RU2779141C1

RU2779141C1 - Присадки для извлечения нефти и битума

Info

Publication number: RU2779141C1
Application number: RU2021114699A
Authority: RU
Inventors: Дью Т. НГУЙЕН; Дэвид Ф. МАЙЕРС; Тайлер Д. БОЙД
Original assignee: ЧЕМПИОНИКС ЮЭсЭй ИНК.
Priority date: 2018-10-26
Filing date: 2019-10-17
Publication date: 2022-09-05

Abstract

Группа изобретений относится к усовершенствованным способам извлечения тяжелой сырой нефти и/или битума. Технический результат - повышение количества извлекаемой нефти на единицу объема применяемой воды. Способ извлечения нефти при помощи водяного пара включает нагнетание паровой композиции в подземный нефтяной резервуар, причем паровая композиция содержит одно или более простых аминоэфирных соединений, имеющих формулу R-O-(CH₂)₃-NH₂; извлечение тяжелой сырой нефти, битума или их комбинации. Способ извлечения битума из битумосодержащей руды включает извлечение битумосодержащей руды из нефтеносного песчаного слоя; измельчение битумосодержащей руды; промывание битумосодержащей руды теплой или горячей смесью вода-присадка; отделение битума от битумосодержащей руды, причем теплая или горячая смесь вода-присадка содержит воду и одно или более простых аминоэфирных соединений, имеющих формулу R-O-(CH₂)₃-NH₂. При этом R выбран из группы, состоящей из н-бутила, н-пентила, н-гексила, н-гептила, 2-этилгексила, н-октила, н-нонила, н-децила, изодецила, н-додецила, изододецила, н-тридецила и изотридецила. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 1 ил., 5 табл., 4 пр.

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение относится к усовершенствованным способам извлечения тяжелой сырой нефти и/или битума при помощи водяного пара. Способ включает нагнетание паровой композиции, содержащей один или более простых аминоэфиров, в подземный нефтяной резервуар, такой как нефтеносный песчаный резервуар.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Нефтеносные пески, также называемые смолянистыми песками или, более точно с технической точки зрения, битуминозными песками, являются одним из типов нетрадиционных месторождений нефти. Нефтеносные пески представляют собой либо рыхлые пески, либо частично сцементированный песчаник, содержащий природную смесь песка, глины и воды, насыщенную плотной и чрезвычайно вязкой формой нефти, называемой битумом. Указанные месторождения природных битумов расположены во многих странах, и крупные их запасы находятся в Канаде, Казахстане, Венесуэле и России.

Нефть, добываемую из нефтеносных песков, часто называют нетрадиционной нефтью или природным битумом для того, чтобы отличать ее от жидких углеводородов, добываемых из традиционных нефтяных скважин. Природный битум, содержащийся в канадских нефтеносных песках, представляет собой высоковязкую смесь углеводородов тяжелее пентанов, которая, в своем естественном состоянии, как правило, не может быть извлечена на коммерчески приемлемом уровне из обычной нефтяной скважины, так как она является слишком густой и не может поступать из скважины без нагревания или разбавления более легкими углеводородами, такими как легкая сырая нефть или конденсат природного газа.

Большая часть новой добычи битума и/или тяжелой нефти производится на обширных месторождениях нефтеносных песков провинции Альберта. Двумя типами извлечения нефти из нефтеносных песков являются способы открытой добычи и нагнетания водяного пара. Открытая добыча, в целом, подходит только для извлечения битума из неглубоких месторождений. Тем не менее, способы нагнетания водяного пара, такие как парогравитационный дренаж (SAGD) и циклическая стимуляция паром (CSS), лучше подходят для извлечения битума и/или тяжелой нефти из залегающих намного глубже месторождений, которые расположены вокруг неглубоких месторождений. В результате, способы нагнетания водяного пара для извлечения нефти стали важными способами для извлечения высоковязкой сырой нефти, такой как тяжелая сырая нефть и битум.

Способы нагнетания водяного пара для извлечения нефти включают нагнетание перегретого водяного пара в подземный нефтяной пласт, содержащий высоковязкие материалы на основе сырой нефти, то есть нефть, которая имеет высокую вязкость при температуре пласта. Нагнетание водяного пара повышает температуру сырой нефти в пласте и тем самым снижает вязкость нефти, обеспечивая ее добычу и извлечение.

Способ парогравитационного дренажа широко применяют в месторождениях нефтеносных песков, таких как месторождения, расположенные в центральной Канаде. Он представляет собой усовершенствованную форму стимуляции паром, в которой пробуривают пару по существу горизонтальных скважин в нефтяном пласте, причем одна располагается на несколько метров выше другой. Водяной пар под высоким давлением непрерывно нагнетают в ствол первой (верхней) скважины для нагревания нефти и снижения ее вязкости. Вокруг ствола верхней скважины образуется пространство с повышенной температурой, называемое «паровой камерой», которое простирается наружу от пласта. Нагретая таким образом нефть имеет пониженную вязкость и стекает под действием силы тяжести в ствол второй (нижней) скважины. Смесь нефти и пластовой воды, содержащую эмульсию, откачивают из ствола нижней скважины. Указанная эмульсия может представлять собой эмульсию, содержащую примерно 75% воды и примерно 25% тяжелой нефти и/или битума. Разделяют эмульсию на сырую нефть и пластовую воду. Транспортируют нефть с места добычи для ее переработки.

Дополнительным способом извлечения нефти с применением водяного пара для извлечения высоковязкой сырой нефти является циклическая стимуляция паром (CSS), которую также называют «способом закачивания и откачивания» (англ. «huff and puff»). При CSS нагнетают пар в единственный ствол скважины и тем самым нагревают пласт и снижают вязкость содержащейся в нем нефти. Способ является циклическим, и каждый цикл включает три стадии: первая стадия представляет собой фазу «закачивания» (или нагнетания), на которой нагнетают водяной пар в пласт в течение периода от нескольких дней до нескольких недель. Вторая стадия продолжительностью несколько дней представляет собой фазу «пропитки» (или фазу закрытия), на которой прекращают нагнетать водяной пар и добиваются распространения теплоты по пласту. Третья стадия представляет собой фазу «откачивания», фазу добычи (или извлечения) продолжительностью от нескольких недель до нескольких месяцев, на которой откачивают добываемые текучие среды из скважины.

Несмотря на то, что способы нагнетания водяного пара для извлечения нефти обладают множеством преимуществ, они также имеют и недостатки. Способы нагнетания водяного пара основаны на энергоемком производстве водяного пара для облегчения извлечения битума и, таким образом, требуют значительных количеств воды и энергии для образования водяного пара. Например, на галлон добываемой нефти может требоваться примерно три галлона воды. Этот процесс является не только водоемким, но также и энергоемким, так как воду необходимо превращать в пар. Кроме того, образуются значительные количества воды, которую необходимо использовать повторно и/или утилизировать другими средствами.

Таким образом, усовершенствование извлечения нефти способами извлечения нефти при помощи водяного пара и тем самым повышение количества извлекаемой нефти на единичный объем применяемой воды было бы крайне предпочтительным.

Крайне желательно найти присадки, которые могли бы повысить количество добываемого битума при сохранении количества нагнетаемого пара. Указанные присадки, например, предпочтительно могли бы понижать поверхностное натяжение на границе раздела и/или угол смачивания между водой и нефтью в нефтяном пласте, быть достаточно летучими, чтобы переноситься с водяным паром через слой песка для достижения месторождений битума и/или тяжелой нефти в отсутствие абсорбции в слое песка, и понижать отношение нагнетаемого пара к добываемой нефти. Тем не менее, указанные присадки могут быть дорогостоящими, могут задерживаться в пласте и могут способствовать образованию эмульсий битума и пластовой воды, которые необходимо разрушать для максимизации извлечения битума. Таким образом, обеспечение присадок, обладающих упомянутыми выше желаемыми и предпочтительными свойствами, при минимально возможной концентрации присадок в водяном паре было бы крайне предпочтительным.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В настоящем документе описаны усовершенствованные способы улучшенного извлечения нефти и применяемые в них присадки. Одна или более присадок могут быть добавлены в водяной пар в способах извлечения нефти при помощи водяного пара, в результате чего образуются паровые композиции, содержащие присадку и водяной пар. Одна или более присадок также могут быть добавлены в воду, и полученную смесь вода-присадка испаряют для обеспечения паровой композиции, содержащей присадку и водяной пар. После получения паровой композиции ее нагнетают в подземный резервуар, включающий тяжелую нефть и/или битум.

Паровые композиции могут конденсироваться во время и/или после нагнетания с образованием водных конденсатов. Паровые композиции, полученные из смесей вода-присадка, содержащих, состоящих по существу из или состоящих из воды и от 125 ppm до 250 ppm одной или более присадок, конденсируются с образованием водных конденсатов, имеющих более низкое динамическое поверхностное натяжение на границе раздела нефть/вода по сравнению с использованием только воды. Например, конденсаты, в которых pH составляет 6,5 до 7,5 или доведен до указанных значений, имеют динамическое поверхностное натяжение на границе раздела (при измерении при 20°C) с каплей битума после приведения капли в контакт с конденсатом в течение одного часа, которое на величину от 40% до 75% ниже соответствующего поверхностного натяжения на границе раздела при использовании только воды. Конденсаты обеспечивают низкий наступающий угол смачивания с битумом, низкие отступающие углы смачивания с битумом или одновременно низкие наступающие и низкие отступающие углы смачивания по сравнению с использованием только воды или с конденсатом водного раствора мочевины. Например, конденсаты обеспечивают наступающий угол смачивания с битумом, измеренный методом пластины Вильгельми, от 80° до 85° в отличие от угла между деионизированной водой и битумом, который составляет от 105° до 115°, и угла между конденсатами, полученными из 1000 ppm мочевины в воде, с битумом, который составляет от 105° до 115°; и отступающий угол смачивания от 1° до 7° по сравнению с углом от 55° до 60° для деионизированной воды и конденсатов 1000 ppm мочевины в воде.

