ПОВЫШЕННАЯ ПАРОВАЯ ЭКСТРАКЦИЯ БИТУМА ИЗ НЕФТЕНОСНЫХ ПЕСКОВ
ENHANCED STEAM EXTRACTION OF BITUMEN FROM OIL-BEARING SANDS

Область техники
Данное изобретение относится к извлечению битума из нефтеносных песков. Более конкретно, данное изобретение представляет собой усовершенствованный способ извлечения битума из нефтеносных песков посредством открытой разработки или добычи in situ. Улучшением является применение гликолевого эфира, с концевым этиленоксидом в качестве экстракционной добавки в воде и/или паре, используемый в процессе извлечения битума.
Уровень техники
Месторождения нефтеносных песков найдены по всему миру, но больше всего в Канаде, Венесуэле и Соединенных Штатах Америки. Эти нефтеносные пески содержат значительные запасы тяжелой нефти, обычно называемой битумом. Битум из таких нефтеносных песков можно добывать и перерабатывать в синтетическое масло или непосредственно в нефтепродукты. Трудность, связанная с битумом, заключается в том, что он обычно очень вязкий, иногда до такой степени, что он является скорее твердым, чем жидким. Таким образом, битум обычно не течет, как менее вязкая или более легкая сырая нефть.
Вследствие вязкой природы битума его нельзя добывать из скважины, пробуренной в нефтеносных песках, как в случае с более легкой сырой нефтью. Это связано с тем, что битум просто не течет без предварительного нагрева, разбавления и/или улучшения свойств. Поскольку обычная практика бурения нефтяных скважин не подходит для получения битума, в течение нескольких десятилетий было разработано несколько способов извлечения и переработки нефтеносных песков для удаления битума. Для шельфовых месторождений нефтеносных песков типичный способ включает поверхностную разработку или добычу, с последующей обработкой нефтеносных песков для удаления битума.
Способы поверхностной разработки нашли наиболее широкое развитие на месторождении Атабаска в Канаде. В указанных процессах нефтеносные пески добывают, обычно посредством вскрышных работ или добычи открытым способом с помощью канатно-скребковых экскаваторов, ковшовых экскаваторов и в последнее время с помощью траншейных экскаваторов и грузовиков. Затем нефтеносные пески транспортируют на промышленную установку для переработки и удаления битума из песков. Такие процессы обычно включают применение некоторого типа растворителя, чаще всего воды или пара, хотя используют и другие растворители, такие как углеводородные растворители.
После экскаваторных работ на месторождении Атабаска обычно используют способ экстракции с применением горячей воды, в котором нефтеносные пески смешивают с водой при температурах от около 35°С до 75°С, при этом последние усовершенствования позволяют снизить необходимую температуру нижней части диапазона. С нефтеносными песками можно смешивать экстрагирующий агент, такой как гидроксид натрия (NaOH), поверхностно-активные вещества и/или воздух.
Воду добавляют в нефтеносные пески для создания суспензии нефтеносных песков, в которую можно добавлять добавки, такие как NaOH, и которую затем подают в экстракционную установку, как правило, по трубопроводу. Внутри разделительной емкости суспензию перемешивают, и вода и NaOH обеспечивают высвобождение битума из нефтеносных песков. Воздух, захваченный водой, и NaOH прикрепляются к битуму, в результате чего он всплывает на поверхность шламовой смеси и образует пену. Битумную пену дополнительно обрабатывают для удаления остаточной воды и мелких частиц, которые обычно представляют собой небольшие частицы песка и глины. Затем битум либо хранят для дальнейшей переработки, либо сразу перерабатывают химическими способами или смешивают с более легкими нефтепродуктами, и транспортируют по трубопроводу для переработки в синтетическую сырую нефть. К сожалению, такой способ нельзя использовать для более глубоких пластов битуминозного песка. Необходимы технологии in situ для добычи нефти из более глубоких пластов при эксплуатации скважины. По оценкам, около 80 процентов битуминозных песков Альберты и почти все венесуэльские битуминозные пески находятся слишком далеко от поверхности, чтобы осуществлять добычу открытым способом.
