Способ экстракции битума из нефтеносных песков гликолевым эфиром, блокированного пропиленоксидом на концах цепи

Настоящее изобретение относится к способу извлечения битума. Способ включает стадию обработки нефтеносных песков простым гликолевым эфиром, блокированным пропиленоксидом на концах цепи. Нефтеносные пески, полученные с помощью открытой добычи, транспортируют в зону обработки для выполнения стадии обработки нефтеносных песков простым гликолевым эфиром, блокированным пропиленоксидом на концах цепи, или при извлечении битума in situ, стадию обработки нефтеносных песков простым гликолевым эфиром, блокированным пропиленоксидом на концах цепи, выполняют in situ. Простой гликолевый эфир, блокированный пропиленоксидом на концах цепи, имеет следующую структурную формулу: RO-(C₂H₄O)_n-CH₂CH(CH₃)OH, где R представляет собой линейную, разветвленную, циклическую алкильную, фенильную или алкилфенильную группу, и n равно от 1 до 10. Изобретение позволяет повысить степень извлечения битума из нефтеносных песков безопасным и экономичным способом. 6 з.п. ф-лы, 2 табл., 4 пр.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Настоящее изобретение относится к извлечению битума из нефтеносных песков. В частности, настоящее изобретение представляет собой усовершенствованный способ извлечения битума из нефтеносных песков с помощью открытых разработок или извлечения in situ. Усовершенствование заключается в использовании простого гликолевого эфира, блокированного пропиленоксидом на концах цепи, в качестве экстрагирующей добавки в воду и/или водяной пар, используемые в процессе извлечения битума.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Залежи нефтеносных песков обнаружены по всему миру, но прежде всего в Канаде, Венесуэле и США. Эти нефтеносные пески содержат значительные запасы тяжелой нефти, обычно называемой битумом. Битум из этих нефтеносных песков может быть экстрагирован и переработан в синтетическое масло или непосредственно в нефтепродукты. Трудность с использованием битума заключается в том, что он обычно является очень вязким, иногда в такой степени, что он больше представляет собой твердое вещество, чем жидкость. Таким образом, битум обычно не течет как менее вязкие или более легкие сырые нефти.

Из-за вязкой природы битума, он не может быть добыт из скважины, пробуренной в нефтеносных песках, как в случае с более легкой сырой нефтью. Это объясняется тем, что битум просто не течет без первоначального нагревания, разбавления и/или облагораживания. Поскольку нормальная практика бурения на нефть не годится для добычи битума, за несколько десятилетий были разработаны различные способы экстракции и обработки нефтеносных песков для отделения битума. Для неглубоких залежей нефтеносных песков обычный способ включает поверхностную экстракцию или добычу с последующей обработкой нефтеносных песков для отделения битума.

Разработка способов поверхностной экстракции осуществлялась наиболее интенсивно на месторождении Атабаска в Канаде. В этих способах нефтеносные пески разрабатывают обычно вскрышными работами или открытой добычей с помощью драглайнов, лопастно-колесных экскаваторов, и, совсем недавно, с использованием экскаваторов и самосвалов. Затем нефтеносные пески транспортируют к установке для обработки и отделения битума из песков. Данные способы обычно включают какой-либо растворитель, чаще всего воду или пар, хотя используются и другие растворители, такие как углеводородные растворители.

После экскавационных работ на месторождении Атабаска обычно применяют способ экстракции горячей водой, при котором нефтеносные пески смешивают с водой при температуре в диапазоне от приблизительно 35°С до 75°С, причем в недавних усовершенствованиях температура понижается к нижней части диапазона. Экстрагирующий агент, такой как гидроксид натрия (NaOH), поверхностно-активные вещества и/или воздух могут смешиваться с нефтеносными песками.

Воду добавляют в нефтеносные пески для образования суспензии нефтеносных песков, в которую могут добавляться такие добавки как NaOH, которая далее транспортируется на установку экстракции, обычно по трубопроводу. Внутри разделительной емкости суспензию перемешивают, и вода и NaOH высвобождают битум из нефтеносных песков. Воздух, содержащийся в воде и NaOH, прикрепляется к битуму, позволяя ему всплывать наверх суспензионной смеси и образовывать пену. Битумную пену далее обрабатывают для удаления остаточной воды и тонкодисперсных частиц, которые обычно представлены мелкими частицами песка и глины. Битум затем хранят для дальнейшей обработки или же сразу обрабатывают, химическим способом или смешиванием с более легкими нефтепродуктами, и транспортируют по трубопроводу на облагораживание в синтетическую сырую нефть. К сожалению, этот способ нельзя использовать для более глубоко залегающих слоев битуминозных песков. Технологии in situ становятся необходимы для извлечения более глубоко залегающей нефти при скважинной добыче. Согласно оценкам, около 80% битуминозных песков Альберты и почти все битуминозные пески Венесуэлы залегают слишком глубоко от поверхности, чтобы применять разработку открытым способом.

