BRPI0708920B1 - Sistema e método de injeção de água - Google Patents
Sistema e método de injeção de água Download PDFInfo
- Publication number
- BRPI0708920B1 BRPI0708920B1 BRPI0708920-1A BRPI0708920A BRPI0708920B1 BR PI0708920 B1 BRPI0708920 B1 BR PI0708920B1 BR PI0708920 A BRPI0708920 A BR PI0708920A BR PI0708920 B1 BRPI0708920 B1 BR PI0708920B1
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- water
- formation
- processed
- well
- oil
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 230
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 230
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 27
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 100
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 72
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 51
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 27
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 27
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims description 34
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims description 32
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 31
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 31
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 14
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 12
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 6
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 6
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 4
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 150000008280 chlorinated hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 3
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 18
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 11
- 241000282320 Panthera leo Species 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 91
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 66
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 55
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 44
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 42
- -1 alkyl naphthalene sulfonates Chemical class 0.000 description 29
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 29
- 238000001223 reverse osmosis Methods 0.000 description 26
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 18
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 18
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 17
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N diethylenediamine Natural products C1CNCCN1 GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 239000000463 material Substances 0.000 description 14
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 13
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 230000008569 process Effects 0.000 description 12
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 12
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 11
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 9
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 9
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 8
- 239000012466 permeate Substances 0.000 description 8
- 125000001273 sulfonato group Chemical class [O-]S(*)(=O)=O 0.000 description 8
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 8
- 150000003926 acrylamides Chemical class 0.000 description 7
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 7
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 7
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 7
- PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 1-(2,3-difluorophenyl)ethanone Chemical compound CC(=O)C1=CC=CC(F)=C1F PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 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 6
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 6
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 6
- 229940088644 n,n-dimethylacrylamide Drugs 0.000 description 6
- YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylprop-2-enamide Chemical compound CN(C)C(=O)C=C YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- YPHQUSNPXDGUHL-UHFFFAOYSA-N n-methylprop-2-enamide Chemical compound CNC(=O)C=C YPHQUSNPXDGUHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000001728 nano-filtration Methods 0.000 description 6
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 6
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 6
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 6
- 229940047670 sodium acrylate Drugs 0.000 description 6
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 5
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 5
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 5
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 5
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 229920002284 Cellulose triacetate Polymers 0.000 description 4
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 4
- NNLVGZFZQQXQNW-ADJNRHBOSA-N [(2r,3r,4s,5r,6s)-4,5-diacetyloxy-3-[(2s,3r,4s,5r,6r)-3,4,5-triacetyloxy-6-(acetyloxymethyl)oxan-2-yl]oxy-6-[(2r,3r,4s,5r,6s)-4,5,6-triacetyloxy-2-(acetyloxymethyl)oxan-3-yl]oxyoxan-2-yl]methyl acetate Chemical compound O([C@@H]1O[C@@H]([C@H]([C@H](OC(C)=O)[C@H]1OC(C)=O)O[C@H]1[C@@H]([C@@H](OC(C)=O)[C@H](OC(C)=O)[C@@H](COC(C)=O)O1)OC(C)=O)COC(=O)C)[C@@H]1[C@@H](COC(C)=O)O[C@@H](OC(C)=O)[C@H](OC(C)=O)[C@H]1OC(C)=O NNLVGZFZQQXQNW-ADJNRHBOSA-N 0.000 description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 4
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 4
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 4
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 4
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 230000006870 function Effects 0.000 description 4
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 4
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 4
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 4
- 241000894007 species Species 0.000 description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 4
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 4
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 3
- YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N Dichloromethane Chemical compound ClCCl YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 3
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N Nonylphenol Natural products CCCCCCCCCC1=CC=C(O)C=C1 IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920002319 Poly(methyl acrylate) Polymers 0.000 description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical group [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 3
- 150000008055 alkyl aryl sulfonates Chemical class 0.000 description 3
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 description 3
- 150000005215 alkyl ethers Chemical class 0.000 description 3
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 description 3
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 3
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 3
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000007942 carboxylates Chemical group 0.000 description 3
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 3
- 239000012456 homogeneous solution Substances 0.000 description 3
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 3
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 3
- 229940070765 laurate Drugs 0.000 description 3
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 3
- 238000001471 micro-filtration Methods 0.000 description 3
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 3
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 229920006112 polar polymer Polymers 0.000 description 3
- 239000002798 polar solvent Substances 0.000 description 3
- 229920002939 poly(N,N-dimethylacrylamides) Polymers 0.000 description 3
- 229920001483 poly(ethyl methacrylate) polymer Polymers 0.000 description 3
- 229920003229 poly(methyl methacrylate) Polymers 0.000 description 3
- 229920000120 polyethyl acrylate Polymers 0.000 description 3
- 239000004926 polymethyl methacrylate Substances 0.000 description 3
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 3
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 3
- 229920000036 polyvinylpyrrolidone Polymers 0.000 description 3
- 235000013855 polyvinylpyrrolidone Nutrition 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 3
- 229920005604 random copolymer Polymers 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- ASEFUFIKYOCPIJ-UHFFFAOYSA-M sodium;2-dodecoxyethyl sulfate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOCCOS([O-])(=O)=O ASEFUFIKYOCPIJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 3
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 3
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 3
- CXWXQJXEFPUFDZ-UHFFFAOYSA-N tetralin Chemical compound C1=CC=C2CCCCC2=C1 CXWXQJXEFPUFDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000000108 ultra-filtration Methods 0.000 description 3
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BAPJBEWLBFYGME-UHFFFAOYSA-N Methyl acrylate Chemical compound COC(=O)C=C BAPJBEWLBFYGME-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 description 2