При эксплуатации скважины, упоминаемой как добыча in situ, циклическая паровая стимуляция (CSS) является обычным «пароциклическим» способом in situ, в процессе которого пар закачивают в ствол скважины при температуре от 250°С до 400°C. Пар поднимается и нагревает битум, уменьшая его вязкость. Скважину оставляют в бездействии на несколько дней или недель, а затем выкачивают горячую нефть, смешанную с конденсированным паром, в течение нескольких недель или месяцев. Затем процесс повторяют. К сожалению, для «пароциклического» способа необходимо останавливать работу площадки на несколько недель для обеспечения возможности накопления нефти, пригодной для перекачивания. Помимо высокой стоимости закачивания пара, способ CSS обычно обеспечивает добычу 20-25 процентов доступной нефти.
Гравитационный дренаж с применением пара (SAGD) представляет собой другой in situ способ, при котором бурят две горизонтальные скважины в битуминозных песках, одну на дне пласта, а другую - на пять метров над ней. Скважины бурят группами от центрального куста скважин. Такие скважины могут простираться на несколько миль во всех направлениях. Пар закачивают в верхнюю скважину, в результате чего битум плавится, а затем стекает в нижнюю скважину. Затем полученное жидкое масло, смешанное с конденсированным паром, выкачивают на поверхность. Типичная степень извлечения доступной нефти составляет от 40 до 60 процентов.
Вышеуказанные методы сопряжены с множеством проблем, связанных с окружающей средой и безопасностью. Например, использование больших количеств пара является энергоемким и требует обработки и удаления большого количества воды. В настоящее время при добыче и переработке битуминозных песков на каждый баррель добываемой нефти необходимо несколько баррелей воды. Вскрышная добыча и дальнейшая переработка приводит к неполной очистке песка, что требует дальнейшей обработки, прежде чем его можно будет возвратить в окружающую среду. Кроме того, использование большого количества каустической соды в добыче открытым способом не только представляет угрозу для безопасности процесса, но также способствует образованию мелких частиц глины в хвостах, удаление которых является серьезной экологической проблемой.
Таким образом, сохраняется потребность в эффективных, безопасных и экономически эффективных способах улучшения извлечения битума из нефтеносных песков.
Сущность изобретения
Данное изобретение представляет собой усовершенствованный способ извлечения битума, включающий стадию обработки нефтеносных песков гликолевым эфиром с концевым этиленоксидом, причем такую обработку используют в отношении нефтеносных песков, добытых открытым способом, или in situ добыче нефтеносных песков в подземном пласте.
В одном варианте реализации способа извлечения битума, описанного выше, гликолевый эфир с концевым этиленоксидом описывается структурой
2
3
m
2
4
n
RO-(CHCH(CH)O)(CHO)H,
где R представляет собой линейную, разветвленную, циклическую алкильную, фенильную или алкилфенильную группу, содержащую более 5 атомов углерода, предпочтительно н-бутил, н-пентил, 2-метил-1-пентил, н-гексил, н-гептил, н-октил, 2-этилгексил, 2-пропилгептил, фенил или циклогексил, и m и n независимо равны от 1 до 3, предпочтительно гликолевый эфир с концевым этиленоксидом представляет собой один из или комбинацию следующих: предпочтительно, н-бутиловый эфир пропиленгликоля с концевым этиленоксидом, н-гексиловый эфир пропиленгликоля с концевым этиленоксидом или 2-этилгексиловый эфир пропиленгликоля с концевым этиленоксидом.