При скважинной добыче, также называемой извлечением in situ, циклическая паростимуляция (CSS) представляет собой традиционный in situ способ циклической закачки пара в скважину, при котором пар нагнетается в скважину при температуре от 250°C до 400°C. Пар поднимается и нагревает битум, уменьшая его вязкость. Скважине дают возможность постоять в течение нескольких дней или недель, и затем горячую нефть, смешанную с конденсированным паром, откачивают в течение нескольких недель или месяцев. Затем процесс повторяется. К сожалению, способ циклической закачки пара требует прекращения работ на участке скважины на несколько недель, чтобы дать возможность способной к перекачиванию нефти накопиться. В дополнение к высокой стоимости закачивания пара, способ CSS обычно дает 20-25% извлечение имеющейся нефти.

Парогравитационный дренаж (SAGD) представляет собой другой способ in situ, при котором две горизонтальные скважины пробуривают в битуминозных песках: одну вблизи подошвы пласта и другую в 5 м над ней. Скважины бурят кустовым способом, расходящимися от центральных площадок. Эти скважины могут продолжаться на мили во всех направлениях. Пар закачивают в верхнюю скважину, что вызывает расплавление битума, который затем стекает в нижнюю скважину. Образующаяся в результате жидкая нефть, смешанная с конденсированным паром, впоследствии откачивается к поверхности. Типичное извлечение составляет 40-60% имеющейся нефти.

Указанные выше способы сопряжены с множеством расходов, экологическими проблемами и проблемами безопасности. Например, использование больших количеств водяного пара является энергоемким и требует переработки и утилизации больших количеств воды. В настоящее время экстракция и обработка битуминозных песков требует нескольких баррелей воды на каждый баррель добытой нефти. Вскрышные работы и дальнейшая обработка дают неполностью очищенный песок, который требует дополнительной обработки, перед тем, как его можно будет возвратить в окружающую среду. Кроме того, использование больших количеств щелочи при открытых разработках представляет не только технологическую опасность, но также способствует образованию тонкодисперсных глинистых частиц в хвостохранилищах, удаление которых является серьезной экологической проблемой.

Таким образом, существует потребность в эффективных, безопасных и экономичных способах повышения извлечения битума из нефтеносных песков.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение представляет собой усовершенствованный способ извлечения битума, включающий в себя стадию обработки нефтеносных песков простым гликолевым эфиром, блокированным пропиленоксидом на концах цепи, в котором обработке подвергаются нефтеносные пески, полученные с помощью открытых разработок или залегающие in situ в подземном продуктивном пласте.

В одном варианте осуществления указанного выше способа извлечения битума простой гликолевый эфир, блокированный пропиленоксидом на концах цепи, описывается структурной формулой:

RO-(C₂H₄O)_n-CH₂CH(CH₃)OH

где R представляет собой линейную, разветвленную, циклическую алкильную, фенильную или алкилфенильную группу, и n равно от 1 до 10, предпочтительно от 1 до 3, предпочтительно простой гликолевый эфир, блокированный пропиленоксидом на концах цепи, представляет собой одно вещество или комбинацию из блокированного пропиленоксидом на концах цепи простого н-бутилового эфира этиленгликоля, простого н-бутилового эфира диэтиленгликоля, простого н-пентилового эфира этиленгликоля, простого н-пентилового эфира диэтиленгликоля, простого 2-метил-1-пентилового эфира этиленгликоля, простого 2-метил-1-пентилового эфира диэтиленгликоля, простого н-гексилового эфира этиленгликоля, простого н-гексилового эфира диэтиленгликоля, простого н-гептилового эфира этиленгликоля, простого н-гептилового эфира диэтиленгликоля, простого н-октилового эфира этиленгликоля, простого н-октилового эфира диэтиленгликоля, простого 2-этилгексилового эфира этиленгликоля, простого 2-этилгексилового эфира диэтиленгликоля, простого 2-пропилгептилового эфира этиленгликоля, простого 2-пропилгептилового эфира диэтиленгликоля, простого фенилового эфира этиленгликоля, простого фенилового эфира диэтиленгликоля, простого циклогексилового эфира этиленгликоля, или простого циклогексилового эфира диэтиленгликоля.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения способ извлечения битума с помощью открытой разработки, описанной выше в настоящем документе, включает в себя стадии: i) разработки нефтеносных песков открытым способом, ii) получения водной суспензии нефтеносных песков, iii) обработки водной суспензии с помощью простого гликолевого эфира, блокированного пропиленоксидом на концах цепи, iv) перемешивания обработанной водной суспензии, v) транспортировки перемешанной обработанной водной суспензии в разделительную емкость, и vi) отделения битума от водной части, при этом предпочтительно простой гликолевый эфир, блокированный пропиленоксидом на концах цепи, содержится в водной суспензии в количестве 0,01-10% масс., в расчете на массу нефтеносного песка.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения способ извлечения битума с помощью добычи in situ, описанной выше в настоящем документе, включает в себя стадии: i) обработки подземного продуктивного пласта нефтеносных песков с помощью закачивания в скважину пара, содержащего простой гликолевый эфир, блокированный пропиленоксидом на концах цепи, и (ii) извлечения битума из скважины, при этом предпочтительно концентрация в паре простого гликолевого эфира, блокированного пропиленоксидом на концах цепи, находится в диапазоне от 100 ч/млн до 10% масс.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Выделение битума и/или тяжелой нефти из нефтеносных песков осуществляется с помощью двух способов, без ограничения ими, - открытых разработок или извлечения in situ, иногда называемого скважинной добычей. Нефтеносные пески могут быть получены с помощью открытой добычи или вскрышных горных работ и могут транспортироваться в зону обработки. Хороший обзор можно найти в статье ʺUnderstanding Water-Based Bitumen Extraction from Athabasca Oil Sandsʺ, J. Masliyah, et al., Canadian Journal of Chemical Engineering, Volume 82, August 2004. Основные стадии при извлечении битума с помощью открытой добычи включают: экстракцию, обработку пены, обработку хвостов и облагораживание. Стадии взаимосвязаны: операция добычи влияет на экстракцию и, в свою очередь, экстракция влияет на операцию облагораживания.

Как правило, при извлечении битума в промышленных масштабах нефтеносные пески разрабатывают в карьерах с использованием экскаваторов и самосвалов. Добытые нефтеносные пески транспортируют в зону обработки. Стадия экстракции нефтеносных песков включает измельчение комков нефтеносного песка и смешивание их с (рециркулирующей технологической) водой в смесительных емкостях, резервуарах с перемешиванием, циклонных загрузчиках или ротационных дробилках с образованием кондиционированной суспензии нефтеносного песка. Кондиционированную суспензию нефтеносного песка вводят в гидротранспортные трубопроводы или в галтовочные барабаны, где комки нефтеносного песка повергаются сдвигу, и происходит уменьшение размеров. В галтовочных барабанах и/или гидротранспортных трубопроводах битум извлекается или «отделяется» или «освобождается» от зерен песка. Химические добавки могут добавляться во время стадии получения суспензии; например, химические реагенты, известные в области техники, см. US 2008/0139418, включенный в настоящее описание во всей полноте посредством ссылки. В типичных процессах рабочая температура суспензии находится в диапазоне от 35°С до 75°С, предпочтительно от 40°С до 55°C.

Захваченный или введенный воздух прикрепляется к битуму в галтовочных барабанах и гидротранспортных трубопроводах, образуя пену. На стадии обработки пены аэрированный битум всплывает и впоследствии удаляется из суспензии. Это осуществляется в больших гравитационных разделительных емкостях, обычно называемых емкостями первичного разделения (PSV), сепарационными камерами (Sep Cell) или камерами первичной сепарации (PSC). Небольшие количества битумных капель (обычно неаэрированного битума), остающиеся в суспензии, далее извлекаются или с помощью принудительной флотации воздухом в механических флотационных камерах и в емкостях извлечения остаточной нефти, или в циклонных сепараторах и гидроциклонах. В целом, общее извлечение битума при производстве в промышленном масштабе составляет примерно 88-95% от исходной нефти на месте залегания. Извлеченный битум в форме пены обычно содержит 60% битума, 30% воды и 10% твердых частиц.

Полученную как есть битумную пену затем деаэрируют и разбавляют (смешивают с) растворителем, чтобы обеспечить достаточную разность плотностей между водой и битумом и снизить вязкость битума. Разбавление растворителем (например, нафтой или гексаном) способствует удалению твердых частиц и воды из битумной пены при использовании отстойников с наклонными пластинами, циклонов и/или центрифуг. В случае использования парафинового разбавителя (растворителя), при достаточно высоком отношении разбавителя к битуму происходит частичное осаждение асфальтенов. Это приводит к образованию сложных агрегатов, которые удерживают воду и твердые частицы в разбавленной битумной пене. За счет этого гравитационное разделение в значительной степени усиливается, потенциально исключая необходимость в циклонах или центрифугах.

