabilidad de la formación.
US9759846B2 (en) 2013-09-27 2017-09-12 Cam Holding Corporation Silver nanostructure-based optical stacks and touch sensors with UV protection
JP6484249B2 (ja) * 2013-11-18 2019-03-13 インディアン インスティテュート オブ テクノロジー マドラスＩｎｄｉａｎ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ Ｏｆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｍａｄｒａｓ タンク底汚泥の溶解のための溶媒のスクリーニングシステムおよび方法
DE102014209445A1 (de) * 2014-05-19 2015-11-19 Volkswagen Ag Vergussmasse mit Korrosionsinhibitor für elektronische Bauelemente, sowie elektronisches Bauelement und Getriebe mit einer solchen
US10053781B2 (en) 2014-12-04 2018-08-21 Exxonmobil Upstream Research Company Solid state inhibitor for pipeline and flowline applications
EP3237546A1 (en) * 2014-12-22 2017-11-01 Arizona Chemical Company, LLC Oligoterpenes as rejuvenating agent in asphalt
WO2018003623A1 (ja) * 2016-06-28 2018-01-04 株式会社クラレ 含硫黄化合物除去用の組成物
CA3038037A1 (en) * 2016-09-27 2018-04-05 Kuraray Co., Ltd. Metal corrosion suppressing method
CA2950370A1 (en) 2016-12-02 2018-06-02 Fluid Energy Group Ltd. Novel corrosion inhibition package
CA2956939A1 (en) 2017-02-03 2018-08-03 Fluid Energy Group Ltd. Novel corrosion inhibition package
US10724940B2 (en) * 2017-06-28 2020-07-28 General Electric Company System for monitoring and controlling equipment life due to corrosion degradation
WO2019124340A1 (ja) * 2017-12-22 2019-06-27 株式会社クラレ 原油または天然ガスの採掘用処理剤
US10619104B2 (en) 2018-02-16 2020-04-14 Shingle Resource Recycling, LLC Apparatus, system and method for providing a bitumen-rich stream from bitumen-containing materials
US11015125B2 (en) 2018-02-16 2021-05-25 Shingle Resource Recycling, LLC Apparatus, system and method for providing a bitumen-rich stream from bitumen-containing materials
US10695769B2 (en) 2018-02-16 2020-06-30 Shingle Resource Recycling, LLC Apparatus, system and method for providing a bitumen-rich stream from bitumen-containing materials
CA3008866A1 (en) 2018-06-19 2019-12-19 Fluid Energy Group Ltd. Novel corrosion inhibitor for various acids
GB201903251D0 (en) * 2019-03-11 2019-04-24 Nicoventures Trading Ltd Aerosol provision device
CN110496816B (zh) * 2019-08-27 2021-09-03 葛新芳 一种石油焦清洗过滤装置
US11535911B2 (en) 2019-10-29 2022-12-27 Solenis Technologies, L.P. Method for reducing formation of CaSO4 and Fe2O3 containing deposits in a pressure oxidation autoclave and/or adjacent circuits during pressure oxidation of gold-containing ore
RU2723826C1 (ru) * 2019-11-01 2020-06-17 Ольга Владимировна Ружанская Средство для доизвлечения остаточной нефти из нефтяных пластов
KR102231343B1 (ko) 2020-04-24 2021-03-24 (주)아이지오 교량 시설물 보호를 위한 해상경보시스템
WO2022169765A1 (en) * 2021-02-04 2022-08-11 Bps Just Energy Technology, Llc Anticorrosive compositions and methods with supramolecular structures
US11781225B2 (en) 2021-11-30 2023-10-10 Saudi Arabian Oil Company Scale control in production fluids
CN115211286A (zh) * 2022-07-19 2022-10-21 四川农业大学 一种基于有效成分的药用红橘种植采收方法
KR102579689B1 (ko) * 2022-11-10 2023-09-18 주식회사 이지에프앤씨 커스터마이징 기반의 스마트팜 서비스 제공 시스템

Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3061097A (en) * 1958-12-24 1962-10-30 Philip A Mallinckrodt Flotation process for separating bituminous matter from associated gangue minerals
US4374023A (en) * 1981-10-26 1983-02-15 Chevron Research Company Process for recovering hydrocarbons from a diatomite-type ore
US5328518A (en) * 1991-12-06 1994-07-12 Golden Technologies Company, Inc. Method for separating components of liquids in industrial process
US5634984A (en) * 1993-12-22 1997-06-03 Union Oil Company Of California Method for cleaning an oil-coated substrate
US5811607A (en) * 1994-12-12 1998-09-22 Richardt; Anthony D. Composite shingle particle salvage system
WO2002002249A1 (en) * 2000-06-30 2002-01-10 Hebert Shirley A Closed loop cleaning system
WO2006039772A2 (en) * 2004-10-15 2006-04-20 Earth Energy Resources Inc. Removal of hydrocarbons from particulate solids
WO2009038728A1 (en) * 2007-09-20 2009-03-26 Green Source Energy Llc Extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials
US20090078612A1 (en) * 2007-09-20 2009-03-26 Green Source Energy Llc Extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials
US20090250381A1 (en) * 2007-09-20 2009-10-08 Green Source Energy Llc Extraction of Hydrocarbons from Hydrocarbon-Containing Materials and/or Processing of Hydrocarbon-Containing Materials

Family Cites Families (50)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7000A (en) * 1850-01-08 Smut-machine
GB120558A (en) * 1917-10-11 1919-11-27 Barbet & Fils & Cie E An Improved Process for Removing the Tar from Tar-containing Liquids.
