EA042633B1

EA042633B1 - ADDITIVES FOR IMPROVED BITUMEN RECOVERY

Info

Publication number: EA042633B1
Application number: EA202190093
Authority: EA
Inventors: Коул А. Уитем; Роксанна М. Дженкинс; Биплаб Мухерджи
Original assignee: Дау Глоубл Текнолоджиз Ллк
Priority date: 2018-06-29
Filing date: 2019-06-28
Publication date: 2023-03-07

Description

Область техники, к которой относится изобретениеThe field of technology to which the invention belongs

Изобретение относится к извлечению битума. Точнее, настоящее изобретение относится к добавкам, предназначенным для улучшенного извлечения битума путем открытой разработки или путем извлечения in situ.The invention relates to the extraction of bitumen. More specifically, the present invention relates to additives for improved recovery of bitumen by open pit mining or by in situ recovery.

Уровень техникиState of the art

Месторождения нефтеносных песков встречаются во всем мире, однако больше всего их в Канаде, Венесуэле и Соединенных Штатах Америки. Эти нефтеносные пески содержат значительные количества тяжелой нефти, обычно называющейся битумом. Битум определен как любая жидкая нефть, обладающая плотностью, равной менее 20 градусов АНИ (Американский нефтяной институт). Битум можно извлечь из этих нефтеносных песков и очистить с получением синтетической нефти или с прямым получением нефтепродуктов. Затруднение, связанное с обработкой битума, заключается в том, что он обычно является чрезвычайно вязким, иногда до такой степени, что он является скорее твердым веществом, чем жидкостью. Таким образом, битум обычно не обладает текучестью, характерной для менее вязкой или более легкой сырой нефти.Oil sands deposits are found all over the world, but most of them are in Canada, Venezuela and the United States of America. These oil sands contain significant amounts of heavy oil commonly referred to as bitumen. Bitumen is defined as any liquid oil having a density less than 20 degrees API (American Petroleum Institute). Bitumen can be recovered from these oil sands and refined to either synthetic oil or direct petroleum products. A difficulty with handling bitumen is that it is usually extremely viscous, sometimes to the point that it is more of a solid than a liquid. Thus, bitumen does not typically exhibit the fluidity of a less viscous or lighter crude oil.

Поскольку битум по природе является вязким, его невозможно добыть из скважины, пробуренной в нефтеносных песках, как в случае более легкой сырой нефти. Это невозможно, поскольку битум просто не течет без предварительного нагревания, разбавления и/или переработки. Поскольку обычные методики добычи нефти бурением являются неподходящими для добычи битума, в течение нескольких десятилетий разработано несколько методик экстракции и обработки нефтеносных песков с извлечением битума. В случае малоглубинных месторождений нефтеносных песков типичная методика включает поверхностную экстракцию или добычу и затем последующую обработку нефтеносных песков для извлечения битума.Because bitumen is naturally viscous, it cannot be recovered from a well drilled in oil sands, as is the case with lighter crude oils. This is not possible because bitumen simply does not flow without preheating, dilution and/or processing. Because conventional drilling oil recovery techniques are unsuitable for bitumen recovery, several techniques have been developed over several decades to extract and treat oil sands to recover bitumen. In the case of shallow oil sands deposits, a typical technique involves surface extraction or extraction and then subsequent treatment of the oil sands to recover the bitumen.

Разработка методик поверхностной экстракции (открытая разработка) особенно интенсивно проводилась на поле Атабаска в Канаде. В этих методиках нефтеносные пески обычно добывают путем открытой разработки с предварительным удалением вскрышных пород или открытой разработки карьерным способом с использованием шагающих экскаваторов, роторных экскаваторов и в недавнее время с использованием ковшовых экскаваторов и самосвалов. Затем нефтеносные пески транспортируют на предприятие для обработки и извлечения битума из песков. Эти методики обычно включают использование растворителя некоторого типа, чаще всего воды или пара, хотя также используют другие растворители, такие как углеводородные растворители.The development of surface extraction techniques (open pit mining) has been particularly intensive in the Athabasca field in Canada. In these techniques, oil sands are usually mined by open pit mining with overburden removal or open pit mining using walking excavators, bucket wheel excavators and, more recently, bucket shovels and dump trucks. The oil sands are then transported to a facility for processing and extracting bitumen from the sands. These techniques typically involve the use of some type of solvent, most commonly water or steam, although other solvents such as hydrocarbon solvents are also used.

После выемки грунта на поле Атабаска обычно используют методику экстракции горячей водой, в которой нефтеносные пески смешивают с водой при температурах, находящихся в диапазоне примерно от 35 до 75°С, при недавнем усовершенствовании, заключающимся в понижении необходимой температуры в сторону нижней части этого диапазона. С нефтеносными песками можно смешать экстрагирующий агент, такой как гидроксид натрия (NaOH), поверхностно-активные вещества и/или воздух.Following excavation in the Athabasca field, a hot water extraction technique is commonly used in which oil sands are mixed with water at temperatures in the range of about 35 to 75°C, with a recent improvement to lower the required temperature towards the lower end of this range. An extractant such as sodium hydroxide (NaOH), surfactants and/or air can be mixed with the oil sands.

Воду добавляют к нефтеносным пескам для получения взвеси нефтеносных песков, к которой можно добавить добавки, такие как NaOH, которую затем транспортируют в экстракционную установку, обычно по трубопроводу. Взвесь перемешивают в сосуде для разделения и вода и NaOH обеспечивают высвобождение битума из нефтеносных песков. Захваченный водой и посредством NaOH воздух присоединяется к битуму, это позволяет битуму всплыть на поверхность взвеси и образовать пену. Содержащую битум пену дополнительно обрабатывают для удаления остаточных количеств воды и мелких частиц, которыми обычно являются мелкие частицы песка и глины. Затем битум отправляют на хранение до проведения дополнительной обработки или сразу обрабатывают химическим образом или путем смешивания с более легкими нефтяными продуктами и транспортируют по трубопроводу для переработки с получением синтетической сырой нефти. К сожалению, эту методику невозможно использовать для более глубоко расположенных слоев нефтеносных песков. Для извлечения битума из более глубоко залегающей нефти при скважинной добыче необходимо использовать проводимые in situ методики. По оценкам примерно 80% нефтеносных песков в Альберте и почти все нефтеносные пески Венесуэлы находятся слишком глубоко под землей, чтобы можно было использовать открытую разработку карьерным способом.Water is added to the oil sands to form an oil sands slurry to which additives such as NaOH can be added, which is then transported to an extraction plant, usually via a pipeline. The slurry is agitated in a separation vessel and water and NaOH release the bitumen from the oil sands. Entrained in water and NaOH, the air is attached to the bitumen, which allows the bitumen to float to the surface of the suspension and form foam. The bitumen-containing foam is further treated to remove residual water and fine particles, which are typically fine sand and clay particles. The bitumen is then stored for further processing, or directly treated chemically or by mixing with lighter petroleum products and transported through a pipeline for processing into synthetic crude oil. Unfortunately, this technique cannot be used for deeper layers of oil sands. In situ techniques must be used to recover bitumen from deeper oil in well production. It is estimated that approximately 80% of the oil sands in Alberta and almost all of the oil sands in Venezuela are too deep underground to allow open pit mining.