На стадии обработки хвостов хвостовой поток из установки экстракции поступает в пруд-хвостохранилище для разделения твердой и жидкой фазы. Очищенную воду рециркулируют из пруда обратно в установку экстракции. Для ускорения обработки хвостов гипс может быть добавлен к лежалым тонкодисперсным хвостам, чтобы консолидировать тонкодисперсные частицы вместе с крупнозернистым песком в неразделяющуюся смесь. Этот способ называется процессом образования консолидированных (композитных) хвостов (СТ). CT удаляются геотехнических способом, который способствует их дальнейшему обезвоживанию и последующей утилизации. Необязательно, хвосты из установки экстракции направляют в циклон, при этом верхний продукт (тонкодисперсные хвосты) перекачивают в концентраторы и нижний продукт циклона (грубодисперсные хвосты) - в пруд-хвостохранилище. Тонкодисперсные хвосты обрабатывают флокулянтами, затем концентрируют и перекачивают в пруд-хвостохранилище. Кроме того, технология пастового сгущения хвостов (добавление флокулянтов/полиэлектролитов) или сочетание CT и технологии пастового сгущения хвостов может использоваться для быстрого удаления воды и рециркуляции воды в CT на установку экстракции для извлечения битума из нефтеносных песков.

На последней стадии полученный битум облагораживают. При облагораживании происходит или добавление водорода или удаление углерода с получением сбалансированного, более легкого углеводорода, который является более ценным и легче перерабатывается. В процессе облагораживания также удаляются такие загрязнители, как тяжелые металлы, соли, кислород, азот и сера. Процесс облагораживания включает в себя одну или несколько таких стадий, как: перегонка, при которой различные соединения разделяются на основе физических свойств, коксование, гидроконверсия, cольвентная деасфальтизация для повышения отношения водорода к углероду, и гидроочистка, которая удаляет загрязнители, такие как сера.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения улучшение способа извлечения битума из нефтеносных песков предполагает добавление простого гликолевого эфира, блокированного пропиленоксидом на концах цепи, на стадии получения суспензии. Доведенный до требуемого размера материал добавляют в суспензионный бак с перемешиванием и объединяют с простым гликолевым эфиром, блокированным пропиленоксидом на концах цепи. Простой гликолевый эфир, блокированный пропиленоксидом на концах цепи, может быть добавлен в суспензию нефтеносных песков в чистом виде или в виде водного раствора, имеющего концентрацию от 100 ч/млн до 10% масс. простого гликолевого эфира, блокированного пропиленоксидом на концах цепи, в расчете на общую массу раствора простого гликолевого эфира, блокированного пропиленоксидом на концах цепи. Предпочтительно простой гликолевый эфир, блокированный пропиленоксидом на концах цепи, содержится в водной суспензии нефтеносного песка в количестве 0,01-10% масс., в расчете на массу нефтеносного песка.

Предпочтительные простые гликолевые эфиры, блокированные пропиленоксидом на концах цепи настоящего изобретения, представлены следующей формулой:

RO-(C₂H₄O)_n-CH₂CH(CH₃)OH

где R представляет собой линейную, разветвленную или циклическую алкильную, фенильную или алкилфенильную группу,

и

n равно от 1 до 10, предпочтительно от 1 до 3.

Предпочтительные простые гликолевые эфиры, блокированные пропиленоксидом на концах цепи, по настоящему изобретению представляют собойблокированный пропиленоксидом на концах цепи простой н-бутиловый эфир этиленгликоля, простой н-бутиловый эфир диэтиленгликоля, простой н-пентиловый эфир этиленгликоля, простой н-пентиловый эфир диэтиленгликоля, простой 2-метил-1-пентиловый эфир этиленгликоля, простой 2-метил-1-пентиловый эфир диэтиленгликоля, простой н-гексиловый эфир этиленгликоля, простой н-гексиловый эфир диэтиленгликоля, простой н-гептиловый эфир этиленгликоля, простой н-гептиловый эфир диэтиленгликоля, простой н-октиловый эфир этиленгликоля, простой н-октиловый эфир диэтиленгликоля, простой 2-этилгексиловый эфир этиленгликоля, простой 2-этилгексиловый эфир диэтиленгликоля, простой 2-пропилгептиловый эфир этиленгликоля, простой 2-пропилгептиловый эфир диэтиленгликоля, простой фениловый эфир этиленгликоля, простой фениловый эфир диэтиленгликоля, простой циклогексиловый эфир этиленгликоля, простой циклогексиловый эфир диэтиленгликоля, или их смеси.

