RU2647582C2 - Улучшенный способ извлечения битума из битуминозных песков - Google Patents
Улучшенный способ извлечения битума из битуминозных песков Download PDFInfo
- Publication number
- RU2647582C2 RU2647582C2 RU2015129036A RU2015129036A RU2647582C2 RU 2647582 C2 RU2647582 C2 RU 2647582C2 RU 2015129036 A RU2015129036 A RU 2015129036A RU 2015129036 A RU2015129036 A RU 2015129036A RU 2647582 C2 RU2647582 C2 RU 2647582C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- aminopropane
- ether
- bitumen
- methylethoxy
- tar sands
- Prior art date
Links
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 68
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 44
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 28
- 238000005065 mining Methods 0.000 claims abstract description 21
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims abstract description 14
- 125000004169 (C1-C6) alkyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 4
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 claims abstract description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 78
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 68
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 38
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 29
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 claims description 11
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 11
- QADXVXGIHZYVQI-UHFFFAOYSA-N 1-(1-methoxypropan-2-yloxy)propan-2-amine Chemical compound COCC(C)OCC(C)N QADXVXGIHZYVQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- QWCGXANSAOXRFE-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxyethoxy)ethanamine Chemical compound COCCOCCN QWCGXANSAOXRFE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- HMNLPXRLZAGVNO-UHFFFAOYSA-N 1-(1-butoxypropan-2-yloxy)propan-2-amine Chemical compound CCCCOCC(C)OCC(C)N HMNLPXRLZAGVNO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- AOLVBJWDGIIUKB-UHFFFAOYSA-N 1-(1-propoxypropan-2-yloxy)propan-2-amine Chemical compound CCCOCC(C)OCC(C)N AOLVBJWDGIIUKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- YMUUUOPEIQLDCQ-UHFFFAOYSA-N 1-[1-(1-butoxypropan-2-yloxy)propan-2-yloxy]propan-2-amine Chemical compound CCCCOCC(C)OCC(C)OCC(C)N YMUUUOPEIQLDCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- RGEFFMAGZVTSCA-UHFFFAOYSA-N 1-[1-(1-propoxypropan-2-yloxy)propan-2-yloxy]propan-2-amine Chemical compound CCCOCC(C)OCC(C)OCC(C)N RGEFFMAGZVTSCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- MFVADXSCIMPPEU-UHFFFAOYSA-N 1-butoxypropan-2-amine Chemical compound CCCCOCC(C)N MFVADXSCIMPPEU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- NXMXETCTWNXSFG-UHFFFAOYSA-N 1-methoxypropan-2-amine Chemical compound COCC(C)N NXMXETCTWNXSFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- XJAWOTBZMRYRLM-UHFFFAOYSA-N 1-propoxypropan-2-amine Chemical compound CCCOCC(C)N XJAWOTBZMRYRLM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- LVFVRCPHJZOLAT-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxyethoxy)ethanamine Chemical compound CCCCOCCOCCN LVFVRCPHJZOLAT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- BFBKUYFMLNOLOQ-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanamine Chemical group CCCCOCCN BFBKUYFMLNOLOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 15
- -1 glycol ether amine Chemical class 0.000 abstract description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 239000011269 tar Substances 0.000 description 52
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 18
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 16
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 14
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 13
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 9
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 7
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 6
- 238000010794 Cyclic Steam Stimulation Methods 0.000 description 5
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 5
- 239000012265 solid product Substances 0.000 description 5
- 239000011275 tar sand Substances 0.000 description 5
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 4
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 2
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 2
- 239000008394 flocculating agent Substances 0.000 description 2
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- JTJMJGYZQZDUJJ-UHFFFAOYSA-N phencyclidine Chemical class C1CCCCN1C1(C=2C=CC=CC=2)CCCCC1 JTJMJGYZQZDUJJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XEUCQOBUZPQUMQ-UHFFFAOYSA-N Glycolone Chemical compound COC1=C(CC=C(C)C)C(=O)NC2=C1C=CC=C2OC XEUCQOBUZPQUMQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UWIULCYKVGIOPW-UHFFFAOYSA-N Glycolone Natural products CCOC1=C(CC=CC)C(=O)N(C)c2c(O)cccc12 UWIULCYKVGIOPW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010797 Vapor Assisted Petroleum Extraction Methods 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000443 aerosol Substances 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003889 chemical engineering Methods 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 239000003595 mist Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 229920000867 polyelectrolyte Polymers 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000006722 reduction reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006268 reductive amination reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 238000003809 water extraction Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
-
- 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
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- 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
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
- C10G1/04—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal by extraction
- C10G1/047—Hot water or cold water extraction processes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08L—COMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
- C08L95/00—Compositions of bituminous materials, e.g. asphalt, tar, pitch
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Wood Science & Technology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу извлечения битума из битуминозных песков. Способ извлечения битума включает стадию обработки битуминозных песков с помощью простого эфирамина гликоля, где обработка предназначена для битуминозных песков, извлеченных с помощью добычи на поверхности или добычи in situ, причем простой эфирамин гликоля имеет следующую структурную формулу: R-(OC2H4)x-NH2 или R-(OCH2CH(CH3))y-NH2, где R представляет собой С1-C6 алкильную или фенильную группу и x и y независимо равны 1-3. Технический результат – обеспечение значительного увеличения извлечения битума из битуминозных песков. 6 з.п. ф-лы, 2 табл.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к извлечению битума из битуминозных песков. Более конкретно, настоящее изобретение представляет собой усовершенствованный способ извлечения битума из битуминозных песков либо с помощью добычи на поверхности, либо посредством извлечения in situ. Усовершенствование представляет собой использование простого эфирамина гликоля в качестве экстрагирующего агента в воде и/или в водяном паре, используемом в способе извлечения битума.