US1344338A (en) * 1919-06-14 1920-06-22 Eisenhauer William Rust-preventing solution and process of preparing the same
US2291460A (en) * 1938-08-09 1942-07-28 Charles B Francis Metal coating mixture
US2324980A (en) * 1940-04-30 1943-07-20 Firestone Tire & Rubber Co Method of reclaiming synthetic rubber
US2356254A (en) 1942-10-21 1944-08-22 Petrolite Corp Process for preventing and/or removing accumulation of solid matter in oil wells, pipelines, and flow lines
US2743202A (en) * 1952-10-21 1956-04-24 Amici Gino Antioxidizing composition
GB823163A (en) * 1956-08-21 1959-11-04 Fairweather Harold G C Corrosion inhibition
US3506581A (en) * 1964-02-21 1970-04-14 Dow Chemical Co Corrosion inhibitor for aqueous acid
US3353970A (en) * 1964-12-21 1967-11-21 Scott Chemical And Welding Pro Metal spatter-fouling inhibiting material and method
NL169490C (nl) * 1969-03-11 1982-07-16 Owens Illinois Inc Werkwijze voor het bereiden van een bekledingsmateriaal en voortbrengselen, vervaardigd onder toepassing van dit materiaal.
US3658720A (en) * 1969-11-12 1972-04-25 Exxon Research Engineering Co Corrosion inhibiting composition containing acetylenic alcohols a quinoline quaternary compound and an organic fluoride
US3661614A (en) 1969-12-11 1972-05-09 Sun Chemical Corp Radiation-curable ink compositions
US3971628A (en) * 1971-03-09 1976-07-27 Aminkemi Ab Method for inhibiting rust formation on iron-containing articles
GB1487171A (en) 1973-06-13 1977-09-28 Bakelite Xylonite Ltd Plastics compositions and shaped articles therefrom
US4104205A (en) * 1976-01-06 1978-08-01 The Goodyear Tire & Rubber Company Microwave devulcanization of rubber
US4098707A (en) * 1977-04-20 1978-07-04 Mobil Oil Corporation Lubricant composition
JPH0635671B2 (ja) 1986-01-20 1994-05-11 日本鉱業株式会社 オ−ステナイト系ステンレス鋼製機器の応力腐食割れ防止方法
US5248343A (en) * 1990-12-07 1993-09-28 Golden Technologies Company, Inc. Method for finishing metal containers
US5271773A (en) 1990-12-07 1993-12-21 Golden Technologies Company, Inc. Process for cleaning articles with an aqueous solution of terpene and recycle water after separation
US5356482A (en) * 1991-12-10 1994-10-18 Serv-Tech, Inc. Process for vessel decontamination
US5284625A (en) * 1992-06-22 1994-02-08 The University Of Akron Continuous ultrasonic devulcanization of vulcanized elastomers
BR9300252A (pt) * 1993-01-22 1994-08-09 Da Cunha Lima Luiz Ca Oliveira Processo rápido para regeneração de borracha vulcanizada ou semi-vulcanizada
US5454878A (en) * 1994-02-17 1995-10-03 Lockheed Idaho Technologies Company Method for removing hydrocarbon contaminants from solid materials
US6416705B1 (en) * 1994-03-16 2002-07-09 Skf Usa, Inc. Method for devulcanization of cross-linked elastomers
US5362759A (en) * 1994-03-21 1994-11-08 James R. Hunt Process for reclaiming elastomeric waste
GB9415623D0 (en) 1994-08-01 1994-09-21 Exxon Chemical Patents Inc Improvements in oleaginous compositions
US5676763A (en) * 1995-06-07 1997-10-14 Well-Flow Technologies, Inc. Process for cleaning pipe dope and other solids from well systems
US5817186A (en) * 1995-08-10 1998-10-06 Corpex Technologies, Inc Cleaning composition for metal objects
US5602186A (en) * 1995-10-27 1997-02-11 Exxon Research And Engineering Company Rubber devulcanization process
JPH1099911A (ja) * 1996-09-30 1998-04-21 Kawasaki Steel Corp 耐食性およびスケール密着性に優れたオーステナイト系ステンレス熱延鋼板およびその製造方法