- 150000001252 acrylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 2
- 235000010980 cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 125000004985 dialkyl amino alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 239000010408 film Substances 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 239000012510 hollow fiber Substances 0.000 description 2
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003204 osmotic effect Effects 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 229920005552 sodium lignosulfonate Polymers 0.000 description 2
- HSFQBFMEWSTNOW-UHFFFAOYSA-N sodium;carbanide Chemical group [CH3-].[Na+] HSFQBFMEWSTNOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 2
- CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N strontium atom Chemical compound [Sr] CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002352 surface water Substances 0.000 description 2
- 238000010408 sweeping Methods 0.000 description 2
- VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N tetrachloromethane Chemical compound ClC(Cl)(Cl)Cl VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 2
- 239000010409 thin film Substances 0.000 description 2
- 238000012549 training Methods 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 2
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 2
- RXYPXQSKLGGKOL-UHFFFAOYSA-N 1,4-dimethylpiperazine Chemical compound CN1CCN(C)CC1 RXYPXQSKLGGKOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QHVBLSNVXDSMEB-UHFFFAOYSA-N 2-(diethylamino)ethyl prop-2-enoate Chemical compound CCN(CC)CCOC(=O)C=C QHVBLSNVXDSMEB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 description 1
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LVGSUQNJVOIUIW-UHFFFAOYSA-N 5-(dimethylamino)-2-methylpent-2-enamide Chemical compound CN(C)CCC=C(C)C(N)=O LVGSUQNJVOIUIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N Acrylonitrile Chemical compound C=CC#N NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 101150030235 CTC1 gene Proteins 0.000 description 1
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JIGUQPWFLRLWPJ-UHFFFAOYSA-N Ethyl acrylate Chemical compound CCOC(=O)C=C JIGUQPWFLRLWPJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M Fluoride anion Chemical compound [F-] KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 101100340769 Homo sapiens ILF2 gene Proteins 0.000 description 1
- AVXURJPOCDRRFD-UHFFFAOYSA-N Hydroxylamine Chemical compound ON AVXURJPOCDRRFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012695 Interfacial polymerization Methods 0.000 description 1
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GUBGYTABKSRVRQ-QKKXKWKRSA-N Lactose Natural products OC[C@H]1O[C@@H](O[C@H]2[C@H](O)[C@@H](O)C(O)O[C@@H]2CO)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O GUBGYTABKSRVRQ-QKKXKWKRSA-N 0.000 description 1
- 238000006683 Mannich reaction Methods 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N Methyl methacrylate Chemical compound COC(=O)C(C)=C VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 102000049951 Nuclear Factor 45 Human genes 0.000 description 1
- 108700031302 Nuclear Factor 45 Proteins 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000779819 Syncarpia glomulifera Species 0.000 description 1
- NJSSICCENMLTKO-HRCBOCMUSA-N [(1r,2s,4r,5r)-3-hydroxy-4-(4-methylphenyl)sulfonyloxy-6,8-dioxabicyclo[3.2.1]octan-2-yl] 4-methylbenzenesulfonate Chemical compound C1=CC(C)=CC=C1S(=O)(=O)O[C@H]1C(O)[C@@H](OS(=O)(=O)C=2C=CC(C)=CC=2)[C@@H]2OC[C@H]1O2 NJSSICCENMLTKO-HRCBOCMUSA-N 0.000 description 1
- 229940048053 acrylate Drugs 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 229910052925 anhydrite Inorganic materials 0.000 description 1
- RHZUVFJBSILHOK-UHFFFAOYSA-N anthracen-1-ylmethanolate Chemical compound C1=CC=C2C=C3C(C[O-])=CC=CC3=CC2=C1 RHZUVFJBSILHOK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003830 anthracite Substances 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 238000000149 argon plasma sintering Methods 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003190 augmentative effect Effects 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 239000006085 branching agent Substances 0.000 description 1
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229910052923 celestite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920002301 cellulose acetate Polymers 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- WQHCGPGATAYRLN-UHFFFAOYSA-N chloromethane;2-(dimethylamino)ethyl prop-2-enoate Chemical compound ClC.CN(C)CCOC(=O)C=C WQHCGPGATAYRLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000007334 copolymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 235000013365 dairy product Nutrition 0.000 description 1
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 1
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-M dodecanoate Chemical compound CCCCCCCCCCCC([O-])=O POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000003651 drinking water Substances 0.000 description 1
- 235000020188 drinking water Nutrition 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 229920006379 extruded polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 238000007701 flash-distillation Methods 0.000 description 1
- 235000013305 food Nutrition 0.000 description 1
- 238000010528 free radical solution polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 1
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 1
- 229920006158 high molecular weight polymer Polymers 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 238000010952 in-situ formation Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 239000012948 isocyanate Substances 0.000 description 1
- 150000002513 isocyanates Chemical class 0.000 description 1
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 description 1
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000008101 lactose Substances 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000010297 mechanical methods and process Methods 0.000 description 1
- 210000004779 membrane envelope Anatomy 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- WFKDPJRCBCBQNT-UHFFFAOYSA-N n,2-dimethylprop-2-enamide Chemical compound CNC(=O)C(C)=C WFKDPJRCBCBQNT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N n,n'-methylenebisacrylamide Chemical compound C=CC(=O)NCNC(=O)C=C ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000012074 organic phase Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 239000001814 pectin Substances 0.000 description 1
- PNJWIWWMYCMZRO-UHFFFAOYSA-N pent‐4‐en‐2‐one Natural products CC(=O)CC=C PNJWIWWMYCMZRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001739 pinus spp. Substances 0.000 description 1
- 150000004885 piperazines Chemical class 0.000 description 1
- 229920002492 poly(sulfone) Polymers 0.000 description 1
- 238000006068 polycondensation reaction Methods 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- 229920002959 polymer blend Polymers 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000005956 quaternization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 229940115088 sea soft Drugs 0.000 description 1
- 210000002966 serum Anatomy 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 1
- SXHLENDCVBIJFO-UHFFFAOYSA-M sodium;2-[2-(2-dodecoxyethoxy)ethoxy]ethyl sulfate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOCCOCCOCCOS([O-])(=O)=O SXHLENDCVBIJFO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- FCZYGJBVLGLYQU-UHFFFAOYSA-M sodium;2-[2-[2-[4-(2,4,4-trimethylpentan-2-yl)phenoxy]ethoxy]ethoxy]ethanesulfonate Chemical compound [Na+].CC(C)(C)CC(C)(C)C1=CC=C(OCCOCCOCCS([O-])(=O)=O)C=C1 FCZYGJBVLGLYQU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
- 238000001694 spray drying Methods 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- WMOVHXAZOJBABW-UHFFFAOYSA-N tert-butyl acetate Chemical compound CC(=O)OC(C)(C)C WMOVHXAZOJBABW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GPRLSGONYQIRFK-MNYXATJNSA-N triton Chemical compound [3H+] GPRLSGONYQIRFK-MNYXATJNSA-N 0.000 description 1
- 229940036248 turpentine Drugs 0.000 description 1
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 1
- 239000002349 well water Substances 0.000 description 1
- 239000008096 xylene 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
-
- 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
- E21B43/20—Displacing by water
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Fuel-Injection Apparatus (AREA)
- Loading And Unloading Of Fuel Tanks Or Ships (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
sistema e metodo de injeção de água é descrito um sistema compreendendo um poço perfurado dentro de uma formação do subsolo; uma instalação de produção em um lado de topo do poço; uma instalação de produção de água conectada com a instalação de produção; em que a instalação de produção de água produz água removendo alguns lons e adicionando um agente que aumenta a viscosidade da água e/ou aumenta a recuperação dos hidrocarbonetos da formação e injeta a água dentro do poço.