Уровень техники
Отложения битуминозных песков находятся по всему миру, но больше всего их в Канаде, Венесуэле и Соединенных Штатах Америки. Эти битуминозные пески содержат значительные отложения тяжелой нефти, обычно упоминаемой как битум. Битум из этих битуминозных песков может извлекаться и перерабатываться до получения синтетической нефти или непосредственно в нефтепродукты.
Сложность с битумом заключается в том, что, как правило, он очень вязкий, иногда до такой степени, что он скорее представляет собой твердое тело, чем жидкость. Таким образом, битум, как правило, не течет, как делают менее вязкие или более легкие сырые нефти.
Из-за вязкой природы битума его нельзя добывать из скважины, пробуренной в битуминозных песках, как в случае более легкой сырой нефти. Это связано с тем, что битум просто не течет, если его сначала не нагреть, не разбавить и/или не переработать. Поскольку обычный опыт бурения нефтяных скважин не является адекватным при добыче битума, в течение нескольких десятилетий разработано несколько способов для извлечения и переработки битуминозных песков с удалением битума. Для малоглубинных отложений битуминозных песков типичный способ включает извлечение с поверхности или глубинную добычу, с последующей обработкой битуминозных песков для удаления битума.
Разработку способов извлечения с поверхности осуществляют наиболее широко на нефтяном поле Атабаска в Канаде. В этих способах битуминозные пески добывают, как правило, посредством открытой добычи или карьерным способом с помощью шагающего экскаватора, роторных экскаваторов, а в последнее время посредством работы ковшового экскаватора и самосвалов. Затем битуминозные пески транспортируют на нефтепромысловый объект для переработки и удаления битума из песка. Эти способы, как правило, включают использование растворителя некоторого типа, чаще всего воды или водяного пара, хотя можно использовать и другие растворители, такие как углеводородные растворители.
После извлечения из-под земли на поле Атабаска, как правило, используют способ экстракции горячей водой, при котором битуминозные пески смешивают с водой при температурах, находящихся в пределах приблизительно от 35°C до 75°C, при этом недавние усовершенствования понижают необходимую температуру до нижней части этого диапазона. Экстрагирующий агент, такой как гидроксид натрия (NaOH), поверхностно-активные вещества и/или воздух могут смешиваться с битуминозными песками.
Воду добавляют к битуминозным пескам для создания суспензии битуминозных песков, к которой могут добавляться добавки, такие как NaOH, которые затем транспортируются на экстракционную установку, как правило, с помощью трубопровода. Внутри разделительной емкости суспензию перемешивают, и вода и NaOH высвобождают битум из битуминозных песков. Воздух, захваченный с помощью воды и NaOH, присоединяется к битуму, позволяя ему всплывать в верхнюю часть суспендированной смеси и образовывать пену. Битумная пена дополнительно обрабатывается для удаления остаточной воды и мелкодисперсных частиц, которые, как правило, представляют собой малые частицы песка и глины. Затем битум либо хранится для дополнительной переработки, либо непосредственно перерабатывается либо химически, либо посредством смешивания с более легкими нефтепродуктами и транспортируется с помощью трубопровода для облагораживающей переработки в синтетическую сырую нефть. К сожалению, этот способ нельзя использовать для более глубоких слоев смоляных песков. Технологии in situ необходимы для извлечения более глубокой нефти при скважинной добыче. Считается, что примерно 80 процентов смоляных песков Альберты и почти все венесуэльские смоляные пески находятся слишком глубоко под поверхностью для использования добычи карьерным способом.
При скважинной добыче, упоминаемой как извлечение in situ, циклическое стимулирование водяным паром (CSS) представляет собой обычный способ "пароциклической обработки скважины" in situ, при этом водяной пар нагнетается в скважину при температуре от 250°C до 400°C. Водяной пар восходит и нагревает битум, уменьшая его вязкость. Скважине дают возможность оседать в течение нескольких дней или недель, а затем горячая нефть, смешанная с конденсированным водяным паром, выкачивается в течение периода недель или месяцев. Затем способ повторяют. К сожалению, способ "пароциклической обработки скважины" требует приостановки оборудования в течение нескольких недель, чтобы дать возможность для аккумулирования прокачиваемой нефти. В дополнение к высокой стоимости закачки водяного пара способ CSS, как правило, дает в результате извлечение 20-25 процентов.
Гравитационное дренирование с использованием водяного пара (SAGD) представляет собой другой способ in situ, где в смоляных песках бурят две горизонтальные скважины, одну в нижней части формации, а другую на пять метров выше нее. Скважины бурят в группах вне центральных слоев. Эти скважины могут простираться на несколько миль во всех направлениях. Водяной пар нагнетается в верхнюю скважину, расплавляя при этом битум, который затем протекает в нижнюю скважину. Полученная в результате жидкая нефть, смешанная с конденсированным водяным паром, затем выкачивается на поверхность. Типичное извлечение доступной нефти составляет 40-60 процентов.
