BRPI0706789A2 - processos para extração de óleo - Google Patents
processos para extração de óleo Download PDFInfo
- Publication number
- BRPI0706789A2 BRPI0706789A2 BRPI0706789-5A BRPI0706789A BRPI0706789A2 BR PI0706789 A2 BRPI0706789 A2 BR PI0706789A2 BR PI0706789 A BRPI0706789 A BR PI0706789A BR PI0706789 A2 BRPI0706789 A2 BR PI0706789A2
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- oil
- solvent
- bitumen
- reservoir
- process according
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 85
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 81
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 186
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 141
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims abstract description 80
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims abstract description 40
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 40
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 40
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims abstract description 11
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 claims description 39
- PYMYPHUHKUWMLA-UHFFFAOYSA-N 2,3,4,5-tetrahydroxypentanal Chemical compound OCC(O)C(O)C(O)C=O PYMYPHUHKUWMLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 229940040387 citrus pectin Drugs 0.000 claims description 18
- 239000009194 citrus pectin Substances 0.000 claims description 18
- 229920005610 lignin Polymers 0.000 claims description 16
- 239000000284 extract Substances 0.000 claims description 14
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 13
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 239000011147 inorganic material Substances 0.000 claims description 12
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 6
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 6
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 13
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 13
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 37
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 33
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 27
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 23
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 19
- 239000000463 material Substances 0.000 description 19
- 238000005238 degreasing Methods 0.000 description 17
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 15
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 12
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 11
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 10
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 10
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 9
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 9
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 8
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 8
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 6
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 6
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 6
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 5
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 5
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 4
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 241000186000 Bifidobacterium Species 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000006041 probiotic Substances 0.000 description 3
- 235000018291 probiotics Nutrition 0.000 description 3
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 3
- RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K trisodium phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])([O-])=O RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 3
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- 241000186660 Lactobacillus Species 0.000 description 2
- 240000004808 Saccharomyces cerevisiae Species 0.000 description 2
- 235000013339 cereals Nutrition 0.000 description 2
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- -1 dirt Substances 0.000 description 2
- 239000003337 fertilizer Substances 0.000 description 2
- 229940039696 lactobacillus Drugs 0.000 description 2
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 2
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 description 2
- 229910000162 sodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000011008 sodium phosphates Nutrition 0.000 description 2
- 238000010408 sweeping Methods 0.000 description 2
- GPRLSGONYQIRFK-MNYXATJNSA-N triton Chemical compound [3H+] GPRLSGONYQIRFK-MNYXATJNSA-N 0.000 description 2
- CXBDYQVECUFKRK-UHFFFAOYSA-N 1-methoxybutane Chemical group CCCCOC CXBDYQVECUFKRK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000186016 Bifidobacterium bifidum Species 0.000 description 1
- 241001608472 Bifidobacterium longum Species 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 241000207199 Citrus Species 0.000 description 1
- 241000195493 Cryptophyta Species 0.000 description 1
- 241000194033 Enterococcus Species 0.000 description 1
- 241000233866 Fungi Species 0.000 description 1
- 240000001046 Lactobacillus acidophilus Species 0.000 description 1
- 235000013956 Lactobacillus acidophilus Nutrition 0.000 description 1
- 244000199885 Lactobacillus bulgaricus Species 0.000 description 1
- 235000013960 Lactobacillus bulgaricus Nutrition 0.000 description 1
- 244000199866 Lactobacillus casei Species 0.000 description 1
- 235000013958 Lactobacillus casei Nutrition 0.000 description 1
- 240000006024 Lactobacillus plantarum Species 0.000 description 1
- 235000013965 Lactobacillus plantarum Nutrition 0.000 description 1
- 241000218588 Lactobacillus rhamnosus Species 0.000 description 1
- BZLVMXJERCGZMT-UHFFFAOYSA-N Methyl tert-butyl ether Chemical compound COC(C)(C)C BZLVMXJERCGZMT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical class CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 206010039897 Sedation Diseases 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical class [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 241000194020 Streptococcus thermophilus Species 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 1
- 229910052785 arsenic Inorganic materials 0.000 description 1
- RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N arsenic atom Chemical compound [As] RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940002008 bifidobacterium bifidum Drugs 0.000 description 1
- 229940009291 bifidobacterium longum Drugs 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 235000020971 citrus fruits Nutrition 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 description 1
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 229940039695 lactobacillus acidophilus Drugs 0.000 description 1
- 229940004208 lactobacillus bulgaricus Drugs 0.000 description 1
- 229940017800 lactobacillus casei Drugs 0.000 description 1
- 229940072205 lactobacillus plantarum Drugs 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- SNICXCGAKADSCV-UHFFFAOYSA-N nicotine Chemical compound CN1CCCC1C1=CC=CN=C1 SNICXCGAKADSCV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 229960002181 saccharomyces boulardii Drugs 0.000 description 1
- 230000036280 sedation Effects 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- BWAUQTFFVCLSOS-UHFFFAOYSA-N sodiosodium hydrate Chemical compound O.[Na].[Na] BWAUQTFFVCLSOS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000406 trisodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019801 trisodium phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/594—Compositions used in combination with injected gas, e.g. CO2 orcarbonated gas
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
- C10G1/04—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal by extraction
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
- C10G1/04—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal by extraction
- C10G1/045—Separation of insoluble materials
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Wood Science & Technology (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
PROCESSOS PARA EXTRAçãO DE óLEO A presente invenção refere-se a processos para a extração de óleos pesados e areias oleiferas de reservatórios de óleo e processos para a extração de betume de areias oleíferas e xisto petrolífero. Os processos compreendem uma injeção de um solvente que compreende silicato de só-dio, o uso de tecnologia térmica, e/ou o uso de injeção de gás em um reservatório de óleo para aumentar a extração de óleo do reservatório de óleo. Além disso, processos de extrair betume de areias oleiferas usando um solvente que compreende silicato de sódio também são fornecidos.
Description
Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "PROCESSOSPARA EXTRAÇÃO DE ÓLEO".
CAMPO DA INVENÇÃO
A presente invenção refere-se à extração de óleos pesados.
ANTECEDENTES
Todas as publicações estão incorporadas aqui por referência damesma maneira que se cada publicação ou pedido de patente individual fos-se especificamente e individualmente indicado para ser incorporado por refe-rência. A seguinte descrição inclui informação que pode ser útil na compre-ensão da presente invenção. Não é admissão que qualquer uma das infor-mações aqui fornecidas é técnica anterior ou relevante para a invenção ago-ra reivindicada, ou que qualquer publicação especificamente ou implicita-mente mencionada é técnica anterior.
Areias oleíferas (também conhecidas como areias betuminosas)são uma mistura primariamente de areia, betume e água. Cada grão de a -reia oleífera pode ter três camadas: um "envelope" de água circundando umgrão de areia, com betume circundando a água para formar a camada maisexterna. Daí, ele pode ser "encharcado de óleo" e inversamente "encharcadode água". Outros materiais, tal como argila, podem estar presentes entre aareia, betume e água. Betume, em seu estado bruto, é um óleo natural pe-sado, viscoso que contém freqüentemente grandes quantidades de enxofre.O betume encontrado em Utah é conhecido por conter, geralmente, concen-trações de enxofre mais baixas.