В другом варианте реализации данного изобретения способ извлечения битума при открытой разработке месторождения, описанной выше, включает стадии: i) открытую разработку месторождения нефтеносных песков, ii) получение водной суспензии нефтеносных песков, iii) обработку водной суспензии гликолевым эфиром с концевым этиленоксидом, iv) перемешивание обработанной водной суспензии, v) перенос перемешанной обработанной водной суспензии в разделительный бак и vi) отделение битума от водной части, предпочтительно гликолевый эфир с концевым этиленоксидом содержится в водной суспензии в количестве от 0,01 до 10 процентов по массе относительно массы нефтеносных песков.
В другом варианте реализации данного изобретения способ извлечения битума при in situ добыче, описанный выше, включает стадии: i) обработки подземного месторождения нефтеносных песков посредством закачивания пара, содержащего гликолевый эфир с концевым этиленоксидом, в скважину; и ii) извлечения битума из скважины, и концентрация гликолевого эфира с концевым этиленоксидом в указанном паре предпочтительно составляет от 100 ppm до 10 процентов по массе.
Краткое описание графических материалов
На фиг. 1 представлен график зависимости добычи нефти от времени для примера способа по данному изобретению и примера способа, не соответствующего данному изобретению.
Подробное описание вариантов реализации изобретения
Добычу битума и/или тяжелой нефти из нефтеносных песков осуществляют, но не ограничивают этим, двумя способами: открытая разработка месторождения или добыча in situ, иногда называемая также добычей из скважины. Нефтеносные пески можно добывать посредством поверхностной разработки или вскрышных работ и можно транспортировать в зону переработки. Подробное описание представлено в статье “Understanding Water-Based Bitumen Extraction from Athabasca Oil Sands”, J. Masliyah, et al., Canadian Journal of Chemical Engineering, том 82, август 2004. Основные стадии добычи битума при открытой разработке месторождения включают: экстракция, обработку флотационной пеной, сгущение хвостов флотации и обогащение. Эти стадии взаимосвязаны; операция добычи влияет на экстракцию, и, в свою очередь, экстракция влияет на процесс обогащения.
Как правило, в промышленных операциях по извлечению битума нефтеносный песок добывают в карьере с использованием грузовых автомобилей и траншейных экскаваторов. Добытые нефтеносные пески транспортируют в зону переработки. Стадия экстракции включает дробление кусков нефтеносного песка и смешивание их с (рециркулирующей технологической) водой в смесительных камерах, смесительных баках, циклических питающих устройствах или ротационных дробилках с получением кондиционированной суспензии нефтеносных песков. Кондиционированную суспензию нефтеносных песков подают в гидротранспортные трубопроводы или в грохоты, где происходит разрезание и измельчение кусков нефтеносного песка. Внутри грохотов и/или гидротранспортных трубопроводов происходит извлечение или «высвобождение», или «освобождение» битума из зерен песка. На стадии получения суспензии можно добавлять химические добавки; например, известные в данной области техники химические реагенты представлены в публикации US2008/0139418, полное содержание которой включено в данный документ посредством ссылки. В стандартных операциях рабочая температура суспензии составляет от 35°C до 75°C, предпочтительно от 40°С до 55°С.
Захваченный или введенный воздух прикрепляется к битуму в грохотах и гидротранспортных трубопроводах, образуя пену. На стадии получения флотационной пены аэрированный битум всплывает, и затем его снимают с поверхности суспензии. Это осуществляют в больших гравитационных сепараторах, обычно называемых первичными сепараторами (PSV), разделительными ячейками (Sep Cell) или первичными разделительными ячейками (PSC). Небольшое количество капель битума (обычно неаэрированного битума), оставшееся в суспензии, дополнительно извлекают, используя принудительную флотацию воздухом в механических флотационных ячейках и в резервуарах для сбора хвостов нефти, или в циклосепараторах и гидроциклонах. Как правило, общая степень извлечения битума в промышленных процессах составляет около 88-95 процентов от первоначального содержания нефти в пласте. Выделенный битум в форме пены обычно содержит 60 процентов битума, 30 процентов воды и 10 процентов твердых веществ.