Указанные выше способы имеют множество проблем с затратами, с окружающей средой и с безопасностью, связанных с ними. Например, использование больших количеств водяного пара требует больших затрат энергии и требует переработки и размещения больших количеств воды. В настоящее время, экстракция и переработка смоляных песков требует несколько баррелей воды на каждый баррель полученной нефти. Открытая разработка месторождений и дальнейшая переработка дает в результате не полностью очищенный песок, который требует дополнительной переработки, перед тем как его возвратят в окружающую среду. Кроме того, использование большого количества каустической соды при добыче на поверхности не только представляет собой угрозы для безопасности способа, но также вносит вклад в стабильность мелкодисперсных частиц глины в отходах, удаление которых представляет собой главную проблему, связанную с окружающей средой.
Таким образом, остается необходимость в эффективных, безопасных и экономичных способах улучшения извлечения битума из битуминозных песков.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение представляет собой усовершенствованный способ извлечения битума, включающий стадию обработки битуминозных песков с помощью простого эфирамина гликоля, где обработка предназначена для битуминозных песков, извлеченных с помощью добычи на поверхности, или для добычи in situ битуминозных песков в подземном резервуаре, предпочтительно простой эфирамин гликоля представляет собой 2-бутокси-1-аминоэтан; 2-(2-метоксиэтокси)-1-аминоэтан; 2-(2-бутоксиэтокси)-1-аминоэтан; 1-метокси-2-аминопропан; 1-пропокси-2-аминопропан; 1-бутокси-2-аминопропан; 1-(2-метокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан; 1-(2-пропокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан; 1-(2-бутокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан; 1-[2-(2-пропокси-1-метилэтокси)-1-метилэтокси]-2-аминопропан или 1-[2-(2-бутокси-1-метилэтокси)-1-метилэтокси]-2-аминопропан, более предпочтительно 2-(2-метоксиэтокси)-1-аминоэтан или 1-(2-метокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан.
В одном из вариантов осуществления способа извлечения битума, описанного выше в настоящем документе, простой эфирамин гликоля описывается с помощью следующей структуры:
R-(OC2H4)x-NH2
или
R-(OCH2CH(CH3))y-NH2,
где R представляет собой С1-C6 алкильную группу или фенильную группу, предпочтительно метильную группу, и
x и y независимо равны 1-3, предпочтительно 2.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения способ извлечения битума с помощью добычи на поверхности, описанный выше в настоящем документе, включает стадии: i) добычи на поверхности битуминозных песков, ii) приготовления водной суспензии битуминозных песков, iii) обработки водной суспензии с помощью простого эфирамина гликоля, iv) перемешивания обработанной водной суспензии, v) переноса перемешанной обработанной водной суспензии в разделительный танк и vi) отделения битума от водной части, предпочтительно простой эфирамин гликоля присутствует в водной суспензии в количестве от 0,1 до 10 процентов массовых по отношению к массе битуминозных песков.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения способ извлечения битума с помощью добычи in situ, описанный выше в настоящем документе, включает стадии: i) обработки подземного резервуара битуминозных песков посредством нагнетания водяного пара, содержащего простой эфирамин гликоля, в скважину и ii) извлечения битума из скважины, предпочтительно концентрация простого эфирамина гликоля в водяном паре представляет собой количество от 100 м.д. до 10 процентов массовых.
Подробное описание вариантов осуществления
Отделение битума и/или тяжелой нефти от битуминозных песков осуществляется, но не ограничиваясь этим, с помощью двух способов, добычи на поверхности или извлечения in situ, иногда упоминаемого как скважинная добыча. Битуминозные пески могут извлекаться с помощью добычи на поверхности или открытой разработки месторождений и транспортироваться к месту переработки. Хороший обзор можно найти в статье "Understanding Water-Based Bitumen Extraction from Athabasca Oil sands", J. Masliyah, et al., Canadian Journal of Chemical Engineering, Volume 82, August 2004. Основные стадии при извлечении битума включают, на поверхности: добычу, экстракцию, обработку пены, пруд для распределения воды - хвостов/загуститель и переработку. Эти стадии взаимосвязаны, операция добычи влияет на экстракцию, и в свою очередь, экстракция влияет на операцию переработки.
Как правило, при промышленных операциях извлечения битума битуминозный песок добывают в карьере с использованием самосвалов и ковшовых экскаваторов. Добытые битуминозные пески транспортируют к месту переработки. Стадия экстракции включает измельчение кусков битуминозного песка и смешивание их с (рециклированной технологической) водой в смесительных камерах, перемешиваемых танках, циклических подающих устройствах или ротационных дробилках с образованием кондиционированной суспензии битуминозных песков. Кондиционированная суспензия битуминозных песков вводится в гидротранспортные трубопроводы или в галтовочные барабаны, где куски битуминозного песка подвергаются воздействию сдвига, и имеет место уменьшение размеров. В галтовочных барабанах и/или в гидротранспортных трубопроводах битум извлекается или "высвобождается", или "освобождается" от зерен песка. В течение стадии приготовления суспензии могут добавляться химические добавки, например химикалии, известные в данной области, смотри US2008/0139418, включаемый в настоящий документ в качестве ссылки во всей своей полноте. При типичных операциях рабочая температура суспензии находится в пределах 35-75°C, предпочтительно 40-55°C.