Xisto petrolífero é uma rocha sedimentar que contém materiaisbetuminosos sólidos. O betume pode ser liberado através do processo depirólise quando a rocha é aquecida.
Existem duas técnicas usadas atualmente para extrair betume:mineração a céu aberto com caminhões, trituração e processamento e mine-ração subterrânea, por recuperação térmica; por exemplo, usando vapor.Para mineração a céu aberto, são construídas grandes minas a céu aberto,junto com instalações de extração associadas para separar o betume da a-reia. Para operações subterrâneas, poços de perfuração são feitos e o vaporé injetado para aquecer o betume, permitindo que ele flua e seja bombeadode um poço.
Betume é vendido de duas formas comuns: óleo bruto natural esintético ("SCO"). Em sua forma natural, o betume é misturado com um dilu-ente para produzir uma "mistura de betume" porque na sua forma natural, obetume é viscoso demais para ser transportado por oleoduto convencional.
Os diluentes usados para a mistura são freqüentemente hidrocarbonetosmenos viscosos, mais comumente um condensado de gás natural muito leve(C5+ ou "pentanes plus"). Além disso, o diluente é um óleo natural leve, to-talmente processado, caro. A mistura de betume é vendida para refinarias ecompete com óleos pesados convencionais. Como SCO, o betume foi me-lhorado. SCO também é vendido para refinarias convencionais e competecom óleos médios e leves convencionais.
Além disso, o desenvolvimento e produção de óleo natural po-dem incluir três fases: recuperação primária, recuperação secundária e re-cuperação terciária (também conhecida como avançada). A recuperaçãoprimária envolve a utilização da pressão natural de um reservatório de óleoou da gravidade para direcionar o óleo para o poço e tecnologias de eleva-ção (por exemplo, bombas) para trazer o óleo para a superfície. Entretanto,apenas uma pequena porcentagem (cerca de 10%) do óleo de um reservató-rio de óleo é tipicamente produzida durante essa fase. Durante a recupera-ção secundária, técnicas tal como a injeção de água ou gás para deslocar oóleo e direcioná-lo para um poço são usadas. A recuperação secundária po-de resultar na recuperação de cerca de 20-40% do óleo original. As técnicasde recuperação terciária ou avançada têm sido usadas e podem resultar narecuperação de cerca de 30-60% do óleo original.
O uso de dióxido de carbono (CO2) tem tido algum sucesso narecuperação de óleo avançada. Entretanto, injeções de CO2 freqüentementetêm pouca eficiência de varrido causada pela formação de bolhas em formade dedos (fingering) do gás e interferência da gravidade. A baixa eficiênciade varrido resulta de uma alta taxa de mobilidade causada pela baixa visco-sidade do CO2 de alta densidade comparado com aquela da água ou óleo. Ainjeção de água alternadamente com gás é um processo comum usado paracontrole da mobilidade durante as injeções de CO2. Entretanto, a eficáciadessa alternância é reduzida pela separação pela gravidade entre a água eCO2 e pelas diferenças de permeabilidade.
Embora existam processos conhecidos na técnica para extrairbetume, existe uma necessidade na técnica para extrair esse recurso valiosode uma maneira mais eficaz, segura e ambientalmente favorável. Além dis-so, há uma necessidade na técnica de melhorar ainda mais a recuperaçãode óleo de reservatórios de óleo.
SUMÁRIO DA INVENÇÃO
As seguintes modalidades e aspectos dessas são descritos eilustrados em conjunto com composições e processos que pretendem serexemplares e ilustrativas, não Iimitantes do escopo.
Uma modalidade da presente invenção fornece um processopara extração de óleo pesado de um reservatório de óleo, que compreende:fornecer um solvente que compreende silicato de sódio, um sal ou um equi-valente desse; injetar o solvente no reservatório de óleo; e extrair o óleo pe-sado do reservatório de óleo. Em uma modalidade, o óleo pesado podecompreender betume. Em uma modalidade, o solvente pode compreenderainda farinha de soja, farinha de Iignina e/ou pectina cítrica. Em outra moda-lidade, o solvente pode compreender ainda tensoativos semelhantes a de-tergente. Em outra modalidade, o processo pode compreender ainda o a-quecimento do solvente antes de injetar o solvente. Em outra modalidade, oprocesso pode compreender ainda injetar vapor no reservatório de óleo.
Outra modalidade da presente invenção fornece um processopara extrair betume de um reservatório de areias oleíferas, que compreende:fornecer um solvente que compreende silicato de sódio, um sal ou um equi-valente desse; injetar o solvente no reservatório de areias oleíferas; extrairuma pasta que compreende areias oleíferas do reservatório de areias oleífe-ras; e extrair o betume da pasta. Em uma modalidade, o solvente pode com-preender ainda farinha de soja, farinha de Iignina e/ou pectina cítrica. Emoutra modalidade, o processo pode compreender ainda o aquecimento dosolvente antes de injetar o solvente. Em outra modalidade, o processo podecompreender ainda injetar vapor no reservatório de óleo. Em uma modalida-de, a extração do betume pode compreender separar o betume de um mate-rial inorgânico que existe na pasta. Em uma modalidade, separar o betumedo material inorgânico pode compreender a adicionar uma quantidade de arà pasta. Em outra modalidade, a separação do betume do material inorgâni-co pode compreender a adição de uma quantidade de solvente à pasta. Emoutra modalidade, o processo pode compreender ainda passar a pasta atra-vés de extrator para remover bolhas de ar. Em outra modalidade, o processopode compreender ainda separar o betume do solvente. Em uma modalida-de, separar o betume do solvente pode compreender colocar a pasta atravésde um circuito de decantação por contracorrente.
Outra modalidade da presente invenção fornece um processopara extrair betume de areias oleíferas da superfície do terreno ou xisto pe-trolífero, que compreende: remover as areias oleíferas ou xisto petrolífero doterreno; fornecer um solvente que compreende silicato de sódio, um sal ouum equivalente desse; adicionar o solvente às areias oleíferas ou xisto petro-lífero removidos para criar uma pasta; e extrair o betume da pasta. Em umamodalidade, solvente pode compreender ainda farinha de soja, farinha deIignina e/ou pectina cítrica. Em uma modalidade, o processo pode compre-ender ainda reduzir o tamanho das areias oleíferas ou xisto petrolífero remo-vidos. Em uma modalidade, a extração do betume pode compreender sepa-rar o betume de um material inorgânico que existe na pasta. Em uma moda-lidade, a separação do betume do material inorgânico pode compreender aadição de uma quantidade de ar à pasta. Em outra modalidade, a separaçãodo betume do material inorgânico pode compreender a adição de uma quan-tidade do solvente à pasta. Em outra modalidade, o processo pode compre-ender ainda a passagem da pasta através de extrator para remover bolhasde ar. Em outra modalidade, o processo pode compreender ainda separar obetume do solvente. Em uma modalidade, a separação do betume do sol-vente pode compreender colocar a pasta através de um circuito de decanta-ção por contracorrente. Em uma modalidade, a remoção de areias oleíferasou xisto petrolífero pode compreender: fornecer um solvente que compreen-de silicato de sódio, um sal ou um equivalente desse; usar o solvente parafluidizar as areias oleíferas ou xisto petrolífero; e bombear as areias oleíferasou xisto petrolífero fIuidizado para fora do terreno.