Использующаяся при скважинной добыче циклическая стимуляция паром (ЦСП) представляет собой проводимую in situ методику пароциклической обработки скважины, в которой пар нагнетают в скважину при температуре, равной от 250 до 400°С. Пар продвигается вверх и нагревает битум, уменьшая его вязкость. Скважине дают осесть в течение дней или недель и затем горячую нефть, смешанную с конденсированным паром, выкачивают в течение недель или месяцев. Затем процедуру повторяют. К сожалению, при использовании методики пароциклической обработки скважины для обеспечения накопления поддающейся перекачке нефти необходимо прекращение работ на участке на несколько недель. В дополнение к высоким затратам, связанным с нагнетанием пара, использование методики ЦСП обычно обеспечивает степень извлечения имеющейся в наличии нефти, составляющую от 20 до 25%.Cyclic steam stimulation (STS) is an in situ steam cycling well treatment technique in which steam is injected into the well at a temperature of 250 to 400°C. The steam moves up and heats the bitumen, reducing its viscosity. The well is allowed to settle for days or weeks and then hot oil mixed with condensed steam is pumped out for weeks or months. Then the procedure is repeated. Unfortunately, when using the steam cycle well treatment technique, it is necessary to stop operations at the site for several weeks to ensure the accumulation of pumpable oil. In addition to the high costs associated with steam injection, the use of the DSP technique typically provides recovery rates of 20 to 25% of the available oil.

Паровой гравитационный дренаж (ПГД) является другой проводимой in situ методикой, в которой в нефтеносных песках бурят две горизонтально расположенные скважины, одну в нижней части месторо- 1 042633 ждения и другую на 5 м выше нее. Скважины бурят группами вне центральных слоев. Эти скважины могут простираться на мили во всех направлениях. Пар нагнетают в верхнюю скважину, расплавляя таким образом битум, который затем течет в нижнюю скважину. Затем полученную жидкую нефть, смешанную с конденсированным паром, выкачивают на поверхность. Типичная степень извлечения имеющейся в наличии нефти составляет от 40 до 60%.Steam gravity drainage (SHD) is another in situ technique in which two horizontal wells are drilled in oil sands, one at the bottom of the field and the other 5 m above it. Wells are drilled in groups outside the central layers. These wells can extend for miles in all directions. Steam is injected into the upper well, thus melting the bitumen, which then flows into the lower well. The resulting liquid oil, mixed with condensed steam, is then pumped to the surface. Typical recovery rates for available oil are 40 to 60%.

С использованием описанных выше методик связаны большие затраты, экологические затруднения и проблемы безопасности. Так, например, использование больших количеств пара требует больших затрат энергии и необходимы обработка и удаление больших количеств воды. В настоящее время для экстракции и обработки нефтеносных песков необходимо несколько баррелей воды в пересчете на каждый баррель полученной нефти. Открытая разработка с предварительным удалением вскрышных пород и последующая обработка приводит к получению не полностью очищенного песка, при этом для возможности его возвращения в окружающую среду необходима дополнительная обработка. Кроме того, использование большого количества щелочи при открытой разработке является не только опасным производственным фактором, но и способствует образованию мелких частиц глины в хвостах, удаление которых является основной экологической проблемой.There are high costs, environmental and safety concerns associated with the use of the techniques described above. Thus, for example, the use of large amounts of steam is energy intensive and large amounts of water must be treated and removed. Currently, the extraction and treatment of oil sands requires several barrels of water per barrel of oil produced. Open pit mining with preliminary removal of overburden and subsequent processing results in incompletely cleaned sand, while additional processing is required to be able to return it to the environment. In addition, the use of a large amount of alkali in open pit mining is not only a hazardous production factor, but also contributes to the formation of fine clay particles in tailings, the removal of which is a major environmental problem.

Таким образом, сохраняется необходимость эффективных, безопасных и экономичных способов, предназначенных для улучшения извлечения битума из нефтеносных песков.Thus, there remains a need for efficient, safe and economical methods for improving the recovery of bitumen from oil sands.

Краткое изложение сущности изобретенияBrief summary of the invention

Настоящее изобретение относится у улучшенному способу извлечения битума, который включает обработку битума, включая нефтеносные пески, содержащие битум, конкретными полиаминами, описанными в настоящем изобретении. Способ, предлагаемый в настоящем изобретении, является подходящим для извлечения битума из нефтеносных песков, добытых путем открытой разработки, или проводят обработку нефтеносных песков in situ при добыче в подземном месторождении.The present invention relates to an improved method for recovering bitumen, which includes the treatment of bitumen, including oil sands containing bitumen, specific polyamines described in the present invention. The method of the present invention is suitable for recovering bitumen from open pit oil sands or in situ treatment of oil sands in underground mining.

Точнее, варианты осуществления настоящего изобретения включают способ извлечения битума, который включает введение битума во взаимодействие с паром и/или водой и органическим амином, обладающим температурой кипения при давлении, равном 1 атм., равной выше 145°С, и извлечение битума, введенного во взаимодействие с паром и/или водой и органическим амином. В различных вариантах осуществления битум может содержаться в нефтеносных песках и стадия введения во взаимодействие включает введение нефтяных песков, содержащих битум, во взаимодействие с паром и/или водой и органическим амином и извлечение битума из нефтяных песков. В одном варианте осуществления стадию введения битума во взаимодействие с паром и/или водой и органическим амином и извлечение битума проводят in situ в подземном пласте. Альтернативно, стадию введения битума во взаимодействие с паром и/или водой и органическим амином и извлечение битума проводят по методике извлечения ex situ.More specifically, embodiments of the present invention include a method for recovering bitumen, which includes contacting bitumen with steam and/or water and an organic amine having a boiling point at a pressure of 1 atm., equal to more than 145°C, and recovering bitumen introduced into interaction with steam and/or water and an organic amine. In various embodiments, the bitumen may be contained in the oil sands and the contacting step comprises contacting the oil sands containing bitumen with steam and/or water and an organic amine and recovering the bitumen from the oil sands. In one embodiment, the step of reacting the bitumen with steam and/or water and an organic amine and extracting the bitumen is carried out in situ in a subterranean formation. Alternatively, the step of reacting the bitumen with steam and/or water and an organic amine and extracting the bitumen is carried out in an ex situ extraction technique.