Захваченный или введенный воздух присоединяется к битуму в галтовочных барабанах и гидротранспортных трубопроводах с образованием пены. На стадии обработки пены аэрированный битум всплывает и впоследствии удаляется из суспензии. Это осуществляется с помощью больших емкостей для гравитационного разделения, обычно упоминаемых как емкости первичного разделения (PSV), разделительные ячейки (Sep Cell) или первичные разделительные ячейки (PSC). Небольшое количество капель битума (обычно неаэрированного битума), остающихся в суспензии, извлекается дополнительно с использованием либо вынужденной флотации с помощью воздуха в механических флотационных ячейках и в емкостях извлечения нефтяных хвостов, либо с помощью циклосепараторов и гидроциклонов. Как правило, общее извлечение битума при промышленных операциях составляет примерно 88-95 процентов. Извлеченный битум в форме пены обычно содержит 60 процентов битума, 30 процентов воды и 10 процентов твердых продуктов.
Битумная пена, извлеченная как таковая, затем деаэрируется и разбавляется (смешивается) растворителями для обеспечения достаточной разности плотностей между водой и битумом и для уменьшения вязкости битума. Разбавление с помощью растворителя (например, нафты или гексана) облегчает удаление твердых продуктов и воды из битумной пены с использованием отстойников с наклонными пластинами, циклонов и/или центрифуг. Когда парафиновый разбавитель (растворитель) используют при достаточно высоком отношении разбавителя к битуму, происходит частичная преципитация асфальтенов. Это приводит к образованию композитных агрегатов, которые захватывают воду и твердые продукты в разбавленной битумной пене. Таким образом, гравитационное разделение сильно улучшается, потенциально устраняя необходимость в циклонах или центрифугах.
На стадии прудов для обработки воды - хвостов/загустителя, поток хвостов из экстракционной установки поступает в пруд для хвостов для разделения твердые продукты - жидкость. Осветленная вода рециклируется из пруда обратно в экстракционную установку. Для ускорения манипуляций с хвостами к созревшим мелкодисперсным хвостам может добавляться гипс, для консолидации мелкодисперсных частиц вместе с крупным песком в неразделимую смесь. Этот способ упоминается как способ с консолидированными (композитными) хвостами (CT). CT удаляют геотехническим способом, который усиливает их дальнейшее обезвоживание и возможную рекультивацию. Необязательно, хвосты из экстракционной установки пропускают через циклон, при этом поток из верхней части (мелкодисперсные хвосты) закачивают в загустители, а поток из нижней части циклона (крупные хвосты) в пруд для хвостов. Мелкодисперсные хвосты обрабатывают с помощью флоккулянтов, затем загущают и закачивают в пруд для хвостов. Затем можно использовать технологию с образованием пасты (добавление флоккулянтов/полиэлектролитов) или сочетание CT и технологии с получением пасты для быстрого высвобождения воды и рециклирования воды в CT на экстракционную установку, для извлечения битума из битуминозных песков.
На конечной стадии извлеченный битум облагораживают. Облагораживание либо добавляет водород, либо удаляет углерод для получения сбалансированного более легкого углеводорода, который является более ценным и который легче перерабатывать. Процесс облагораживания также удаляет загрязнения, такие как тяжелые металлы, соль, кислород, азот и сера. Способ облагораживания включает одну или несколько стадий, таких как: перегонка, где различные соединения разделяются по физическим свойствам, коксование, гидроконверсия, деасфальтирование растворителя для улучшения соотношения водород-углерод, и гидрообработка, которая удаляет загрязнения, такие как сера.
В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения улучшение способа извлечения битума из битуминозных песков представляет собой добавление простого эфирамина гликоля в течение стадии приготовления суспензии. Измельченный до соответствующего размера материал добавляют в емкость с суспензией при перемешивании и объединяют с простым эфирамином гликоля. Простой эфирамин гликоля может добавляться к суспензии битуминозных песков сам по себе или как водный раствор, имеющий концентрацию от 100 частей на миллион до 10 процентов массовых простого эфирамина гликоля по отношению к общей массе раствора простого эфирамина гликоля. Предпочтительно простой эфирамин гликоля присутствует в водной суспензии битуминозных песков в количестве от 0,1 до 10 процентов массовых в расчете на массу битуминозных песков.
Предпочтительные простые эфирамины гликолей по настоящему изобретению представлены одной или несколькими из следующих формул:
R-(OC2H4)x-NH2
или
R-(OCH2CH(CH3))y-NH2,
где R представляет собой C1-C6 алкильную группу или фенильную группу, предпочтительно метильную группу,
и
x и y независимо равны 1-3, предпочтительно 2.