Outros aspectos e vantagens da invenção ficarão claros a partirda seguinte descrição detalhada, tomada em conjunto com os desenhos a-nexos que ilustram, como forma de exemplo, vários aspectos de modalida-des da invenção.
BREVE DESCRIÇÃO DAS FIGURAS
Modalidades exemplares são ilustradas nas figuras citadas. Pre-tende-se que as modalidades e figuras descritas aqui sejam consideradasmais ilustrativas ao invés de restritivas.
Figura 1 representa um diagrama de fluxo de processamento de areiasoleíferas de acordo com várias modalidades da presente inven-ção.
Figura 2 representa um diagrama de fluxo de mineração a céu aberto deacordo com uma modalidade da presente invenção.
Figura 3 representa mineração subterrânea com vapor aquecido, de a -cordo com várias modalidades da presente invenção.
Figura 4 representa um diagrama de fluxo detalhando a extração do be-tume de areias oleíferas lavradas do terreno de acordo com umamodalidade da presente invenção. Em uma modalidade a agita-ção violenta da pasta é opcional.
Figura 5 representa um diagrama de fluxo que mostra o processo para aseparação do betume da espuma de acordo com uma modalida-de da presente invenção.
DESCRIÇÃO DA INVENÇÃO
Todas as referências aqui citadas estão incorporadas por refe-rência em sua totalidade como completamente descritas. A menos que defi-nido de outra maneira, os termos técnicos e científicos usados aqui tem omesmo significado que o comumente compreendido por um versado na téc-nica à qual essa invenção pertence. Singleton et al., Dictionary of Microbio-Iogy and Molecular Biology 3a ed., J. Wiley & Sons (Nova Iorque, NY 2001); eMarch, Advanced Organic Chemistry Reactions, Mechanisms and Structure5a ed., J. Wiley & Sons (Nova Iorque, NY 2001) fornecem ao versado na téc-nica um guia geral para vários termos usados no presente pedido.
Um versado da técnica reconhecerá vários processos e materi-ais similares ou equivalentes àqueles aqui descritos, que poderiam ser usa-dos na prática da presente invenção. De fato, a presente invenção não estáde modo algum limitada aos processos e materiais descritos. Para os propó-sitos da presente invenção, os seguintes termos são definidos abaixo.
"Micróbio benéfico" como usado aqui refere-se à microorganis-mos que têm capacidade de conferir propriedades benéficas ao seu meioambiente circundante. "Capacidades benéficas" incluem, mas não são limi-tadas a habilidade de digerir, dissolver, quebrar, remover, decompor ou de-gradar materiais. Exemplos de materiais incluem, mas não são limitados aarsênico, metais em resíduos, éter metil butílico terciário ("MTBE"), materialresidual e material a base de hidrocarboneto, tal como óleo. Exemplos detais micróbios incluem mas não se limitam a probióticos, bactérias, fungos,levedura e algas.
"Probióticos" como usado aqui refere-se a bactérias ou Ievedu-ras benéficas. Exemplos de probióticos incluem, mas não são limitados aBifidobacterium, incluindo, Bifidobacterium bifidum, Bifidobacterium breve,Bifidobacterium infantis, Bifidobacterium longum; Lactobacillus, incluindo,Lactobacillus acidophilus, Lactobacillus bulgaricus, Lactobacillus casei, Lac-tobacillus plantarum, Lactobacillus rhamnosus, Lactobacillus GG; Strepto-coccus thermophilus, Enterococcus e Saccharomyces boulardii.
"Composição desengordurante" como usada aqui refere-se auma composição orgânica ou inorgânica que é capaz de dissolver, quebrar,remover, decompor ou degradar substâncias baseadas em hidrocarbonetos.A composição desengordurante pode existir como um sólido, líquido ou gás.
"Fluidizar" como usado aqui refere-se a possibilitar a não coesãode uma massa e sua habilidade de fluir, mesmo se tal fluxo for de tamanhonão uniforme ou granulado. Fluidizar não significa necessariamente que asareias oleíferas ou xisto petrolífero sejam reduzidos para um tamanho parti-cular. De fato, é observado que grumos grandes podem existir dentro do quereferido como fluidizado.
"Óleo pesado" como usado aqui refere-se a óleo natural comalta viscosidade e alta densidade específica. Apesar de não necessário, ó-Ieos pesados tipicamente têm baixas proporções de hidrogênio para carbo-no, alto conteúdo de asfalteno, enxofre, nitrogênio, metal pesado e/ou quan-tidades de ácido. Tipicamente, mas não necessariamente, óleos pesadostêm uma viscosidade acima de 10cP e uma densidade específica abaixo de22,3S API.
"Injeção (waterflood)" como usado aqui refere-se a um processode extrair óleo de um reservatório onde a água e/ou um líquido é injetado noreservatório para deslocar o óleo no reservatório.
"Poço (wellbore)" como usado aqui refere-se à porção aberta deum poço de petróleo onde o óleo do reservatório pode entrar.
Várias modalidades da presente invenção fornecem processospara extração de óleo. Em uma modalidade, o óleo é óleo pesado. Em umamodalidade particular, o óleo é betume.
Em uma modalidade da presente invenção, uma injeção com umsolvente é utilizada para extrair o óleo. O processo compreende fornecer umsolvente; injetar o solvente em um reservatório de Óleo; e extrair o óleo doreservatório de óleo. A extração do óleo do reservatório de óleo pode serrealizada por qualquer tecnologia conhecida na técnica; por exemplo, pelautilização de tecnologias de elevação (por exemplo, bombas). Embora nãodesejando estar limitado por qualquer teoria em particular, os inventores a-creditam que o solvente reduz a viscosidade do óleo e permite que ele semova mais facilmente em direção aos poços de produção.
