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Verfahren zur Gewinnung von Erdöl aus ölschiefer Die Erfindung betrifft
ein Verfahren zur Gewinnung von Erdöl aus Ölschiefer durch Wärmebehandlung und thermische
Trennung der förderbaren Bestandteile. Insbesondere betrifft die Erfindung ein Verfahren
zur Behandlung von Ölschiefer in seiner natürlichen unterirdischen Lage, d.
h. in situ, wobei das Verfahren auch bei Durchführung in einer Reaktionsdruckkammer
Vorteile bietet. In jedem Fall weisen die abgetrennten Bestandteile eine höhere
Qualität auf, als sie mit bekannten Verfahren erreicht werden kann.
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Bereits seit langem hat man nach einem wirksamen und wirtschaftlichen
Verfahren zur Gewinnung von Erdölbestandteilen aus Ölschiefern gesucht. Wegen der
hohen Kosten einer bergmännischen Gewinnung von ölschiefer für eine nachfolgende
Behandlung hat man in manchen Fällen eine thermische Trennung des organischen Anteils
von Ölschiefer in situ versucht. Hierbei ist .die Zufuhr von Wärme in den unterirdischen
Horizont und die Förderung der abgetrennten Bestandteile über Tage erforderlich.
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Die meisten vorgeschlagenen In-situ-Verfahren betrafen zum Teil oder
vollständig die Verbrennung eines Teils der kohlenstoffhaltigen Bestandteile des
Ölschiefers, die als Kerogen bekannt sind, wodurch ein Großteil oder die Gesamtheit
der Abtrennwärrne geliefert wird. Hierfür wurden Luft oder ein sauerstoffhaltiges
Gas zusammen mit Heizelementen in den Horizont eingeführt, wobei durch die Heizelemente
die Temperatur eines Teils des Ölschiefers auf den Zündpunkt angehoben wurde.
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In einigen Sonderfällen wurde vorgeschlagen, nicht brennbares Heißgas
als Wärmeträger in den Horizont einzuleiten. In diesen Fällen muß der betreffende
Lagerhorizont entweder bereits an sich porös sein, wie im Fall der porösen Teersande
es Athabasca-Bezirks in Kanada und im Gegensatz zu nichtporösen ölschiefern (vgl.
P e 1 z e r, USA.-Patentschrift 3 040 809), oder der Vorschlag ging dahin, den undurchlässigen
Lagerhorizont durch Explosionen aufzubrechen (vgl. H o o v e r et a1, USA.-Patentschrift
1422 204). In anderer Weise benutzt man mit Vorteil die natürliche poröse Schichtung
in solchen Horizonten (vgl. Hunt i n g t o n , USA.-Patentschrift 2969226)
oder das Eintreiben von Strömungswegen für die Durchleitung eines Gasstroms durch
den Horizont (vgl. Kiel, USA.-Patentschrift 2 974 937).
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Aufgabe der Erfindung ist die Schaffung eines Verfahrens, das universell
anwendbar ist und von den genannten Nachteilen frei ist.
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Dies wird nach der Erfindung dadurch erreicht, daß in den möglichst
ungestört in situ liegenden, undurchlässigen Ölträger eine ausreichende Menge Erdgas
mit Methan als Hauptbestandteil und mit genügender Temperatur und genügendem Druck
eingeleitet wird, damit infolge eines kombinierten thermischen und Lösungseffektes
organische Bestandteile aus dem mit dem Erdgas in Berührung kommenden Ölträger freigesetzt
werden und damit das Erdgas den Ölträger d'urchdringt und normalerweise abgeschlossene
Bereiche desselben zugänglich macht, so daß die organischen Bestandteile desselben
gewonnen werden können.