Предпочтительные простые эфирамины гликолей по настоящему изобретению представляют собой 2-бутокси-1-аминоэтан; 2-(2-метоксиэтокси)-1-аминоэтан; 2-(2-бутоксиэтокси)-1-аминоэтан; 1-метокси-2-аминопропан; 1-пропокси-2-аминопропан; 1-бутокси-2-аминопропан; 1-(2-метокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан; 1-(2-пропокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан; 1-(2-бутокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан; 1-[2-(2-пропокси-1-метилэтокси)-1-метилэтокси]-2-аминопропан или 1-[2-(2-бутокси-1-метилэтокси)-1-метилэтокси]-2-аминопропан, более предпочтительно, 2-(2-метоксиэтокси)-1-аминоэтан или 1-(2-метокси-1-метилэтокси)-2- аминопропан.
Раствор простого эфира гликоля/суспензию битуминозных песков, как правило, перемешивают от 5 минут до 4 часов, предпочтительно в течение часа или меньше. Предпочтительно раствор простого эфирамина гликоля и суспензия битуминозных песков нагреваются до 35°C или выше, более предпочтительно до 40°C или выше, более предпочтительно до 55°C или выше, более предпочтительно до 60°C или выше. Предпочтительно раствор простого эфирамина гликоля и суспензия битуминозных песков нагреваются до 100°C или ниже, более предпочтительно до 80°C или ниже, а более предпочтительно до 75°C или ниже.
Как показано выше в настоящем документе, обработанная суспензия простого эфирамина гликоля может переноситься в разделительную емкость, как правило, содержащую разбавленный раствор детергента, где битум и тяжелые нефти отделяются от водной части. Твердые продукты и водная часть могут обрабатываться дополнительно для удаления любой дополнительной свободной органической материи.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения битум извлекается из битуминозных песков посредством скважинной добычи, где простой эфирамин гликоля, как описано выше в настоящем документе, может добавляться к битуминозным пескам посредством обработки in situ отложений битуминозных песков, которые располагаются слишком глубоко для открытой разработки месторождений. Два наиболее распространенных способа извлечения при добыче in situ представляют собой циклическое стимулирование водяным паром (CSS) и гравитационное дренирование с использованием водяного пара (SAGD). CSS может использовать как вертикальные, так и горизонтальные скважины, в которых попеременно нагнетают водяной пар и откачивают нагретый битум на поверхность, с формированием цикла из нагнетания, нагрева, протекания и экстракции. SAGD использует пары горизонтальных скважин, расположенных одна над другой в битуминозной продуктивной зоне. Верхнюю скважину используют для нагнетания водяного пара, создавая постоянно нагретую камеру, внутри которой нагретый битум стекает под действием силы тяжести в нижнюю скважину, которая извлекает битум.
Однако разрабатываются новые технологии, такие как экстракция с закачкой пара (VAPEX) и холодная добыча тяжелой нефти с помощью песка (CHOPS).
Основные стадии при обработке in situ для извлечения битума из битуминозных песков включают: нагнетание водяного пара в скважину, извлечение битума из скважины и разбавление извлеченного битума, например, с помощью конденсата, для транспортировки с помощью трубопроводов.
В соответствии с настоящим способом простой эфирамин гликоля используют в качестве добавки к водяному пару в способе извлечения битума из подземного резервуара с битуминозным песком. Способ нагнетания водяного пара может включать один или несколько способов из вытеснения водяным паром, пропитки водяным паром или циклического нагнетания водяного пара с программой для одной скважины или для множества скважин. Заводнение можно использовать в дополнение к одному или нескольким способам нагнетания водяного пара, перечисленным выше в настоящем документе.
Как правило, водяной пар нагнетают в резервуар с битуминозными песками через нагнетательную скважину, и при этом текучие среды формации, включая текучие среды резервуара и нагнетаемые текучие среды, получают либо через соседнюю промышленную скважину, либо посредством обратного протекания в нагнетательной скважине.
В большинстве резервуаров битуминозных песков температура водяного пара по меньшей мере 180°C, которая соответствует давлению 150 фунт/кв. дюйм (1,0 МПа) или больше, необходима для того, чтобы сделать битум подвижным. Предпочтительно нагнетаемый поток простого эфирамина гликоля - водяного пара вводится в резервуар при температуре в пределах от 150°C до 300°C, предпочтительно от 180°C до 260°C. Конкретная температура водяного пара и давление, используемые в способе по настоящему изобретению, будут зависеть от таких конкретных характеристик резервуара, как глубина, избыточное пластовое давление, толщина продуктивной зоны и вязкость битума, и, таким образом, будут устанавливаться отдельно для каждого резервуара.
Предпочтительно нагнетать простой эфирамин гликоля одновременно с водяным паром для обеспечения или доведения до максимума количества простого эфирамина гликоля, реально перемещающегося вместе с водяным паром. В некоторых случаях может быть желательным, чтобы нагнетаемый поток одного лишь водяного пара предшествовал нагнетаемому потоку водяного пара - простого эфирамина гликоля или следовал за ним. В этом случае температура водяного пара может подниматься выше 260°C во время нагнетания только лишь водяного пара. Термин "водяной пар", используемый в настоящем документе, как подразумевается, включает перегретый водяной пар, насыщенный водяной пар и водяной пар с качеством меньше чем 100 процентов.