Em uma modalidade, o solvente pode compreender uma com-posição desengordurante. Em uma modalidade particular, o solvente podecompreender silicato de sódio, um sal e/ou um equivalente desse. A concen-tração do silicato de sódio no solvente pode variar para corresponder àscondições do reservatório de óleo. Um reservatório de óleo pode conter Ii-quidos tais como água e solução salina saturada, que podem diluir o solven-te. Dessa forma, nesses exemplos, um solvente que compreende uma con-centração maior de silicato de sódio pode ser vantajoso. A concentração e-xata de silicato de sódio no solvente pode depender da quantidade previstade líquido que já existe no reservatório de óleo. Em uma modalidade, a con-centração de silicato de sódio pode ser uma concentração que trará a con-centração de silicato de sódio no líquido no reservatório para cerca de 1%(em peso) quando o solvente entrar em contato com o líquido no reservató-rio. Em uma modalidade, a concentração de silicato de sódio pode ser umaconcentração que trará a concentração de silicato de sódio no líquido no re-servatório para menos do que 2% quando o solvente entrar em contato como líquido no reservatório. Em outra modalidade, a concentração de silicatode sódio pode ser uma concentração que trará a concentração de silicato desódio no líquido no reservatório para cerca de 10% quando o solvente entrarem contato com o líquido no reservatório. Em outras modalidades, a concen-tração de silicato de sódio pode ser uma concentração que trará a concen-tração de silicato de sódio no líquido no reservatório para cerca de 2%, 3%,4%, 5%, 6%, 7%, 8% ou 9% quando o solvente entrar em contato com o lí-quido no reservatório. Um versado na técnica será capaz de determinar aconcentração apropriada para usar sem experimentação excessiva. Em umamodalidade, um solvente com alta concentração de silicato de sódio (porexemplo, uma concentração maior do que cerca de 60% em peso) pode serinjetado. Em outra modalidade, a concentração de silicato de sódio podeestar entre cerca de 60% e 70% em peso. Em outra modalidade, a concen-tração de silicato de sódio pode estar entre cerca de 70% e 80% em peso.Em outra modalidade, a concentração de silicato de sódio pode estar entrecerca de 80% e 90% em peso. Em outra modalidade, a concentração de sili-cato de sódio pode estar entre cerca de 90% e 99% em peso. Em outra mo-dalidade, o solvente pode compreender uma concentração menor de silicatode sódio (por exemplo, uma concentração de menos do que 5%, 4%, 3%,2% ou 1% em peso).
Em outra modalidade particular, o solvente pode compreenderainda farinha de soja, farinha de Iignina e/ou pectina cítrica. Em outra moda-lidade, o solvente pode ser uma composição desengordurante ou uma solu-ção de dispersão descrita na Patente U.S. Ne 5.306.351, incorporada pormeio deste por referência em sua totalidade conforme completamentedescrita. Embora não desejando estar limitado por qualquer teoria em par-ticular, os inventores acreditam que o solvente que compreende silicatode sódio faz com que o hidrocarboneto se torne fluido e retarde a auto-adesão, o que reduz a viscosidade do óleo e permite que ele se movamais rapidamente.
Em outra modalidade, o processo ainda compreender o uso deinjeção de gás para extrair o óleo. Assim, o processo pode compreender for-necer um solvente e uma quantidade de gás; injetar o solvente em um reser-vatório de óleo; injetar a quantidade de gás no reservatório de óleo; e extrairo óleo do reservatório de óleo. A extração do óleo do reservatório de óleopode ser feita por qualquer tecnologia conhecida na técnica; por exemplo,por utilizar tecnologias de elevação (por exemplo, bombas). A injeção dosolvente e do gás pode ser realizada em qualquer ordem e pode ser realiza-da simultaneamente ou concomitantemente.
Em uma modalidade, o gás pode ser um gás capaz de se ex-pandir em um reservatório de óleo para empurrar o óleo para dentro de umpoço. Em outra modalidade, o gás pode ser um gás capaz de se dissolver noóleo para diminuir sua viscosidade e melhorar sua taxa de fluxo. Esses ga-ses podem ser gás natural, nitrogênio, dióxido de carbono (CO2) ou combi-nações desses. Um versado na técnica reconhecerá outros gases capazesde se expandir em um reservatório de óleo e/ou capazes de se dissolver emum óleo e que podem ser apropriados para usar para extração de óleo. Es-ses gases podem ser de um reservatório de ocorrência natural, produzidospor aplicações industriais (por exemplo, processamento de gás natural, ferti-lizante, etanol, e usinas de hidrogênio) ou produzidos especialmente parauso na extração de óleo.
Em outra modalidade, o processo pode compreender o uso decalor para extrair o óleo. A introdução de calor pode servir para diminuir aviscosidade do óleo e pode melhorar sua habilidade de fluir. O calor podeser introduzido por qualquer processo conhecido na técnica.
Em uma modalidade, o calor pode ser introduzido pelo aqueci-mento do solvente antes de injetar o solvente no reservatório de óleo. Assim,o processo pode compreender fornecer um solvente; aquecer o solvente;injetar o solvente aquecido no reservatório de óleo; e extrair o óleo do reser-vatório de óleo.
Em outra modalidade, o calor pode ser introduzido por injetarvapor no reservatório de óleo. Assim, o processo pode compreender forne-cer um solvente; injetar o solvente no reservatório de óleo; injetar o vapor emum reservatório de óleo; e extrair o óleo do reservatório de óleo.
O processo também pode ainda compreender o uso de calor e ainjeção de uma quantidade de gás no reservatório de óleo. Assim, o proces-so pode compreender fornecer um solvente e um gás; aquecer o solvente;injetar o solvente aquecido no reservatório de óleo; injetar o gás no reserva-tório de óleo; e extrair o óleo do reservatório de óleo. Alternativamente, oprocesso pode compreender fornecer um solvente e um gás; injetar o sol-vente no reservatório de óleo; injetar o vapor em um reservatório de óleo; eextrair o óleo do reservatório de óleo. A injeção de solvente, vapor e/ou gáspode ser realizada em qualquer ordem e pode ser realizada simultaneamen-te ou concomitantemente.
Em outra modalidade, o processo pode compreender ainda ouso de tensoativos semelhantes a detergente para diminuir a tensão superfi-cial. Os tensoativos podem ser adicionados ao solvente. A tensão superficialpode impedir que gotículas de óleo se movimentem através do reservatório eassim a diminuição da tensão superficial pode auxiliar o fluxo do óleo atravésdo reservatório.
Extração de Óleo de Areias Oleíferas e Xisto Petrolífero
Modalidades particulares da presente invenção fornecem a ex-tração de óleo de areias oleíferas e xisto petrolífero. (Veja Figura 1) As arei-as oleíferas ou xisto petrolífero podem existir em uma variedade de tama-nhos. Em uma modalidade particular o óleo é betume.Mineração de Areias Oleíferas/Xisto Petrolífero
Em uma modalidade da presente invenção, as areias oleíferasou xisto petrolífero são lavrados do terreno a céu aberto. Em uma modalida-de particular, pás hidráulicas e/ou elétricas e/ou escavadeiras hidráulicaspodem ser usadas para remover as areias oleíferas ou xisto petrolífero dopoço de mineração. Em casos onde as areias oleíferas ou xisto petrolíferosão maiores do que cerca de duas polegadas (cinco centímetros) de diâme-tro, as areias oleíferas ou xisto petrolífero removidos podem ser colocadosem um triturador onde seu tamanho é reduzido. Os pedaços podem ser ain-da reduzidos para pedaços com cerca de duas polegadas (cinco centíme-tros) pelo uso de britadores rotatórios. Água quente ou morna pode ser adi-cionada para criar uma pasta. Em uma modalidade, um solvente pode serusado junto ou no lugar da água. Em uma modalidade, o solvente podecompreender uma composição desengordurante. Em uma modalidade parti-cular, o solvente pode compreender silicato de sódio. Em outra modalidadeparticular, o solvente pode compreender ainda farinha de soja, farinha deIignina e/ou pectina cítrica. Em outra modalidade, o solvente pode ser umacomposição desengordurante ou uma solução de dispersão descrita na Pa-tente U.S. Ns 5.306.351. (Veja Figura 2) A pasta pode ainda ser processadaem uma usina de extração local, ou pode ser transportada para uma usinade extração externa. O transporte da pasta pode ser realizado por qualquerprocesso; por exemplo, através de um oleoduto ou por veículos para a usina de extração.