Суспензию нефтеносного песка с раствором простого гликолевого эфира, блокированного пропиленоксидом на концах цепи, обычно перемешивают от 5 минут до 4 часов, предпочтительно в течение 1 часа или менее. Предпочтительно, суспензию нефтеносного песка с раствором простого гликолевого эфира, блокированного пропиленоксидом на концах цепи, нагревают до 35°C или более, более предпочтительно до 40°C или более, более предпочтительно до 55°C или более, более предпочтительно до 60°C или более. Предпочтительно, суспензию нефтеносного песка с раствором простого гликолевого эфира, блокированного пропиленоксидом на концах цепи, нагревают до 100°C или менее, более предпочтительно до 80°C или менее, и более предпочтительно до 75°C или менее.

Как указано выше, суспензия, обработанная простым гликолевым эфиром, блокированным пропиленоксидом на концах цепи, может быть направлена в разделительную емкость, обычно содержащую разбавленный раствор детергента, в которой битум и тяжелые масла отделяются от водной части. Твердые частицы и водная часть могут обрабатываться далее для удаления любого дополнительного свободного органического вещества.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения битум извлекают из нефтеносных песков с помощью скважинной добычи, при которой простой гликолевый эфир, блокированный пропиленоксидом на концах цепи, описанный в данном документе выше, может добавляться в нефтеносные пески посредством обработки in situ отложений нефтеносного песка, которые залегают слишком глубоко для разработки открытым способом. Двумя наиболее распространенными способами добычи in situ являются циклическая паростимуляция (CSS) и парогравитационный дренаж (SAGD). При CSS могут использоваться как вертикальные, так и горизонтальные скважины, которые поочередно закачивают пар и откачивают нагретый битум на поверхность, образуя цикл закачки, нагревания, течения и извлечения. При SAGD используются пары горизонтальных скважин, расположенных одна над другой в битуминозной продуктивной зоне. Верхняя скважина используется для нагнетания пара, образуя постоянно нагретую камеру, в которой нагретый битум стекает под действием силы тяжести к нижней скважине, которая отводит битум. Однако, разработаны и новые технологии, такие как экстракция растворителем в паровой фазе (VAPEX) и холодная добыча тяжелой нефти с песком (CHOPS).

Основные стадии при обработке in situ для извлечения битума из нефтеносных песков включают: закачивание пара в скважину, извлечение битума из скважины и разбавление извлеченного битума, например, с помощью конденсата, для транспортировки по трубопроводам.

В соответствии с данным способом простой гликолевый эфир, блокированный пропиленоксидом на концах цепи, используется в качестве паровой добавки в процессе извлечения битума из подземного продуктивного пласта нефтеносного песка. Режим нагнетания пара может включать в себя одно или несколько вытеснений паром, пропитку паром или циклическое нагнетание пара в системе с одной или несколькими скважинами. В дополнение к одному или нескольким перечисленным выше способам нагнетания пара может использоваться заводнение.

Как правило, пар закачивается в продуктивный пласт нефтеносных песков через нагнетательную скважину, при этом пластовые текучие среды, содержащие текучие среды продуктивного пласта и нагнетаемый пар, добываются или через соседнюю добывающую скважину или за счет обратного поступления в нагнетательную скважину.

В большинстве продуктивных пластов нефтеносного песка температура пара по меньшей мере 180°С, соответствующая давлению 150 фунт/кв. дюйм (1,0 МПа), или более высокая температура необходима для мобилизации битума. Предпочтительно, поток нагнетаемого пара, содержащий простой гликолевый эфир, блокированный пропиленоксидом на концах цепи, вводится в продуктивный пласт при температуре в диапазоне от 150°C до 300°C, предпочтительно от 180°C до 260°C. Конкретная температура пара и давление, используемые в способе настоящего изобретения, будут зависеть от таких специфических характеристик продуктивного пласта, как глубина, давление перекрывающих пород, мощность продуктивной зоны и вязкость битума, и, таким образом, будут определяться для каждого продуктивного пласта.

Предпочтительно закачивать простой гликолевый эфир, блокированный пропиленоксидом на концах цепи, одновременно с паром, для того, чтобы обеспечить или максимально увеличить количество простого гликолевого эфира, блокированного пропиленоксидом на концах цепи, фактически перемещающееся вместе с паром. В некоторых случаях может быть желательно, чтобы нагнетаемый поток из одного только пара предшествовал или следовал за нагнетаемым потоком из пара и простого гликолевого эфира, блокированного пропиленоксидом на концах цепи. В этом случае температура пара может быть повышена выше 260°С во время нагнетания одного только пара. Термин «пар», используемый в настоящем документе, подразумевает включение перегретого пара, насыщенного пара и пара с качеством менее 100%.