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Das Erdgas bringt die zur Abtrennung des Kerogens erforderliche Wärme
in den Horizont und nimmt die verdampften Bestandteile aus dem Horizont mit sich
fort. Da dieses Erdgas keine Komponenten enthält, die die durch die Abtrennung des
Kerngens frei gewordenen Bestandteile verunreinigen könnten und Wärme mit größerem
Wirkungsgrad als andere benutzbare Gase überträgt, ist Erdgas ein ideales Trägergas
für die Abtrennbestandteile. Dadurch wird der Heizwert der geförderten Gase nicht
vermindert, und es führt eine ausreichende Wärmemenge mit sich, so daß die gewünschte
Trennung bewirkt werden kann. Die Zersetzungstemperatur des Erdgases selbst (zwischen
500 und 700° C, in Abhängigkeit von der Zusammensetzung) liegt niedrig genug, so
daß ein unerwünschter Abbau des Trägergesteins vermieden ist (eine Zersetzung von
erdalkalischen Karbonaten erfolgt erst oberhalb 700° C). Außerdem ist es sehr vorteilhaft,
daß Erdgas im wesentlichen sauerstofffrei ist und auf das Kerngen nicht oxydierend
wirkt.
Ein weiterer durch die Verwendung von Erdgas als Wärmeträger
erreichter Vorteil ist eine Lösungsmittel abstoßende Wirkung. Das Gas dient als
Lösungsmittel für das thermisch abgetrennte Kerogen und wirkt auf den Ölschiefer
lösungsmittelabstoßend, indem es in die an sich vorhandenen Poren (obgleich man
ölschiefer im allgemeinen als undurchlässig ansieht, weist er oft sehr kleine Poren
und Haarspalte auf) oder im Laufe des Verfahrensgangs künstlich entstehende Poren
eindringt (infolge der auslösenden und korrodierenden Wirkung des Trägergases und
des abgetrennten Gases). Das Erdgas wird unter einem Druck zwischen etwa 10 und
35 kg/cm2 eingepreßt.
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Ein Kennzeichen der Erfindung liegt in der periodischen Druckänderung
des lösenden Trägergases, wodurch man eine Pulsationswirkung des Gases auf den behandelten
ölschieferhorizont erhält. Wenn der Druck vermindert wird, können Gase und Dämpfe
aus der Schieferschicht austreten; wenn der Druck ansteigt, wird das lösende Trägergas
in alle Lücken gepreßt, die bei :der Abtrennung des Kerogens und beim Entweichen
der entstehenden Gase und Dämpfe entstanden sind. Dadurch wird der thermisch behandelte
Ölschiefer periodisch gereinigt, wozu in vorteilhafter Weise das den Ölschiefer
beheizende Gas dient. Nach der Erfindung ergibt sich zwischen dem Gas und dem Ölschiefer
ein so inniger Kontakt, wie er nach bekannten Verfahren nicht erreicht werden konnte.
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Das erfindungsgemäße Verfahren wird nunmehr unter Bezugnahme auf die
Zeichnungen, die bevorzugte Ausführungsform erläutern, im einzelnen beschrieben.
Es stellt dar F i g.1 eine schematische, perspektivische, teilweise geschnittene
Ansicht nach der Linie 2-2 in F i g. 2 zur Erläuterung einer typischen Gesamteinrichtung
zur Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens an einem Ölschiefer in situ, F
i: g. 2 die Anordnung im Grundriß, F i g. 3 einen Teilschnitt nach der Linie 3-3
in F i g. 1 in vergrößertem Maßstab, F i g. 4 einen Teil der Anordnung sowie der
Auslegung der Bohrlöcher nadh F i g. 2 in vergrößertem Maßstab mit Angabe der Bohrlochauskleidungen,
der unterirdischen Strömungskanäle und des anfänglichen Gasbeströmungsbereiches,
F i g. 5 eine grafische Darstellung der Beziehung zwischen Erdgasdurchflußmenge,
bezogen auf Atmosphärendruck, der Temperatur des geförderten Gases und Dampfes und
der in den behandelten Ölschieferhorizont eingespeisten Energie, F i g. 6 eine grafische
Darstellung der Beziehung zwischen Erdgasdurchflußmenge, bezogen auf Atmosphärendruck,
der Temperatur des geförderten Gases und Dampfes und der Ölschiefermenge, die auf
eine Trenntemperatur von 500° C erhitzt werden kann, und F i g. 7 eine grafische
Darstellung der Beziehung zwischen Erdgasströmungsmenge, bezogen auf Atmosphärendruck,
der Temperatur des geförderten Gases und Dampfes und der durch die Kerogentrennung
freigesetzten Methanmenge.