Description
(54) Título: SISTEMA E MÉTODO DE INJEÇÃO DE ÁGUA (73) Titular: SHELL INTERNATIONALE RESEARCH MAATSCHAPPIJ B.V.. Endereço: Carel van Bylandtlaan 30, HR Haia, HOLANDA(NL), NL-2596 (72) Inventor: MICHAEL ALVIN CUROLE; EUGENE BRUCE GREENE
Prazo de Validade: 10 (dez) anos contados a partir de 02/05/2018, observadas as condições legais
Expedida em: 02/05/2018
Assinado digitalmente por:
Júlio César Castelo Branco Reis Moreira
Diretor de Patente “SISTEMA E MÉTODO DE INJEÇÃO DE ÁGUA”
Campo da Invenção
A presente descrição refere-se a sistemas e métodos para injetar água dentro de uma formação contendo hidrocarboneto.
Fundamentos da Invenção
O óleo acumulado dentro de uma formação contendo óleo subterrâneo é recuperado ou produzido dele através de poços, poços de produção, perfurados dentro da formação subterrânea. Uma grande quantidade de tal óleo pode ser deixada nas formações subterrâneas se produzido somente por depleção primária, isto é, onde somente energia da formação é usada para recuperar o óleo. Onde a energia da formação inicial for inadequada ou tiver sido exaurida, operações suplementares, com freqüência referidas como operações de recuperação secundárias, terciárias, aumentadas ou pós-primárias, podem ser empregadas. Em algumas destas operações, um fluido é injetado dentro da formação, bombeando-o através de um ou mais poços de injeção perfurados dentro da formação, o óleo é deslocado dentro da e é movido através da formação e é produzido por um ou mais poços de produção perfurados dentro da formação. Em uma operação de recuperação particular desta espécie, água do mar, água de campo ou salmoura de campo pode ser empregada como o fluido de injeção e a operação é referida como uma inundação de água. A água de injeção pode ser referida como líquido de inundação ou água de inundação distinta da formação in situ ou água inata. Embora água seja o mais comum, fluidos de injeção e impulsionamento podem incluir fluidos gasosos tais como ar, vapor, dióxido de carbono e similares.
Contudo a inundação de água convencional é eficaz em obter óleo adicional de algumas formações subterrâneas contendo óleo. Em outras formações, a água pode ter a tendência de “manusear” através de uma formação contendo óleo e, assim, desviar-se de substancial parte dela. Por
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 9/44 manusear pretendemos significar o desenvolvimento de frentes de corrente de água instáveis, que avançam em direção aos poços de produção mais rapidamente do que o resto da água de inundação. Além disso, quando manuseio é encontrado, a água não desloca normalmente tanto óleo das partes das formações que ela contata como é potencialmente capaz de deslocar.
As inundações de água também podem ser menos eficazes com os óleos mais viscosos do que com óleos relativamente viscosos. As tendências de manuseio e desvio da água podem ser relacionadas com a relação da viscosidade do óleo para a viscosidade da água de inundação e também relacionadas com as zonas de fraturas e/ou alta permeabilidade da formação. A viscosidade destes óleos varia de tão baixa quanto cerca de um ou dois centipoises a cerca de 1.000 centipoises ou mais elevada. A água geralmente tem uma viscosidade de cerca de 1 centipoise em temperatura ambiente.
A fim de restringir a mobilidade da água de inundação a não mais do que a mobilidade do óleo, agentes de espessamento de água foram adicionados para aumentar a viscosidade da água.
Há dois mecanismos principais de aumentar a recuperação do óleo de um fluido injetado. Estes métodos incluem aumentar a eficiência de varredura volumétrica do fluido injetado e aumentar a eficiência de deslocamento de óleo pelo fluido injetado. Ambas as técnicas podem envolver a adição de agentes que modificam as propriedades do fluido injetado.
A água pode ser injetada sozinha ou como um componente de fluidos de deslocamento miscíveis ou imiscíveis. A água do mar (para poços fora da costa) e a solução salina produzida pela mesma ou formações próximas (para poços na costa) podem ser mais comumente usadas como a fonte de água.
Alguns fluidos de acionamento por injeção incluem água e uma pequena quantidade de um polímero solúvel em água, tal como um
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 10/44 poliacrilamida.
Com referência à Figura 1, nela é ilustrado o sistema da técnica anterior 100. O sistema 100 inclui o corpo de água 102, formação subterrânea 104, formação subterrânea 106 e formação subterrânea 108. A instalação de produção 110 pode ser fornecida na superfície do corpo de água 102. O poço 112 atravessa o corpo de água 102 e a formação 104 e tem aberturas na formação 106. Uma parte da formação 106 pode ser fraturada e/ou perfurada como mostrado em 114. Óleo e gás podem ser produzidos pela formação 106 através do poço 112 para a instalação de produção 110. O gás e líquido podem ser separados entre si, o gás pode ser armazenado na armazenagem de gás 116 e o líquido pode ser armazenado na armazenagem de líquido 118.
Há necessidade na técnica de sistemas e métodos aperfeiçoados para produzir óleo e/ou gás de uma formação subterrânea. Em particular, há necessidade na técnica de sistemas e métodos para fornecer uma melhorada inundação de polímero, que obtenha uma viscosidade desejada de um fluido de inundação.
Sumário da Invenção
Um aspecto da invenção fornece um método compreendendo remover alguns íons da água; adicionar um agente à água, que aumente a viscosidade da água e/ou aumente a recuperação de hidrocarbonetos de uma formação subterrânea, por exemplo, um tensoativo e/ou um álcali; e injetar a água com o agente dentro da formação subterrânea.
Um aspecto da invenção fornece um sistema compreendendo um poço perfurado dentro de uma formação subterrânea; uma instalação de produção no lado de topo do poço; uma instalação de produção de água conectada à instalação de produção; em que a instalação de produção de água produz água removendo alguns íons e adicionando um agente que aumenta a viscosidade da água e/ou aumenta a recuperação de hidrocarbonetos da
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 11/44 formação e injeta a água dentro do poço.
Outro aspecto da invenção fornece um sistema compreendendo um primeiro poço perfurado dentro de uma formação subterrânea; uma instalação de produção em um lado do topo de um primeiro poço; uma instalação de produção de água conectada à instalação de produção; um segundo poço perfurado dentro da formação subterrânea; em que a instalação de produção de água produz água removendo alguns íons e adicionando um agente que aumenta a viscosidade da água e/ou aumenta a recuperação de hidrocarbonetos da formação e injeta água dentro do segundo poço e dentro da formação subterrânea.
Breve Descrição dos Desenhos
A Figura 1 ilustra um sistema de produção de óleo e gás da técnica anterior.
A Figura 2 ilustra um sistema de produção de óleo e gás.
A Figura 3 ilustra um sistema de processamento de água.
A Figura 4 ilustra um sistema de processamento de água.