В целях исключения двусмысленного толкования, выражение «пар с качеством менее 100%» относится к пару, имеющему в своем составе жидкую водную фазу. Качество пара определяется как массовый процент сухого пара, содержащийся в единице массы смеси пар-жидкость. «Насыщенный пар» употребляется как синоним выражения «пар 100% качества». «Перегретый пар» представляет собой пар, который был нагрет выше температуры парожидкостного равновесия. Если используется перегретый пар, пар предпочтительно перегревают до температуры на 5-50°С выше температуры парожидкостного равновесия перед добавлением простого гликолевого эфира, блокированного пропиленоксидом на концах цепи.

Простой гликолевый эфир, блокированный пропиленоксидом на концах цепи, может быть добавлен в пар в чистом виде или в виде концентрата. В случае добавления в виде концентрата, он может добавляться в виде 1-99% масс. раствора в воде. Предпочтительно, простой гликолевый эфир, блокированный пропиленоксидом на концах цепи, главным образом превращается в пар и поступает в продуктивный пласт в виде аэрозоля или тумана. Здесь, опять же, смысл заключается в том, чтобы максимально увеличить количество простого гликолевого эфира, блокированного пропиленоксидом на концах цепи, поступающего вместе с паром в продуктивный пласт.

Простой гликолевый эфир, блокированный пропиленоксидом на концах цепи, предпочтительно нагнетают периодически или непрерывно с паром, так что нагнетаемый поток из пара и простого гликолевого эфира, блокированного пропиленоксидом на концах цепи, достигает подземного пласта через общую систему труб. Скорость добавления простого гликолевого эфира, блокированного пропиленоксидом на концах цепи, регулируют для поддержания предпочтительной концентрации в паре простого гликолевого эфира, блокированного пропиленоксидом на концах цепи, от 100 ч/млн до 10% масс. Скорость нагнетания пара в типичный продуктивный пласт нефтеносных песков может быть достаточна, чтобы обеспечивать продвижение пара через пласт со скоростью 1-3 фут/сут (0,3-0,9 м/сут).

ПРИМЕРЫ

Примером 1 является 1-(2-бутоксиэтокси)пропан-2-ол, простой гликолевый эфир, блокированный пропиленоксидом на концах цепи, по настоящему изобретению. Его получали следующим образом: В 2 л реактор Парра загружали 898,3 г (7,602 моль) простого бутилового эфира этиленгликоля и 4,00 г порошкового гидроксида калия (KOH). Систему герметизировали и давление проверяли с азотом, затем нагревали до 120°C. Всего 221,9 г (3,821 моля) пропиленоксида добавляли со скоростью 1-5 г/мин в течение 50 минут. Давление в реакторе повышали с 11 фунт/кв. дюйм (0,08 МПа) до 42 фунт/кв. дюйм (0,29 МПа) в ходе добавления, затем увеличивали до 200 фунт/кв. дюйм (1,4 МПа) с помощью продувания через дополнительный цилиндр с азотом. Реактор поддерживали при 120°С в течение дополнительных 3,5 ч, затем охлаждали и продукт реакции выгружали с получением 1104,35 г прозрачного раствора. Фосфорную кислоту (3,411 г, 85%) добавляли по каплям в раствор продукта; после перемешивания в течение 5 минут раствор титровали на остаточное основание (0,0% KOH). Прозрачный раствор (1081,5 г) загружали в 2 л перегонную колбу для вакуумной перегонки. Шесть фракций отбирали, и фракции 4, 5 и 6 объединяли с получением 334 г 1-(2-бутоксиэтокси)пропан-2-ола (99,75% площадь пика по данным ГХ анализа).

Примером 2 является 1-(2-гексоксиэтокси)пропан-2-ол, простой гликолевый эфир, блокированный пропиленоксидом на концах цепи, по настоящему изобретению. Его получали следующим образом: В 2 л реактор Парра загружали 1000,5 г (6,842 моль) простого гексилового эфира этиленгликоля и 4,2 г порошкового KOH. Систему герметизировали и давление проверяли с азотом, затем нагревали до 120°C. Всего 256,8 г (4,421 моля) пропиленоксида добавляли со скоростью 1-5 г/мин в течение 56 минут. Давление в реакторе повышали с 16 фунт/кв. дюйм (0,11 МПа) до 55 фунт/кв. дюйм (0,38 МПа) во время добавления, затем увеличивали до 200 фунт/кв. дюйм (1,4 МПа) с помощью продувания через дополнительный цилиндр с азотом. Реактор поддерживали при 120°С в течение дополнительных 2 ч, затем охлаждали и продукт реакции выгружали. Прозрачный раствор (1240 г) объединяли с 471,3 г второго продукта реакции 408,7 г (2,795 моль) простого моногексилового эфира этиленгликоля, 1,224 г порошкового KOH и 82,3 г (1,42 моль) пропиленоксида и смешивали с 4,058 г 85% фосфорной кислоты; после перемешивания в течение 5 минут раствор титровали на остаточное основание. Прозрачный раствор (1690,9 г) загружали в 3 л перегонную колбу для вакуумной перегонки. Семь фракций отбирали, и фракции 6 и 7 объединяли с получением 607,4 г простого гексилового эфира этиленгликоля, блокированного пропиленоксидом на концах цепи, (99,84% площадь пика по данным ГХ анализа).