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Es gibt verschiedene Möglichkeiten zur Einpressung von Erdgas in einen
unterirdischen Ölschieferhorizont und zur Gewinnung der Bestandteile. Vorzugsweise
werden , jedoch nach der Erfindung eine oder mehrere Förderbohrungen derart niedergebracht,
daß sie ein Einpreßbohrloch am Fuß des zu behandelnden Teils des ölschieferhorizonts
schneiden. Die Bohrlöcher werden verrohrt und bis auf die Teufe des zu behandelnden
Horizontes wärmeisoliert, bleiben jedoch innerhalb des zu behandelnden Bereichs
urausgekleidet, so daß das heiße Erdgas ungehindert aus dem Einpreßböhrloc'h in
das bzw. die Förderbohrlöcher strömen kann und in innige Berührung mit den freigelegten
Oberflächen des Ölschiefers innerhalb des behandelten Bereichs kommt.
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Eine vorteilhafte Verteilung der Bohrlöcher, die zwanglos zu einer
Fortsetzung der Arbeiten in wirtschaftlicher Weise führt, ist in den F i g. 1 bis
3 in Verbindung mit einer ölschieferlagerstätte 10 beschrieben, die von wertlosem
Deckgebirge 11 überdeckt ist.
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Durch das Deckgebirge wird eine Einpreßbohrung 12 bis auf eine
Teufe 10 a innerhalb des Lagerhorizontes niedergebracht, wodurch die Untergrenze
der Ausbeutungszone des Ölschiefers festgelegt ist und wodurch jede möglicherweise
vorhandene Wasser= ansammlung vermieden wird. In einem derartigen Fall ist eine
Teufe von 300 m und mehr nicht ungewöhnlich, je nach den Gegebenheiten der betreffenden
Lagerstätte.
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In einem sechseckförmigen Raster werden konzentrisch und symmetrisch
in bezug auf die Einpreßbohrung sechs Förderböhrungen 13 niedergebracht. Dieselben
verlaufen über den Großteil ihrer Länge parallel zu der Einpreßbohrung, doch sie
haben schräg gegeneinandergeneigte Fußabschnitte 13a, die sich fußseitig schneiden
und einen ungehinderten Strömungsmittelaustausch ermöglichen.
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Diese sechseckförmige Anordnung macht eine wirtschaftliche Ausdehnung
der Arbeiten in jeweils aufeinanderfolgenden Sechseckgruppen möglich, wie es in
den F i g. 2 und 4 durch gestrichelte Linien angedeutet ist. Solche Gruppen bestehen
aus den Einpreßbohrlöchern 12A, 12B, 12C ... und Förderbohrlöchern
13A, 13B, 13C ; . ., wobei jede folgende Gruppe je zwei Förderbohrlöcher der zuvor
ausgebeuteten Gruppe benutzt.
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Das Einpreßbohrloch 12 und die Förderbohrlöcher 13 jeder Sechseckgruppe
besitzen je eine doppelwandige Auskleidung von der Oberfläche bis zu einer Teufe,
die mit der Obergrenze 10b des Ölschieferlagerhorizonts zusammenfällt (vgl.
im einzelnen die Auskleidungen 14 und 15 in F i g. 3 und den Ausbeutungsbereich
16 in F i g. 1). Zwischen die beiden Auskleidungen ist eine geeignete Warmisolierung
eingefüllt. Die Größe des Ringraumes zwischen den beiden Auskleidungen ist in jedem
Fall dadurch bestimmt, daß ein zu großer Wärmeverlust des durch die innere Auskleidung
strömenden !heißen Strömungsmittels ausgeschaltet wird. Bei einer typischen Ausführungsform
sind die Bohrlöcher jeweils in Abständen von 6 m angeordnet. Für die äußere Auskleidung
benutzt man Stahlfutterrohre mit einem Durchmesser von etwa 50 cm und für die innere
Auskleidung Stahlfutterro'hre mit einem Durchmesser von etwa 6,5 cm.