Em outra modalidade de mineração a céu aberto, um solventepode ser usado para fluidizar poços de areias oleíferas ou de xisto petrolíferoe as areias oleíferas ou xisto petrolífero são bombeados e transportados pa-ra uma usina de extração. Em uma modalidade, o solvente pode compreen-der uma composição desengordurante. Em uma modalidade particular, osolvente pode compreender ainda silicato de sódio. Em outra modalidadeparticular, o solvente pode compreender ainda farinha de soja, farinha deIignina e/ou pectina cítrica. Em outra modalidade, o solvente pode ser umacomposição desengordurante ou uma solução de dispersão descrita na Pa-tente U.S. Ng 5.306.351. Em uma modalidade particular, o solvente pode serinjetado em pressões de cerca de 4000 a cerca de 8000 psi para fluidizar asareias oleíferas ou xisto petrolífero. O uso de pressão maior ou menor ou demistura pode auxiliar na separação do betume das areias oleíferas ou doxisto petrolífero. A pasta resultante pode ser aspirada e transportada parauma instalação de extração de óleo; na instalação de extração de óleo, oóleo pode ser extraído por processos conhecidos na técnica ou de acordocom várias modalidades da presente invenção.
Modalidades adicionais fornecem processos de mineração sub-terrânea das areias oleíferas. Em uma modalidade a mineração subterrâneapode ser realizada pela perfuração de um par de poços horizontais no reser-vatório de areias oleíferas para uso na extração de areias oleíferas do reser-vatório.
Em uma modalidade da presente invenção, uma injeção com umsolvente é utilizada para extrair as areias oleíferas. O processo compreendefornecer um solvente; injetar o solvente no reservatório de areias oleíferas; eextrair as areias oleíferas do reservatório de areias oleíferas.
Em uma modalidade, o solvente pode compreender uma com-posição desengordurante. Em uma modalidade particular, o solvente podecompreender silicato de sódio. Em outra modalidade particular, o solventepode compreender ainda farinha de soja, farinha de Iignina e/ou pectina cítri-ca. Em outra modalidade, o solvente pode ser uma composição desengordu-rante ou uma solução de dispersão descrita na Patente U.S. N9 5.306.351.
Em outra modalidade, o processo ainda compreende o uso deinjeção de gás para extrair as areias oleíferas. Assim, o processo pode com-preender fornecer um solvente e de uma quantidade de gás; injetar o solven-te em um reservatório de areias oleíferas; injetar uma quantidade de gás noreservatório de areias oleíferas; e extrair as areias oleíferas do reservatóriode areias oleíferas. A injeção do solvente e do gás pode ser realizada emqualquer ordem e pode ser realizada simultaneamente ou concomitantemente.
Em uma modalidade, o gás pode ser um gás capaz de se ex-pandir em um reservatório de areias oleíferas para empurrar as areias oleífe-ras para um poço. Em outra modalidade, o gás pode ser um gás capaz de sedissolver nas areias oleíferas para diminuir sua viscosidade e melhorar suataxa de fluxo. Esses gases podem ser gás natural, nitrogênio, dióxido decarbono (CO2) ou combinações desses. Um versado na técnica reconheceráoutros gases capazes de se expandir em um reservatório de areias oleíferase/ou que são capazes de se dissolver nas areias oleíferas e que podem serapropriados para uso na extração de areias oleíferas. Esses gases podemser de um reservatório de ocorrência natural, produzidos para aplicaçõesindustriais (por exemplo, processamento de gás natural, fertilizante, etanol, eusinas de hidrogênio) ou produzidos especialmente para uso na extração deóleo.
Em outra modalidade, o processo pode compreender o uso decalor para extrair areias oleíferas. A introdução de calor pode servir para di-minuir a viscosidade das areias oleíferas e pode melhorar sua habilidade defluir.
Em uma modalidade, o calor pode ser introduzido pelo aqueci-mento do solvente antes de injetar o solvente no reservatório de areias oleí-feras. Assim, o processo pode compreender fornecer um solvente; aquecer osolvente; injetar o solvente aquecido no reservatório de areias oleíferas; eextrair as areias oleíferas do reservatório de areias oleíferas.
Em outra modalidade, o calor pode ser introduzido pela injeçãode vapor no reservatório de areias oleíferas. Assim, o processo pode com-preender fornecer um solvente; injetar o solvente no reservatório de areiasoleíferas; injetar o vapor no reservatório de areias oleíferas; e extrair as arei-as oleíferas do reservatório de areias oleíferas.
O processo também pode compreender o uso de calor e a inje-ção de uma quantidade de gás no reservatório de areias oleíferas. Assim, oprocesso pode compreender fornecer um solvente e um gás; aquecer o sol-vente; injetar o solvente aquecido no reservatório de areias oleíferas; injetaro gás no reservatório de areias oleíferas; e extrair as areias oleíferas do re-servatório de areias oleíferas. Alternativamente, o processo pode compreen-der fornecer um solvente e um gás; injetar o solvente no reservatório de a-reias oleíferas; injetar o vapor no reservatório de areias oleíferas; e extrair asareias oleíferas do reservatório de areias oleíferas. A injeção de solvente,vapor e/ou gás pode ser realizada em qualquer ordem e pode ser realizadasimultaneamente ou concomitantemente.
Em modalidades onde a mineração subterrânea é realizada pelaperfuração de um par de poços horizontais no reservatório de areias oleífe-ras, o vapor pode ser injetado no poço superior e o vapor entra em contatocom o betume e aquece o betume. O betume aquecido (que pode conteroutros materiais, tais como areia ou argila) se torna móvel e flui com a águacondensada do vapor para o poço horizontal inferior e flui para a superfícieou é bombeado para a superfície. A extensão dos poços pode depender dolocal do reservatório de areias oleíferas. Em várias modalidades, o par depoços pode ter cerca de 750 a cerca de 1000 metros de extensão. O par depoços pode ser perfurado paralelo um ao outro e espaçados por cerca de100 a cerca de 200 metros de distância.
Em outra modalidade, o processo pode compreender ainda ouso de tensoativos semelhantes a detergente para diminuir a tensão superfi-cial. A tensão superficial pode evitar que gotículas de óleo se movimentematravés do reservatório e assim a diminuição da tensão superficial pode auxi-liar o fluxo do óleo através do reservatório.
O betume na mistura de betume removida das minas subterrâ-neas pode ser extraído de acordo com várias modalidades da presente in-venção.
Extração de Betume
Durante o processo de extração de óleo, uma quantidade debetume é separada da rocha, areia, argila e/ou outros materiais. Em váriasmodalidades, o processo pode ser realizado em uma temperatura elevadapara permitir a extração do betume pelo processo de pirólise. Em uma mo-dalidade, ar pode ser adicionado à pasta e transportado para um recipientede separação por gravidade. Devido às diferenças de densidade, o betumeflutuará na superfície e/ou o betume se ligará às bolhas de ar e subirá para asuperfície formando uma espuma rica em betume. Os contaminantes inor-gânicos junto com areia, sujeira, lodo, argila, etc., sedimentarão no fundo.