В вариантах осуществления, описанных в настоящем изобретении, может существовать порядок, в котором битум вводят во взаимодействие с паром и/или водой и органическим амином, обладающим температурой кипения при давлении, равном 1 атм., равной выше 145°С. Так, например, в одном варианте осуществления способ, предлагаемый в настоящем изобретении, включает объединение органического амина с паром и/или водой с получением экстрагирующей композиции и введение битума во взаимодействие с экстрагирующей композицией для уменьшения вязкости битума. В альтернативном варианте осуществления способ может включать первое введение битума во взаимодействие с органическим амином и затем второе введение битума и органического амина во взаимодействие с паром и/или водой. Как указано выше, битум может содержаться в нефтеносных песках и стадия введения во взаимодействие включает введение нефтяных песков, содержащих битум, во взаимодействие с паром и/или водой и органическим амином так, как это описано выше, и стадию извлечения из нефтяных песков.In the embodiments described in the present invention, there may be an order in which the bitumen is introduced into interaction with steam and/or water and an organic amine having a boiling point at a pressure of 1 atm, equal to above 145°C. Thus, for example, in one embodiment, the method of the present invention comprises combining an organic amine with steam and/or water to form an extractive composition and contacting the bitumen with the extractive composition to reduce the viscosity of the bitumen. In an alternative embodiment, the method may include first contacting the bitumen with an organic amine and then a second contacting the bitumen and the organic amine with steam and/or water. As stated above, bitumen may be contained in oil sands and the contacting step includes contacting the oil sands containing bitumen with steam and/or water and an organic amine as described above and a step of recovering from the oil sands.

В различных вариантах осуществления органический амин содержится в паре и/или воде при концентрации, равной вплоть до 5 массовых процентов (мас.%) в пересчете на суммарную массу пара и/или воды и органического амина.In various embodiments, the organic amine is present in the steam and/or water at a concentration of up to 5 weight percent (wt%), based on the combined weight of the steam and/or water and the organic amine.

Подробное описание изобретенияDetailed description of the invention

Настоящее изобретение относится у улучшенному способу извлечения битума, который включает обработку нефтеносных песков, содержащих битум, конкретным полиамином, описанным в настоящем изобретении. Способ, предлагаемый в настоящем изобретении, является подходящим для извлечения битума из нефтеносных песков, добытых путем открытой разработки (обработка ex situ), или проводят обработку нефтеносных песков in situ при добыче в подземном месторождении.The present invention relates to an improved method for recovering bitumen, which includes treating oil sands containing bitumen with a particular polyamine described in the present invention. The method of the present invention is suitable for recovering bitumen from open pit oil sands (ex situ processing) or in situ processing of oil sands from underground mining.

Варианты осуществления настоящего изобретения включают способ извлечения битума, который включает введение битума во взаимодействие с паром и/или водой и органическим амином, обладающим температурой кипения при давлении, равном 1 атм., равной выше 145°С, и извлечение битума, введенного во взаимодействие с паром и/или водой и органическим амином. Органический амин, предлагаемый в настоящем изобретении, может способствовать увеличению степени извлечения битума при использовании ряда методик извлечения, включая методику, являющуюся частью методики парового гравитационного дренажа (ПГД), а также другие описанные в настоящем изобретении.Embodiments of the present invention include a method for recovering bitumen, which includes contacting bitumen with steam and/or water and an organic amine having a boiling point at a pressure of 1 atm. steam and/or water and an organic amine. The organic amine of the present invention can enhance bitumen recovery using a number of recovery techniques, including those that are part of the Steam Gravity Drainage (SHD) technique and others described in the present invention.

- 2 042633- 2 042633

В разных вариантах осуществления, описанных в настоящем изобретении, органический амин, предлагаемый в настоящем изобретении, обладает температурой кипения при давлении, равном 1 атм., равной выше 145°С. В предпочтительных вариантах осуществления органический амин, обладающий этой характеристикой, включает такие, которые представляют собой органические полиамины. Органический полиамин можно определить различным образом, однако для задач настоящего изобретения органический полиамин определен, как органическое соединение, содержащее более двух аминогрупп, обладающее алифатическими или ароматическими цепями. Алифатические цепи могут включать линейные цепи, разветвленные цепи, циклические цепи или их комбинации. Для задач настоящего изобретения предпочтительно, если органический полиамин, обладающий температурой кипения при давлении, равном 1 атм., равной выше 145°С, выбран из группы, состоящей из следующих: диэтилентриамин, К,К,К',К,К-пентаметилдиэтилентриамин, аминоэтилпиперазин; гексаметилентетрамин; бис(гексаметилен)триамин; 1,3,5-бензолтриамин; диэтилентриамин, триэтилентетрамин, тетраэтиленпентамин, аминоэтилпиперазин, бис(гексаметилен)триамин, полилизин, полиорнитин, полиаллиламин, дипропилентриамин, трипропилентетрамин, 1,2-бис(3-аминопропиламино)этан, бис(гексаметилен)триамин, гистамин, агматин, цитозин; полимеры этилендиамина, триэтилентетрамин, трибутилтетрамин, тетраэтилпентамин, пентаэтилгексамин, гексаэтилгептамин, гептаэтилоктамин, бис-гексаметилтриамин и их комбинации. В одном варианте осуществления органическим амином предпочтительно является гексаметилентетрамин.In various embodiments, the implementation described in the present invention, the organic amine proposed in the present invention, has a boiling point at a pressure equal to 1 atm., equal to above 145°C. In preferred embodiments, an organic amine having this characteristic includes those that are organic polyamines. An organic polyamine can be defined in various ways, however, for the purposes of the present invention, an organic polyamine is defined as an organic compound containing more than two amino groups, having aliphatic or aromatic chains. Aliphatic chains may include linear chains, branched chains, cyclic chains, or combinations thereof. For the purposes of the present invention, it is preferred that the organic polyamine having a boiling point at a pressure of 1 atm above 145° C. is selected from the group consisting of the following: diethylenetriamine, K,K,K',K,K-pentamethyldiethylenetriamine, aminoethylpiperazine; hexamethylenetetramine; bis(hexamethylene)triamine; 1,3,5-benzenetriamine; diethylenetriamine, triethylenetetramine, tetraethylenepentamine, aminoethylpiperazine, bis(hexamethylene)triamine, polylysine, polyornithine, polyallylamine, dipropylenetriamine, tripropylenetetramine, 1,2-bis(3-aminopropylamino)ethane, bis(hexamethylene)triamine, histamine, agmatine, cytosine; polymers of ethylenediamine, triethylenetetramine, tributyltetramine, tetraethylpentamine, pentaethylhexamine, hexaethylheptamine, heptaethyloctamine, bis-hexamethyltriamine, and combinations thereof. In one embodiment, the organic amine is preferably hexamethylenetetramine.

Отделение битума и/или тяжелой нефти от нефтеносных песков проводят по двум методикам, но не ограничиваясь только ими: открытая разработка и/или извлечение in situ, иногда называющееся скважинной добычей. Проведение открытой разработки и последующее извлечение битума, предлагаемое в настоящем изобретении, способствует проведению методики извлечения ex situ, в отличие от методики обработки in situ, также описанной в настоящем изобретении. В методике извлечения ex situ нефтеносные пески можно извлечь путем открытой разработки или путем открытой разработки с предварительным удалением вскрышных пород и транспортировать на участок для обработки.The separation of bitumen and/or heavy oil from oil sands is carried out by two methods, but not limited to them: open mining and/or in situ recovery, sometimes referred to as downhole production. The open pit mining and subsequent bitumen recovery of the present invention facilitates an ex situ recovery technique, as opposed to the in situ treatment technique also described in the present invention. In an ex situ extraction technique, oil sands can be recovered by open pit mining or by open pit mining with prior overburden removal and transported to a processing site.