Согласно первой группе вариантов реализации предложен способ извлечения нефти при помощи водяного пара, включающий, состоящий из или состоящий по существу из (1) нагнетания паровой композиции в подземный нефтяной резервуар, причем паровая композиция содержит, состоит из или состоит по существу из одного или более простых аминоэфирных соединений, имеющих формулу R-O-(CH₂)₃-NH₂, где R выбран из группы, состоящей из н-бутила, н-пентила, н-гексила, н-гептила, 2-этилгексила, н-октила, н-нонила, н-децила, изодецила, н-додецила, изододецила, н-тридецила и изотридецила; и извлечения извлекаемого материала, причем извлекаемый материал содержит тяжелую сырую нефть, битум или их комбинацию. В некоторых вариантах реализации способ представляет собой способ циклической стимуляции паром, или в некоторых вариантах реализации способ представляет собой способ парогравитационного дренажа. В некоторых вариантах реализации R выбран из группы, состоящей из н-бутила, 2-этилгексила и изодецила.

Согласно второй группе вариантов реализации предложен способ извлечения нефти при помощи водяного пара, включающий, состоящий из или состоящий по существу из (1) нагнетания паровой композиции в подземный нефтяной резервуар, причем паровая композиция содержит, состоит из или состоит по существу из водяного пара и одного или более простых аминоэфирных соединений, имеющих формулу R-O-(CH₂)₃-NH₂, где R выбран из группы, состоящей из н-бутила, н-пентила, н-гексила, н-гептила, 2-этилгексила, н-октила, н-нонила, н-децила, изодецила, н-додецила, изододецила, н-тридецила и изотридецила; и извлечения извлекаемого материала, причем извлекаемый материал содержит тяжелую сырую нефть, битум или их комбинацию. В некоторых вариантах реализации способ представляет собой способ циклической стимуляции паром, или в некоторых вариантах реализации способ представляет собой способ парогравитационного дренажа. В некоторых вариантах реализации R выбран из группы, состоящей из н-бутила, 2-этилгексила и изодецила.

В некоторых вариантах реализации паровая композиция согласно второй группе вариантов реализации содержит от 100 до 300 миллионных долей по массе одного или более простых аминоэфиров.

В некоторых вариантах реализации температура паровой композиции согласно первой или второй группе вариантов реализации составляет от примерно 160°C до примерно 375°C.

В некоторых вариантах реализации давление паровой композиции согласно первой или второй группе вариантов реализации составляет от примерно 90 psi (621 кПа) до примерно 3060 psi (21100 кПа).

В некоторых вариантах реализации температура паровой композиции согласно первой или второй группе вариантов реализации составляет от 200°C до 350°C.

В некоторых вариантах реализации паровая композиция согласно первой или второй группе вариантов реализации находится под давлением от примерно 577 psi (3978 кПа) до примерно 799 psi (5509 кПа).

В некоторых вариантах реализации подземный нефтяной резервуар представляет собой нефтеносный песчаный резервуар.

В некоторых вариантах реализации извлекаемый материал содержит битум, тяжелую нефть, пластовую воду или любую их комбинацию.

В некоторых из второй группы вариантов реализации способ представляет собой способ парогравитационного дренажа.

В некоторых других вариантах реализации способ согласно второй группе вариантов реализации представляет собой способ циклической стимуляции паром.

В некоторых из первой или второй группы вариантов реализации паровую композицию нагнетают в ствол первой скважины, и извлекаемый материал извлекают из ствола второй скважины.

В некоторых из первой или второй группы вариантов реализации паровую композицию нагнетают в ствол первой скважины, и извлекаемый материал извлекают из ствола первой скважины.

В некоторых вариантах реализации температура резервуара поблизости от ствола первой скважины составляет от примерно 200°C до примерно 375°C.

В некоторых из первой или второй группы вариантов реализации способ дополнительно включает нагнетание композиции водяного пара в подземный нефтяной резервуар, где композиция водяного пара не содержит простой аминоэфир, при этом композиция водяного пара содержит, состоит из или состоит по существу из водяного пара.

В настоящем документе предложено применение одного или более простых аминоэфирных соединений в качестве присадки к водяному пару при извлечении битума, тяжелой нефти или их комбинации при помощи водяного пара из подземного нефтяного резервуара, причем каждое из одного или более простых аминоэфирных соединений имеет формулу R-O-(CH₂)₃NH₂, где R выбран из группы, состоящей из н-бутила, н-пентила, н-гексила, н-гептила, 2-этилгексила, н-октила, н-нонила, н-децила, изодецила, н-додецила, изододецила, н-тридецила и изотридецила.

В некоторых вариантах реализации R выбран из группы, состоящей из н-бутила, 2-этилгексила и изотридецила.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

На фигуре 1 приведен график зависимости снижения поверхностного натяжения на границе раздела в процентах от концентрации простого аминоэфира перед испарением для разных простых аминоэфирных соединений.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Несмотря на то, что в настоящем описании приведены ссылки на предпочтительные варианты реализации, специалистам в данной области техники будет понятно, что можно проводить изменения в форме и деталях, не выходя за рамки сущности и объема изобретения. Разные варианты реализации будут подробно описаны со ссылками на графические материалы, где одинаковые номера позиций обозначают одинаковые детали и узлы, изображенные в разных перспективах. Описание разных вариантов реализации не ограничивает объем прилагаемой формулы изобретения. Кроме того, любые примеры, приведенные в настоящем описании, не следует рассматривать как ограничивающие, в них представлены исключительно некоторые из множества возможных вариантов реализации прилагаемой формулы изобретения.

Определения

Если отсутствуют иные определения, то все технические и научные термины в настоящем документе имеют значения, общепринятые специалистами в данной области техники. В случае противоречий предпочтение отдается настоящему документу, включая определения.

В настоящем документе термин «пластовая вода» обозначает любую воду, полученную в качестве побочного продукта в любом способе извлечения сырой нефти.

В настоящем документе термин «сырая нефть» относится к неочищенному нефтепродукту, содержащему углеводород и имеющему относительную плотность в градусах Американского института нефти (API) от 10° до 50°.

В настоящем документе термин «тяжелая нефть» или «тяжелая сырая нефть» обозначает любую сырую нефть, у которой относительная плотность в градусах Американского института нефти (API) составляет менее 22,3° и более 12°.

В настоящем документе «битум» обозначает асфальт или сырую нефть, имеющую относительную плотность API 12° или менее.

В настоящем документе термин «пар», если по контексту конкретно не определено иное, относится ко всем газам с температурой ниже или выше критической.

В настоящем документе «водяной пар» используют для описания воды в газообразной и/или паровой фазе, независимо от того, имеет ли вода температуру выше или ниже критической температуры 373,946°C.

Если не указано иное, то все концентрации в процентах в настоящем документе указаны по массе.

В настоящем документе «PSI» или «psi» относится к фунтам на квадратный дюйм, т.е. к единице давления.

В настоящем документе «простой аминоэфир» относится к соединению, содержащему простую эфирную группу и аминогруппу.

Подразумевается, что термины «содержит(-ат)», «включает(-ют)», «имеющий, «имеет», «может», «содержит(-ат)» и их варианты в настоящем документе представляют собой открытые переходные фразы, термины или слова, которые не обязательно могут исключать возможность наличия дополнительных действий или структур. Формы единственного числа (соотв. англ. артиклям «a», «an» и «the») включают ссылки на множество объектов, если из контекста явным образом не следует иное. В настоящем изобретении также рассматриваются другие варианты реализации, «содержащие», «состоящие из» и «состоящие по существу из» вариантов реализации или элементов, предложенных в настоящем документе, независимо от того, представлены они в явном виде, или нет. В общем случае, как определено по контексту, термин «включает» в настоящем описании может быть истолкован в любом из значений «содержащий», «состоящий из» или «состоящий по существу из».

В настоящем документе термин «необязательный» или «необязательно» означает, что описываемое далее событие или условие может происходить (выполняться), но не обязательно, и что описание включает случаи, в которых событие или условие происходит (выполняется), и случаи, в которых оно не происходит (не выполняется).

В настоящем документе термин «примерно», модифицирующий, например, количество ингредиента в композиции, концентрацию, объем, температуру процесса, продолжительность процесса, выход, расход, давление и схожие параметры, и их диапазоны, если его используют для описания вариантов реализации изобретения, относится к изменению числового значения, которое может происходить, например, при обычных процедурах измерения и обработки, используемых для получения соединений, композиций, концентратов или применения составов; вследствие неизбежной ошибки указанных процедур; различий в способах получения, источниках или чистоте исходных материалов или ингредиентов, применяемых для реализации способов, и схожих факторов. Термин «примерно» также включает количества, которые различаются вследствие «старения» состава, имеющего конкретную начальную концентрацию и полученного из конкретной смеси, и количества, которые различаются вследствие смешения или обработки состава, имеющего конкретную начальную концентрацию или полученного из конкретной смеси. Пункты прилагаемой формулы изобретения, модифицированные термином «примерно», включают эквиваленты указанных количеств.