Em uma modalidade alternativa, o solvente pode ser usado paraseparar o betume da rocha, areia, argila e/ou outros materiais. Em uma mo-dalidade, o solvente pode compreender uma composição desengordurante.Em uma modalidade particular, o solvente pode compreender silicato de só-dio. Em outra modalidade particular, o solvente pode compreender aindafarinha de soja, farinha de Iignina e/ou pectina cítrica. Em outra modalidade,o solvente pode ser uma composição desengordurante ou uma solução dedispersão descrita na Patente U.S. Nq 5.306.351. Nessa modalidade alterna-tiva, a adição de ar é opcional para o processo de separação. Materiais taiscomo areia, sujeira, lodo, argila, etc., podem ter maior afinidade pelo solven-te e assim podem precipitar na solução e sedimentar no fundo e o betumesubirá para a superfície. Além disso, como o betume e o solvente podem seseparar um do outro, pode haver redução ou eliminação da formação de es-puma. Em casos onde existem materiais orgânicos e/ou contaminantes adi-cionais, a espuma ainda pode se formar. Os materiais que sedimentaram nofundo são bombeados para um sistema de processamento de resíduo. Essaação de sedimentação pode ser intensificada com o uso de agitação violentaantes de permitir a sedimentação. Em uma modalidade alternativa, o solven-te pode retirado do meio de um tanque de sedimentação e reutilizado umaou mais vezes. (Veja Figura 4)
Separação de Água/Óleo
Em modalidades onde é formada uma espuma (contendo o be-tume), a espuma pode ser passada através de um extrator, que remove asbolhas de ar e permite que a espuma seja processada. A espuma de betumepode ser colocada em um circuito de decantação por contracorrente. Umsolvente pode ser adicionado para separar quaisquer sólidos remanescentese água. Em uma modalidade, o solvente pode compreender uma composi-ção desengordurante. Em uma modalidade particular, o solvente pode com-preender silicato de sódio. Em outra modalidade particular, o solvente podecompreender ainda farinha de soja, farinha de Iignina e/ou pectina cítrica.Em outra modalidade, o solvente pode ser uma composição desengorduran-te ou uma solução de dispersão descrita na Patente U.S. N9 5.306.351. Esseprocesso pode produzir betume diluído que está em uma viscosidade apro-priada para ser transportado pelo oleoduto. (Vaja Figura 5).
Em uma modalidade alternativa, a mistura de betume da mine-ração subterrânea pode ser submetida a esse processo de separação deágua/óleo. Por exemplo, a mistura de betume pode ser passada por um cir-cuito de decantação por contracorrente. Um solvente pode ser adicionadopara separar quaisquer sólidos remanescentes e água. Em uma modalidadeparticular, o solvente pode compreender silicato de sódio. Em outra modali-dade particular, o solvente pode compreender ainda farinha de soja, farinhade Iignina e/ou pectina cítrica. Em outra modalidade, o solvente pode seruma composição desengordurante ou uma solução de dispersão descrita naPatente U.S. Ne 5.306.351. Esse processo também pode produzir betumediluído que está em uma viscosidade apropriada para ser transportado pelo oleoduto.
Os resíduos do processo de trituração podem conter cerca de8% de betume. Urn solvente pode ser adicionado aos resíduos para extrair obetume adicional. Em uma modalidade particular, o solvente pode compre-ender silicato de sódio. Em outra modalidade particular, o solvente podecompreender ainda farinha de soja, farinha de Iignina e/ou pectina cítrica.Em outra modalidade, o solvente pode ser uma composição desengorduran-te ou uma solução de dispersão descrita na Patente U.S. Ns 5.306.351. Amistura resultante pode ser processada através de um misturador de altapressão para auxiliar na separação do betume da areia. Em uma modalidadeadicional, micróbios benéficos podem ser adicionados aos resíduos para otratamento ou retificação dos resíduos.
Outra modalidade da presente invenção utiliza um solvente co-mo um diluente para o betume extraído. Em uma modalidade particular, osolvente pode compreender silicato de sódio. Em outra modalidade particu-lar, o solvente pode compreender ainda farinha de soja, farinha de Iigninae/ou pectina cítrica. Em outra modalidade, o solvente pode ser uma compo-sição desengordurante ou uma solução de dispersão descrita na PatenteU.S. Ns 5.306.351. A adição do solvente pode criar uma mistura de betume.A mistura de betume pode estar com uma viscosidade apropriada para per-mitir o transporte do betume por oleodutos convencionais.
Exemplos
Os seguintes exemplos são fornecidos para ilustrar melhor ainvenção reivindicada e não devem ser interpretados como Iimitantes do es-copo da invenção. Na medida em que os materiais específicos são mencio-nados, isso é meramente para fins de ilustração e não pretende-se limitar ainvenção. Um versado na técnica pode desenvolver meios ou reagentes e-quivalentes sem o exercício de capacidade inventiva e sem desconsiderar oescopo da invenção.
Exemplo 1
Esse exemplo ilustra a preparação de uma solução de dispersãoque pode ser utilizada em várias modalidades da presente invenção. A pro-dução da solução de dispersão ocorre em três etapas: primeiro, 18,9 litros(cinco galões) de um concentrado natural são feitos, seguido pela formaçãode 378,5 litros (cem galões) de concentrado completo e então seguido pelaformação de 6813,7 litros (mil e oitocentos galões) de solução de dispersão.
Primeiro, uma solução concentrada de 18,9 litros (cinco galões)de farinha de soja, farinha de Iignina e pectina cítrica é preparada. Em umvaso de 22,7 litros (seis galões), preferivelmente que tenha capacidade demistura mecânica, são inicialmente colocados cerca de 15,1 litros (quatrogalões) de água. Os componentes aditivos que serão usados são os seguintes:
<table>table see original document page 18</column></row><table>
A quantidade de 453,6 g (uma libra) de farinha de soja é adicio-nada à quantidade de (quatro galões) de água e misturada até homogenei-zar. A seguir, a 266,8 g (meia libra) de farinha de Iignina é lentamente adi-cionada e misturada até a mistura ficar homogênea. A seguir, a 266,8 g(meia libra) de pectina cítrica é lentamente adicionada e misturada até a mis-tura ficar homogênea. À mistura é então adicionada mais água até que ovolume total de líquido atinja 18,9 litros (cinco galões). Essa mistura seráreferida daqui por diante como o concentrado natural. O concentrado naturalé deixado descansar por 72 horas.
A farinha de soja pode ser disponibilizada comercialmente porA.E. Staley Company de Decatur, III., 62525. A farinha de Iignina pode serobtida comercialmente de Geórgia Pacific Corporation de Atlanta, Ga. A pec-tina cítrica pode ser obtida de Pectogel de Great Neck, N.Y., 11021.