Необходимая информация приведена в публикации Understanding Water-Based Bitumen Extraction from Athabasca Oil Sands, J. Masliyah, et al., Canadian Journal of Chemical Engineering, Volume 82, August 2004. Основные стадии при извлечении битума путем открытой разработки включают: экстракцию, обработку пены, обработку хвостов и переработку. Стадии являются взаимосвязанными; операции по добыче оказывают влияние на экстракцию и экстракция, в свою очередь, влияет на операции переработки.See Understanding Water-Based Bitumen Extraction from Athabasca Oil Sands, J. Masliyah, et al., Canadian Journal of Chemical Engineering, Volume 82, August 2004 for relevant information. , tailings treatment and processing. The stages are interconnected; mining operations affect extraction and extraction in turn affects processing operations.

При проведении промышленных операций извлечения битума нефтеносный песок обычно добывают в карьере с использованием самосвалов и ковшовых экскаваторов. Добытые нефтеносные пески транспортируют на участок для обработки. Стадия экстракции включает измельчение комков нефтеносного песка и их смешивание с (рециркуляционной технологической) водой в смесительных камерах, баках с перемешиванием, циклических подающих устройствах или конических дробилках с получением кондиционированной взвеси нефтеносных песков. Кондиционированную взвесь нефтеносных песков направляют в гидротранспортные трубопроводы или во вращающиеся барабаны, в которых комки нефтеносного песка подвергают сдвиговому воздействию и происходит уменьшение их размера. Внутри вращающихся барабанов и/или гидротранспортных трубопроводов битум можно извлечь или высвободить, или освободить от частиц песка. Во время проведения стадии получения взвеси можно добавить химические добавки; примеры таких химических веществ, известных в данной области техники, приведены, например, в US 2008/0139418, во всей его полноте включенном в настоящее изобретение в качестве ссылки. При проведении типичных операций рабочая температура взвеси находится в диапазоне от 35 до 75°С, предпочтительно от 40 до 55°С.In commercial bitumen extraction operations, oil sands are typically mined from a quarry using dump trucks and bucket shovels. The extracted oil sands are transported to a site for processing. The extraction step involves crushing the oil sand lumps and mixing them with (recycled process) water in mixing chambers, agitation tanks, cyclic feeders or cone crushers to form a conditioned oil sands slurry. The conditioned slurry of oil sands is sent to hydrotransport pipelines or to rotating drums, in which lumps of oil sand are sheared and reduced in size. Within the rotating drums and/or hydrotransport pipelines, the bitumen can be recovered or released, or freed from sand particles. During the slurry step, chemical additives can be added; examples of such chemicals known in the art are given, for example, in US 2008/0139418, incorporated herein by reference in its entirety. During typical operations, the working temperature of the suspension is in the range from 35 to 75°C, preferably from 40 to 55°C.

Во вращающихся барабанах и гидротранспортных трубопроводах к битуму присоединяется захваченный или введенный воздух и образуется пена. На стадии обработки пены аэрированный битум всплывает и затем его снимают с поверхности взвеси. Это осуществляют в обладающих большим размером сосудах для гравитационного разделения, обычно называющихся сосудами для первичного разделения (СПР), разделительными ячейками (РЯ) или первичными разделительными ячейками (ПРЯ). Небольшие количества капель битума (обычно неаэрированного битума), оставшихся во взвеси, можно дополнительно извлечь с использованием принудительной флотации воздухом в механических флотационных ячейках и сосудах для извлечения нефтяных хвостов, или с использованием циклосепараторов и гидроциклонов. При промышленных операциях полная степень извлечения битума обычно составляет от 88 до 95% от исходного имеющегося количества нефти. Извлеченный битум в форме пены обычно содержит примерно 60% битума, 30% воды и 10% твердых веществ.In rotating drums and hydrotransport pipelines, entrapped or introduced air joins the bitumen and foam is formed. At the stage of foam processing, aerated bitumen floats and then it is removed from the suspension surface. This is done in large gravity separation vessels, commonly referred to as primary separation vessels (PSVs), separation cells (PSCs), or primary separation cells (PSCs). Small amounts of bitumen droplets (usually non-aerated bitumen) remaining in suspension can be further recovered using forced air flotation in mechanical flotation cells and oil tailings recovery vessels, or using cycloseparators and hydrocyclones. In commercial operations, the overall recovery of bitumen is typically between 88% and 95% of the original amount of oil available. The recovered bitumen in foam form typically contains about 60% bitumen, 30% water and 10% solids.

Затем извлеченную содержащую битум пену деаэрируют и разбавляют (смешивают) с растворителями для обеспечения достаточной разности плотностей воды и битума и для уменьшения вязкости битума. Разбавление растворителем (например, нафтой или гексаном) облегчает удаление твердых веществ и воды из содержащей битум пены с использованием отстойников с наклонными пластинами, центробежных сепараторов и/или центрифуг. Если парафиновый разбавитель (растворитель) используют при достаточно высоком отношении количества разбавителя к количеству битума, то происходит частичноеThe recovered bitumen-containing foam is then deaerated and diluted (mixed) with solvents to provide a sufficient density difference between water and bitumen and to reduce the viscosity of the bitumen. Dilution with a solvent (eg, naphtha or hexane) facilitates the removal of solids and water from the bitumen-containing foam using slant-plate settlers, centrifugal separators, and/or centrifuges. If a paraffin thinner (solvent) is used at a sufficiently high ratio of diluent to bitumen, then partial

- 3 042633 осаждение асфальтенов. Это приводит к образованию сложных агрегатов, которые захватывают воду и твердые вещества в разбавленной содержащей битум пене. Таким образом, гравитационное разделение существенно улучшается и потенциально устраняется необходимость использования центробежных сепараторов или центрифуг.- 3 042633 precipitation of asphaltenes. This results in the formation of complex aggregates that trap water and solids in the diluted bitumen-containing foam. Thus, gravity separation is greatly improved and potentially eliminates the need for centrifugal separators or centrifuges.

На стадии обработки хвостов поток хвостов, выходящий из установки для экстракции, поступает в пруд для хвостов для разделения системы твердые вещества - жидкость. Осветленную воду можно рециркулировать из пруда обратно в установку для экстракции. Для ускорения обработки хвостов к созревшим мелким хвостам можно добавить гипс для объединения мелкодисперсных частиц с крупным песком с получением нерасслаивающейся смеси. Эту методику можно назвать методикой с объединенными (композитными) хвостами (КХ). КХ удаляют геотехническим образом, это улучшает их дальнейшее обезвоживание и конечное извлечение. Хвосты, выходящие из установки для экстракции, необязательно пропускают через центробежный сепаратор, при этом поток, выходящий из верхней части (мелкие хвосты), закачивают в загустители, а поток, выходящий из нижней части центробежного сепаратора (крупные хвосты), в пруд для хвостов. Мелкие хвосты обрабатывают с помощью флокулянтов, затем загустить и закачать в пруд для хвостов. Кроме того, можно использовать технологию с образованием пасты (добавление флокулянтов/полиэлектролитов) или сочетание методики с КХ и технологии с получением пасты для быстрого высвобождения воды и рециркулирования воды, содержащейся в КХ, в установку для экстракции с целью извлечения битума из нефтеносных песков.In the tailings treatment stage, the tailings stream leaving the extraction unit enters the tailings pond to separate the solids-liquid system. The clarified water can be recycled from the pond back to the extraction plant. Gypsum can be added to matured fine tailings to speed up tailings processing to combine fine particles with coarse sand to form a non-separable mixture. This technique can be called the technique with the combined (composite) tails (TC). CC is removed geotechnically, this improves their further dewatering and final recovery. The tailings exiting the extraction unit are optionally passed through a centrifugal separator, with the stream exiting the top (fine tailings) being pumped into thickeners and the stream exiting the bottom of the centrifugal separator (coarse tailings) being pumped into the tailings pond. Fine tailings are treated with flocculants, then thickened and pumped into a tailings pond. In addition, paste technology (adding flocculants/polyelectrolytes) or a combination of CC and paste technology can be used to quickly release water and recycle the water contained in CC to an extraction plant to recover bitumen from oil sands.