Для ясности, термин "водяной пар с качеством меньше чем 100 процентов" относится к водяному пару, имеющему присутствующую жидкую водную фазу. Качество водяного пара определяется как процент массовый сухого водяного пара, содержащегося в единице массы смеси водяной пар-жидкость. "Насыщенный водяной пар" используется как синоним "водяного пара с качеством 100 процентов". "Перегретый водяной пар" представляет собой водяной пар, который нагрет выше температуры равновесия пар-жидкость. Если используют перегретый водяной пар, водяной пар предпочтительно перегревают на 5-50°C выше температуры равновесия пар-жидкость перед добавлением простого эфирамина гликоля.
Простой эфирамин гликоля может добавляться к водяному пару как есть или в виде концентрата. Если он добавляется в виде концентрата, его можно добавлять как раствор 1-99 процентов массовых в воде. Предпочтительно простой эфирамин гликоля является по существу улетучившимся, и он переносится в резервуар как аэрозоль или туман. Здесь, опять же, задачей является доведение до максимума количества амина гликоля, проходящего вместе с водяным паром в резервуар.
Простой эфирамин гликоля предпочтительно нагнетают периодически или непрерывно вместе с водяным паром таким образом, что нагнетаемый поток водяного пара - простого эфирамина гликоля достигает устья формации через общую систему труб. Доля простого эфирамина гликоля регулируется таким образом, чтобы поддержать предпочтительную концентрацию простого эфирамина гликоля в водяном паре от 100 м.д. до 10 процентов массовых. Скорость нагнетания водяного пара для типичного резервуара битуминозных песков может соответствовать обеспечению продвижения достаточного количества водяного пара через формацию, от 1 до 3 фут/день (0,3-1,0 м).
ПРИМЕРЫ
Простые эфирамины гликолей, перечисленные в Таблице 1, либо являются коммерчески доступными, либо могут быть получены с помощью любого известного способа восстановительного аминирования. Простые эфирамины гликолей, используемые в Примерах 1-11, описываются следующими формулами:
R-(OC2H4)x-NH2
или
R-(OCH2CH(CH3))y-NH2
| Таблица 1 | |||
| X | y | R | Простой эфирамин гликоля |
| 1 | C4 | 2-бутокси-1-аминоэтан | |
| 2 | С1 | 2-(2-метоксиэтокси)-1-аминоэтан | |
| 2 | C4 | 2-(2-бутоксиэтокси)-1-аминоэтан | |
| 1 | С1 | 1-метокси-2-аминопропан | |
| 1 | C3 | 1-пропокси-2-аминопропан | |
| 1 | C4 | 1-бутокси-2-аминопропан | |
| 2 | С1 | 1-(2-метокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан | |
| 2 | C3 | 1-(2-пропокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан | |
| 2 | C4 | 1-(2-бутокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан | |
| 3 | C3 | 1-[2-(2-пропокси-1-метилэтокси)-1-метилэтокси]-2-аминопропан | |
| 3 | C4 | 1-[2-(2-бутокси-1-метилэтокси)-1-метилэтокси]-2-аминопропан | |
Примеры 1-11 содержат 4,5 г 1% водного раствора простого эфирамина гликоля, объединенного с 0,5 г высокосортных битуминозных песков, добытых на Атабаска. Смесь встряхивают, нагревают и дают возможность для кипения в течение 1 часа.
Суспензии простого эфирамина гликоля/битуминозного песка Примеров 1-11 оценивают визуально и качественно сравнивают с количеством извлечения нефти по сравнению с идентичной обработкой битуминозных песков одной только водой; результаты приводятся в Таблице 2. Видимое извлечение нефти оценивают на основе образования свободной нефти на границе раздела воздух-жидкость (первичный индикатор) и появления мутности и окраски в растворе (вторичный индикатор). На основе визуальной оценки улучшенное извлечение оценивается "+", умеренно улучшенное извлечение оценивается "++" и значительно улучшенное извлечение оценивается "+++".
| Таблица 2 | ||
| Пример | Простые эфирамины гликолей | Улучшение |
| 1 | 2-бутокси-1-аминоэтан | + |
| 2 | 2-(2-метоксиэтокси)-1-аминоэтан | +++ |
| 3 | 2-(2-бутоксиэтокси)-1-аминоэтан | ++ |
| 4 | 1-метокси-2-аминопропан | ++ |
| 5 | 1-пропокси-2-аминопропан | ++ |
| 6 | 1-бутокси-2-аминопропан | ++ |
| 7 | 1-(2-метокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан | +++ |
| 8 | 1-(2-пропокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан | ++ |
| 9 | 1-(2-бутокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан | + |
| 10 | 1-[2-(2-пропокси-1-метилэтокси)-1-метилэтокси]-2-аминопропан | + |
| 11 | 1-[2-(2-бутокси-1-метилэтокси)-1-метилэтокси]-2-аминопропан | + |
Пример 12 представляет собой нагнетание водяного пара, содержащего концентрацию 1100 частей на миллион простого эфирамина гликоля Примера 5, в эксперименте по заводнению водяным паром в лабораторном масштабе. Сравнительный пример A представляет собой нагнетание только лишь водяного пара. Камеру из нержавеющей стали внутренним диаметром 1,6 дюйма (4 см) набивают 100 г высокосортного битуминозного песка, добытого на Атабаске. Водяной пар нагнетается при скорости 4,5 мл/мин эквивалента жидкой воды. Давление водяного пара устанавливают при 50 фунт/кв. дюйм (3,1 кг/кв. см) в датчике в течение первого часа, 100 фунт/кв. дюйм (6,2 кг/кв. см) в датчике в течение следующих 30 минут и 320 фунт/кв. дюйм (20 кг/кв. см) в датчике в течение следующего часа. Общее извлечение битума для Примера 12 составляет 38 процентов. Общее извлечение битума для Сравнительного примера A составляет 30 процентов. Пример 12 демонстрирует 8-процентное абсолютное увеличение извлечения битума из битуминозных песков по сравнению со Сравнительным примером A.