A solução de concentrado natural tem a seguinte composição:
Farinha de soja (em pó) 2,38%
Farinha de lignina (em pó) 1,19%
Pectina cítrica (em pó) 1,19%
Água 95,23%
100,0%
Uma solução de silicato é formulada por adicionar primeiro cercade 151,4 litros (quarenta galões) de água a um recipiente (por exemplo, reci-piente de 473,2 litros (125 galões). A seguir, 208,2 litros (cinqüenta e cincogalões) de silicato de sódio são adicionados aos 151,4 litros (quarenta ga-lões) de água. O silicato de sódio e disponível comercialmente sob o nomecomercial OXYCHEM, da Occidental Chemical Corporation, Niagara Falls,Ν.Υ. 14302. Esse silicato de sódio é um líquido que tem uma densidade decerca de 1400,4 g/l (11,67 libras por galão). O silicato de sódio e a água sãomisturados por cerca de três minutos para formar uma mistura de silicato desódio-água.
A seguir, o concentrado natural é adicionado à mistura de silica-to de sódio - água e misturado por cerca de sete minutos para formar 378,5litros (cem galões) de concentrado completo.
O concentrado completo tem uma composição em peso confor-me o seguinte:
Silicato de sódio (líquido) Na2O-XSiO2 62,951 %
Farinha de soja (em pó) 0,098%<table>table see original document page 20</column></row><table>
Ao concentrado completo, 378,5 litros (100 galões), são adicio-nados cerca de 6435,2 litros (1700 galões) de água para produzir 6813,7litros (mil e oitocentos galões) de solução de dispersão, que é a solução detrabalho utilizada na remoção do óleo.
A solução de dispersão completa tem uma composição em pesoconforme o seguinte:
<table>table see original document page 20</column></row><table>
Exemplo 2
Como uma opção e para casos onde o material a ser removido éparticularmente difícil, outros materiais podem ser adicionados. Um de taismateriais é fosfato de sódio (pó), Na3PO4, que pode ser obtido da MonsantoChemical Company de St. Louis, Mo. Outro material que pode ser adiciona-do é carbonato de sódio, Na2CO3 obtenível comercialmente de Van Waters& Rogers de San Mateo, CA, 94403. Outro material que pode ser adicionadoé um tensoativo, também conhecido como TRITON X100 não iônico que tema fórmula C33H6o010.5, e que é disponibilizado por Union Carbide de Dan-bury, Conn. De fato, outros ingredientes podem ser adicionados para alteraro desempenho da solução de dispersão.
Onde necessário, o pó de fosfato de sódio pode ser adicionadoem uma quantidade de cerca de 4,54 Kg (10 libras) de peso seco por 6813,7litros (1800 galões) de solução de dispersão. Similarmente, o carbonato desódio pode ser adicionado em uma quantidade de cerca de 4,54 kg (dez li-bras) de peso seco por 6813,7 litros (1800 galões) de solução de dispersão.O TRITON Χ100 pode ser adicionado em uma quantidade de cerca de 3,78litros (um galão) de X100 por 6813,7 litros (1800 galões) de solução de dis-persão. Além disso, é permitido adicionar um, dois ou três dos componentesopcionais acima por um único lote de 1800 galões de solução de dispersão.
Embora a descrição acima sè refira a modalidades particularesda presente invenção, deve ser facilmente compreensível para pessoas ver-sadas na técnica que várias modificações podem ser feitas sem desconside-rar o espírito dessa. As reivindicações anexas pretendem cobrir tais modifi-cações como estaria incluído no verdadeiro espírito e escopo da invenção.
As modalidades descritas a seguir são, portanto, para serem consideradasem todos os aspectos como ilustrativas e não restritivas, o escopo da inven-ção estando indicado pelas reivindicações anexas ao invés da descrição an-terior. Todas as modificações que ocorrem dentro do significado de uma fai-xa de equivalência das reivindicações pretendem estar abrangidas nelas.
Claims (26)
1. Processo para extrair óleo pesado de um reservatório de óleoque compreende:fornecer um solvente que compreende silicato de sódio, um salou equivalente desse;injetar o solvente no reservatório;eextrair o óleo pesado do reservatório de óleo.
2. Processo de acordo com a reivindicação 1, em que o óleo pe-sado compreende betume.
3. Processo de acordo com a reivindicação 1, em que o solventecompreende ainda farinha de soja, farinha de Iignina e/ou pectina cítrica.
4. Processo de acordo com a reivindicação 1, compreendendoainda aquecer o solvente antes de injetar o solvente.
5. Processo de acordo com a reivindicação 1, compreendendoainda injetar vapor no reservatório de óleo.
6. Processo de acordo com a reivindicação 1, em que o solventecompreende ainda tensoativos semelhantes a detergente.
7. Processo para extrair betume de um reservatório de areiasoleíferas, que compreende:fornecer um solvente que compreende silicato de sódio, um salou equivalente desse;injetar o solvente no reservatório de areias oleíferas;extrair uma pasta que compreende areias oleíferas do reservató-rio de areias oleíferas; eextrair o betume da pasta.
8. Processo de acordo com a reivindicação 7, em que o solventecompreende ainda farinha de soja, farinha de Iignina e/ou pectina cítrica.
9. Processo de acordo com a reivindicação 7, compreendendoainda aquecer o solvente antes de injetar o solvente.
10. Processo de acordo com a reivindicação 7, compreendendoainda injetar vapor no reservatório de óleo.
11. Processo de acordo com a reivindicação 7, em que a extra-ção do betume compreende separar o betume de um material inorgânicoque existe na pasta.
12. Processo de acordo com a reivindicação 11, em que a sepa-ração do betume do material inorgânico compreende adicionar uma quanti-dade de ar à pasta.
13. Processo de acordo com a reivindicação 11, em que a sepa-ração do betume do material inorgânico compreende adicionar uma quanti-dade do solvente à pasta.
14. Processo de acordo com a reivindicação 11, compreendendoainda passar a pasta através de um extrator para remover bolhas de ar.
15. Processo de acordo com a reivindicação 11, compreendendoainda separar o betume do solvente.
16. Processo de acordo com a reivindicação 15, em que a sepa-ração do betume do solvente compreende colocar a pasta em um circuito dedecantação de contracorrente.
17. Processo para extrair betume de areias oleíferas ou xistopetrolífero de terreno a céu aberto que compreende:remover as areias oleíferas ou xisto petrolífero do terreno;fornecer um solvente que compreende silicato de sódio, um salou equivalente desse;adicionar o solvente às areias oleíferas ou xisto petrolífero remo-vidos para criar uma pasta; eextrair o betume da pasta.
18. Processo de acordo com a reivindicação 17, em que o sol-vente compreende ainda farinha de soja, farinha de Iignina e/ou pectina cítrica.
19. Processo de acordo com a reivindicação 17, compreendendoainda reduzir o tamanho das areias oleíferas ou xisto petrolífero removidos.
20. Processo de acordo com a reivindicação 17, em que a extra-ção do betume compreende separar o betume de um material inorgânicoque existe na pasta.
21. Processo de acordo com a reivindicação 20, em que a sepa-ração do betume do material inorgânico compreende adicionar uma quanti-dade de ar à pasta.
22. Processo de acordo com a reivindicação 20, em que a sepa-ração do betume do material inorgânico compreende adicionar uma quanti-dade do solvente à pasta.
23. Processo de acordo com a reivindicação 20, compreendendoainda passar a pasta através de um extrator para remover bolhas de ar.