На заключительной стадии извлеченный битум можно переработать. При переработке или добавляют водород, или удаляют углерод для получения сбалансированного более легкого углеводорода, который является более ценным и который легче очистить. При проведении процедуры переработки также удаляют загрязнения, такие как тяжелые металлы, соли, кислород, азот и сера. Процедура переработки включает одну или большее количество стадий, таких как следующие: перегонка, где различные соединения разделяют на основании физических характеристик, коксование, гидроконверсия, деасфальтизация растворителем для увеличения значения отношения количества водорода к количеству углерода и гидрообработка, при которой удаляют загрязнения, такие как сера.At the final stage, the extracted bitumen can be recycled. Refining either adds hydrogen or removes carbon to produce a balanced lighter hydrocarbon that is more valuable and easier to refine. The recycling procedure also removes contaminants such as heavy metals, salts, oxygen, nitrogen and sulfur. The refining procedure includes one or more steps such as the following: distillation, where different compounds are separated based on physical characteristics, coking, hydroconversion, solvent deasphalting to increase the hydrogen to carbon ratio, and hydrotreatment, which removes contaminants such as sulfur. .

Способы, предлагаемые в настоящем изобретении, можно применять для извлечения битума при проведении методики извлечения ex situ, описанной выше. Так, например, в одном варианте осуществления настоящего изобретения усовершенствованием, внесенным в способ извлечения битума из нефтеносных песков, является добавление органического амина, обладающего температурой кипения при давлении, равном 1 атм., равной выше 145°С, описанного выше, во время проведения стадии приготовления взвеси. Сортированный материал при перемешивании добавляют в резервуар для взвеси и объединяют с органическим амином, обладающим температурой кипения при давлении, равном 1 атм., равной выше 145°С.The methods of the present invention can be used to recover bitumen using the ex situ recovery methodology described above. Thus, for example, in one embodiment of the present invention, an improvement made to the process for recovering bitumen from oil sands is the addition of an organic amine having a boiling point at a pressure of 1 atm., equal to above 145 ° C, described above, during the stage suspension preparation. The sorted material is added with stirring to the slurry tank and combined with an organic amine having a boiling point at a pressure of 1 atm., equal to more than 145°C.

Органический амин можно добавить к воде, содержащейся во взвеси нефтеносных песков, в неразбавленном виде или в виде экстрагирующей композиции. Если органический амин добавляют в виде экстрагирующей композиции, то его сначала объединяют (например, смешивают) с паром и/или водой и затем вводят во взаимодействие с битумом и проводят последующее извлечение битума. В различных вариантах осуществления органический амин содержится в воде при концентрации, равной вплоть до 5 массовых процентов (мас.%) в пересчете на суммарную массу воды и органического амина. Так, например, органический амин содержится в воде при концентрации, равной от 100 частей на миллион (част./млн) до 5 мас.% (50000 част./млн) в пересчете на суммарную массу воды и органического амина. Предпочтительно, органический амин содержится в воде при концентрации, равной от 0,01 до 1 мас.% в пересчете на суммарную массу воды и органического амина.The organic amine can be added to the water contained in the oil sands slurry, neat or as an extractive composition. If the organic amine is added as an extractive composition, it is first combined (eg mixed) with steam and/or water and then reacted with the bitumen and the bitumen is subsequently recovered. In various embodiments, the implementation of the organic amine is contained in water at a concentration equal to up to 5 mass percent (wt.%), based on the total weight of water and organic amine. For example, the organic amine is present in water at a concentration of 100 parts per million (ppm) to 5 wt.% (50,000 ppm) based on the combined weight of water and organic amine. Preferably, the organic amine is present in water at a concentration of 0.01 to 1% by weight, based on the combined weight of water and organic amine.

Смесь, содержащую раствор органического амина и взвесь нефтеносного песка, обычно перемешивают в течение от 5 мин до 4 ч, предпочтительно в течение 1 ч или менее. Предпочтительно, если смесь, содержащую раствор органического амина и взвесь нефтеносного песка, нагревают до температуры, равной 35°С или выше, более предпочтительно равной 40°С или выше, более предпочтительно равной 55°С или выше, более предпочтительно равной 60°С или выше. Предпочтительно, если смесь, содержащую раствор органического амина и взвесь нефтеносного песка, нагревают до температуры, равной 100°С или ниже, более предпочтительно равной 80°С или ниже и более предпочтительно равной 75°С или ниже.The mixture containing the organic amine solution and the oil sand slurry is usually agitated for 5 minutes to 4 hours, preferably 1 hour or less. Preferably, the mixture containing the organic amine solution and the oil sand slurry is heated to a temperature of 35°C or more, more preferably 40°C or more, more preferably 55°C or more, more preferably 60°C or higher. Preferably, the mixture containing the organic amine solution and the oil sand slurry is heated to a temperature of 100°C or less, more preferably 80°C or less, and more preferably 75°C or less.

Как указано выше в настоящем изобретении, взвесь, обработанную органическим амином, можно перенести в резервуар для разделения, обычно содержащий разбавленный раствор детергента, в котором битум и тяжелую нефть отделяют от водной части. Твердые вещества и водную часть можно дополнительно обработать для удаления любого дополнительного количества свободных органических веществ.As stated above in the present invention, the organic amine treated slurry can be transferred to a separation tank, typically containing a dilute detergent solution, in which bitumen and heavy oil are separated from the water portion. The solids and aqueous portion can be further processed to remove any additional free organic matter.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения битум извлекают из нефтеносных песков in situ в подземном пласте, где битум, содержащийся в нефтеносных песках, вводят во взаимодействие с паром и/или водой и органическим амином, как это описано выше, для обеспечения возможности извлечения битума. Двумя наиболее распространенными методиками извлечения при добыче in situ являются циклическая стимуляция паром (ЦСП) и паровой гравитационный дренаж (ПГД). В методике ЦСП можно использовать и вертикально расположенные, и горизонтально расположенные скважины,In another embodiment of the present invention, bitumen is recovered from oil sands in situ in a subterranean formation where the bitumen contained in the oil sands is reacted with steam and/or water and an organic amine as described above to allow the bitumen to be recovered. The two most common recovery techniques for in situ mining are cyclic steam stimulation (CSP) and steam gravity drainage (SHD). Both vertical and horizontal wells can be used in the DSP technique,