В настоящем документе фраза «по существу», модифицирующая, например, тип или количество ингредиента в композиции, свойство, поддающееся измерению количество, способ, положение, числовой параметр или диапазон, если ее используют для описания вариантов реализации изобретения, относится к изменению, которое не влияет на указанную композицию в целом, ее свойство, количество, способ, положение, величину или диапазон таким образом, чтобы отрицательно изменять предложенную композицию, свойство, количество, способ, положение, числовой параметр или диапазон. Примеры предполагаемых свойств включают, исключительно в качестве неограничивающих примеров, упругость, коэффициент разделения, глубину залегания, растворимость, температуру и т.д.; предполагаемые числовые параметры включают мощность пласта, выход, массу концентрацию и т.д. Влияние на способы, модифицированные термином «по существу» включает эффекты, вызванные изменениями типа или количества материалов, применяемых в способе, возможных изменений в настройке оборудования, влияние окружающих условий на процесс и т.д., где уровень или степень выраженности эффекта не влияет отрицательно на одно(один) или более предполагаемых свойств или результатов; и схожие факторы. Пункты прилагаемой формулы изобретения, модифицированные термином «по существу», включают эквиваленты указанных типов и количеств материалов.

Обсуждение

Авторы изобретения обнаружили улучшенные присадки, которые можно нагнетать в подземные нефтяные пласты. Присадки могут быть переведены в летучее состояние с водяным паром, т.е. они испаряются в водяном паре при температуре 160-260°C.

В некоторых вариантах реализации предложен способ извлечения нефти при помощи водяного пара, включающий: (1) нагнетание паровой композиции в подземный нефтяной пласт; и (2) извлечение извлекаемого материала из подземного нефтяного пласта. Паровая композиция содержит, состоит из или состоит по существу из простого аминоэфирного соединения, имеющего формулу R-O-(CH₂)₃NH₂, где R выбран из группы, состоящей из н-бутила, н-пентила, н-гексила, н-гептила, 2-этилгексила, н-октила, н-нонила, н-децила, изодецила, н-додецила, изододецила, н-тридецила и изотридецила. Нагнетание относится к введению предложенной композиции в подземный нефтяной резервуар, например, через трубу и/или кольцевое пространство трубы.

В некоторых вариантах реализации паровая композиция содержит, состоит из или состоит по существу из водяного пара и простого аминоэфира, имеющего формулу R-O-(CH₂)₃-NH₂, где R выбран из группы, состоящей из н-бутила, н-пентила, н-гексила, н-гептила, 2-этилгексила, н-октила, н-нонила, н-децила, изодецила, изододецила, н-додецила, н-тридецила и изотридецила.

В некоторых вариантах реализации паровая композиция имеет температуру от 160°C до примерно 375°C во время нагнетания.

В некоторых вариантах реализации предложен способ извлечения нефти при помощи водяного пара, включающий: (1) нагнетание паровой композиции в подземный нефтяной пласт; и (2) извлечение извлекаемого материала из подземного нефтяного пласта, где паровая композиция содержит, состоит из или состоит по существу из одного или более простых аминоэфирных соединений, имеющих формулу, выбранную из группы, состоящей из CH₃(CH₂)₃-O-(CH₂)₃-NH₂, CH₃(CH₂)₄-O-(CH₂)₃-NH₂, CH₃(CH₂)₅-O-(CH₂)₃-NH₂, CH₃(CH₂)₆-O-(CH₂)₃-NH₂, CH₃-(CH₂)₃-CH(C₂H₅)-CH₂-O-(CH₂)₃-NH₂, CH₃-(CH₂)₇-O-(CH₂)₃-NH₂, CH₃(CH₂)₈-O-(CH₂)₃-NH₂, (CH₃)-(CH₂)₉-O-(CH₂)₃-NH₂, (CH₃)₂CH-(CH₂)₇-O-(CH₂)₃-NH₂, CH₃(CH₂)₁₁-O-(CH₂)₃-NH₂, (CH₃)₂CH-(CH₂)₉-O-(CH₂)₃-NH₂, CH₃-(CH₂)₁₂-O-(CH₂)₃-NH₂, (CH₃)₂CH-(CH₂)₁₀-O-(CH₂)₃-NH₂, и любой их комбинации. В некоторых вариантах реализации паровая композиция содержит, состоит из или состоит по существу из водяного пара и одного или более простых аминоэфирных соединений, имеющих формулу, выбранную из группы, состоящей из CH₃(CH₂)₃-O-(CH₂)₃-NH₂, CH₃-(CH₂)₃-CH(C₂H₅)-CH₂-O-(CH₂)₃-NH₂, (CH₃)₂CH-(CH₂)₇-O-(CH₂)₃-NH₂, и любой их комбинации.

Способ включает размягчение битума, тяжелой сырой нефти или их комбинации по меньшей мере в участке подземного резервуара путем повышения температуры битума, тяжелой сырой нефти или их комбинации в участке подземного резервуара посредством нагнетания водяного пара. Способ также включает обеспечение возможности диффузии и конденсации паровой композиции в указанном участке.

Предпочтительно, простые аминоэфирные соединения, имеющие формулу R-O-(CH₂)₃-NH₂, такие как описано в настоящем документе, могут быть получены путем приведения спирта во взаимодействие с акрилонитрилом и последующего гидрирования. Указанные простые аминоэфирные соединения могут быть получены с легко контролируемой молекулярной массой, которая, как полагают авторы изобретения, важна для возможности перевода простых аминоэфирных соединений в летучее состояние в водяном паре. Кроме того, акрилонитрил представляет собой широкодоступный исходный наливной исходный материал, применяемый в производстве полимеров, но не в качестве специального химического вещества.

Например, простые аминоэфирные соединения согласно изобретению могут быть получены согласно следующей реакционной схеме:

(1) R-OH+CH₂CHCN → RO-CH₂CH₂-CN

(2) RO-CH₂CH₂-CN+2H₂ → R-O-CH₂CH₂CH₂NH₂

где R- выбран из группы, состоящей из н-бутила, н-пентила, н-гексила, н-гептила, 2-этилгексила, н-октила, н-нонила, н-децила, изодецила, изододецила, н-додецила, н-тридецила и изотридецила. Соединения, полученные указанным способом, включают по меньшей мере три атома углерода, встроенные между простой эфирной группой и аминогруппой, содержат -CH₂- по соседству с аминогруппой и представляют собой первичные амины.

В некоторых вариантах реализации каждое из одного или более простых аминоэфирных соединений имеет температуру кипения при давлении 1 атмосфера (101,3 кПа) от примерно 40°C до примерно 400°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 50°C до примерно 400°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 50°C до примерно 375°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 50°C до примерно 350°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 50°C до примерно 300°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 50°C до примерно 275°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 50°C до примерно 250°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 50°C до примерно 200°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 60°C до примерно 250°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 60°C до примерно 200°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 60°C до примерно 180°C или в некоторых вариантах реализации от примерно 70°C до примерно 180°C.

В некоторых вариантах реализации извлекаемый материал содержит, состоит из или состоит по существу из битума, тяжелой сырой нефти или их комбинации. В некоторых вариантах реализации извлекаемый материал содержит, состоит из или состоит по существу из битума и пластовой воды; тяжелой сырой нефти и пластовой воды; или битума, тяжелой сырой нефти и пластовой воды.

В некоторых вариантах реализации паровая композиция, нагнетаемая в подземный пласт, имеет температуру от примерно 150°C до примерно 375°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 150°C до примерно 325°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 150°C до примерно 300°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 150°C до примерно 290°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 160°C до примерно 280°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 170°C до примерно 270°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 180°C до примерно 260°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 150°C до примерно 310°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 160°C до примерно 300°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 170°C до примерно 350°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 180°C до примерно 325°C или в некоторых вариантах реализации от примерно 190°C до примерно 310°C.

В некоторых вариантах реализации паровая композиция находится под давлением от примерно 40 psi (275 кПа) до примерно 3060 psi (21040 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 60 psi (414 кПа) до примерно 3060 psi (21040 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 70 psi (483 кПа) до примерно 3060 psi (21040 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 70 psi (483 кПа) до примерно 2000 psi (13790 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 70 psi (483 кПа) до примерно 1450 psi (10000 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 75 psi (520 кПа) до примерно 1000 psi (6900 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 90 psi (621 кПа) до примерно 680 psi (4688 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 100 psi (690 кПа) до примерно 750 psi (5170 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 150 psi (1034 кПа) до примерно 500 psi (3447 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 175 psi (1210 кПа) до примерно 400 psi (2760 кПа) или в некоторых вариантах реализации от примерно 200 psi (1379 кПа) до примерно 350 psi (2413 кПа), или в некоторых вариантах реализации от примерно 319 psi (2200 кПа) до примерно 348 psi (2400 кПа).

В некоторых вариантах реализации паровая композиция содержит, состоит из или состоит по существу из одного или более простых аминоэфирных соединений и водяного пара, где общая концентрация простого аминоэфира в паровой композиции составляет от 10 ppm до 10000 ppm, в некоторых вариантах реализации от 100 ppm до 10000 ppm, в некоторых вариантах реализации от 100 ppm до 8000 ppm, в некоторых вариантах реализации от 10 ppm до 8000 ppm, в некоторых вариантах реализации от 100 ppm до 1000 ppm, в некоторых вариантах реализации от 100 ppm до 250 ppm, в некоторых вариантах реализации от 150 ppm до 5000 ppm, в некоторых вариантах реализации от 200 ppm до 1000 ppm, в некоторых вариантах реализации от 10 ppm до 5000 ppm, в некоторых вариантах реализации от 5 ppm до 1000 ppm, в некоторых вариантах реализации от 10 ppm до 500 ppm по массе.