Затем выделенную битумную пену подвергают деаэрации и разбавляют (смешивают с) растворителями для получения достаточной разницы в плотности воды и битума и для снижения вязкости битума. Разбавление растворителем (например, нафтой или гексаном) облегчает удаление твердых частиц и воды из битумной пены с использованием наклонных пластинчатых отстойников, циклонов и/или центрифуг. При использовании парафинового разбавителя (растворителя) в достаточно высоком отношении разбавителя к битуму происходит частичное осаждение асфальтенов. Это приводит к образованию композитных агрегатов, которые захватывают воду и твердые вещества в разбавленной битумной пене. Таким образом, значительно усиливается гравитационное разделение, что потенциально устраняет необходимость в циклонах или центрифугах.
На стадии сгущения хвостов флотации поток хвостов флотации из экстракционной установки подают в хвостохранилище для отделения твердых веществ от жидкости. Осветленную воду возвращают из хвостохранилища обратно в экстракционную установку. Для ускорения обработки хвостов в лежалые мелкие хвосты можно добавлять гипс для скрепления мелких частиц вместе с крупными частицами песка с образованием не расслаивающейся смеси. Такой способ называют процессом получения консолидированных (композитных) хвостов (CT). CT подвергают захоронению геотехническим способом, что увеличивает их дальнейшее обезвоживание и возможную рекультивацию. Необязательно, хвосты из экстракционной установки обрабатывают на циклоне, при этом перелив (мелкие хвосты) перекачивают в загустители, а нижний слив циклона (грубые хвосты) - в хвостохранилище. Мелкие хвосты обрабатывают флокулянтами, затем сгущают и закачивают в хвостохранилище. Кроме того, можно использовать технологию пасты (добавление флокулянтов/полиэлектролитов) или комбинацию технологии CT и технологии пасты для быстрого высвобождения воды и рециркуляции воды в CT на экстракционную установку для извлечения битума из нефтеносных песков.
На последней стадии осуществляют повышение качества битума. В процессе повышения качества либо увеличивают содержание водорода, либо снижают содержание углерода для получения сбалансированного, более легкого углеводорода с повышенной ценностью и простотой переработки. В процессе повышения качества также удаляют примеси, такие как тяжелые металлы, соли, кислород, азот и сера. Процесс повышения качества включает одну или более стадий, таких как: перегонка, в процессе которой различные соединения разделяют по физическим свойствам, коксование, гидроконверсия, сольвентная деасфальтизация для улучшения отношения водорода к углероду и гидроочистка, обеспечивающая удаление примесей, таких как сера.
В одном варианте реализации данного изобретения усовершенствование процесса извлечения битума из нефтеносных песков заключается в добавлении гликолевого эфира с концевым этиленоксидом на стадии получения суспензии. Измельченный материал добавляют при перемешивании в бак для суспензии и объединяют с гликолевым эфиром с концевым этиленоксидом. Гликолевый эфир с концевым этиленоксидом можно добавлять к суспензии нефтеносных песков в неразбавленном виде или в виде водного раствора с концентрацией от 100 ppm до 10 процентов по массе гликолевого эфира с концевым этиленоксидом, в пересчете на общую массу раствора гликолевого эфира с концевым этиленоксидом. Предпочтительно, гликолевый эфир с концевым этиленоксидом присутствует в водной суспензии нефтеносных песков в количестве от 0,01 до 10 процентов по массе относительно массы нефтеносных песков.
Предпочтительные гликолевые эфиры с концевым этиленоксидом по данному изобретению представлены следующей формулой:
2
3
m
2
4
n
RO-(CHCH(CH)O)(CHO)H,
где R представляет собой линейную, разветвленную, циклическую алкильную, фенильную или алкилфенильную группу, содержащую более 5 атомов углерода, предпочтительно н-бутил, н-пентил, 2-метил-1-пентил, н-гексил, н-гептил, н-октил, 2-этилгексил, 2-пропилгептил, фенил или циклогексил,
и
m и n независимо равны от 1 до 3.