Claims (23)
1. Способ извлечения битума, включающий стадию обработки битуминозных песков с помощью простого эфирамина гликоля, где обработка предназначена для битуминозных песков, извлеченных с помощью добычи на поверхности или добычи in situ,
причем простой эфирамин гликоля описывается следующей структурой:
R-(OC2H4)x-NH2
или
R-(OCH2CH(CH3))y-NH2,
где R представляет собой С1-C6 алкильную группу или фенильную группу
и
x и y независимо равны 1-3.
2. Способ по п.1 с помощью добычи на поверхности, включающий стадии:
i) добычи на поверхности битуминозных песков,
ii) приготовления водной суспензии битуминозных песков,
iii) обработки водной суспензии с помощью простого эфирамина гликоля,
iv) перемешивания обработанной водной суспензии,
v) переноса перемешиваемой обработанной водной суспензии в разделительный танк и
vi) отделения битума от водной части.
3. Способ по п.2, в котором простой эфирамин гликоля присутствует в водной суспензии в количестве от 0,1 до 10 процентов массовых по отношению к массе битуминозных песков.
4. Способ по п.1 с помощью добычи in situ, включающий стадии:
i) обработки подземного резервуара битуминозных песков посредством нагнетания водяного пара, содержащего простой эфирамин гликоля, в скважину,
и
ii) извлечения битума из скважины.
5. Способ по п.4, в котором концентрация простого эфирамина гликоля в водяном паре составляет количество от 100 частей на миллион до 10 процентов массовых.
6. Способ по п.1, в котором простой эфирамин гликоля представляет собой 2-бутокси-1-аминоэтан; 2-(2-метоксиэтокси)-1-аминоэтан; 2-(2-бутоксиэтокси)-1-аминоэтан; 1-метокси-2-аминопропан; 1-пропокси-2-аминопропан; 1-бутокси-2-аминопропан; 1-(2-метокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан; 1-(2-пропокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан; 1-(2-бутокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан; 1-[2-(2-пропокси-1-метилэтокси)-1-метилэтокси]-2-аминопропан или 1-[2-(2-бутокси-1-метилэтокси)-1-метилэтокси]-2-аминопропан.
7. Способ по п.1, в котором простой эфирамин гликоля представляет собой 2-(2-метоксиэтокси)-1-аминоэтан или 1-(2-метокси-1-метилэтокси)-2-аминопропан.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201261739279P | 2012-12-19 | 2012-12-19 | |
| US61/739,279 | 2012-12-19 | ||
| PCT/US2013/074023 WO2014099466A1 (en) | 2012-12-19 | 2013-12-10 | Improved method to extract bitumen from oil sands |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015129036A RU2015129036A (ru) | 2017-01-26 |
| RU2647582C2 true RU2647582C2 (ru) | 2018-03-16 |
Family
ID=49911802
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015129036A RU2647582C2 (ru) | 2012-12-19 | 2013-12-10 | Улучшенный способ извлечения битума из битуминозных песков |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9790431B2 (ru) |
| EP (1) | EP2935518B1 (ru) |
| AU (1) | AU2013363442B2 (ru) |
| BR (1) | BR112015011077A2 (ru) |
| CA (1) | CA2893689C (ru) |
| MX (1) | MX2015008127A (ru) |
| RU (1) | RU2647582C2 (ru) |
| WO (1) | WO2014099466A1 (ru) |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2906967C (en) | 2013-03-28 | 2021-05-18 | Dow Global Technologies Llc | Enhanced steam extraction of in situ bitumen |
| CA2942512C (en) | 2014-03-21 | 2022-07-19 | Dow Global Technologies Llc | Staged steam extraction of in situ bitumen |
| EA036631B1 (ru) | 2016-07-12 | 2020-12-02 | ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи | Пенообразующая композиция для добычи нефти с помощью водяного пара |
| CN109415634A (zh) * | 2016-07-18 | 2019-03-01 | 陶氏环球技术有限责任公司 | 用芳香胺从油砂中提取沥青的方法 |
| CA3063394A1 (en) * | 2017-05-12 | 2018-11-15 | Dow Global Technologies Llc | Method for steam extraction of bitumen |
| CN112368356A (zh) * | 2018-06-29 | 2021-02-12 | 陶氏环球技术有限责任公司 | 增强沥青提取的添加剂 |
| JP7492504B2 (ja) | 2018-09-28 | 2024-05-29 | ダウ グローバル テクノロジーズ エルエルシー | アルキルエーテルアミン泡制御化合物および食材の加工方法 |
| CA3117586A1 (en) * | 2018-10-26 | 2020-04-30 | Championx Usa Inc. | Ether amine additives for steam-injection oil recovery |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1992017244A1 (en) * | 1991-04-08 | 1992-10-15 | Vsesojuzny Nauchno-Issledovatelsky Institut Protivopozharnoi Oborony | Method and device for obtaining fire-extinguishing mixture |
| EA003978B1 (ru) * | 1998-10-13 | 2003-12-25 | Венанзио Ди Таллио | Отделение смол, масел и неорганических составляющих от маслосодержащих песков и сланцев |