В некоторых вариантах реализации способ дополнительно включает: (3) нагнетание композиции водяного пара в подземный нефтяной пласт, где композиция водяного пара содержит водяной пар, и при этом композиция водяного пара не содержит простой аминоэфир. В некоторых из указанных вариантов реализации композиция водяного пара на стадии (3) содержит водяной пар и присадку, которая не является простым аминоэфиром. В других из указанных вариантов реализации композиция водяного пара на стадии (3) состоит из или состоит по существу из водяного пара. В указанных вариантах реализации водяной пар нагнетают в подземный нефтяной пласт, такой как нефтеносный песчаный пласт, например, способом парогравитационного дренажа и/или циклической стимуляции паром, где указанный водяной пар не содержит присадку простого аминоэфира. Одно или более простых аминоэфирных соединений добавляют в водяной пар в течение лишь части от общей продолжительности способа (и тем самым обеспечивают отдельные стадии (1) и (3)). Контролируемые количества простого аминоэфира могут быть добавлены в пласт путем изменения концентрации простого аминоэфира, нагнетаемого совместно с водяным паром на стадии (1), и/или путем контролирования продолжительности стадии (1).

В некоторых вариантах реализации композиция водяного пара, паровая композиция или композиция водяного пара и паровая композиция, нагнетаемые в подземный пласт, имеют температуру от примерно 150°C до примерно 375°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 150°C до примерно 325°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 150°C до примерно 300°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 150°C до примерно 290°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 160°C до примерно 280°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 170°C до примерно 270°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 180°C до примерно 260°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 150°C до примерно 310°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 160°C до примерно 300°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 170°C до примерно 350°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 180°C до примерно 325°C или в некоторых вариантах реализации от примерно 190°C до примерно 310°C.

В некоторых вариантах реализации паровая композиция находится под давлением от примерно 40 psi (275 кПа) до примерно 3060 psi (21040 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 60 psi (414 кПа) до примерно 3060 psi (21040 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 70 psi (483 кПа) до примерно 3060 psi (21040 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 70 psi (483 кПа) до примерно 2000 psi (13790 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 70 psi (483 кПа) до примерно 1450 psi (10000 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 75 psi (520 кПа) до примерно 1000 psi (6900 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 90 psi (621 кПа) до примерно 680 psi (4688 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 100 psi (690 кПа) до примерно 750 psi (5170 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 150 psi (1034 кПа) до примерно 500 psi (3447 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 175 psi (1210 кПа) до примерно 400 psi (2760 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 200 psi (1379 кПа) до примерно 350 psi (2413 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 319 psi (2200 кПа) до примерно 348 psi (2400 кПа) или в некоторых вариантах реализации примерно 203 psi (1400 кПа).

Одно или более простых аминоэфирных соединений могут быть добавлены в водяной пар в любом способе извлечения нефти при помощи водяного пара для извлечения тяжелой сырой нефти и/или битума из подземного нефтяного пласта. Например, одно или более простых аминоэфирных соединений, могут быть включены в водяной пар, нагнетаемый способами парогравитационного дренажа и/или циклической стимуляции паром.

В некоторых вариантах реализации подземный нефтяной пласт содержит тяжелую сырую нефть, битум или их комбинацию. В некоторых вариантах реализации извлекаемый материал содержит, состоит из или состоит по существу из пластовой воды, тяжелой сырой нефти, битума или любой их комбинации.

В некоторых вариантах реализации любые из операций нагнетания, описанных в настоящем документе, включают нагнетание в ствол первой скважины. В некоторых из указанных вариантов реализации извлечение извлекаемого материала включает удаление извлекаемого материала из подземного пласта через ствол первой скважины, например, способом извлечения нефти путем циклической стимуляции паром. В других из указанных вариантов реализации извлечение извлекаемого материала включает удаление извлекаемого материала из подземного пласта через ствол второй скважины, например, способом извлечения нефти путем парогравитационного дренажа.

В некоторых вариантах реализации температура резервуара поблизости от ствола первой скважины составляет от примерно 180°C до примерно 220°C, от 200°C до примерно 375°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 200°C до примерно 350°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 200°C до примерно 325°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 200°C до примерно 310°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 200°C до примерно 300°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 200°C до примерно 275°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 200°C до примерно 250°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 200°C до примерно 225°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 225°C до примерно 375°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 225°C до примерно 350°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 225°C до примерно 325°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 225°C до примерно 310°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 225°C до примерно 300°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 240°C до примерно 260°C, в некоторых вариантах реализации от 250°C до примено 350°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 250°C до примерно 325°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 250°C до примерно 310°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 250°C до примерно 300°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 275°C до примерно 350°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 275°C до примерно 325°C, в некоторых вариантах реализации от примерно 275°C до примерно 310°C или в некоторых вариантах реализации от примерно 275°C до примерно 300°C. В данном контексте «поблизости от» обозначает положение, удаленное на один метр или в пределах одного метра от ствола скважины.

В некоторых вариантах реализации давление в подземном резервуаре поблизости от ствола первой скважины составляет от примерно 40 psi (275 кПа) до примерно 3060 psi (21040 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 60 psi (414 кПа) до примерно 3060 psi (21040 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 70 psi (483 кПа) до примерно 3060 psi (21040 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 70 psi (483 кПа) до примерно 2000 psi (13790 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 70 psi (483 кПа) до примерно 1450 psi (10000 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 75 psi (520 кПа) до примерно 1000 psi (6900 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 90 psi (621 кПа) до примерно 680 psi (4688 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 100 psi (690 кПа) до примерно 750 psi (5170 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 150 psi (1034 кПа) до примерно 500 psi (3447 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 175 psi (1210 кПа) до примерно 400 psi (2760 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 200 psi (1379 кПа) до примерно 350 psi (2413 кПа), в некоторых вариантах реализации от примерно 319 psi (2200 кПа) до примерно 348 psi (2400 кПа) или в некоторых вариантах реализации примерно 203 psi (1400 кПа). В данном контексте «поблизости от» обозначает положение, удаленное на один метр или в пределах одного метра от ствола скважины.

В некоторых вариантах реализации извлечение включает откачивание извлекаемого материала из ствола второй скважины. В некоторых из указанных вариантов реализации откачивание проводят при помощи винтового насоса.

Извлекаемый материал содержит, состоит из или состоит по существу из тяжелой сырой нефти, битума или их комбинации.

В некоторых вариантах реализации извлекаемый материал содержит, состоит из или состоит по существу из тяжелой сырой нефти и пластовой воды; битума и пластовой воды; или тяжелой сырой нефти, битума и пластовой воды.

В некоторых вариантах реализации извлекаемый материал содержит битум и/или тяжелую сырую нефть, и подземный нефтяной пласт содержит нефтеносные пески, причем нефтеносные пески содержат тяжелую нефть, битум или их комбинацию; и песок, песчаник, глину, связанную воду или любую их комбинацию. В некоторых вариантах реализации песок и/или песчаник содержит, состоит из или состоит по существу из диоксида кремния в форме кварца. В некоторых вариантах реализации песчаник не полностью сцементирован. В данном контексте «не полностью сцементирован» означает, что пески имеют высокую пористость, низкую когезию и очень низкую прочность на растяжение. Нефтеносные пески иногда насыщены нефтью, что предотвращает их полное цементирование с образованием твердого песчаника.

При парогравитационном дренаже водяной пар нагнетают непрерывно в течение продолжительного периода времени, который может соответствовать всему сроку службы скважины. Извлекаемый материал, нефть и/или пластовую воду также собирают в течение продолжительного периода времени. Начало нагнетания водяного пара и начало извлечения могут быть разделены периодом задержки. Таким образом, в некоторых вариантах реализации нагнетание водяного пара (стадия (1) и/или стадия (3), такие как описано в настоящем документе) начинают раньше, чем извлечение нефти, на период задержки: в некоторых вариантах реализации период задержки составляет от примерно 1 часа до примерно 60 дней, в некоторых вариантах реализации от примерно 12 часов до примерно 30 дней, в некоторых вариантах реализации от примерно 1 дня до примерно 30 дней, в некоторых вариантах реализации от примерно 1 дня до примерно 14 дней, в некоторых вариантах реализации от примерно 7 дней до примерно 14 дней, в некоторых вариантах реализации от примерно 1 дня до примерно 7 дней или в некоторых вариантах реализации от примерно 10 минут до примерно 12 часов.

Извлечение можно проводить непостоянно, т.е. с перерывами, нерегулярно и/или эпизодически. Нагнетание пара и/или водяного пара можно начинать и останавливать. Способ может включать более чем одну операцию нагнетания паровой композиции, содержащей простой аминоэфир, и более чем одну процедуру нагнетания композиции водяного пара, не содержащей простой аминоэфир.

В некоторых вариантах реализации, например, в способах парогравитационного дренажа, нагнетание и извлечение извлекаемого материала проводят одновременно. В других вариантах реализации, например, в способах циклической стимуляции паром, нагнетание и извлечение не проводят одновременно.

В некоторых вариантах реализации период времени между нагнетанием паровой композиции и/или композиции водяного пара и извлечением извлекаемого материала составляет от примерно одного часа до примерно четырех недель.

В некоторых вариантах реализации способа циклической стимуляции паром нагнетание паровой композиции или паровой композиции и композиции водяного пара проводят в течение периода от примерно 4 недель до примерно 40 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 4 недель до примерно 30 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 4 недель до примерно 30 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 4 недель до примерно 25 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 12 часов до примерно 40 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 12 часов до примерно 30 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 12 часов до примерно 25 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 12 часов до примерно 12 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 12 часов до примерно 8 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 12 часов до примерно 4 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 12 часов до примерно 2 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 24 часов до примерно 12 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 24 часов до примерно 8 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 24 часов до примерно 4 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 24 часов до примерно 2 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 24 часов до примерно 1 недели, в некоторых вариантах реализации от примерно 48 часов до примерно 12 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 48 часов до примерно 8 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 48 часов до примерно 4 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 48 часов до примерно 2 недель или в некоторых вариантах реализации от примерно 48 часов до примерно 1 недели.