Descrição Detalhada da Invenção Em uma forma de realização, é descrito um sistema compreendendo um poço perfurado dentro de uma formação subterrânea; uma instalação de produção em um lado de topo do poço; uma instalação de produção de água conectada à instalação de produção; em que a instalação de produção de água produz água removendo alguns íons e adicionando um agente que aumenta a viscosidade da água e/ou aumenta a recuperação de óleo da formação e injeta a água dentro do poço. Em outra forma de realização, é descrito um sistema compreendendo um primeiro poço perfurado dentro de uma formação subterrânea; uma instalação de produção em um lado de topo de um primeiro poço; uma instalação de produção de água conectada à instalação de produção; um segundo poço perfurado dentro da formação subterrânea; em que a instalação de produção de água produz água
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 12/44 removendo alguns íons e adicionando um agente que aumenta a viscosidade da água e/ou aumenta a recuperação de óleo da formação e injeta a água dentro do segundo poço e dentro da formação subterrânea. Em algumas formas de realização, o primeiro poço fica em uma distância de 50 metros a
2.000 metros do segundo poço. Em algumas formas de realização, a formação subterrânea fica debaixo de um corpo de água. Em algumas formas de realização, a instalação de produção flutua sobre um corpo de água, tal como uma plataforma de produção. Em algumas formas de realização, o sistema também inclui um suprimento de água e um aparelho de bombeio de água, adaptado para bombear ar para a instalação de produção de água. Em algumas formas de realização, a instalação de produção de água tem uma água de admissão tendo um valor total de sais dissolvidos de pelo menos 15.000 partes por milhão, expresso como cloreto de sódio dissolvido. Em algumas formas de realização, o agente compreende um ou mais materiais selecionados do grupo consistindo de: sulfonatos de alquil xileno; sulfonatos de alquil benzeno; sulfonatos de C18 alquil toleno; sulfonatos de alquil arila; sulfonatos de alquil naftaleno; sulfato de alquila polietoxialquilada; lauril etóxi sulfato de sódio; estirilarilóxi sulfonato etoxilado; polioxietileno alquiléter sulfonato; etoxilado carboximetilado; nonilfenol polietilenóxido éter sulfato; sulfonatos de petróleo; alquilfenol sulfonatos alcoxilados; sulfonato de alfa-olefina C12-16; sulfonato de alfa-olefina C14-16; sulfonato de alfa-olefina C16-18; sulfonato de olefina interna C15-18; sulfonato de olefina interna C17-20; alquil sulfato de sódio; metil 2-sulfonil-laurato de sódio; lignossulfonato de sódio; alquil propóxi sulfatos; poliacrilamida hidrolisada;
polivinilpirrolidonas; hidroxietil celuloses; celulose sulfato ésteres; gomas guar; xantanas; escleroglicans; polímero do ácido poliacrílico; polímeros de alquil acrilamida; polímeros de polissacarídeo; copolímeros de acrilamidas e ácido acrílico ou acrilato de sódio; acrilamidas substituídas por Nsulfoidrocarboneto; biossacarídeos; copolímeros de acrilamida e acrilato de
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 13/44 sódio; soluções de poliacrilamida parcialmente saponificada; copolímeros contendo de 99 a 50 % em peso de unidades acrilamida e de 1 a 50 % em peso de unidades de acrilato; poliacrilamida contendo até 10 por cento em mol de grupos carboxilato; copolímeros aleatórios de 90 por cento em mol ou mais de acrilamida e dez por cento em mol ou menos de ácido acrílico ou sais de ácido acrílico; homopolímeros de N-metil-acrilamida ou N,Ndimetilacrilamida; copolímeros ou terpolímeros de 0,1 - 99,9 por cento em mol de acrilamida e 99,9 - 0,1 por cento em mol de N-metilacrilamida e/ou N,N-dimetilacrilamida; poli(metilmetacrilato), poli(etilmetacrilato), poli(metacrilamida), poli(metilacrilato), poli(etilacrilato), poli(Nmetilmetacrilamida) e/ou poli(N,N-dimetilacrilamida); polímeros quaternários com nitrogênio ou fósforo como o átomo quaternário ou catiônico com uma cadeia alifática, cicloalifática ou aromática, em que enxofre trivalente ou terciário pode substituir o nitrogênio quaternário ou fósforo dos polímeros;
e/ou um polímero polar e geralmente solúvel em solventes polares. Em algumas formas de realização, pelo menos um poço foi fraturado com um líquido viscoso e um agente de apoio, tal como areia. Em algumas formas de realização, pelo menos um poço compreende um diâmetro de 10 a 25 cm.
Em algumas formas de realização, é descrito um método compreendendo remover alguns íons da água; adicionar um agente à água, que aumente a viscosidade da água e/ou aumente a recuperação de óleo de uma formação subterrânea; e injetar água com o agente dentro da formação subterrânea. Em algumas formas de realização, a água processada é reciclada a ser produzida com um óleo e/ou gás e separada e então reinjetada dentro da formação. Em algumas formas de realização, um ou mais de aromáticos, hidrocarbonetos clorados, outros hidrocarbonetos, água, dióxido de carbono, monóxido de carbono ou misturas dos mesmos são misturados com água processada antes de serem injetados dentro da formação. Em algumas formas de realização, a água processada é aquecida antes de ser injetada dentro da
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 14/44 formação. Em algumas formas de realização, a água processada é aquecida enquanto dentro da formação. Em algumas formas de realização, a água processada é aquecida com água quente, vapor e/ou um líquido não-aquoso e/ou gás injetado dentro da formação. Em algumas formas de realização, remover alguns cátions da água compreende remover alguns cátions divalentes. Em algumas formas de realização, remover alguns cátions da água compreende remover alguns cátions divalentes e então remover alguns cátions monovalentes. Em algumas formas de realização, remover alguns cátions da água compreende remover alguns cátions divalentes e então remover alguns cátions monovalentes e então adicionar novamente alguns cátions divalentes. Em algumas formas de realização, outro material é injetado dentro da formação após a água processada ser injetada. Em algumas formas de realização, o outro material é selecionado do grupo consistindo de ar, água produzida, água salgada, água do mar, água potável, vapor, dióxido de carbono e/ou misturas dos mesmos. Em algumas formas de realização, a água processada é injetada de 10 a 100 bar acima da pressão do reservatório. Em algumas formas de realização, o óleo da formação subterrânea antes da água ser injetada tem uma viscosidade de 5 cp a 10.000 cp. Em algumas formas de realização, o óleo da formação subterrânea antes da água ser injetada tem uma viscosidade de 500 cp a 5.000 cp. Em algumas formas de realização, a formação subterrânea tem uma permeabilidade de 5 a 0,0001 Darcy. Em algumas formas de realização, a formação subterrânea tem uma permeabilidade de 1 a 0,001 Darcy. Em algumas formas de realização, a produção e/ou injeção são realizadas em um poço vertical e/ou horizontal. Em algumas formas de realização, a água de entrada tem um valor total de sais dissolvidos de pelo menos 15.000 partes por milhão, expressos como cloreto de sódio dissolvido, antes de remover alguns cátions da água. Em algumas formas de realização, o agente compreende um ou mais materiais selecionados do grupo consistindo de: alquil xileno sulfonatos; alquil benzeno