В следующем описании гликолевые эфиры с концевым этиленоксидом по данному изобретению означают, что этиленоксидный кэп содержит от 1 до 3 этиленоксидных звеньев. Предпочтительные гликолевые эфиры с концевым этиленоксидом представляют собой н-бутиловые эфиры пропиленгликоля с концевым этиленоксидом, н-бутиловые эфиры дипропиленгликоля с концевым этиленкосидом, н-бутиловые эфиры трипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, н-пентиловыые эфиры пропиленгликоля с концевым этиленоксидом, н-пентиловые эфиры дипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, н-пентиловые эфиры трипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, 2-метил-1-пентиловые эфиры пропиленгликоля с концевым этиленоксидом, 2-метил-1-пентиловые эфиры дипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, 2-метил-1-пентиловые эфиры трипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, н-гексиловые эфиры пропиленгликоля с концевым этиленоксидом, н-гексиловые эфиры дипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, н-гексиловые эфиры трипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, н-гептиловые эфиры пропиленгликоля с концевым этиленоксидом, н-гептиловые эфиры дипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, н-гептиловые эфиры трипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, н-октиловые эфиры пропиленгликоля с концевым этиленоксидом, н-октиловые эфиры дипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, н-октиловые эфиры трипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, 2-этилгексиловые эфиры пропиленгликоля с концевым этиленоксидом, 2-этилгексиловые эфиры дипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, 2-этилгексиловые эфиры трипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, 2-пропилгептиловые эфиры пропиленгликоля с концевым этиленоксидом, 2-пропилгептиловые эфиры дипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, 2-пропилгептиловые эфиры трипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, фениловые эфиры пропиленгликоля с концевым этиленоксидом, фениловые эфиры дипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, фениловые эфиры трипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, циклогексиловые эфиры пропиленгликоля с концевым этиленоксидом, циклогексиловые эфиры дипропиленгликоля с концевым этиленоксидом, циклогексиловые эфиры трипропиленгликоля с концевым этиленоксидом или их смеси.
Раствор гликолевого эфира с концевым этиленоксидом/суспензию нефтеносного песка обычно перемешивают в течение от 5 минут до 4 часов, предпочтительно в течение одного часа или менее. Предпочтительно, суспензию раствора гликолевого эфира с концевым этиленоксидом и нефтеносных песков нагревают до температуры, которая равна или превышает 35°C, более предпочтительно равна или превышает 40°С, более предпочтительно равна или превышает 55°С, более предпочтительно равна или превышает 60°C. Предпочтительно, суспензию раствора гликолевого эфира с концевым этиленоксидом и нефтеносного песка нагревают до температуры, равной или менее 100°С, более предпочтительно равной или менее 80°C, и более предпочтительно равной или менее 75°C.
Как указано выше, гликолевый эфир с концевым этиленоксидом можно подавать в разделительный бак, обычно содержащий разбавленный раствор детергента, где происходит разделение битума и тяжелой нефти от водной части. Твердые вещества и водную часть можно дополнительно обрабатывать для удаления дополнительного количества свободного органического вещества.
В другом варианте реализации данного изобретения битум извлекают из нефтеносных песков в процессе эксплуатации скважины, при этом гликолевый эфир с концевым этиленоксидом, описанный выше, можно добавлять к нефтеносным пескам посредством обработки in situ пластов нефтеносного песка, залегающих слишком глубоко для вскрышной добычи. Двумя наиболее распространенными способами добычи in situ являются циклическая паровая стимуляция (CSS) и гравитационный дренаж с применением пара (SAGD). CSS можно использовать для вертикальных и горизонтальных скважин, в которые поочередно закачивают пар и выкачивают нагретый битум на поверхность, образуя цикл закачивания, нагревания, течения и добычи. В SAGD используют пары горизонтальных скважин, расположенных одна над другой в зоне залегания битума. Верхнюю скважину используют для подачи пара, создавая постоянную нагретую камеру, в которой нагретый битум течет под действием силы тяжести в нижнюю скважину, из которой добывают битум. Тем не менее, разрабатываются новые технологии, такие как добыча с улавливанием пара (VAPEX) и холодная добыча тяжелой нефти с песком (CHOPS).