В некоторых вариантах реализации способа циклической стимуляции паром период времени между нагнетанием водяного пара и извлечением извлекаемого материала (т.е. период времени между завершением нагнетания водяного пара и началом извлечения извлекаемого материала) составляет от примерно одного часа до примерно 4 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 1 часа до примерно 14 дней, в некоторых вариантах реализации от примерно 1 часа до примерно 7 дней, в некоторых вариантах реализации от примерно 12 часов до примерно 14 дней, в некоторых вариантах реализации от примерно 12 часов до примерно 7 дней, в некоторых вариантах реализации от примерно 1 дня до примерно 4 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 1 дня до примерно 2 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 1 дня до примерно 7 дней, в некоторых вариантах реализации от примерно 1 дня до примерно 5 дней или в некоторых вариантах реализации от примерно 1 дня до примерно 3 дней. Указанный период времени иногда называют периодом «закрытия».

При циклической стимуляции паром извлекаемый материал, нефть и/или пластовую воду собирают в течение продолжительного периода времени, который иногда называют периодом «добычи». Период добычи, как правило, определяется продуктивностью скважины, которая снижается по мере охлаждения пласта. В некоторых вариантах реализации период добычи составляет от примерно 1 недели до примерно 4 лет, в некоторых вариантах реализации от примерно 1 года до примерно 4 лет, в некоторых вариантах реализации от примерно 1 недели до примерно 3 лет, в некоторых вариантах реализации от примерно 1 года до примерно 3 лет, в некоторых вариантах реализации от примерно 1 недели до примерно 2 лет, в некоторых вариантах реализации от примерно 1 года до примерно 2 лет, в некоторых вариантах реализации от примерно 5 недель до примерно 52 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 10 недель до примерно 52 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 10 недель до примерно 30 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 10 недель до примерно 25 недель, в некоторых вариантах реализации примерно 10 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 1 недели до примерно 52 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 1 недели до примерно 26 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 1 недели до примерно 12 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 1 недели до примерно 8 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 1 недели до примерно 6 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 1 недели до примерно 4 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 1 недели до примерно 3 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 1 недели до примерно 2 недель, в некоторых вариантах реализации от примерно 2 недель до примерно 8 недель или в некоторых вариантах реализации от примерно 2 недель до примерно 4 недель.

Извлечение можно проводить непостоянно, т.е. с перерывами, нерегулярно и/или эпизодически. Нагнетание водяного пара можно начинать и останавливать. Способ может включать несколько циклов нагнетания водяного пара (не содержащего простой аминоэфир), нагнетание паровой композиции, содержащей простой аминоэфир, период закрытия и извлечение в любом порядке при условии, что указанный способ включает по меньшей мере одну операцию нагнетания паровой композиции, содержащей одно или более простых аминоэфирных соединений, имеющих формулу R-O-(CH₂)₃-NH₂, таких как описано в настоящем документе.

В некоторых вариантах реализации пластовая вода согласно способам, описанным в настоящем документе, содержит ионы кальция, ионы магния, ионы калия, ионы натрия, хлоридные ионы, диоксид кремния, силикатные ионы, сульфатные ионы, сульфидные ионы или любую их комбинацию. В некоторых вариантах реализации пластовая вода в извлекаемой композиции содержит диоксид кремния, карбонат, бикарбонат или любую их комбинацию.

В некоторых вариантах реализации пластовая вода в извлекаемой композиции согласно способам, описанным в настоящем документе, содержит от примерно 0,5 ppm до примерно 55 ppm по массе ионов кальция, от примерно 0,5 ppm до примерно 20 ppm ионов магния, от примерно 10 ppm до примерно 300 ppm ионов калия, от примерно 100 ppm до примерно 5000 ppm ионов натрия, от примерно 5 ppm до примерно 500 ppm диоксида кремния, от примерно 5 ppm до примерно 500 ppm силикатных ионов, от примерно 5 ppm до примерно 100 ppm аммиака и/или ионов аммония, от примерно 30 ppm до примерно 7000 ppm хлоридных ионов, от примерно 50 ppm до примерно 1000 ppm карбонатных ионов, от примерно 50 ppm до примерно 1000 ppm бикарбонатных ионов, от примерно 100 ppm до примерно 700 ppm общего органического углерода или любую их комбинацию.

В некоторых вариантах реализации по меньшей мере некоторая часть паровой композиции конденсируется в подземном пласте с образованием конденсата. В некоторых вариантах реализации подземный пласт содержит, состоит из или состоит по существу из глины, песка, воды и тяжелой нефти и/или битума.

В некоторых вариантах реализации конденсат паровой композиции содержит, состоит из или состоит по существу из одного или более простых аминоэфирных соединений, имеющих формулу, выбранную из группы, состоящей из CH₃(CH₂)₃-O-(CH₂)₃-NH₂, CH₃(CH₂)₄-O-(CH₂)₃-NH₂, CH₃(CH₂)₅-O-(CH₂)₃-NH₂, CH₃(CH₂)₆-O-(CH₂)₃-NH₂, CH₃-(CH₂)₃-CH(C₂H₅)-CH₂-O-(CH₂)₃-NH₂, CH₃-(CH₂)₇-O-(CH₂)₃-NH₂, CH₃(CH₂)₈-O-(CH₂)₃-NH₂, (CH₃)-(CH₂)₉-O-(CH₂)₃-NH₂, (CH₃)₂CH-(CH₂)₇-O-(CH₂)₃-NH₂, CH₃(CH₂)₁₁-O-(CH₂)₃-NH₂, (CH₃)₂CH-(CH₂)₉-O-(CH₂)₃-NH₂, CH₃-(CH₂)₁₂-O-(CH₂)₃-NH₂, (CH₃)₂CH-(CH₂)₁₀-O-(CH₂)₃-NH₂, и любой их комбинации.

В некоторых вариантах реализации конденсат паровой композиции содержит, состоит из или состоит по существу из воды и одного или более простых аминоэфирных соединений, имеющих формулу, выбранную из группы, состоящей из CH₃(CH₂)₃-O-(CH₂)₃-NH₂, CH₃(CH₂)₄-O-(CH₂)₃-NH₂, CH₃(CH₂)₅-O-(CH₂)₃-NH₂, CH₃(CH₂)₆-O-(CH₂)₃-NH₂, CH₃-(CH₂)₃-CH(C₂H₅)-CH₂-O-(CH₂)₃-NH₂, CH₃-(CH₂)₇-O-(CH₂)₃-NH₂, CH₃(CH₂)₈-O-(CH₂)₃-NH₂, (CH₃)-(CH₂)₉-O-(CH₂)₃-NH₂, (CH₃)₂CH-(CH₂)₇-O-(CH₂)₃-NH₂, CH₃(CH₂)₁₁-O-(CH₂)₃-NH₂, (CH₃)₂CH-(CH₂)₉-O-(CH₂)₃-NH₂, CH₃-(CH₂)₁₂-O-(CH₂)₃-NH₂, (CH₃)₂CH-(CH₂)₁₀-O-(CH₂)₃-NH₂, и любой их комбинации.

В некоторых вариантах реализации по меньшей мере часть подземного пласта имеет температуру и давление, при которых паровая композиция конденсируется с образованием смачивающей композиции. Смачивающая композиция содержит, состоит из или состоит по существу из конденсата паровой композиции. Смачивающий состав может представлять собой конденсат паровой композиции или может представлять собой комбинацию конденсата и других материалов, присутствующих в подземном пласте. Указанные другие материалы могут включать воду; водные растворы растворенных солей; углеводороды; химические агенты, нагнетаемые в пласт, такие как ингибиторы коррозии, низкомолекулярные карбоновые кислоты, такие как уксусная кислота и/или гептановая кислота, нафтеновые кислоты, асфальтены, глину(-ы) и/или диоксид кремния; и любую их комбинацию.

Паровая композиция может конденсироваться по меньшей мере в части подземного нефтяного резервуара. Не желая быть связанными теорией, авторы изобретения полагают, что простой аминоэфир в пласте понижает поверхностное натяжение на границе раздела битума и воды и/или солевого раствора в пласте. Пониженное поверхностное натяжение на границе раздела повышает подвижность битума в подземном пласте, что, таким образом, способствует извлечению битума из пласта.

Одним из показателей поверхностного натяжения на границе раздела между жидкостью и битумом является угол смачивания между каплей жидкости и битумом, например, измеренный методом пластины Вильгельми. Чем меньше угол смачивания, тем ниже поверхностное натяжение на границе раздела между жидкостью и битумом. Фактический угол смачивания зависит от того, измеряют ли его как наступающий или отступающий угол, и может изменяться в зависимости от того, измеряют ли его во время первого цикла или последующего цикла (когда битум уже вступил в контакт с жидкостью и потенциально мог быть модифицирован ей).

В некоторых вариантах реализации наступающий угол смачивания, измеренный во время первого цикла методом пластины Вильгельми, для конденсата паровой композиции, состоящего из 125 ppm простого аминоэфира в воде, составляет менее 105 градусов, в некоторых вариантах реализации от 50 градусов до 105 градусов, в некоторых вариантах реализации от 60 градусов до 100 градусов, в некоторых вариантах реализации от 70 градусов до 95 градусов, в некоторых вариантах реализации от 70 градусов до 90 градусов или в некоторых вариантах реализации от 70 градусов до 80 градусов. В некоторых вариантах реализации измерение проводят при температуре примерно 20°C, в некоторых вариантах реализации примерно 25°C, в некоторых вариантах реализации примерно 30°C, в некоторых вариантах реализации примерно 40°C, в некоторых вариантах реализации примерно 60°C или в некоторых вариантах реализации примерно 80°C.