- 4 042633 при этом поочередно нагнетают пар и откачивают нагретый битум на поверхность, формируя цикл, включающий нагнетание, нагревание, течение и извлечение. В методике ПГД используют пары горизонтально расположенных скважин, которые находятся друг над другом в продуктивной зоне битума. Верхнюю скважину можно использовать для нагнетания пара, создавая постоянно нагреваемую камеру, внутри которой нагретый битум под действием силы тяжести течет в нижнюю скважину, в которой проводят извлечение битума. Однако разработаны новые технологии, такие как извлечение паровой экстракцией (ИПЭ) и холодная добыча тяжелой нефти с песком (ХДТНП).- 4 042633 at the same time, steam is injected in turn and the heated bitumen is pumped to the surface, forming a cycle that includes injection, heating, flow and extraction. The PDT technique uses pairs of horizontal wells that are located one above the other in the bitumen pay zone. The upper well can be used for steam injection, creating a constantly heated chamber, within which the heated bitumen flows by gravity into the lower well, where the bitumen is extracted. However, new technologies have been developed, such as steam extraction (SPE) and cold sanded heavy oil (HOS) recovery.

Основные стадии обработки in situ для извлечения битума из нефтеносных песков включают: нагнетание пара в скважину, извлечение битума из скважины и разбавление извлеченного битума, например, конденсатом, для транспортировки по трубопроводам.The main in situ processing steps for recovering bitumen from oil sands include: steam injection into the well, recovery of the bitumen from the well, and dilution of the extracted bitumen, for example, with condensate, for transportation through pipelines.

В соответствии со способом, предлагаемым в настоящем изобретении, в способе проводимого in situ извлечения битума из месторождения подземных нефтеносных песков органический амин применяют в качестве добавки для пара и/или воды. Режим нагнетания пара может включать один или большее количество следующих: вытеснение паром, парообработка или циклическое нагнетание пара с использованием программы для одной или множества скважин. В дополнение к одной или большему количеству методик нагнетания пара, описанных выше в настоящем изобретении, можно использовать заводнение.In accordance with the method of the present invention, an organic amine is used as a steam and/or water additive in the in situ extraction of bitumen from an underground oil sands deposit. The steam injection mode may include one or more of the following: steam drive, steam treatment, or cyclic steam injection using a single or multiple well program. In addition to one or more of the steam injection techniques described above in the present invention, waterflooding may be used.

В вариантах осуществления настоящего изобретения может существовать порядок, в котором битум вводят во взаимодействие с паром и/или водой и органическим амином, обладающим температурой кипения при давлении, равном 1 атм., равной выше 145°С. Так, например, в одном варианте осуществления способ, предлагаемый в настоящем изобретении, включает объединение органического амина с паром и/или водой с получением экстрагирующей композиции и введение битума во взаимодействие с экстрагирующей композицией для уменьшения вязкости битума при осуществлении способа in situ, предлагаемого в настоящем изобретении. В альтернативном варианте осуществления способ может включать первое проводимое in situ введение битума во взаимодействие с органическим амином и затем второе проводимое in situ введение битума и органического амина во взаимодействие с паром и/или водой.In embodiments of the present invention, there may be an order in which the bitumen is introduced into interaction with steam and/or water and an organic amine having a boiling point at a pressure of 1 atm., equal to above 145°C. Thus, for example, in one embodiment, the method of the present invention comprises combining an organic amine with steam and/or water to form an extractive composition and reacting bitumen with the extractive composition to reduce the viscosity of the bitumen in an in situ process of the present invention. invention. In an alternative embodiment, the method may include a first in situ reaction of the bitumen with an organic amine and then a second in situ reaction of the bitumen and the organic amine with steam and/or water.

Как описано в предыдущих абзацах, органический амин можно добавить к находящимся подземном пласте нефтеносным пескам в неразбавленном виде или в виде экстрагирующей композиции, описанной в настоящем изобретении. В различных вариантах осуществления органический амин содержится в паре и/или воде при концентрации, равной вплоть до 5 мас.% в пересчете на суммарную массу пара и/или воды и органического амина. Так, например, органический амин содержится в паре и/или воде при концентрации, равной от 100 частей на миллион (част./млн) до 5 мас.% (50000 част./млн) в пересчете на суммарную массу пара и/или воды и органического амина. Предпочтительно, если органический амин содержится в паре и/или воде при концентрации, равной от 0,01 до 1 мас.% в пересчете на суммарную массу пара и/или воды и органического амина.As described in the previous paragraphs, the organic amine can be added to the oil sands located underground in neat form or in the form of an extractive composition described in the present invention. In various embodiments, the organic amine is present in the steam and/or water at a concentration of up to 5% by weight, based on the combined weight of the steam and/or water and the organic amine. For example, the organic amine is present in steam and/or water at a concentration of 100 parts per million (ppm) to 5 wt% (50,000 ppm) based on the combined weight of steam and/or water. and organic amine. Preferably, the organic amine is present in the steam and/or water at a concentration of 0.01 to 1% by weight, based on the combined weight of the steam and/or water and the organic amine.

Пар обычно нагнетают в месторождение нефтеносных песков через нагнетательную скважину и в случае, если образуются пластовые флюиды, включающие пластовые и закачиваемые флюиды, через соседнюю эксплуатационную скважину или посредством противотока в нагнетательную скважину.Steam is typically injected into an oil sands deposit through an injection well and, in the event that formation fluids, including formation and injection fluids, are generated, through an adjacent production well or by counterflow into the injection well.

В большинстве месторождений нефтеносных песков для приведения битума в движение необходима температура пара, равная не менее 180°С, соответствующая давлению, равному 150 фунт-сила/дюйм²(1,0 МПа), или выше. Предпочтительно, если органический амин вводят в месторождение при температуре, находящейся в диапазоне от 150 до 300°С, более предпочтительно от 180 до 260°С. Конкретные температура и давление пара, использующиеся в способе, предлагаемом в настоящем изобретении, зависят от таких определенных характеристик месторождения, как глубина, пластовое давление, толщина продуктивной зоны и вязкость битума, и, таким образом, их определяют для каждого месторождения.In most oil sands deposits, a steam temperature of at least 180°C, corresponding to a pressure of 150 lbf/in ² (1.0 MPa) or higher, is required to set the bitumen in motion. Preferably, the organic amine is introduced into the deposit at a temperature in the range of 150 to 300°C, more preferably 180 to 260°C. The specific steam temperature and pressure used in the process of the present invention depend on certain field characteristics such as depth, reservoir pressure, pay zone thickness and bitumen viscosity, and thus are determined for each field.