Сравнительным примером А является простой бутиловый эфир диэтиленгликоля, доступный как Butyl CARBITOL^TM от The Dow Chemical Company.

Сравнительным примером В является простой гексиловый эфир диэтиленгликоля, доступный как Hexyl CARBITOL от The Dow Chemical Company.

Межфазное натяжение (IFT) нефть/вода измеряли с помощью тензиометра с висящей каплей, с деканом в качестве модельной нефти. Получали 2000 ч/млн раствор простого гликолевого эфира в воде, и каплю декана создавали с помощью шприца в этом растворе. Все измерения осуществляли в условиях окружающей среды.

Эксперименты с паровым заводнением проводили следующим образом: пар создавали с помощью прокачивания 1 мл/мин воды из сосуда через теплообменник. При испытании с простым гликолевым эфиром вместо воды использовали раствор 4000 ч/млн простого гликолевого эфира в воде. Полученный водяной пар или смесь водяного пара и паров простого гликолевого эфира нагнетали в верхнюю часть камеры из нержавеющей стали, содержащей искусственный керн нефтеносного песка, полученный с помощью механического сжатия 100 г образца добытого нефтеносного песка. Нагнетание пара проводили в течение приблизительно трех часов, в течение которых добытый битум и конденсат отбирали из нижней части камеры через клапан, который оставался открытым в атмосферу. Температура слоя составляла около 100°С.

Эксперименты с пропиткой паром проводили следующим образом: В 500 мл реактор Парра загружали приблизительно 150 мл воды или смесь 2,5% масс. добавки и воды. Искусственный керн нефтеносного песка, полученный с помощью механического сжатия 50 г добытого нефтеносного песка, помещали в сетчатую корзину и подвешивали на крышке реактора Парра таким образом, что керн не соприкасался с жидкой фазой на дне. Реактор герметизировали и затем нагревали до 188°C в течение 4 часов. После охлаждения реактора в течение ночи полученную нефть и отработанный песок анализировали для определения коэффициента извлечения нефти.

В таблице 1 приведены экспериментальные результаты для примеров 1 и 2 и сравнительных примеров А и В. Погрешность эксперимента при измерении IFT составляла менее 0,5 мН/м. Погрешность эксперимента для данных по паровому заводнению составляла менее 1% масс. Погрешность эксперимента для данных по пропитке паром составляла менее 10% масс.

Таблица 1

	IFT декан/вода (мН/м) при 2000 ч/млн	Коэффициент извлечения нефти в результате парового заводнения при 4000 ч/млн	Коэффициент извлечения нефти в результате пропитки паром при 2,5%
Сравнительный пример А	32,7	18%	18%
Пример 1	32,2	20%	33%
Сравнительный пример В	20,2	25%	45%
Пример 2	21,6	27%	49%

Эксперименты с крупномасштабным 1D гравитационным дренажом проводили следующим образом: Искусственный насыщенный битумом керн длиной 5 дюймов (12,7 см) получали и помещали внутрь кернодержателя. Насыщенный битумом керн получали в сетчатом рукаве, который дает возможность пару диффундировать в керн и взаимодействовать с ним. Такая конфигурация гарантирует, что высвобождаемый битум стекает только под действием силы тяжести, а не в результате какого-либо внешнего давления. Чтобы продлить существующую конденсацию фронта пара внутри керна использовали «холодный палец» для поддержания температурного градиента в радиальном направлении через керн. Для сравнения пропускали один только пар (например, без какого-либо простого гликолевого эфира). Вещества примеров 1 и 2 нагнетали в линию пара непосредственно при скорости потока для получения конечной концентрации простого гликолевого эфира 4000 ч/млн. Давление в камере регулировали с помощью регулятора давления (BPR), соединенного с дном камеры. Давление внутри камеры повышали поэтапно с приращением 20 фунт/кв.дюйм (0,14 МПа) и продолжали использовать стандартный порядок действий до достижения окончательного давления 150 фунт/кв. дюйм (1,03 МПа), которое поддерживали постоянным. Дренируемый битум и воду отбирали с учетом времени и далее оценивали количественно с использованием сольвентной экстракции и гравитационного способа для построения графика извлечения в зависимости от времени. Неконденсирующиеся пары, выходящие из камеры, улавливали с помощью паровой ловушки. Эксперименты на дренирование проводили в течение примерно 6 часов. Полученную нефть и отработанный песок анализировали для определения коэффициента извлечения нефти. В таблице 2 приводится общее количество извлеченной нефти, исходя из количества нефти, оставшейся в отработанном песке в конце цикла.