В некоторых вариантах реализации отступающий угол смачивания, измеренный во время первого цикла методом пластины Вильгельми, для конденсата паровой композиции, состоящего из 125 ppm простого аминоэфира в воде, составляет менее 50 градусов, в некоторых вариантах реализации от 1 градуса до 50 градусов, в некоторых вариантах реализации от 1 градуса до 40 градусов, в некоторых вариантах реализации от 3 градусов до 40 градусов. в некоторых вариантах реализации от 1 градуса до 30 градусов, в некоторых вариантах реализации от 5 градусов до 30 градусов, в некоторых вариантах реализации от 5 градусов до 20 градусов или в некоторых вариантах реализации от 5 градусов до 10 градусов.

Поверхностное натяжение на границе раздела может быть измерено тензиометром по методу формы капли, объема капли или вращающейся капли. Если обозначить поверхностное натяжение на границе раздела между деионизированной водой и битумом как IFTw, и поверхностное натяжение на границе раздела между конденсатом (где конденсат состоит из воды и простого аминоэфира) и битумом как IFTc, то снижение поверхностного натяжения на границе раздела в процентах (%IFTr), вызванное наличием простого аминоэфира, выражается как:

%IFTr = (IFTw-IFTc) x (100/IFTw).

В некоторых вариантах реализации снижение поверхностного натяжения на границе раздела в процентах (%IFTr) при 20°C через один час при pH от 6,5 до 7,5 (т.е. конденсат имеет pH, который составляет от 6,5 до 7,5 или доведен до указанных значений), где конденсат состоит из воды и простого аминоэфира, и простой аминоэфир присутствует в концентрации 1000 ppm в конденсате, составляет от 40% до 80%, в некоторых вариантах реализации от 45% до 75% или в некоторых вариантах реализации от 50% до 70%.

В некоторых вариантах реализации снижение поверхностного натяжения на границе раздела в процентах (%IFTr) при 20°C при pH от 6,5 до 7,5 (т.е. конденсат имеет pH, который составляет от 6,5 до 7,5 или доведен до указанных значений) через один час, где конденсат состоит из воды и простого аминоэфира, и простой аминоэфир присутствует в концентрации 250 ppm в конденсате, составляет от 40% до 80%, в некоторых вариантах реализации от 45% до 75% или в некоторых вариантах реализации от 50% до 70%.

В некоторых вариантах реализации снижение поверхностного натяжения на границе раздела в процентах (%IFTr) при 80°C при pH от 6,5 до 7,5 (т.е. конденсат имеет pH, который составляет от 6,5 до 7,5 или доведен до указанных значений) через один час, где конденсат состоит из воды и простого аминоэфира, и простой аминоэфир присутствует в концентрации 250 ppm в конденсате, составляет от 40% до 80%, в некоторых вариантах реализации от 45% до 75% или в некоторых вариантах реализации от 50% до 70%.

В некоторых вариантах реализации предложена паровая композиция согласно любому из способов, описанных в настоящем документе.

В некоторых вариантах реализации предложена композиция, содержащая, состоящая из или состоящая по существу из сырой нефти, воды и одного или более простых аминоэфиров, имеющих формулу R-O-(CH₂)₃-NH₂, где R выбран из группы, состоящей из н-бутила, н-пентила, н-гексила, н-гептила, 2-этилгексила, н-октила, н-нонила, н-децила, изодецила, н-додецила, изододецила, н-тридецила и изотридецила. В некоторых вариантах реализации одно или более простых аминоэфирных соединений содержат, состоят из или состоят по существу из 3-(н-бутокси)-1-аминопропана (3-(н-бутокси)пропиламина), 3-(2-этилгексокси)-1-аминопропана (3-(2-этилгексокси)пропиламина), 3-(изодекокси)-1-аминопропана (3-(изодекокси)пропиламина) или любой их комбинации.

Как указано в настоящем документе, тяжелая нефть и/или битум могут быть получены способами извлечения нефти при помощи водяного пара, такими как SAGD и циклическая стимуляция паром. Тем не менее, битум также может быть получен открытыми способами добычи. В некоторых из указанных способов после удаления землистого торфа и покрывающих пород и откачивания воды из нефтеносного песчаного слоя извлекают битумосодержащую руду из нефтеносного песчаного слоя путем выемки из открытого разреза. Затем руда перерабатывается на обогатительной фабрике. Измельчают глыбы нефтеносной песчаной руды и смешивают нефтеносные пески с горячей или теплой водой, например, при температуре от 70°C до 90°C, для получения аэрированной суспензии нефтеносных песков. Необязательно, горячая или теплая вода содержит щелочь, такую как каустическая сода, для повышения pH суспензии, например, до примерно 9. Более высокий pH может способствовать извлечению битума из суспензии. Для получения суспензии можно применять разное оборудование, такое как барабаны, вращающиеся устройства подачи (англ. «cyclofeeder»), смесительные камеры, ротационные дробилки и дробилки для мокрого дробления. Независимо от оборудования для получения суспензии целевая плотность суспензии составляет от примерно 1500 до 1580 кг/м³. Материал слишком крупного размера может быть удален из суспензии.

Затем суспензию нефтеносных песков перерабатывают способом экстракции. Суспензию можно перекачивать на экстракционную установку.

В комбинации с водой, но без проведения стадии выпаривания с водяным паром, присадки на основе простых аминоэфиров, описанные в настоящем документе, также обеспечивают очень низкое поверхностное натяжение на границе раздела, такое как от 8,6 до 9,0 дин/см (от 8,6 до 9,0 мН/м), для смеси вода/3-(изодекокси)-1-аминопропан, содержащей только 250 ppm присадки на основе простого аминоэфира.

Соответственно, предложен способ, включающий, состоящий из или состоящий по существу из объединения присадки на основе простого аминоэфира и воды для получения первой смеси вода-присадка; и промывки и/или объединения битумосодержащей руды со смесью вода-присадка. В некоторых вариантах реализации битумосодержащая руда содержит песчаник и битум. В некоторых вариантах реализации способ дополнительно включает отделение битума от битумосодержащей руды.

Смесь вода-присадка содержит, состоит из или состоит по существу из воды и одного или более простых аминоэфирных соединений. В некоторых вариантах реализации смесь вода-присадка содержит, состоит из или состоит по существу из воды, одного или более простых аминоэфирных соединений и гидроксида натрия.

В некоторых вариантах реализации одно или более простых аминоэфирных соединений имеют формулу R-O-(CH₂)₃-NH₂, где R выбран из группы, состоящей из н-бутила, н-пентила, н-гексила, н-гептила, 2-этилгексила, н-октила, н-нонила, н-децила, изодецила, н-додецила, изододецила, н-тридецила и изотридецила.

В некоторых вариантах реализации одно или более простых аминоэфирных соединений содержат, состоят из или состоят по существу из 3-(н-бутокси)-1-аминопропана, 3-(2-этилгексокси)-1-аминопропана, 3-(изодекокси)-1-аминопропана или любой их комбинации. В некоторых вариантах реализации объединение битумосодержащей руды и смеси вода-присадка включает, состоит из или состоит по существу из промывки битумосодержащей руды смесью вода-присадка.

В некоторых вариантах реализации объединение битумосодержащей руды и смеси вода-присадка приводит к образованию доступной для перекачивания суспензии, имеющей плотность от 1500 до 1580 кг/м³.

Дополнительное описание вариантов реализации

Вариант реализации 1. Способ извлечения нефти при помощи водяного пара, включающий: нагнетание паровой композиции в подземный нефтяной резервуар, причем паровая композиция содержит одно или более простых аминоэфирных соединений, имеющих формулу R-O-(CH₂)₃-NH₂, где R выбран из группы, состоящей из н-бутила, н-пентила, н-гексила, н-гептила, 2-этилгексила, н-октила, н-нонила, н-децила, изодецила, н-додецила, изододецила, н-тридецила и изотридецила; и извлечение извлекаемого материала, причем извлекаемый материал содержит тяжелую сырую нефть, битум или их комбинацию.

Вариант реализации 2. Вариант реализации 1, отличающийся тем, что указанные одно или более простых аминоэфирных соединений содержат, состоят из или состоят по существу из 3-(н-бутокси)-1-аминопропана, 3-(2-этилгексокси)-1-аминопропана, 3-(изодекокси)-1-аминопропана или любой их комбинации.

Вариант реализации 3. Вариант реализации 1 или вариант реализации 2, дополнительно отличающиеся тем, что указанная паровая композиция содержит, состоит из или состоит по существу из водяного пара и одного или более простых аминоэфирных соединений.

Вариант реализации 4. Любой из вариантов реализации 1-3, отличающийся тем, что концентрация указанных одного или более простых аминоэфирных соединений в паровой композиции составляет от 100 до 300 миллионных долей по массе.

Вариант реализации 5. Любой из вариантов реализации 1-4, отличающийся тем, что температура указанной паровой композиции составляет от 160°C до примерно 375°C.

Вариант реализации 6. Любой из вариантов реализации 1-5, отличающийся тем, что давление указанной паровой композиции составляет от примерно 90 psi (621 кПа) до примерно 3060 psi (21100 кПа).

Вариант реализации 7. Любой из вариантов реализации 1-6, отличающийся тем, что указанная паровая композиция имеет температуру от 250°C до 270°C.

Вариант реализации 8. Любой из вариантов реализации 1-7, отличающийся тем, что указанная паровая композиция находится под давлением от примерно 577 psi (3978 кПа) до примерно 799 psi (5509 кПа).

Вариант реализации 9. Любой из вариантов реализации 1-7, отличающийся тем, что указанный подземный нефтяной резервуар представляет собой нефтеносный песчаный резервуар.

Вариант реализации 10. Любой из вариантов реализации 1-9, отличающийся тем, что указанный способ представляет собой способ парогравитационного дренажа или способ циклической стимуляции паром.

Вариант реализации 11. Любой из вариантов реализации 1-10, отличающийся тем, что указанную паровую композицию нагнетают в ствол первой скважины, и температура резервуара поблизости от ствола первой скважины составляет от примерно 200°C до примерно 375°C.