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 15/44 sulfonatos; C18 alquil tolueno sulfonatos; alquil aril sulfonatos; alquil naftaleno sulfonatos; alquil sulfato polietoxilalquilados; lauril etóxi sulfato de sódio; estirilarilóxi sulfonato etoxilado; polioxietileno alquiléter sulfonato; etoxilado carboximetilado; nonilfenol polietilenóxido éter sulfato; sulfonatos de petróleo; alquilfenol sulfonatos alcoxilados; sulfonato de alfa-olefina C12-16; sulfonato de alfa-olefina C14-16; sulfonato de alfa-olefina C16-18; sulfonato de olefina interna C15 - C18; sulfonato de olefina interna C17 - C10; alquil sulfato de sódio; metil 2-sufonil-laurato de sódio; lignossulfonato de sódio; alquil propóxi sulfatos; poliacrilamida hidrolisada; polivinilpirrolidonas; hidroxietil celuloses; celulose sulfato ésteres; gomas guar; xantanas; escleroglicans; polímeros de ácido poliacrílico; polímeros de alquil acrilamida; polímeros de polissacarídeo; copolímeros de acrilamidas e ácido acrílico ou acrilato de sódio; acrilamidas substituídas de N-sulfoidrocarboneto; biopolissacarídeos; copolímeros de acrilamida e acrilato de sódio; soluções de poliacrilamida parcialmente saponificada; copolímeros contendo de 99 a 50 % em peso de unidades acrilamida e de 1 a 50 % em peso de unidades acrilato; poliacrilamida contendo até 10 por cento em mol de grupos carboxilato; copolímeros aleatórios de 90 por cento em mol ou mais de acrilamida e dez por cento em mol ou menos de ácido acrílico ou sais de ácido acrílico;
homopolímeros de N-metilacrilamida ou N,N-dimetilacrilamida; copolímeros ou terpolímeros de 0,1 - 99,9 por cento em mol de acrilamida e 99,9 - 0,1 por cento em mol de N-metilacrilamida e/ou N,N-dimetilacrilamida; poli(metilmetacrilato), poli(etilmetacrilato), poli(metacrilamida), poli(metilacrilato), poli(etilacrilato), poli(N-metilmetacrilamida) e/ou poli(N,N-dimetilacrilamida); polímeros quaternários com nitrogênio ou fósforo como o átomo quaternário ou catiônico com uma cadeia alifática, cicloalifática ou aromática, em que enxofre trivalente ou terciário pode substituir o nitrogênio quaternário ou fósforo nos polímeros; e/ou um polímero polar e geralmente solúvel nos solventes polares.
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 16/44
Com referência agora à Figura 2, em uma forma de realização da invenção, o sistema 200 é ilustrado. O sistema 200 inclui o corpo de água 202, formação 204, formação 206 e formação 208. A instalação de produção 210 pode ser provida na superfície do corpo de água 202. O poço 212 atravessa o corpo de água 202 e a formação 204 e tem aberturas na formação 206. As partes de formação podem ser fraturadas e/ou perfuradas como mostrado em 214. Quando óleo e gás são produzidos da formação 206 eles penetram nas partes 214 e deslocam-se para cima para o poço 212 para a instalação de produção 210. O gás e líquido podem ser separados e o gás pode ser remetido para a armazenagem de gás 216 e o líquido pode ser enviado para a armazenagem de líquido 218 e á água pode ser remetida para a produção de água 230. A instalação de produção 210 é capaz de processar água, por exemplo, do corpo de água 202 e/ou poço 212, que pode ser processada e armazenada na produção de água 230. Água do poço 212 pode ser remetida para a produção de água 230. A água processada pode ser bombeada poço abaixo 232, para as partes fraturadas 234 da formação 206. A água atravessa a formação 206 para auxiliar na produção de óleo e gás, e então a água, óleo e gás podem ser todos produzidos para o poço 212, para a instalação de produção 210. A água pode então ser reciclada, por exemplo, retornando água para a produção de água 230, onde ela pode ser processada, em seguida reinjetada dentro do poço 232.
Os hidrocarbonetos tais como óleo e/ou gás, podem ser recuperados da formação subterrânea da terra 206 através do furo de poço de produção 212, que penetra nas formações ou reservatórios contendo hidrocarboneto. As perfurações podem ser feitas dos furos de poço de produção 206 às partes da formação 214, para facilitar o fluxo dos hidrocarbonetos das formações contendo hidrocarboneto até os furos de poço de produção. Água pode ser injetada sob pressão para dentro das zonas de injeção 234, formadas na formação subterrânea 206, para estimular a
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 17/44 produção de hidrocarbonetos através dos poços de produção de um campo.
Água pode ser injetada sozinha como um componente de fluidos de deslocamento miscíveis ou imiscíveis. Água do mar (para poços fora da costa) e salmoura produzidas das mesmas ou próximas formações (para poços na costa) podem ser usados como a fonte de água. Tal água pode conter quantidades (concentração) de íons precursores, tais como sulfato divalente (SO4-), que podem formar sais insolúveis quando entram em contato com cátions, tais como Ba++, Sr++ e Ca++, residentes nas formações. Os sais resultantes (BaSO4, SrSO4 e CaSO4) podem ser relativamente insolúveis nas temperatura e pressão da formação subterrânea. Tais sais podem precipitar-se fora da solução. Os sais insolúveis precipitados podem acumular-se e, conseqüentemente, obstruir as passagens de fluido subterrâneas. Os efeitos da obstrução podem ser mais severos em passagens da formação próxima do poço de injeção 232 e nas perfurações do poço de produção 212. A solubilidade dos sais insolúveis pode ainda diminuir quando a água de injeção for produzida para a superfície através do poço de produção 212, devido à redução da temperatura e pressão quando os fluidos se movem para a superfície através do poço de produção. As passagens de fluido subterrâneas ou da formação podem incluir poros na matriz de formação, fraturas, vazios, cavidades, cavidades em rocha, perfurações e passagens de fluido através dos poços, incluindo poços, tubulações e outras passagens de fluido encamisados e não encamisados. Os precipitados podem incluir sais insolúveis, cristais ou incrustação. A obstrução pode incluir a redução da porosidade e/ou permeabilidade das passagens de fluido e dos tubulares usados na produção dos fluidos de poço e processamento daqueles fluidos. A água de injeção pode incluir qualquer fluido contendo água que seja injetado dentro de uma formação subterrânea, para facilitar a recuperação de hidrocarbonetos da formação subterrânea.
Uma finalidade do poço de injeção 232 é auxiliar o fluxo de
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 18/44 hidrocarbonetos do reservatório para o poço de produção 212. Um método é injetar água sob pressão adjacente a uma zona de produção, para fazer com que os hidrocarbonetos presos na formação 206 movam-se para o poço de produção 212.