| RU2311439C2 (ru) * | 2002-04-29 | 2007-11-27 | Акцо Нобель Н.В. | Загущенные кислотные композиции и их применение |
| WO2009064560A1 (en) * | 2007-11-13 | 2009-05-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Water integration between and in-situ recovery operation and a bitumen mining operation |
| US20100012331A1 (en) * | 2006-12-13 | 2010-01-21 | Gushor Inc | Preconditioning An Oilfield Reservoir |
| WO2011071747A1 (en) * | 2009-12-10 | 2011-06-16 | Soane Energy, Llc | Low interfacial tension surfactants for petroleum applications |
| US20120168353A1 (en) * | 2010-12-30 | 2012-07-05 | David Carl Rennard | Methods For Separation of Bitumen From Oil Sands |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5634984A (en) * | 1993-12-22 | 1997-06-03 | Union Oil Company Of California | Method for cleaning an oil-coated substrate |
| US20080139418A1 (en) | 2000-09-28 | 2008-06-12 | United Energy Corporation | Method for extracting heavy oil and bitumen from tar sands |
| US7871963B2 (en) * | 2006-09-12 | 2011-01-18 | Soane Energy, Llc | Tunable surfactants for oil recovery applications |
-
2013
- 2013-12-10 WO PCT/US2013/074023 patent/WO2014099466A1/en active Application Filing
- 2013-12-10 AU AU2013363442A patent/AU2013363442B2/en not_active Ceased
- 2013-12-10 MX MX2015008127A patent/MX2015008127A/es unknown
- 2013-12-10 CA CA2893689A patent/CA2893689C/en active Active
- 2013-12-10 EP EP13815624.5A patent/EP2935518B1/en not_active Not-in-force
- 2013-12-10 US US14/649,670 patent/US9790431B2/en active Active
- 2013-12-10 RU RU2015129036A patent/RU2647582C2/ru active
- 2013-12-10 BR BR112015011077A patent/BR112015011077A2/pt not_active Application Discontinuation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1992017244A1 (en) * | 1991-04-08 | 1992-10-15 | Vsesojuzny Nauchno-Issledovatelsky Institut Protivopozharnoi Oborony | Method and device for obtaining fire-extinguishing mixture |
| EA003978B1 (ru) * | 1998-10-13 | 2003-12-25 | Венанзио Ди Таллио | Отделение смол, масел и неорганических составляющих от маслосодержащих песков и сланцев |
| RU2311439C2 (ru) * | 2002-04-29 | 2007-11-27 | Акцо Нобель Н.В. | Загущенные кислотные композиции и их применение |
| US20100012331A1 (en) * | 2006-12-13 | 2010-01-21 | Gushor Inc | Preconditioning An Oilfield Reservoir |
| WO2009064560A1 (en) * | 2007-11-13 | 2009-05-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Water integration between and in-situ recovery operation and a bitumen mining operation |
| WO2011071747A1 (en) * | 2009-12-10 | 2011-06-16 | Soane Energy, Llc | Low interfacial tension surfactants for petroleum applications |
| US20120168353A1 (en) * | 2010-12-30 | 2012-07-05 | David Carl Rennard | Methods For Separation of Bitumen From Oil Sands |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US9790431B2 (en) | 2017-10-17 |
| BR112015011077A2 (pt) | 2017-07-11 |
| WO2014099466A1 (en) | 2014-06-26 |
| AU2013363442B2 (en) | 2018-02-08 |
| AU2013363442A1 (en) | 2015-07-16 |
| US20150307787A1 (en) | 2015-10-29 |
| EP2935518A1 (en) | 2015-10-28 |
| RU2015129036A (ru) | 2017-01-26 |
| CA2893689A1 (en) | 2014-06-26 |
| EP2935518B1 (en) | 2017-02-01 |
| CA2893689C (en) | 2021-01-19 |
| MX2015008127A (es) | 2015-09-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2680407C2 (ru) | Способ экстракции битума из нефтеносных песков гликолевым эфиром, блокированного пропиленоксидом на концах цепи | |
| RU2647582C2 (ru) | Улучшенный способ извлечения битума из битуминозных песков | |
| US10941347B2 (en) | Composition for steam extraction of bitumen | |
| US10633593B2 (en) | Enhanced steam extraction of bitumen from oil sands | |
| WO2018111342A1 (en) | Amine composition for steam extraction of bitumen | |
| US10160914B2 (en) | Process and system for above ground extraction of crude oil | |
| US11001747B2 (en) | Alkanolamine and glycol ether composition for enhanced extraction of bitumen | |
| WO2018017221A1 (en) | Method to extract bitumen from oil sands using aromatic amines | |
| US20210261852A1 (en) | Enhanced steam extraction of bitumen from oil sands | |
| WO2020006422A1 (en) | Additives for enhanced extraction of bitumen | |
| EA042633B1 (ru) | Добавки, предназначенные для улучшенного извлечения битума |