Предпочтительно, если органический амин нагнетают одновременно с паром и/или водой для обеспечения максимального количества органического амина, в действительности перемещающегося вместе с паром. В некоторых случаях может быть желательным до или после нагнетания органического амина вместе с паром и/или водой подавать нагнетаемый поток, включающий только пар. В этом случае во время нагнетания только пара температуру пара можно повысить до превышающей 260°С. Термин пар при использовании в настоящем изобретении означает включающий перегретый пар, насыщенный пар и пар, обладающий паросодержанием, равным менее 100%.Preferably, the organic amine is injected simultaneously with steam and/or water to ensure that the maximum amount of organic amine actually moves with the steam. In some cases, it may be desirable before or after injection of the organic amine, along with steam and/or water, to supply an injection stream comprising only steam. In this case, during injection of only steam, the temperature of the steam can be raised to over 260°C. The term steam as used in the present invention means including superheated steam, saturated steam and steam having a steam content of less than 100%.

Для ясности отметим, что термин пар, обладающий паросодержанием, равным менее 100% означает пар, содержащий жидкую водную фазу. Паросодержание определено, как выраженное в мас.% количество сухого пара, содержащегося в единице массы смеси пар-жидкость. Термин насыщенный пар используют в качестве синонима термина пар, обладающий паросодержанием, равным 100%. Термин перегретый пар означает пар, который нагрет до температуры, превышающей температуру равновесия пар-жидкость. Если используют перегретый пар, то предпочтительно, если до добавления органического амина пар перегревают до температуры, на 5-50°С превышающей температуру равновесия пар-жидкость.For the sake of clarity, the term steam having a vapor content of less than 100% means steam containing a liquid aqueous phase. The vapor content is defined as the amount of dry steam contained in a unit mass of a vapor-liquid mixture, expressed in wt.%. The term saturated steam is used as a synonym for steam having a steam content equal to 100%. The term superheated steam means steam that is heated to a temperature above the vapor-liquid equilibrium temperature. If superheated steam is used, it is preferable if the steam is superheated to a temperature of 5-50° C. above the vapor-liquid equilibrium temperature before adding the organic amine.

Органический амин можно добавить к нефтеносным пескам in situ в подземном пласте в неразбавленном виде или в виде экстрагирующей композиции, описанной в настоящем изобретении. Если органический амин добавляют в виде экстрагирующей композиции, то его сначала объединяют (например,The organic amine can be added to oil sands in situ in a subterranean formation neat or as an extractive composition as described herein. If the organic amine is added as an extractive composition, then it is first combined (for example,

- 5 042633 смешивают) с паром и/или водой и затем вводят во взаимодействие с битумом и проводят последующее извлечения битума. После введения битума во взаимодействие с экстрагирующей композицией она способствует уменьшению вязкости битума. Предпочтительно, если органический амин в основном испаряют и направляют в месторождение в виде аэрозоля или тумана. И в этом случае наиболее оптимальным является обеспечение максимального количества органического амина, перемещающегося вместе с паром в месторождение.- 5 042633 mixed) with steam and/or water and then introduced into interaction with bitumen and carry out the subsequent extraction of the bitumen. After the introduction of bitumen into interaction with the extracting composition, it helps to reduce the viscosity of the bitumen. Preferably, the organic amine is largely vaporized and sent to the deposit as an aerosol or mist. And in this case, the most optimal is to ensure the maximum amount of organic amine, moving along with the steam in the field.

Предпочтительно, если органический амин нагнетают периодически или непрерывно с паром, чтобы нагнетаемый поток, включающий смесь пара и органического амина, попадал в скважину в породе через общую систему труб. Скорость добавления органического амина регулируют таким образом, чтобы поддерживать концентрацию органического амина, равную вплоть до 5 мас.% в пересчете на суммарную массу пара и/или воды и органического амина. Скорость нагнетания пара для типичного месторождения нефтеносных песков может являться такой, чтобы обеспечить количество пара, достаточное для продвижения через породу со скоростью, равной от 1 до 3 фут/сутки.Preferably, if the organic amine is injected intermittently or continuously with steam, the injection stream, comprising a mixture of steam and organic amine, enters the well in the rock through a common piping system. The rate of addition of the organic amine is adjusted so as to maintain a concentration of organic amine equal to up to 5 wt.%, based on the total weight of steam and/or water and organic amine. The steam injection rate for a typical oil sands deposit may be such as to provide sufficient steam to move through the rock at a rate of 1 to 3 feet/day.

Способ, предлагаемый в настоящем изобретении, также может включать использование дополнительных добавок вместе с органическим амином, обладающим температурой кипения при давлении, равном 1 атм., равной выше 145 °С. Примеры таких добавок включают, но не ограничиваются только ими, амины, амины простых эфиров гликолей и спирты, такие добавки могут содержаться в количествах, составляющих вплоть до 10 мас.% в пересчете на суммарную массу органического амина, добавки, пара и/или воды.The method proposed in the present invention may also include the use of additional additives together with an organic amine having a boiling point at a pressure of 1 atm, equal to more than 145 °C. Examples of such additives include, but are not limited to, amines, glycol ether amines, and alcohols, such additives may be present in amounts up to 10% by weight, based on the combined weight of the organic amine, additive, steam, and/or water.

ПримерыExamples

Все органические полиамины, представленные в таблице ниже, выпускаются фирмой SigmaAldrich, если не указано иное.All organic polyamines listed in the table below are from SigmaAldrich unless otherwise noted.

Конкретные полиамины и их структурыSpecific polyamines and their structures

1 1 Диэтилентриамин (ДЭТА) Diethylenetriamine (DETA) н h₂n ^^ ^^nh₂ n h ₂ n ^^ ^^nh ₂ 2 2 Триэтилентетрамин (ТЭТА) Triethylenetetramine (TETA) Η Η₂Ν^^Ν^Ν^^ΝΗζΗΗ Η ₂ Ν^ ^Ν ^Ν^ ^ΝΗζ Η 3 3 Тетраэтиленпентамин (ТЭПА) Tetraethylenepentamine (TEPA) Η Η η₂ν^^ νη₂ ΗΗ Η η ₂ ν^^ νη ₂ Η 4 4 Тяжелый полиамин X (ТПА X) Heavy Polyamine X (TPA X) сложная смесь линейных, разветвленных и циклических этиленаминов (The Dow Chemical Company) complex mixture of linear, branched and cyclic ethyleneamines (The Dow Chemical Company) 5 5 Пиперазин (по определению не является полиамином, но используется в настоящем изобретении для сопоставления) Piperazine (not a polyamine by definition, but used in the present invention for comparison purposes) HN^^| HN^^| 6 6 Аминоэтилпиперазин (АЭП) Aminoethylpiperazine (AEP) HN^| HN^| 7 7 Г ексаметилентетрамин Hexamethylenetetramine N^N. oq N^N N^N. oq N^N

Исследование с использованием реакторов высокого давления для параллельных реакций (РВП).Research using high pressure reactors for parallel reactions (RPR).