Com referência agora à Figura 3, em algumas formas de realização da invenção é ilustrado um sistema 300 para produção de água 330. A produção de água 330 tem uma entrada de água não processada, por exemplo, água de um corpo de água, de um poço, água do mar, suprimento de água de cidade ou outro suprimento de água. Em 334, alguns cátions podem ser removidos da água bruta 302, por exemplo, cátions monovalentes ou cátions multivalentes, tais como cátions divalentes ou trivalentes. Em 340, um agente pode ser adicionado a água parcialmente processada, a fim de z
aumentar a viscosidade da água. Água processada 303 é então produzida da água de produção 330.
Com referência agora à Figura 4, em algumas formas de realização da invenção, o sistema 400 para produção de água 430 é ilustrado. A produção de água 430 tem uma entrada de água não-processada 402, por exemplo, água do corpo de água de um poço, água do mar, suprimento de água da cidade ou outro suprimento de água. Em 432, filtragem primária pode ser realizada para remover sólidos da água. Em 433 sulfatos (SO4) podem ser removidos. Em 434, alguns cátions divalentes podem ser removidos, por exemplo, de cerca de 60 a cerca de 99 % dos cátions divalentes presentes. Cátions divalentes que podem ser removidos incluem magnésio (Mg), cálcio (Ca), ferro (Fe) e/ou estrôncio (Sr).
Em algumas formas de realização, 433 e 434 podem ser realizados ao mesmo tempo com um sistema de membrana de nanofiltragem.
Em 436, alguns íons monovalentes podem ser removidos, por exemplo, de cerca de 60 a cerca de 99% dos cátions presentes, tais como sódio (Na) e/ou potássio (K), juntamente com os ânions associados, por
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 19/44 exemplo, cloro, fluoreto e/ou brometo. Em 438, alguns cátions divalente podem ser adicionados de volta na água, por exemplo, adicionando-se de volta algum magnésio, cálcio e/ou estrôncio. E 440, um agente pode ser dissolvido em água, onde o agente aumenta a viscosidade da água. A água processada 403 pode ser produzida pela produção de água 430.
Em algumas formas de realização, a produção de água 330 e/ou 430 pode usar um sistema baseado em membrana, por exemplo, osmose reversa (RO) e/ou tecnologia de nanofiltragem (NF), tal como é usada para dessalinização, filtragem e/ou purificação de água do mar.
A força impulsora para permeação para separação de membrana pode ser a pressão líquida através da membrana; esta é definida como a pressão de alimentação menos a pressão do permeado ou retropressão, menos a diferença entre a pressão osmótica do alimento e a pressão osmótica do permeado.
A Patente U.S. No. 4.723.603 emprega membranas NF para remoção específica de sulfato de água do mar. Os sulfatos podem ser removidos pelas membranas NF e o permeado NF pode ser rico em cloreto de sódio, porém deficiente de sulfato. Tal água livre de sulfato pode evitar a formação de sulfato de bário, que tem baixa solubilidade e pode causar obstrução. A Patente U.S. No. 4.723.603 é aqui incorporada por referência em sua totalidade.
A Patente U.S. No.4.341.629 descreve a dessalinização da água do mar pela utilização de módulos RO, que podem incluir a mesma membrana, p. ex., uma membrana RO de triacetato de celulose (CTA) com
90% de rejeição ou duas diferentes membranas, p. ex., uma membrana CTA com 80% de rejeição e uma membrana CTA com 98% de rejeição. A Patente
U.S. No. 4.341.629 é aqui incorporada por referência em sua totalidade.
A Patente U.S. No. 5.238.574 descreve o uso de uma multiplicidade de módulos de membrana RO para processar água do mar. Por
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 20/44 exemplo, uma primeira membrana RO de baixa pressão pode ser seguida por uma membrana RO de alta pressão ou uma série de membranas RO de baixa pressão pode ser usada para fornecer permeado de qualidade de água variável ou simplesmente produzir um permeado combinado, em que a corrente concentrada de um módulo torna-se a corrente de alimentação para o próximo módulo em série. A Patente U.S. No. 5.238.574 é aqui incorporada por referência em sua totalidade.
Em algumas formas de realização, o sistema 400 pode incluir água não processada 402 de uma fonte de alimentação aquosa, tal como água do mar do oceano ou qualquer fonte de água salina tendo alguns íons divalentes e monovalentes, tais como água produzida de um poço. Como exemplo, água do mar bruta pode ser tirada do oceano, de um poço marinho ou de uma entrada aberta e inicialmente submetida a filtragem primária 432 usando-se um grande filtro de partículas (não mostrado) e/ou filtros de multi15 meios, que poderiam ser tipicamente areia e/ou carvão antracito, opcionalmente seguido por uma filtragem em cartucho.
Em algumas formas de realização, os processos 433, 434 e/ou 436 podem incluir um ou uma pluralidade de cartuchos RO, que podem ser localizados a jusante de um ou de uma pluralidade de cartuchos NF. Os cartuchos RO e/ou cartuchos NF podem ser cartuchos de membrana semipermeável espiralmente enrolada, ou cartuchos produzidos utilizando-se tecnologia de fibra oca, tendo características de membrana adequadas. Por exemplo, a E. I. DuPont vende cartuchos RO do tipo de fibra fina oca (HFF), que são comercializados pela DuPont como seus cartuchos HFF B-9 e que podem ser usados. Um cartucho de membrana semipermeável espiralmente enrolado pode incluir uma pluralidade de folhas que são envelopes individuais de material de membrana semipermeável semelhante a lâminas, que intercalam entre eles um material contendo permeado poroso, tal como material laminar fibroso de poliéster. O material de membrana semipermeável
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 21/44 pode ser qualquer um daqueles materiais comercialmente disponíveis. Intercalados entre folhas adjacentes pode haver comprimentos de material espaçador, que podem ser tecidos ou outra malha aberta, configurações cruzadas semelhantes a tela de filamentos sintéticos, p. ex., filamentos extrusados cruzados de polipropileno ou similar, tais como aqueles vendidos sob os nomes comerciais VExar e Nalle, que fornecem passagens de fluxo para a água de alimentação sendo bombeada de extremidade a extremidade através de um vaso de pressão. Uma colocação de tais folhas alternativas e lâminas espaçadoras pode então ser espiralmente enrolada em torno de um tubo oco, tendo uma parede lateral porosa, para criar um cartucho cilíndrico circular direito.
Um cartucho de separação espiralmente enrolado é descrito na Patente U.S. No. 4.842.736, cuja descrição é incorporada aqui por referência, que fornece uma pluralidade de passagens de alimentação em espiral, que se estende axialmente de extremidade a extremidade do cartucho final, através de cujas passagens o líquido de alimentação sendo tratado escoa em uma direção axial. Internamente dentro dos envelopes de membrana, o líquido permeante escoa ao longo de um trajeto em espiral para dentro de um material até alcançar o tubo central poroso, onde ele se reúne e através do qual flui axialmente para a saída.