Основные стадии обработки in situ для добычи битума из нефтеносных песков включают: закачивание пара в скважину, извлечение битума из скважины и разбавление извлеченного битума, например, с помощью конденсата, для отгрузки по трубопроводам.
В соответствии с указанным способом, гликолевый эфир с концевым этиленоксидом используют в качестве добавки для пара, используемого в процессе добычи битума из подземного месторождения нефтеносного песка. Режим закачивания пара может включать один или более из вытеснения паром, парообработки или циклического закачивания пара по программе для одной или нескольких скважин. Помимо одного или более способов закачивания пара, перечисленных выше, можно использовать заводнение месторождения.
Как правило, пар закачивают в месторождение нефтеносных песков через нагнетательную скважину, и при этом пластовые флюиды, содержащие флюиды залежи и закачанные флюиды, добывают через соседнюю эксплуатационную скважину или посредством обратного притока в нагнетательную скважину.
В большинстве месторождений нефтеносных песков для мобилизации битума необходима температура пара, составляющая по меньшей мере 180°С, что соответствует давлению 150 фунт/кв. дюйм (1,0 МПа) или более. Предпочтительно, нагнетаемый поток гликолевого эфира с концевым этиленоксидом и паром закачивают в пласт при температуре в диапазоне от 150°С до 300°С, предпочтительно от 180°С до 260°С. Конкретная температура и давление пара, используемые в способе по данному изобретению, зависят от таких специфических характеристик месторождения, как глубина, давление вышележащих пород, толщина продуктивной зоны и вязкость битума, и, следовательно, их необходимо вычислять для каждого месторождения.
Предпочтительно закачивать гликолевый эфир с концевым этиленоксидом одновременно с паром для максимизации количества гликолевого эфира с концевым этиленоксидом, реально перемещающегося вместе с паром. В некоторых случаях может потребоваться закачивание пара, содержащего гликолевый эфир с концевым этиленоксидом, до или после закачивания чистого пара. В таком случае температуру пара можно повышать до значения выше 260°С во время закачивания чистого пара. Термин «пар» в данном контексте включает перегретый пар, насыщенный пар и пар менее чем 100-процентного качества.
Для ясности, термин «пар менее чем 100-процентного качества» относится к пару, содержащему жидкую водяную фазу. Качество пара определяют как массовый процент сухого пара, содержащегося в единице объема смеси пара-жидкости. «Насыщенный пар» используют как синоним с «паром 100-процентного качества». «Перегретый пар» представляет собой пар, который нагрет до температуры выше точки равновесия пара-жидкости. При использовании перегретого пара, пар предпочтительно перегрет на 5-50°С выше температуры равновесия пара-жидкости до добавления гликолевого эфира с концевым этиленоксидом.
Гликолевый эфир с концевым этиленоксидом можно добавлять к пару в неразбавленном виде или в виде концентрата. При добавлении в виде концентрата его можно добавлять в виде водного раствора с концентрацией 1-99 процентов по массе. Предпочтительно, гликолевый эфир с концевым этиленоксидом, по существу, улетучивается и поступает в пласт в виде аэрозоля или тумана. И в этом случае, рациональным обоснованием является максимизация количества гликолевого эфира с концевым этиленоксидом, поступающего в пласт вместе с паром.
Предпочтительно, гликолевый эфир с концевым этиленоксидом закачивают периодически или непрерывно вместе с паром, так, что закачиваемый поток пара и гликолевого эфира с концевым этиленоксидом достигает подземного пласта по общей трубе. Скорость добавления гликолевого эфира с концевым этиленоксидом регулируют так, чтобы поддерживать в паре предпочтительную концентрацию гликолевого эфира с концевым этиленоксидом, составляющую от 100 ppm до 10 процентов по массе. Скорость закачивания пара для типичного месторождения нефтеносных песков должна быть такой, чтобы обеспечивать достаточное количество пара для проходки через пласт от 1 до 3 футов (от 30 до 90 см) в сутки.