Вариант реализации 12. Любой из вариантов реализации 1-11, отличающийся тем, что указанный способ дополнительно включает нагнетание водяного пара в подземный нефтяной резервуар, где водяной пар не содержит простой аминоэфир.

Вариант реализации 13: Способ согласно любому из вариантов реализации 1-12, отличающийся тем, что указанный способ включает добавление одного или более простых аминоэфирных соединений в водяной пар для получения паровой композиции.

Вариант реализации 14: Способ согласно любому из вариантов реализации 1-12, отличающийся тем, что указанный способ дополнительно включает объединение одного или более простых аминоэфирных соединений с водой для получения смеси вода-присадка и нагревание смеси вода-присадка для получения паровой композиции.

Вариант реализации 15: Способ согласно варианту реализации 14, отличающийся тем, что концентрация указанных одного или более простых аминоэфирных соединений в смеси вода-присадка составляет от 50 ppm до 1000 ppm по массе.

Вариант реализации 16: Способ согласно варианту реализации 14 или варианту реализации 15, отличающийся тем, что концентрация указанных одного или более простых аминоэфирных соединений в смеси вода-присадка составляет от 100 ppm до 500 ppm по массе.

Вариант реализации 17: Способ согласно любому из вариантов реализации 14-16, отличающийся тем, что концентрация указанных одного или более простых аминоэфиров в смеси вода-присадка составляет от 100 ppm до 300 ppm по массе.

Вариант реализации 18: Способ согласно любому из вариантов реализации 14-17, отличающийся тем, что концентрация указанных одного или более простых аминоэфиров в смеси вода-присадка составляет от 125 ppm до 250 ppm по массе.

Вариант реализации 19. Применение одного или более простых аминоэфирных соединений в качестве присадки к водяному пару при извлечении битума, тяжелой сырой нефти или их комбинации при помощи водяного пара из подземного нефтяного резервуара, причем каждое из одного или более простых аминоэфирных соединений имеет формулу R-O-(CH₂)₃NH₂, где R выбран из группы, состоящей из н-бутила, н-пентила, н-гексила, н-гептила, 2-этилгексила, н-октила, н-нонила, н-децила, изодецила, н-додецила, изододецила, н-тридецила и изотридецила.

Вариант реализации 20: Применение одного или более простых аминоэфирных соединений в качестве присадки к водяному пару при извлечении битума, тяжелой сырой нефти или их комбинации из подземного нефтяного резервуара при помощи водяного пара, где одно или более простых аминоэфирных соединений содержат, состоят из или состоят по существу из 3-(н-бутокси)-1-аминопропана, 3-(2-этилгексокси)-1-аминопропана, 3-(изодекокси)-1-аминопропана или любой их комбинации.

Вариант реализации 21: Паровая композиция, содержащая, состоящая из или состоящая по существу из водяного пара и одного или более простых аминоэфиров, имеющих формулу R-O-(CH₂)₃NH₂, где R выбран из группы, состоящей из н-бутила, н-пентила, н-гексила, н-гептила, 2-этилгексила, н-октила, н-нонила, н-децила, изодецила, н-додецила, изододецила, н-тридецила и изотридецила.

Вариант реализации 22: Паровая композиция, содержащая, состоящая из или состоящая по существу из водяного пара и простого аминоэфира, выбранного из группы, состоящей из 3-(н-бутокси)-1-аминопропана, 3-(2-этилгексокси)-1-аминопропана, 3-(изодекокси)-1-аминопропана или любой их комбинации.

Вариант реализации 23: Композиция, содержащая, состоящая из или состоящая по существу из сырой нефти, воды и одного или более простых аминоэфиров, имеющих формулу R-O-(CH₂)₃NH₂, где R выбран из группы, состоящей из н-бутила, н-пентила, н-гексила, н-гептила, 2-этилгексила, н-октила, н-нонила, н-децила, изодецила, н-додецила, изододецила, н-тридецила и изотридецила.

Вариант реализации 24: Композиция согласно варианту реализации 23, отличающаяся тем, что указанные один или более простых аминоэфиров выбраны из группы, состоящей из 3-(н-бутокси)-1-аминопропана, 3-(2-этилгексокси)-1-аминопропана, 3-(изодекокси)-1-аминопропана или любой их комбинации.

Вариант реализации 25: Способ, включающий, состоящий из или состоящий по существу из объединения одного или более простых аминоэфирных соединений с водой для получения смеси вода-присадка; и объединения битумосодержащей руды со смесью вода-присадка.

Вариант реализации 26: Способ согласно варианту реализации 25, отличающийся тем, что указанная битумосодержащая руда содержит, состоит из или состоит по существу из песчаника и битума.

Вариант реализации 27: Способ согласно варианту реализации 25 или варианту реализации 26, отличающийся тем, что указанная смесь вода-присадка содержит, состоит из или состоит по существу из одного или более простых аминоэфирных соединений, воды и гидроксида натрия.

Вариант реализации 28: Способ согласно любому из вариантов реализации 25-27, дополнительно включающий отделение битума от битумосодержащей руды.

Вариант реализации 29: Способ согласно любому из вариантов реализации 25-28, отличающийся тем, что указанные одно или более простых аминоэфирных соединений имеют формулу R-O-(CH₂)₃NH₂, где R выбран из группы, состоящей из н-бутила, н-пентила, н-гексила, н-гептила, 2-этилгексила, н-октила, н-нонила, н-децила, изодецила, н-додецила, изододецила, н-тридецила и изотридецила.

Вариант реализации 30: Способ согласно любому из вариантов реализации 25-29, отличающийся тем, что указанные один или более простых аминоэфиров выбраны из группы, состоящей из 3-(н-бутокси)-1-аминопропана, 3-(2-этилгексокси)-1-аминопропана, 3-(изодекокси)-1-аминопропана или любой их комбинации.

Вариант реализации 31: Способ согласно любому из вариантов реализации 25-30, отличающийся тем, что указанная смесь вода-присадка имеет температуру от 70°C до 90°C.

Вариант реализации 32: Способ согласно любому из вариантов реализации 25-31, отличающийся тем, что объединение битумосодержащей руды со смесью вода-присадка включает, состоит из или состоит по существу из промывки битумосодержащей руды смесью вода-присадка.

Вариант реализации 33: Способ согласно любому из вариантов реализации 25-32, отличающийся тем, что указанное объединение битумосодержащей руды со смесью вода-присадка приводит к образованию доступной для перекачивания суспензии.

Вариант реализации 34: Способ согласно варианту реализации 33, отличающийся тем, что указанная суспензия имеет плотность от 1500 до 1580 кг/м³.

Вариант реализации 35: Способ согласно любому из вариантов реализации 25-35, отличающийся тем, что указанные одно или более простых аминоэфирных соединений содержат, состоят из или состоят по существу из 3-(изодекокси)-1-аминопропана.

ПРИМЕРЫ

Пример 1: Получение конденсатов

Соединяли реактор Парра с конденсационной колонной и резервуаром для сбора текучей среды. Помещали 60-80 мл смеси исследуемого соединения и деионизированной воды в сосуд высокого давления. Нагревали смесь исследуемого соединения с водой в закрытом реакторе Парра до температуры 260°C и поддерживали температуру 250-270°C. Затем медленно открывали клапан для обеспечения прохождения пара в конденсационную колонну, в которой конденсировали смесь воды и исследуемого соединения и собирали в резервуар в качестве конденсата.

Эксперимент проводили для каждого из исследуемых соединений, перечисленных в ТАБЛИЦЕ 1, для получения конденсата, содержащего исследуемое соединение. Исследовали образцы конденсатов для определения поверхностного натяжения на границе раздела и угла смачивания с битумом, как описано ниже, соответственно, в примерах 2 и 3 в настоящем документе.

Пример 2: Измерения поверхностного натяжения на границе раздела конденсатов

Измеряли динамическое поверхностное натяжение на границе раздела (IFT) по форме капли разбавленного битума, погруженной в конденсат, при помощи тензиометра Teclis Tracker методом формы капли. Капля битума содержала 37,5% толуола и 62,5% битума по объему. Перед измерением доводили pH каждого образца конденсата до pH 6,5-7,5 разбавленной хлороводородной кислотой.

Снижение поверхностного натяжения на границе раздела в процентах (снижение IFT, %) между каждым конденсатом и разбавленным битумом по сравнению с этим же показателем между деионизированной водой и разбавленным битумом вычисляли при помощи уравнения Снижение IFT, % = (IFT_DI- IFT_COND) x 100/IFT_DI, где IFT_DI соответствует поверхностному натяжению на границе раздела между деионизированной водой и разбавленным битумом, и IFT_COND соответствует поверхностному натяжению на границе раздела между конденсатом и разбавленным битумом. Результаты приведены в ТАБЛИЦЕ 1.