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Wie bereits erwähnt, wird Erdgas in die Trennzone eingepreßt, das
als Heizmedium für den Ölschiefer sowie als Trägerströmungsmittel für die Trennbestandteile
dient. Deshalb ist über Tage eine geeignete Einrichtung für die Gaskompression,
Erhitzung und für :das Einpressen sowie eine geeignete Einrichtung für die Abscheidung
der Förderprodukte vorgesehen.
Bei der dargestellten Ausführungsform
wird das Erdgas aus einem geeigneten Vorratsbehälter, beispielsweise einem nicht
dargestellten Speichertank, über eine Leitung 18 und ein überbrückungsventi119 in
einen Kompressor 20 eingespeist. Nach entsprec'hender Kompression, normalerweise
auf etwa 35 kg/ cm2, gelangt es in einen vorzugsweise gasbefeuerten Ofen 21. wo
es einen geeigneten, nicht dargestellten Wärmeaustauscher durchströmt und auf eine
Einpreßtemperatur oberhalb 350° C erhitzt wird (die minimale optimale Trenntemperatur
für Kerogen), was genügend unterhalb seiner eigenen Zersetzungstemperatur (in den
meisten Fällen etwa 500° C) liegt, so daß es stabil bleibt. Sodann wird es unter
Druck durch die Leitung 15a in die Innenauskleidung 15 des Einpreßbohrlochs
eingeleitet.
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Das unter Druck stehende, heiße Erdgas strömt abwärts in den nicht
ausgekleideten Fußteil 12a des Einpreßbo'hrlochs sowie in die nicht ausgekleideten
Fußteile 13 a der Förderbohrlöcher 13, wobei es die anstehenden ölschieferflächen
der nicht ausgekleideten Bohrlochabschnitte berührt.
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Man läßt eine genügende Menge des heißen komprimierten Erdgases einströmen
(in Abhängigkeit von der Durchflußkapazität der inneren Auskleidung 15, der Tiefe
der BQhrlöch-er, der Länge und Durchmesser der nicht ausgekleideten Teile 12 a und
13 a und des Eingangsdruckes), die zur Erhitzung einer Oberflächenschicht des Ölschiefers
auf die Abtrenntemperatur des enthaltenen Kerogens, d. h. zwischen 330 und 550°
C, ausreicht. In diesem Zusammenhang sei angemerkt, daß die Wärmekapazität von Erdgas
bei 500° C 0,505 kcal/kg beträgt und daß zur Erwärmung von 1 kg Ölschiefer um 1°
C unter Normalbedingungen 0,392 kcal erforderlich sind. Es ist wichtig, daß die
genannte Wärmekapazität etwa zweieinhalbmal so groß wie die jedes anderen verwertbaren
Gases ist. Außerdem ist Erdgas im wesentlichen sauerstofffrei und hinsichtlich Kerogen
chemisch träge.
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Experimentell konnte gezeigt werden, daß die optimale Temperatur für
die Kerogentrennung und für die schnelle Austreibung der Trennbestandteile etwa
bei 440° C liegt. Damit man diese Temperatur innerhalb des Lagerhorizonts erreicht,
wird das Erdgas normalerweise mit einer Temperatur von 500° C eingepreßt.
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Man erkennt, daß die genaue Einpreßtemperatur, der Druck und die Einpreßmenge
von den Umständen eines jeden Einzelfalls abhängen und d'aß in Verbin-dung mit den
seismischen Befunden auf Grund der verfügbaren Messungen für die betreffende Lagerstätte
und der jeweiligen Einzelheiten Berechnungen durchgeführt werden müssen.
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In jedem Fall wird die thermische Trenn- und Lösungswirkung des heißen
Trägererdgases und des um die abgetrennten Gas- und Dampfbestandteile vermehrten
Trägerströmungsmittels auf die anstehenden Flächen der nicht ausgekleideten Bohrlochteile
12a und 13a die ausgebeuteten Teile des Ölschiefers zum Abspringen bringen, so daß
frischer Ölschiefer für die Behandlung freigelegt wird, oder diesen Ölschiefer durchlässig
machen, so daß sich die Behandlung in die von dem Bohrloch abgelegenen Teile hinein
ausbreitet, jeweils in Abhängigkeit von -dem Aufbau des Trägergesteins.