Готовили первый набор образцов для каждого из полиаминов, представленных в таблице, путем проводимого в стеклянном сосуде объемом 12 мл смешивания примерно 0,5 грамма (г) нефтеносного песка, 5 миллилитров (мл) деионизированной (ДИ) воды и 0,05 г полиамина. Сосуд неплотно закрывали крышкой и образец помещали в конвекционную печь и выдерживали при температуре, равной 120°С, в течение 45 мин. Через 45 мин печь выключали и образцу давали медленно охладиться до комнатной температуры (23°С). После охлаждения образец помещали на белый фон и получали изображение образца. Проводили контрольный эксперимент так, как это описано выше, но без добавления полиамина к образцу.A first set of samples were prepared for each of the polyamines shown in the table by mixing approximately 0.5 grams (g) of oil sand, 5 milliliters (ml) of deionized (DI) water, and 0.05 g of polyamine in a 12 ml glass jar. The vessel was loosely capped and the sample was placed in a convection oven and held at 120° C. for 45 minutes. After 45 min the oven was turned off and the sample was allowed to slowly cool to room temperature (23°C). After cooling, the sample was placed on a white background and an image of the sample was obtained. Conducted a control experiment as described above, but without adding polyamine to the sample.

Готовили второй набор образцов, как это описано выше, причем каждый образец помещали в реакторы высокого давления для параллельных реакций (РВП) Symyx и выдерживали при 200°С и давлении, равном примерно 150 фунт-сила/дюйм², в течение 1 ч. Эти условия проведения реакций являются типичными минимальными параметрами пара, необходимыми для приведения битума в движение в месторождении нефти при использовании методик парового гравитационного дренажа (ПГД). Через 1 ч образец охлаждали и получали изображение образца.A second set of samples were prepared as described above, with each sample placed in Symyx High Pressure Parallel Reaction Reactors (RPR) and held at 200° C. and a pressure of about 150 lbf/in ² for 1 hour. These The reaction conditions are typically the minimum steam conditions required to set bitumen in motion in an oilfield using steam gravity drainage (SHD) techniques. After 1 hour, the sample was cooled down and an image of the sample was obtained.

Считалось, что полиамины оказывают благоприятное влияние на высвобождение битума из нефтеносного песка, если количество свободной нефти, прилипшей к стенкам стеклянного сосуда, находящейся выше уровня жидкости, и мутность воды являлись более существенными, чем в случае контрольного образца. Существенная мутность водной фазы указывает на высвобождение нефти из нефтеносных песков в воду, и это считается благоприятным для лучшей степени извлечения.Polyamines were considered to have a beneficial effect on the release of bitumen from oil sands if the amount of free oil adhering to the walls of the glass vessel above the liquid level and the turbidity of the water were more significant than in the case of the control sample. Significant turbidity in the aqueous phase indicates release of oil from the oil sands into the water and is considered favorable for better recovery.

Изображения образцов являлись следующими: для каждого образца сосуд, расположенный слева, является образцом из первого набора образцов (образец выдерживали в конвекционной печи при 120°С в те- 6 042633 чение 45 мин) и сосуд, расположенный справа, является образцом из второго набора образцов (образец выдерживали в РВП Symyx при 200°С и давлении, равном примерно 150 фунт-сила/дюйм², в течение 1 ч).The images of the samples were as follows: for each sample, the vessel on the left is the sample from the first set of samples (the sample was held in a convection oven at 120°C for 45 minutes) and the vessel on the right is the sample from the second set of samples (the sample was kept in the RVP Symyx at 200°C and a pressure of about 150 lbf/in ² within 1 h).

2 3 4 52 3 4 5

Таким образом, на основании визуального наблюдения можно заключить, что количество свободной нефти, высвободившейся и прилипшей к стенке сосуда, и нефти, высвободившейся в водную фазу, является более существенным в присутствии полиамина, чем в присутствии пиперазина и в случае контрольного образца (т.е. при отсутствии полиамина).Thus, based on visual observation, it can be concluded that the amount of free oil released and adhered to the vessel wall and oil released into the aqueous phase is more significant in the presence of polyamine than in the presence of piperazine and in the case of a control sample (i.e. . in the absence of polyamine).

Сравнительные примеры (СП):Comparative Examples (CP):

Анилин 2,4,6-Три-трет- Дибензиламин Гексаметилен- ДИ вода бутиланилин тетраминAniline 2,4,6-Tri-tert- Dibenzylamine Hexamethylene- DI water Butylaniline tetramine

Таким образом, на основании визуального наблюдения можно заключить, что количество свободной нефти, высвободившейся и прилипшей к стенке сосуда, и нефти, высвободившейся в водную фазу, является более существенным в присутствии полиамина, чем в присутствии ароматических аминов (анилина, 2,4,6-три-трет-бутиланилина и дибензиламина) и в случае контрольного образца (т.е. при отсутствии полиамина).Thus, based on visual observation, it can be concluded that the amount of free oil released and adhering to the vessel wall and oil released into the aqueous phase is more significant in the presence of polyamine than in the presence of aromatic amines (aniline, 2,4,6 -tri-tert-butylaniline and dibenzylamine) and in the case of a control sample (i.e. in the absence of polyamine).

Claims

1. A method for extracting bitumen, including introducing bitumen into interaction with steam and / or water and an organic amine, which is selected from the group consisting of the following: diethylenetriamine, N,N,N',N'',N''-pentamethyldiethylenetriamine, aminoethylpiperazine ; hexamethylenetetramine;

bis(hexamethylene)triamine; diethylenetriamine, triethylenetetramine, tetraethylenepentamine, aminoethylpiperazine, bis(hexamethylene)triamine, polylysine, polyornithine, polyallylamine, dipropylenetriamine, tripropylenetetramine, 1,2-bis(3-aminopropylamino)ethane, bis(hexamethylene)triamine, histamine, agmatine, cytosine; polymers of ethylenediamine, triethylenetetramine, tributyltetramine, tetraethylpentamine, pentaethylhexamine, hexaethylheptamine, heptaethyloctamine, bis-hexamethyltriamine and combinations thereof, having a boiling point at a pressure equal to 1 atm., equal to above 145°C, and extracting bitumen.

2. The method according to claim 1, further comprising combining an organic amine with steam and/or water to obtain an extractive composition; and the introduction of bitumen in interaction with the extractive composition to reduce the viscosity of the bitumen.

3. The method of claim 1 further comprising first reacting the bitumen with an organic amine and then reacting the bitumen and the organic amine with steam and/or water for the second time.

4. The method according to any one of paragraphs.1-3, in which the bitumen is contained in the oil sands and the stage of introduction into the interaction includes the introduction of oil sands containing bitumen, in interaction with steam and/or water and an organic amine; and extracting bitumen from oil sands.

5. The method according to any one of claims 1 to 4, wherein the introduction of bitumen into interaction with steam and/or water and an organic amine and the extraction of bitumen is carried out in situ in a subterranean formation.

6. The method according to any one of claims 1 to 4, in which the introduction of bitumen into interaction with steam and/or water and an organic amine and the extraction of bitumen is carried out according to the ex situ extraction procedure.

7. The method according to any one of claims 1 to 6, wherein the organic amine is present in steam and/or water at a concentration of up to 5 weight percent (wt.%), based on the total weight of steam and/or water and organic amine .

8. A process according to any one of claims 1 to 7, wherein the steps of reacting the bitumen with steam and/or water and an organic amine and the step of recovering the bitumen are part of a steam gravity drainage (SHD) technique.