Em algumas formas de realização, os cartuchos RO e/ou cartuchos NF podem ser selecionado a fim de realizar a desejada função total de produzir uma corrente de água processada, tendo as desejadas concentrações iônicas da água do mar ou similar. Os elementos ou cartuchos
RO podem ser selecionados de membranas semipermeáveis adequadas da variedade de membranas compósitas de poliamida, em que uma fina película de poliamida pode interfacialmente ser formada em um suporte de polissulfona poroso ou similar, que pode ser, por sua vez, formado em um material de suporte fibroso altamente poroso. As membranas RO podem ser
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 22/44 projetadas para rejeitar mais do que cerca de 95% de sais dissolvidos, por exemplo, cerca de 98% ou mais.
As membranas RO comercialmente disponíveis adequadas incluem aquelas vendidas como AG8040F e AG8040-400 por Osmonics;
Série SW30 e Le por Dow-FilmTec; como Desal-11 por Desalination Systems, Inc.; como ESPA por Hydranautics; como ULP por Fluid Systems, Inc.,; e como ACM por TriSep Corporation.
Podem ser empregadas membranas NF que são projetadas para seletivamente rejeitar íons divalentes ou maiores e os elementos ou cartuchos
NF que são usados podem rejeitar um mínimo de cerca de 80%, por exemplo, mais do que cerca de 90% ou cerca de 95% ou cerca e 98% de íons divalentes ou maiores em uma alimentação aquosa. A membrana NF pode também, pelo menos moderadamente, reduzir o teor de íon monovalente, por exemplo, menos do que cerca de 70% ou menos do que cerca de 50% ou menos do que cerca de 30% ou menos do que cerca de 20% do teor de íons monovalentes. As membranas NF comercialmente disponíveis adequadas podem ser compradas em forma de lâmina ou em cartuchos espiralmente enrolados acabados e incluem aquelas vendias como Seasoft 8040DK, 8040DL e Sesal DS-5 por Osmonics; como Série NF 200 e NF-55, NF-70 e como NF-90 por
Dow-Film Tec; como DS-5 e DS-51 por Desalination Systems, Inc., como ESNA-400 por Hydranautics; e como TFCS por Fluid Systems, Inc.
Em algumas formas de realização, um método mecânico, tal como passar a água não processada 402 através de uma membrana de nanofiltragem, pode ser usado para remover íons da água na superfície antes de injetá-la dentro do furo de poço e/ou adicionar um agente 440. A água do mar pode conter de cerca de 2700 a cerca de 2800 ppm de SO4- divalente. O processo de membrana de nanofiltragem pode reduzir esta concentração a cerca de 20 a cerca de 150 ppm. Uma redução de 99% no teor de sulfato pode ser obtenível.
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 23/44
Em algumas formas de realização, produtos químicos e/ou aditivos podem ser injetados dentro da água não tratada 402, para inibir o crescimento in-situ de cristais de precipitação de sal insolúvel. Uma variedade de aditivos é injetada dentro da água de injeção na superfície ou diretamente dentro de um poço de injeção. Os poços de produção podem também com freqüência ser tratados com retrofluxo de salmoura fresca contendo aditivos para evitar obstrução das passagens.
Em algumas formas de realização, a água salgada pode ser processada 433, 434 e/ou 436 por destilação flash de multi-estágios, destilação de multiefeitos, osmose reversa e/ou destilação por compressão de vapor. As tecnologias de membrana têm sido usadas no pré-tratamento de água salgada, para reduzir o alto teor iônico da água salgada em relação à água fresca. Podem ser usadas membranas seletivas de íon que seletivamente evitam que certos íons passem através delas, enquanto ao mesmo tempo permitindo que a água e outros íons passem através delas. A seletividade de uma membrana pode sr função das propriedades particulares da membrana, incluindo o tamanho do poro ou carga elétrica da membrana. Portanto, qualquer uma das membranas seletivas de íons conhecidas e comercialmente disponíveis, que atendem a estes critérios, pode ser usada. Por exemplo, uma membrana de poliamida é particularmente eficaz para seletivamente evitar que íons sulfato, cálcio, magnésio e bicarbonato passam através dela e poderia ser usada para os processos 433 e/ou 434. Uma membrana de poliamida, tendo o nome comercial SR90-400 (Film Tec Corporation) ou Hydranautics CTC-1, pode ser usada.
Em algumas formas de realização da invenção, água não processada 402, contendo uma alta concentração de íons de dureza (por exemplo, cátions divalentes), é passada através de uma membrana seletiva de íons 434 para formar uma água salgada amaciada, tendo uma reduzida concentração de íons de dureza. A água salgada amaciada é alimentada a um
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 24/44 sistema de dessalinização 436. Em seguida, parte dos íons de dureza pode ser adicionado de volta para a água a 438 e um viscosificador adicionado a 440.
Microfiltragem (MF), ultrafiltragem (UF), nanofiltragem (NF) e osmose reversa (RO) são todos processos de separação acionados por pressão, permitindo que uma larga faixa de moléculas neutras ou iônicas seja removida dos fluidos. A microfiltragem pode ser usada para remoção de partículas suspensas maiores do que cerca de 0,1 micros. A ultrafiltragem pode ser usada para excluir moléculas dissolvidas de peso molecular maior do que cerca de 5000. As membranas de nanofiltragem podem ser usadas para passar pelo menos parte dos sais, porém tendo alta rejeição de compostos orgânicos, tendo pesos moleculares maiores do que aproximadamente 200 Daltons. Membranas de osmose reversa podem ser usadas para alta rejeição de quase todas as espécies. Embora NF e RO sejam ambas capazes de excluir sais, elas tipicamente diferem em seletividade. As membranas NF comumente são atravessadas por íons monovalentes, enquanto mantendo alta rejeição dos íons divalentes. Ao contrário, as membranas de osmose reversa são relativamente impermeáveis a quase todos os íons, incluindo íons monovalentes, tais como íons de sódio e cloreto. As membranas NF têm às vezes sido descritas como membranas RO “soltas”. Uma membrana adequada, capaz de remover sais dissolvidos da água, é a membrana de acetato de celulose, com seletividade resultante de uma camada descriminante fina, que é suportada em uma camada mais espessa e mais porosa do mesmo material. Outra membrana adequada é feita de piperazina ou piperazina substituída. Outras membranas adequadas incluem polímeros tais como as membranas comerciais NF FilmTec NF40.
Em algumas formas de realização, um cartucho de filtro enrolado em espiral pode ser usado para incorporar grandes quantidades de membrana RO ou NF em um pequeno volume. Tal elemento pode ser produzido enrolando-se lâminas espaçadoras de alimentação, lâminas de
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 25/44 membrana e lâminas espaçadoras de permeado em torno de um tubo de permeado perfurado.
Em algumas formas de realização, a polimerização interfacial pode ser usada para produzir membranas compósitas de película fina para separações RO e NF. Este processo é comumente realizado como uma policondensação entre aminas e cloretos ou isocianatos ácidos.