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Auf diese Weise werden die Kerogenanteile des behandelten ölschieferbereichs
fortgesetzt auch außerhalb von den nicht ausgekleideten Bohrlochabschnitten 12a
und 13a abgetrennt, wie dies bei 16a in F i g. 4 angedeutet ist. Der Ölschiefer
in diesem Horizont wird somit vollständig in situ behandelt.
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Das Trägererdgas strömt zusammen mit den abgetrennten Dämpfen und
Gasen durch die Förderbohrlöcher 13 in Sammelleitungen 22 und durch in diese Leitungen
eingeschaltete Kondensatoren 23 zur Kondensation der abgetrennten Dämpfe. Das Trägererdgas
strömt durch die Leitung 24 in den Kompressor 20, den Wärmeerzeuger 21, die
Leitung 15a zurück und in das Einpreßbohrloch 1.2 ein, womit sich der Kreislauf
schließt. Die verflüssigten Trennprodukte fließen durch Leitungen 25 und 26 zu Speichertanks
27 und 28.
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Die Erdgaszuführleitung 18 mündet unmittelbar in den nicht dargestellten
Gasbrenner des Ofens 21 und speist die Ofenfeuerung. Sobald sich jeweils die Menge
des Trägererdgases .durch Methan und andere Trennbestandteile des Kerogengehalts
des behandelten Ölschiefers genügend vermehrt 'hat, wird das überbrükkungsventil
19 geöffnet, damit :ein Teil des Gases als Brennstoff in dem Ofen verbrannt
werden kann.
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Um eine maximale Berührung zwischen dem heißen Erdgas und dem Kerogenanteil
des Ölschiefers zu erhalten, benutzt man nach einem Merkmal der Erfindung eine Pulsationswirkung
des in den Bohrlöchern befindlichen Gases. Dies kann durch periodische Abbremsung
und Beschleunigung ,des Kompressors in bestimmten Zeitintervallen zwischen einigen
Minuten und einer oder mehreren Stunden erreicht werden. Andererseits ist ein öffnen
und Schließen nicht dargestellter Ventile an den Mündungen der Förderbohrlöcher
13 in derartigen Zeitintervallen möglich. Die pulsierenden Druckänderungen können
in weitem Umfang in Abhängigkeit von den jeweiligen Verhältnissen schwanken. Eine
Änderung von etwa 3.50 kg/cm2 sollte in den meisten Fällen ausreichen.
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Ein bevorzugtes Verfahren zur Ausbeutung einer jeden aufeinanderfolgenden
Sechseckgruppe unter Anwendung eines konstanten Gaseinpreßdrucks besteht darin,
daß zunächst die Ventile aller Förderbohrlöcher geschlossen sind und so lange geschlossen
gehalten werden, bis der nicht dargestellte Druckmesser den gewünschten Maximaldruck
anzeigt. Dann wird das Ventil eines Förderbohrloches 13 geöffnet, damit ein Teil
des Trägererdgases und der mitgeführten Dampfbestandteile aus der Bohrlochanordnung
ausströmen kann.
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Sobald der Druck um einen vorgegebenen Betrag abfällt, wird das Ventil
geschlossen, und der Druck steigt wieder auf den genannten Maximalwert an. Dann
wird das Ventil des nächstfolgenden Förderbohrloches geöffnet, und so fährt man
in Umfangsrichtung der Förderbohrlöcher fort, bis der Kerogenanteil der Behandlungszone
der betreffenden Sechseckgruppe erschöpft ist.
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Wenn die Bohrlöcher für die folgende Sechseckgruppe gebohrt werden,
braucht man nur die geneigten Fußabschnitte 13 a der beiden vorhandenen, für die
weitere Benutzung bestimmten Förderbohrlöcher niederzubringen. Diese geneigten Fußabschnitte
werden jeweils in geeigneter Richtung niedergebracht, so daß sie das Einpreßbohrloch
der neuen Gruppe schneiden.