Таблица 2

	Коэффициент извлечения нефти
Только пар	30%
Пример 1, @ 4000 ч/млн	48%
Пример 2, @ 4000 ч/млн	41%

1. Способ извлечения битума, включающий в себя стадию обработки нефтеносных песков простым гликолевым эфиром, блокированным пропиленоксидом на концах цепи, в котором:

нефтеносные пески, полученные с помощью открытой добычи, транспортируют в зону обработки для выполнения стадии обработки нефтеносных песков простым гликолевым эфиром, блокированным пропиленоксидом на концах цепи, или при извлечении битума in situ, стадию обработки нефтеносных песков простым гликолевым эфиром, блокированным пропиленоксидом на концах цепи, выполняют in situ, и

простой гликолевый эфир, блокированный пропиленоксидом на концах цепи, имеет следующую структурную формулу:

RO-(C₂H₄O)_n-CH₂CH(CH₃)OH

где R представляет собой линейную, разветвленную, циклическую алкильную, фенильную или алкилфенильную группу, и n равно от 1 до 10.

2. Способ извлечения битума по п.1 с помощью открытых разработок, включающий дополнительные стадии:

i) разработки нефтеносных песков открытым способом,

ii) получения водной суспензии нефтеносных песков,

iii) обработки водной суспензии простым гликолевым эфиром, блокированным пропиленоксидом на концах цепи,

iv) перемешивания обработанной водной суспензии, с образованием перемешанной обработанной водной суспензии,

v) транспортировки перемешанной обработанной водной суспензии в разделительную емкость,

и

vi) отделения битума от водной части.

3. Способ извлечения битума по п.2, в котором простой гликолевый эфир, блокированный пропиленоксидом на концах цепи, содержится в водной суспензии в количестве 0,01-10 мас.%., в расчете на массу нефтеносного песка.

4. Способ извлечения битума по п.1 с помощью добычи in situ, включающий дополнительные стадии:

i) обработки подземного продуктивного пласта нефтеносных песков с помощью закачивания в скважину пара, содержащего простой гликолевый эфир, блокированный пропиленоксидом на концах цепи,

и (ii) извлечения битума из скважины.

5. Способ извлечения битума по п.4, в котором концентрация в паре простого гликолевого эфира, блокированного пропиленоксидом на концах цепи, находится в диапазоне от 100 ч/млн до 10 мас.%.

6. Способ извлечения битума по п.1, в котором простой гликолевый эфир, блокированный пропиленоксидом на концах цепи, представляет собой блокированный пропиленоксидом на концах цепи простой н-бутиловый эфир этиленгликоля, простой н-бутиловый эфир диэтиленгликоля, простой н-пентиловый эфир этиленгликоля, простой н-пентиловый эфир диэтиленгликоля, простой 2-метил-1-пентиловый эфир этиленгликоля, простой 2-метил-1-пентиловый эфир диэтиленгликоля, простой н-гексиловый эфир этиленгликоля, простой н-гексиловый эфир диэтиленгликоля, простой н-гептиловый эфир этиленгликоля, простой н-гептиловый эфир диэтиленгликоля, простой н-октиловый эфир этиленгликоля, простой н-октиловый эфир диэтиленгликоля, простой 2-этилгексиловый эфир этиленгликоля, простой 2-этилгексиловый эфир диэтиленгликоля, простой 2-пропилгептиловый эфир этиленгликоля, простой 2-пропилгептиловый эфир диэтиленгликоля, простой фениловый эфир этиленгликоля, простой фениловый эфир диэтиленгликоля, простой циклогексиловый эфир этиленгликоля, простой циклогексиловый эфир диэтиленгликоля, или их смеси.

7. Способ извлечения битума по п.1, в котором, когда нефтяные пески получают с помощью открытой добычи, то готовят водную суспензию нефтяных песков, и стадия обработки нефтяных песков включает добавление простого гликолевого эфира, блокированного пропиленоксидом на концах цепи, к водной суспензии, и

когда нефтяные пески обрабатывают in situ для извлечения битума, то стадия обработки нефтяных песков включает закачивание через скважину в подземный продуктивный пласт, содержащий нефтяные пески, пара, содержащего простой гликолевый эфир, блокированный пропиленоксидом на концах цепи.