Эффективная добавка SAGD должна соответствовать многим требованиям, чтобы ее можно было считать действенной. Основным критерием действенной добавки является способность добавки перемещаться вместе с паром и достигать неразработанного in-situ битума в пласте, эффективно взаимодействовать с водой/битумом/породой для повышения добычи битума и не оказывать неблагоприятного влияния на текущие операции. Среди указанных трех критериев, требование в отношении способности добавки испаряться при рабочих температурах SAGD и перемещаться вместе с паром ограничивает выбор и рассматриваемый диапазон химических агентов в технологии SAGD. Например, многие высокомолекулярные поверхностно-активные вещества, даже те, которые известны для повышения нефтеотдачи, нельзя рассматривать в качестве добавок для SAGD вследствие их неспособности перемещаться вместе с паром по причине высокой температуры кипения. Однако, многие гликолевые эфиры с концевым этиленоксидом, которые имеют более высокую температуру кипения, чем вода, являются исключением из этого правила. Исследования фазового равновесия показали преимущественное распределение веществ указанного класса в паровой фазе (т.е. в паре), по сравнению с жидкой фазой (т.е. в воде). Уникальная способность к повышенному содержанию в паровой фазе обусловлена способностью многих гликолевых эфиров с концевым этиленоксидом образовывать азеотроп с присадкой к воде, особенно при содержании в низкой концентрации, и, поэтому, многие из них, включая те, которые описаны в данном варианте реализации, могут перемещаться вместе с паром.
Примеры
Сравнительный Пример A содержит только воду. Примеры 1-4 и Сравнительный Пример B описываются следующей структурой:
2
3
m
2
4
n
RO-(CHCH(CH)O)(CHO)H.
Для Сравнительных Примеров A и B, а также для Примеров 1-4 определяли процентное извлечение нефти и межфазное натяжение (IFT) между маслом и водой при двух различных температурах, и результаты представлены в таблице 1.
Межфазное натяжение
IFT измеряли с помощью динамического капельного тензиометра Tracker, оснащенного ячейкой для измерений при высокой температуре и давлении (максимально до 200°С и 200 бар). Масло, использованное для проверки новых композиций, состояло из 50:50 смеси по массе додекана и толуола. Образец масла, подлежащий измерению, закачивали в шприц. Затем в шприц устанавливали J-образную крючковую иглу. Затем шприц устанавливали в держатель внутри напорной ячейки. Кювету наполняли деионизированной водой, и в держатель внутри напорной ячейки также помещали требуемое количество добавки (обычно 2000 ppm). Кювету размещали так, что кончик иглы из шприца был погружен в жидкость, содержащуюся в кювете. Завершали сборку напорной ячейки, а затем помещали в прибор Tracker. Ячейку нагревали до требуемой температуры измерения (в диапазоне 110-170°С). По достижении заданной температуры через иглу шприца выдавливали масло с получением стабильной капли на кончике иглы. Получали капли объемом около 10 мкл. Все измерения проводили в течение 400 секунд после образования капли для обеспечения возможности достижения равновесия. Записывали значение IFT и повторяли измерение 2-3 раза. Данные записывали как среднее значение для всех измерений. Затем данную композицию измеряли при дополнительно заданных температурах. Экспериментальная ошибка измерения IFT составляла менее 1,0 дин/см.