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Die Darstellung der F i g. 5 dient zur Bestimmung der Wärmemenge in
kcal/ Tag, die in die Behandlungszone des Ölschiefers eingebracht werden muß, wenn
die
Abgabetemperatur des Trägergases beim Verlassen der genannten Zone und die Einströmungsmenge
in m3/Tag bekannt sind. Diese Werte können selbstverständlich durch Verwendung geeigneter
Meßgeräte über Tage leicht festgestellt werden. Wenn also das Trägergas den Lagerhorizont
mit einer gemessenen Temperatur von 315° C verlassen würde und die Durchflußmenge
durch das Einpreßbohrloch auf etwa 8,5 - 104 m3/Tag eingestellt würde, würde auf
den ölschieferlagerhorizont eine Wärmemenge von 1.3,2- 10s kcal übertragen.
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Das Schaubild nach F i g. 6 dient zur Bestimmung derjenigen Ölschiefermenge,
die unter der Annahme auf eine Temperatur von 500° C erhitzt werden kann, daß die
auf den Ölschiefer übertragene Wärmeenergie innerhalb der betreffenden Ausbeutungszone
begrenzt bleibt. Wenn die Ausgangstemperatur des Trägergases und die einströmende
Durchflußmenge gemessen werden, kann man aus dem Schaubild die Ölschiefermenge entnehmen.
Wenn beispielsweise das Trägergas den ölschieferhorizont mit einer Temperatur von
315° C verläßt und die Durchflußmenge an dem Einpreßbohrloch auf etwa 11,3.104 m3/Tag
gehalten wird, würden etwa 62 m3 Ölschiefer von 15° C auf 500° C erhitzt.
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Das Diagramm der F i g. 7 gibt an, wieviel m3/Tag Methan aus dem abgetrennten
Kerogen gewonnen werden, wenn dieselbe Temperatur und Durchflußmenge wie zuvor erwähnt
gemessen wird.
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Abgesehen von geringen Schwankungen der Erdgaszusammensetzung von
Bohrung zu Bohrung kann man folgende durchschnittliche Zusammensetzung angehen:
| Methan .............. 91,60/e |
| Athan . . . . . . . . . . . . . . . 4,90/0 |
| Propan .............. 1,1% |
| Butan . . . . . . . . . . . . . . . 0,5 % |
| Stickstoff . . . . . . . . . . . . 11711/0 |
| Kohlendioxid ........ 0,11% |
Die oxydierende Wirkung infolge des sehr geringen Kohlendioxidanteils kann vernachlässigt
werden.
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Das Erdölkondensat, das man als Ausscheidungsprodukt des Verfahrens
eihält, zeigt unter den Schieferölen ausgezeichnete Eigenschaften. So betrug die
API-Schwere bei 15° C für ein in einem Probelauf nach dem erfindungsgemäßen Verfahren
gewonnenes Erdölerzeugnis 29,5, wobei Erdgas mit einem Druck von 21 kg/cm2 verwendet
wurde, wogegen normalerweise die API-Schwere von Schieferöl bei 15° C unter 20 liegt.
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In Fällen, wo bergmännisch gewonnener Ölschiefer in einem Reaktionsdruckgefäß
behandelt wird, an Stelle einer Behandlung in situ, ist der Verfahrensgang im wesentlichen
gleichbleibend, soweit die Verwendung von Erdgas als Trägerströmungsmittel für die
Erhitzung und für die Mitnahme der jeweiligen Kerogenabtrennprodukte in Frage steht.
Zunächst wird eine ölschiefermenge in das Reaktionsgefäß eingegeben, dasselbe wird
dicht verschlossen, und Erdgas wird unter Druck in innige Berührung mit dem Ölschiefer
eingepreßt, wobei die Entnahme von Gas mit den zugehörigen Abtrennbestandteilen
entweder kontinuierlich oder periodisch innerhalb der durch einen Minimaldruck gegebenen
Grenzen entnommen wird. Das Erdgas wird sodann nach Auszug der Abtrennbestandteile
in den Kreislauf wieder zurückgeschickt. Eine Pulsationswirkung des Trägerströmungsmittels
ist auch hier entsprechend anwendbar.