24. Processo de acordo com a reivindicação 20, compreendendoainda separar o betume do solvente.
25. Processo de acordo com a reivindicação 24, em que a sepa-ração do betume do solvente compreende colocar a pasta em um circuito dedecantação de contracorrente.
26. Processo de acordo com a reivindicação 17, em que a remo-ção das areias oleíferas ou xisto petrolífero compreende:fornecer um solvente que compreende silicato de sódio, um salou equivalente desse;usar o solvente para fluidizar as areias oleíferas ou xisto petrolí-fero; ebombear as areias oleíferas ou xisto petrolífero fluidizado parafora do terreno.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US76333106P | 2006-01-30 | 2006-01-30 | |
| US60/763,331 | 2006-01-30 | ||
| PCT/US2007/061248 WO2007090099A2 (en) | 2006-01-30 | 2007-01-29 | Methods for oil extraction |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BRPI0706789A2 true BRPI0706789A2 (pt) | 2011-04-05 |
Family
ID=38328125
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BRPI0706789-5A BRPI0706789A2 (pt) | 2006-01-30 | 2007-01-29 | processos para extração de óleo |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP1981952A2 (pt) |
| CN (1) | CN101454422A (pt) |
| AU (1) | AU2007211109A1 (pt) |
| BR (1) | BRPI0706789A2 (pt) |
| CA (1) | CA2640005A1 (pt) |
| EA (1) | EA200870220A1 (pt) |
| EC (1) | ECSP088705A (pt) |
| MX (1) | MX2008009707A (pt) |
| WO (1) | WO2007090099A2 (pt) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101260308B (zh) * | 2008-04-14 | 2011-02-16 | 辽宁石油化工大学 | 一种从油砂中提取沥青的分离剂 |
| EP2966048A1 (en) | 2008-10-29 | 2016-01-13 | E. I. du Pont de Nemours and Company | Treatment of tailings streams |
| CN102079990B (zh) * | 2009-11-27 | 2013-08-21 | 辽宁石油化工大学 | 一种页岩油的加工方法 |
| WO2015157158A1 (en) * | 2014-04-08 | 2015-10-15 | Rees Andrew C | Systems and methods for accelerating production of viscous hydrocarbons in a subterranean reservoir with chemical agents that lower water-oil interfacial tension |
| RU2726090C1 (ru) * | 2019-12-25 | 2020-07-09 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ разработки залежи и добычи битуминозной нефти |
| EP4320207A4 (en) | 2021-04-06 | 2025-03-26 | Lignosol IP Limited | LIGNIN-BASED COMPOSITIONS AND ASSOCIATED CLEANING METHODS |
| US12275894B2 (en) | 2021-04-06 | 2025-04-15 | LignoSol IP Limited | Lignin-based fracturing fluids and related methods |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5306351A (en) * | 1993-05-21 | 1994-04-26 | Anderson William J | Waste oil removal composition and method |
| MXPA03006909A (es) * | 2001-02-01 | 2005-06-03 | Lobo Liquids Llc | Limpieza de materiales que contienen hidrocarburo con solventes criticos y supercriticos. |
| US6966374B2 (en) * | 2001-04-24 | 2005-11-22 | Shell Oil Company | In situ thermal recovery from a relatively permeable formation using gas to increase mobility |
-
2007
- 2007-01-29 BR BRPI0706789-5A patent/BRPI0706789A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2007-01-29 EA EA200870220A patent/EA200870220A1/ru unknown
- 2007-01-29 CN CNA200780008514XA patent/CN101454422A/zh active Pending
- 2007-01-29 CA CA002640005A patent/CA2640005A1/en not_active Abandoned
- 2007-01-29 AU AU2007211109A patent/AU2007211109A1/en not_active Abandoned
- 2007-01-29 EP EP07762662A patent/EP1981952A2/en not_active Withdrawn
- 2007-01-29 WO PCT/US2007/061248 patent/WO2007090099A2/en not_active Ceased
- 2007-01-29 MX MX2008009707A patent/MX2008009707A/es unknown
-
2008
- 2008-08-28 EC EC2008008705A patent/ECSP088705A/es unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MX2008009707A (es) | 2008-12-17 |
| EA200870220A1 (ru) | 2009-02-27 |
| CA2640005A1 (en) | 2007-08-09 |
| ECSP088705A (es) | 2009-01-30 |
| WO2007090099A2 (en) | 2007-08-09 |
| EP1981952A2 (en) | 2008-10-22 |
| WO2007090099A3 (en) | 2008-01-24 |
| CN101454422A (zh) | 2009-06-10 |
| AU2007211109A1 (en) | 2007-08-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Qu et al. | Amphiphilic rhamnolipid molybdenum disulfide nanosheets for oil recovery | |
| Shibulal et al. | Microbial enhanced heavy oil recovery by the aid of inhabitant spore‐forming bacteria: An insight review | |
| CA2695273C (en) | Biological enhancement of hydrocarbon extraction | |
| BRPI0706789A2 (pt) | processos para extração de óleo | |
| US20130045902A1 (en) | Composition and method for recovering heavy oil | |
| AU2012329207B2 (en) | Compositions and methods useful for oil extraction | |
| Hossain et al. | A CRITICAL REVIEW OF DRILLING WASTE MANAGEMENT TOWARDS SUSTAINABLE SOLUTIONS. | |
| US20190185741A1 (en) | Oil Thinning Compositions and Retrieval Methods | |
| US20150232738A1 (en) | Low interfacial tension surfactants for petroleum applications | |
| US20100307959A1 (en) | Cyclic gaseous compression/extraction for heightened oil sands extraction | |
| Mu et al. | The solvent extraction is a potential choice to recover asphalt from unconventional oil ores | |
| Joshi et al. | Challenges and recent advances in sustainable oil and gas recovery and transportation | |
| Yang et al. | ASP flooding produced water management: Evaluation, disposal and reuse | |
| US20240182776A1 (en) | Lignin-based compositions and related hydrocarbon separation methods | |
| Neff et al. | Environmental challenges of heavy crude oils: Management of liquid wastes | |
| US20190225889A1 (en) | Method to extract bitumen from oil sands using aromatic amines | |
| Collitt et al. | Biosurfactants and their significance in altering reservoir wettability for enhanced oil recovery | |
| WO2009114146A2 (en) | In-situ low-temperature hydrocarbon recovery from tar sands | |
| US20250333635A1 (en) | Oxidizer enhanced emulsified solvent systems to dissolve and remove tar | |
| Wang et al. | A resource-oriented method of oily sludge disposal in ASP flooding production | |
| Wang et al. | SPE-226416-MS | |
| WO2004111383A1 (en) | Substances to stimulate the extraction of crude oil and a method of processing them | |
| Al-Wahaibi et al. | Microbial technology applications in wellbore stimulation and oil recovery enhancement: a review | |
| Shibulal | The potential of autochthonous spore-forming bacteria in oil spill clean-up and enhanced heavy oil recovery | |
| Ali | Microbial Enhancement of Oil Recovery |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B11A | Dismissal acc. art.33 of ipl - examination not requested within 36 months of filing | ||
| B11Y | Definitive dismissal - extension of time limit for request of examination expired [chapter 11.1.1 patent gazette] |