ТАБЛИЦА 1: Снижение поверхностного натяжения на границе раздела конденсатов через один час
Испыт.	Исследуемое соединение	Концентрация исследуемого соединения в водной смеси перед испарением (ppm)	Температура измерения IFT (°C)	Снижение IFT, %, через один час
А	бутиловый эфир пропиленгликоля	1000	20	8
B	3-(2-этилгексокси) пропиламин	125	20	47
C	3-(2-этилгексокси) пропиламин	250	20	50
D	3-(н-бутокси)пропиламин	1000	20	58
E	3-(изодекокси) пропиламин	125	20	54
F	мочевина	1000	20	37
G	анилин	1000	20	24
H	пиридин	1000	20	5
I	3,5-диметил-1-гексин-3-ол	1000	20	12
J	3,6-диметил-4-октин-3,6-диол	1000	20	10
K	2,4,7,9-тетраметил-5-децин-4,7-диол	1000	20	9
L	этоксилированный 2,4,7,9-тетраметил-5-децин-4,7-диол	1000	20	24
M	этоксилированный бутанол	1000	20	5
N	3-(2-этилгексокси) пропиламин	250	80	55
O	3-(2-этилгексокси) пропиламин	125	80	31
P	3-(изодекокси) пропиламин	125	80	71
Q	3-(изодекокси) пропиламин	250	80	73

ТАБЛИЦА 2: Влияние времени на снижение IFT конденсатов при 20°C
Испыт.	Исследуемое соединение	Концентрация исследуемого соединения в водной смеси перед испарением (ppm)	Снижение IFT, %, в момент 0 часов	Снижение IFT, %, через 0,5 часа	Снижение IFT, %, через 1 час
R	3-(изодекокси) пропиламин	250	49	58	59
S	3-метокси-пропиламин (MOPA)	250	24	30	43
T	2-(2-метоксиэтокси)-1-аминоэтан	250	20	24	25

Результаты в ТАБЛИЦЕ 2 показывают, что конденсат, содержащий 3-(изодекокси)пропиламин, превосходил как конденсат, содержащий 3-метоксипропиламин, так и конденсат, содержащий 2-(2-метоксиэтокси)-1-аминоэтан, т.е. обеспечивал повышенное снижение поверхностного натяжения на границе раздела (IFT) в % через 0 часов, 0,5 часа и 1 час.

Результаты снижения IFT через один час для исследуемых простых аминоэфирных соединений сведены в ТАБЛИЦЕ 3 и графически изображены на фигуре 1.

ТАБЛИЦА 3: Снижение поверхностного натяжения на границе раздела конденсатов через один час
Испыт.	Исследуемое соединение	Концентрация исследуемого соединения в водной смеси перед испарением (ppm)	Температура/ °C	Снижение IFT, %, через 1 час
B	3-(2-этилгексокси) пропиламин	125	20	47
C	3-(2-этилгексокси) пропиламин	250	20	50
O	3-(2-этилгексокси) пропиламин	125	80	31
N	3-(2-этилгексокси) пропиламин	250	80	55
D	3-(н-бутокси) пропиламин	1000	20	58
E	3-(изодекокси) пропиламин	125	20	54
R	3-(изодекокси) пропиламин	250	20	59
P	3-(изодекокси) пропиламин	125	80	71
Q	3-(изодекокси) пропиламин	250	80	73
S	3-метоксипропиламин	250	20	43
T	2-(2-метоксиэтокси)-1-аминоэтан	250	20	25

Как можно увидеть на фигуре 1, 3-(изодекокси)пропиламин, 3-(2-этилгексокси)-пропиламин и 3-(н-бутокси)пропиламин, за исключением 3-(2-этилгексокси)пропиламина в концентрации 125 ppm при 80°C, превосходили 3-метоксипропиламин и 2-(2-метоксиэтокси)-1-аминоэтан с точки зрения снижения поверхностного натяжения на границе раздела в %. 3-(изодекокси)пропиламин и 3-(2-этилгексокси)пропиламин превосходили 3-метоксипропиламин и 2-(2-метоксиэтокси)-1-аминоэтан при сопоставимой исходной концентрации соединения, 250 ppm, в водной смеси перед испарением.

Пример 3: Углы смачивания конденсата на стекле с битумным покрытием

На каждое из трех чистых стеклянных предметных стекол наносили покрытие из 30 частей битума в 18 частях толуола и оставляли толуол испаряться при комнатной температуре для обеспечения покрытия битума на предметном стекле. Для каждой из трех исследуемых жидкостей дважды (за два цикла) измеряли наступающие и отступающие углы смачивания исследуемой жидкости на поверхности битума на каждом предметном стекле. Измерения проводили методом пластины Вильгельми с использованием тензиометра Kruss K-12.

В качестве трех исследуемых жидкостей применяли деионизированную воду, конденсат с 125 ppm по массе водного 3-(изодекокси)пропиламина и конденсат водного раствора с 1000 ppm по массе мочевины. Результаты представлены в ТАБЛИЦЕ 4:

ТАБЛИЦА 4: Наступающий и отступающий углы смачивания
	Цикл	Измеренный угол смачивания (°)
	Цикл	Деионизированная вода	125 ppm водного 3-(изодекокси) пропиламина	1000 ppm мочевины
Наступающий	1	113,6	84,5	111,6
Наступающий	2	108,5	83,8	108,5
Отступающий	1	55,9	6,2	57,1
Отступающий	2	55,7	1,0	59,2

Пример 4: Поверхностное натяжение на границе раздела для смесей вода-присадка

Получали три водные смеси, имеющие состав, показанный в ТАБЛИЦЕ 5. Первые две представляли собой смеси деионизированной воды и 3-(изодекокси)-пропиламина; и третья представляла собой смесь деионизированной воды с н-бутилового эфира пропиленгликоля (основной изомер C₄H₉OCH₂CH(CH₃)OH).

Измеряли динамическое поверхностное натяжение на границе раздела между каждой из смесей вода-присадка и битумом, как описано в примере 2, и вычисляли снижение поверхностного натяжения на границе раздела в процентах, как в примере 2. Результаты приведены в ТАБЛИЦЕ 5. Также проводили опыт по измерению поверхностного натяжения на границе раздела для деионизированной воды. Во время проведения измерений pH обеих смесей и деионизированной воды составлял pH 7.

ТАБЛИЦА 5: Поверхностное натяжение для смесей вода-присадка и воды на границе раздела с битумом/толуолом при pH 7, измеренное при температуре от 19°C до 20°C.
Испыт.	Исследуемое соединение	Концентрация исследуемого соединения в водной смеси (ppm)	IFT (дин/см (нН/м)) 0,5 часа	IFT (дин/см (нН/м)) 1 час	Снижение IFT, %, через 0,5 часа	Снижение IFT, %, через 1 час
U	3-(изодекокси) пропиламин	125	12,8	12,2	47%	49%
V	3-(изодекокси) пропиламин	250	9,0	8,6	63%	64%
W	бутиловый эфир пропиленгликоля	1000	13,0	12,9	46%	46%
X	деионизированная вода	-	24,3	24,0	-	-

Смесь 3-(изодекокси)пропиламина с водой обеспечивала значительно более низкое поверхностное натяжение на границе раздела по сравнению со смесью бутилового эфира пропиленгликоля с водой при концентрации, сниженной до 25%.

Claims

1. Способ извлечения нефти при помощи водяного пара, включающий:

нагнетание паровой композиции в подземный нефтяной резервуар, причем паровая композиция содержит одно или более простых аминоэфирных соединений, имеющих формулу

R-O-(CH₂)₃-NH₂,

где R выбран из группы, состоящей из н-бутила, н-пентила, н-гексила, н-гептила, 2-этилгексила, н-октила, н-нонила, н-децила, изодецила, н-додецила, изододецила, н-тридецила и изотридецила; и

извлечение тяжелой сырой нефти, битума или их комбинации.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанные одно или более простых аминоэфирных соединений содержат 3-(н-бутокси)-1-аминопропан, 3-(2-этилгексокси)-1-аминопропан, 3-(изодекокси)-1-аминопропан или любую их комбинацию.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанные одно или более простых аминоэфирных соединений состоят из 3-(н-бутокси)-1-аминопропана, 3-(2-этилгексокси)-1-аминопропана, 3-(изодекокси)-1-аминопропана или любой их комбинации.

4. Способ по любому из пп. 1-3, отличающийся тем, что указанная паровая композиция дополнительно содержит водяной пар.

5. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что указанная паровая композиция состоит из водяного пара и одного или более простых аминоэфирных соединений.

6. Способ по любому из пп. 1-5, отличающийся тем, что концентрация указанных одного или более простых аминоэфирных соединений в паровой композиции составляет от 100 до 300 миллионных долей по массе.

7. Способ по любому из пп. 1-6, отличающийся тем, что температура указанной паровой композиции составляет от 160°C до 375°C во время нагнетания.

8. Способ по любому из пп. 1-7, отличающийся тем, что давление указанной паровой композиции составляет от 90 psi (621 кПа) до 3060 psi (21100 кПа) во время нагнетания.

9. Способ по любому из пп. 1-8, отличающийся тем, что указанная паровая композиция имеет температуру от 250°C до 270°C во время нагнетания.

10. Способ по любому из пп. 1-9, отличающийся тем, что указанный подземный нефтяной резервуар представляет собой нефтеносный песчаный резервуар.

11. Способ по любому из пп. 1-10, отличающийся тем, что указанный способ представляет собой способ парогравитационного дренажа или способ циклической стимуляции паром.

12. Способ по любому из пп. 1-11, отличающийся тем, что указанную паровую композицию нагнетают в ствол скважины и температура резервуара поблизости от ствола скважины составляет от 200°C до 375°C.

13. Способ по любому из пп. 1-12, дополнительно включающий нагнетание водяного пара в подземный нефтяной резервуар, где водяной пар не содержит простой аминоэфир.

14. Способ извлечения битума из битумосодержащей руды, включающий:

извлечение битумосодержащей руды из нефтеносного песчаного слоя;

измельчение битумосодержащей руды;

промывание битумосодержащей руды теплой или горячей смесью вода-присадка; и

отделение битума от битумосодержащей руды, причем теплая или горячая смесь вода-присадка содержит воду и одно или более простых аминоэфирных соединений, имеющих формулу R-O-(CH₂)₃-NH₂, где R выбран из группы, состоящей из н-бутила, н-пентила, н-гексила, н-гептила, 2-этилгексила, н-октила, н-нонила, н-децила, изодецила, н-додецила, изододецила, н-тридецила и изотридецила.

15. Способ по п.14, отличающийся тем, что указанные одно или более простых аминоэфирных соединений содержат 3-(изодекокси)-1-аминопропан.