US5891926A (en) * 1998-03-12 1999-04-06 The Goodyear Tire & Rubber Company Devulcanization of cured rubber
US6328943B1 (en) 1998-07-09 2001-12-11 Betzdearborn Inc. Inhibition of pyrophoric iron sulfide activity
US6380269B1 (en) * 1999-06-09 2002-04-30 The Goodyear Tire & Rubber Company Surface devulcanization of cured rubber crumb
US6285886B1 (en) * 1999-07-08 2001-09-04 Lucent Technologies Inc. Method for controlling power for a communications system having multiple traffic channels per subscriber
IL132422A0 (en) * 1999-10-17 2001-03-19 Levgum Ltd Modifier for devulcanization of cured elastomers mainly vulcanized rubber and method for devulcanization by means of this modifier
US6924319B1 (en) * 1999-10-22 2005-08-02 Ket Kunststoff- Und Elasttechnik Gmbh Devulcanization product consisting of scrap rubber, a devulcanization compound, a method for producing same, the reuse thereof in fresh mixtures and the use thereof for producing injection moulded parts
US6593279B2 (en) * 1999-12-10 2003-07-15 Integrity Industries, Inc. Acid based micro-emulsions
US6872754B1 (en) * 1999-12-21 2005-03-29 Leon Wortham Method for processing elastomers
US6479558B1 (en) * 2000-04-04 2002-11-12 Westinghouse Savannah River Company Microbial processing of used rubber
US20040087449A1 (en) * 2000-09-28 2004-05-06 Furman Harvey A Cleaning compositions for oil and gas wells, lines, casings, formations and equipment and methods of use
US6590042B1 (en) * 2000-10-06 2003-07-08 Ying Tang Recycled rubber processing and performance enhancement
US6623554B2 (en) * 2000-12-20 2003-09-23 Chemtek, Incorporated Protective coating compositions containing natural-origin materials, and method of use thereof
US6387966B1 (en) * 2001-05-21 2002-05-14 Vadim Goldshtein Method and composition for devulcanization of waste rubber
US6992116B2 (en) * 2003-01-03 2006-01-31 The Goodyear Tire & Rubber Company Devulcanization of cured rubber
US7188676B2 (en) 2004-09-02 2007-03-13 Bj Services Company Method for displacing oil base drilling muds and/or residues from oil base drilling mud using water-in-oil emulsion
US20060264335A1 (en) * 2005-05-17 2006-11-23 Bj Services Company Corrosion inhibitor intensifier and method of using the same
US7767722B2 (en) * 2006-12-11 2010-08-03 Green Source Energy Llc Devulcanized rubber and methods
WO2008122989A2 (en) * 2007-04-04 2008-10-16 Dorf Ketal Chemicals (I) Private Limited Naphthenic acid corrosion inhibition using new synergetic combination of phosphorus compounds
EA024263B1 (ru) * 2009-03-13 2016-09-30 Грин Сос Энерджи Ллк Экстракция углеводородов из углеводородсодержащих материалов и/или переработка углеводородсодержащих материалов

Patent Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3061097A (en) * 1958-12-24 1962-10-30 Philip A Mallinckrodt Flotation process for separating bituminous matter from associated gangue minerals
US4374023A (en) * 1981-10-26 1983-02-15 Chevron Research Company Process for recovering hydrocarbons from a diatomite-type ore
US5328518A (en) * 1991-12-06 1994-07-12 Golden Technologies Company, Inc. Method for separating components of liquids in industrial process
US5634984A (en) * 1993-12-22 1997-06-03 Union Oil Company Of California Method for cleaning an oil-coated substrate
US5811607A (en) * 1994-12-12 1998-09-22 Richardt; Anthony D. Composite shingle particle salvage system