Паровая пропитка
Эксперименты по паровой пропитки проводили следующим образом. В реактор Парра объемом 500 мл загружали около 150 мл воды или 2,5% мас. смеси присадка/вода. Синтетический песочный керн с маслом, полученный механическим прессованием 50 г добытого нефтеносного песка, помещали в решетчатую корзину и подвешивали к крышке реактора Парра так, чтобы керн не касался жидкой фазы в нижней части. Реактор герметизировали и затем нагревали до 188°С в течение 4 часов. После охлаждения реактора в течение ночи, полученное масло и отработанный песок анализировали для определения степени извлечения масла. Экспериментальная ошибка данных паровой пропитки составляла менее 5% мас.
Таблица 1
Сравнительный ПримерПример
R
m
n
IFT, дин/смпри 110°C
IFT, дин/смпри 170°C
Извлечение нефти, % мас.
A
30,9
22,1
21
В
гексил
0
2
17,8
17,9
38
1
2-этилгексил
1
1
21,0
19,0
45
2
2-этилгексил
1
2
17,0
16,5
35
3
гексил
1
1
21,2
19,5
51
4
гексил
1
2
17,3
16,7
32
Равновесное разделение
V/A
В Примере 5 измеряли равновесное разделение пропоксиэтоксилата гексанола (где R представляет собой гексил, m равен 1, и n равен 1) в равновесной системе пар-жидкость-жидкость при высокой температуре. 350 г воды и 350 г трет-бутилбензола, содержащего 8000 ppm пропоксиэтоксилата гексанола, загружали в смесительный реактор Lab Max объемом 1,8 л. Брали небольшие алкивоты паровой фазы, органической (ТББ) фазы и водной фазы при 150°С, 175°С и 200°С. Измеряли концентрации пропоксиэтоксилата гексанола с помощью газовой хроматографии с применением пламенно-ионизационного детектора (ПИД). Концентрация пропоксиэтоксилата гексанола в каждой фазе указана в таблице 2. Значение K составляет больше 1 при 175°С и 200°С, указывая на существование азеотропной смеси с максимальной температурой кипения.
Таблица 2
Пример
Добавка в готовом растворе ТББ (ppm)
T, °C
Концентрация добавкив каждой фазе, ppm
K<sub>V/A</sub>
Водная
Органическая
Паровая
5
7998
150
86
8596
83
0,97
175
108
8535
131
1,21
200
144
8457
308
2,14
Гравитационное дренирование
Влияние присадки на извлечение битума изучали с использованием прибора для гравитационного дренирования и сравнивали с исходным значением (т.е. без присадки). Устройство для гравитационного дренирования состоит из цилиндрической паровой камеры с керном из синтетического песка, насыщенного битумом, подвешенным вдоль центральной оси к потолку паровой камеры. Синтетический керн (размеры 1,5 дюйма х 6 дюймов; диаметр х высота) устанавливали внутри решетчатой корзины, так что пар или пар вместе с присадкой мог свободно диффундировать и взаимодействовать с керном со всех сторон. Затем вдоль кольцевого пространства внутри паровой камеры пропускали пар при высокой температуре и давлении (сопоставимыми с условиями в паровой камере SAGD). Пар или пар вместе с присадкой диффундирует и взаимодействует с керном, и обусловливает стекание битума и конденсированного пара под действием силы тяжести в нижнюю часть камеры, где он накапливается в зависимости от времени. Давление в камере контролировали и поддерживали постоянным, используя регулятор обратного давления. В данных экспериментах получена информация о степени извлечения нефти (т.е. о проценте выделенной нефти относительно первоначального содержания нефти в пласте (OOIP) в зависимости от времени) и об общем количестве выделенной нефти (т.е. дренированной со временем нефти вместе с нефтью, выделенной на стенках и трубках камеры) в конце эксперимента. Эксперименты проводили в течение 5,5 часа, используя одинаковые условия температуры и давления.
В Сравнительном Примере B не использовали присадку, т.е. использовали только пар, а в Примере 6 использовали пар и пропоксиэтоксилат гексанола. Зависимость полученных результатов от времени представлена на фиг. 1. Общая степень извлечения нефти в Примере 6 составляла 46% мас., а в Сравнительном Примере B - 33% мас.