WO2002002249A1 (en) * 2000-06-30 2002-01-10 Hebert Shirley A Closed loop cleaning system
WO2006039772A2 (en) * 2004-10-15 2006-04-20 Earth Energy Resources Inc. Removal of hydrocarbons from particulate solids
WO2009038728A1 (en) * 2007-09-20 2009-03-26 Green Source Energy Llc Extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials
US20090078612A1 (en) * 2007-09-20 2009-03-26 Green Source Energy Llc Extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials
US20090250381A1 (en) * 2007-09-20 2009-10-08 Green Source Energy Llc Extraction of Hydrocarbons from Hydrocarbon-Containing Materials and/or Processing of Hydrocarbon-Containing Materials

Also Published As

Publication number Publication date
TW201038772A (en) 2010-11-01
AR071002A1 (es) 2010-05-19
IL215124A0 (en) 2011-12-29
CA2755215A1 (en) 2010-09-16
WO2010104944A3 (en) 2010-11-18
WO2010104944A8 (en) 2011-03-31
BRPI0924443B1 (pt) 2017-11-21
MA33192B1 (fr) 2012-04-02
NZ619989A (en) 2014-11-28
AP3470A (en) 2015-11-30
CN102439199B (zh) 2014-12-10
IL215124A (en) 2015-10-29
EA201101295A1 (ru) 2012-04-30
AP2011005920A0 (en) 2011-10-31
CN102421876B (zh) 2015-06-17
CN102439199A (zh) 2012-05-02
JP2012520396A (ja) 2012-09-06
HK1165839A1 (en) 2012-10-12
CL2009000652A1 (es) 2009-05-15
CA2755200A1 (en) 2010-09-16
GEP201706603B (en) 2017-01-25
CA2755215C (en) 2014-02-25
CL2010000214A1 (es) 2010-09-10
AU2009341831A1 (en) 2011-11-03
ZA201107485B (en) 2012-07-25
JP2012520374A (ja) 2012-09-06
TW201033347A (en) 2010-09-16
AP2908A (en) 2014-05-31
GEP20166471B (en) 2016-05-10
AU2009341831B2 (en) 2014-11-06
TWI491765B (zh) 2015-07-11
AU2010224244B8 (en) 2014-10-02
HK1165455A1 (en) 2012-10-05
PE20100696A1 (es) 2010-10-10
WO2010104944A2 (en) 2010-09-16
CN102421876A (zh) 2012-04-18
JP5792077B2 (ja) 2015-10-07
KR20110128342A (ko) 2011-11-29
EA201101296A1 (ru) 2012-03-30
BRPI0924443A2 (pt) 2016-01-26
MX2011009599A (es) 2011-10-11
EP2406412A2 (en) 2012-01-18
US20110174334A1 (en) 2011-07-21
EP2406347A1 (en) 2012-01-18
TWI468505B (zh) 2015-01-11
EA024978B1 (ru) 2016-11-30
ECSP11011394A (es) 2011-11-30
US8858717B2 (en) 2014-10-14
PE20140775A1 (es) 2014-07-04
KR101638850B1 (ko) 2016-07-12
NZ595324A (en) 2014-02-28
BRPI1009452A2 (pt) 2016-03-01
AU2010224244B2 (en) 2014-09-25
KR20110138375A (ko) 2011-12-27
MX2011009598A (es) 2012-09-28
AU2010224244A1 (en) 2011-11-03
AP2011005919A0 (en) 2011-10-31
ZA201107482B (en) 2012-07-25
CA2755200C (en) 2016-09-06
SG174325A1 (en) 2011-10-28
MY179198A (en) 2020-10-30
US8323417B2 (en) 2012-12-04
WO2010104516A1 (en) 2010-09-16
KR101629753B1 (ko) 2016-06-13
UA104886C2 (ru) 2014-03-25
US20130130961A1 (en) 2013-05-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA024263B1 (ru) Экстракция углеводородов из углеводородсодержащих материалов и/или переработка углеводородсодержащих материалов
US9416645B2 (en) Extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials and/or processing of hydrocarbon-containing materials
US8926832B2 (en) Extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials
US8522876B2 (en) In situ extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials
AU2008301860B2 (en) Extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials
AU2012244185B2 (en) Extraction of Hydrocarbons from Hydrocarbon-Containing Materials

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AZ KZ RU