Membranas de osmose reversa podem ter alta rejeição de virtualmente todos os íons, incluindo sódio e cloreto. As membranas NF são com freqüência caracterizadas como aquelas tendo uma passagem substancial de moléculas neutras, tendo pesos moleculares menores do que 200 daltons e íons monovalentes. As membranas NF ainda comumente possuem alta rejeição de íons divalentes devido a interações de carga. As membranas tendo um continuum de propriedades entre RO e NF podem também ser produzidas. Além da alta rejeição de pelo menos uma espécie, as membranas comerciais com freqüência possuem alta permeabilidade de água.
Em algumas formas de realização, as membranas para RO e/ou
NF podem ser membranas baseadas em piperazina, em que pelo menos 60% dos monômeros contendo amina, incorporados dentro do polímero, podem ser moléculas derivadas de piperazina ou piperazina. Um exemplo típico de uma membrana baseada em piperazina é a membrana NF FilmTec NF40, que foi produzida contatando-se piperazina e TMC na presença de um aceitador de ácido, N,N-dimetilpiperazina. As membranas comerciais FilmTec NF45 e SR90 foram produzidas por processos similares, com produtos químicos patenteados adicionais adicionados à água e/ou fase orgânica. Uma propriedade particularmente útil de algumas membranas é a capacidade de seletivamente remover algumas moléculas enquanto retendo outras. Por exemplo, a indústria leiteira tem usado membranas baseadas em piperazina para concentrar grandes moléculas neutras (soro e lactose), enquanto removendo minerais. Em outros casos, é desejado passar sais monovalentes
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 26/44 enquanto mantendo-se alta rejeição de íons divalentes.
Em algumas formas de realização, os processos 334, 433 e/ou
434 podem utilizar um dispositivo NF, tal como uma membrana. Em algumas formas de realização, os processos 334 e 436 podem usar um dispositivo RO, tal como uma membrana.
Em algumas formas de realização da invenção, os agentes para aumentar a viscosidade de um fluido de inundação em 340 e/ou 440 podem ser polímeros solúveis em água ou dispersáveis em água, de alto peso molecular.
Em algumas formas de realização da invenção, agentes para aumentar a viscosidade e/ou aumentar a recuperação do óleo podem incluir um ou mais de:
1) sulfonatos de alquil xileno, comercialmente disponíveis como Aristonate H-LF da Pilot;
2) sulfonatos de alquil benzeno, comercialmente disponíveis como Biosoft S90, Biosoft LAS-40S da Stepan;
3) C18 alquil tolueno sulfonatos;
4) alquil aril sulfonatos, comercialmente disponíveis como ORS-41, ORS-60, ORS-62, ORS-64, ORS-66, ORS-72, ORS-97, ORS-162,
ORS-164, ORS-166 da Oil Chem Technologies; Petronate EOR 2037,
Petronate EOR 2094 e Petronate EOR 2095 da Crompton; e Pentrostep B100;
5) alquil naftaleno sulfonatos, comercialmente disponíveis como Petro AA e Petro P da Akzo Nobel;
6) alquil sulfato polietoxialquilado, comercialmente disponível como Steol CS330 da Stepan;
7) lauril etóxi sulfato de sódio, comercialmente disponível como Steol CS-460;
8) estirilarilóxi sulfonato etoxilado;
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 27/44
9) polioxietileno alquiléter sulfonato;
10) etoxilato carboximetilado, comercialmente disponível como Neodox da DanChem Technologies;
11) Nonilfenol poletilenóxido éter sulfato, comercialmente 5 disponível como Triton XN-45S da Dow;
12) Sulfonatos de petróleo, comercialmente disponível como Aristonate VH da Pilot; e como Witco 2094;
13) alquilfenol sulfonatos alcoxilados, comercialmente disponíveis como Triton X-200 da Dow;
14) alfa-olefina sulfonato C12-16, comercialmente disponível como Stepantan AS-1216, Stepantan AS-1246;
15) Alfa-olefina sulfonato C14-16, comercialmente disponível como Bioterge AS-40;
16) Alfa-olefina sulfonato C16-18, comercialmente disponível 15 como Stepantan AS-1618;
17) Sulfonato de olefina interna (C15-18 comercialmente disponível como IOS 1518;
18) Sulfonato de olefina interna C17-20, comercialmente disponível como IOS 1720;
19) Alquil sulfato de sódio, comercialmente disponível como
Stepanol LCP;
20) metil-2-sulfonil-laurato de sódio, comercialmente disponível como Alphastep ML-40;
21) Lignossufonato de sódio, comercialmente disponível como
D-1766 da Lignotech;
22) Alquil propóxi sulfatos
23) Poliacrilamida hidrolisada, comercialmente disponível como Flopaam 3630S, Flopaam 3530S, Flopaam 3430S, Flopaam 3230S da SNF; Magnafloc 3336 da Ciba; Alcoflood 1275A, Alcoflood 1285REL,
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 28/44
Praestol 2640SL e Spurefloc AF1266;
24) Polivinilpirrolidonas;
25) hidroxietilceluloses;
26) sulfato ésteres de celulose;
27) gomas guar;
28) xantanas;
29) escleroglicanos;
30) polímeros de ácido acrílico;
31) polímeros de alquil acrilamida;
32) polímeros de polissacarídeo;
33) copolímeros de acrilamidas e ácido acrílico ou acrilato de sódio;
34) Acrilamidas substituídas por N-sulfoidrocarboneto;
35) biopolissacarídeos;
36) copolímeros de acrilamida e acrilato de sódio;
37) soluções de poliacrilamida parcialmente saponificada;
38) copolímeros contendo de cerca de 99 a cerca de 50 % em peso de unidades de acrilamida e de cerca de 1 a cerca de 50 % em peso de unidades de acrilato;
39) poliacrilamida contendo até cerca de 10 por cento em mol de grupos carboxilato;
40) copolímeros aleatórios de 90 por cento em mol ou mais de acrilamida e dez por cento em mol ou menos de ácido acrílico ou sais de ácido acrílico;
41) homopolímeros de N-metil-acrilamida ou N,Ndimetilacrilamida;
42) copolímeros ou terpolímeros de 0,1 - 99,9 por cento em mol de acrilamida e 99,9 - 0,1 por cento em mol de N-metilacrilamida e/ou
N,N-dimetilacrilamida;
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 29/44
43) poli(metilmetacrilato), poli(etilmetacrilato), poli (metacrilamida), poli(metilacrilato), poli(etilacrilato), poli(Nmetilmetacrilamida) e/ou poli(N,N-dimetilacrilamida);
44) polímeros quaternários com nitrogênio ou fósforo como o 5 átomo quaternário ou catiônico com uma cadeia alifática, cicloalifática ou aromática, em que o enxofre trivalente ou terciário pode substituir o nitrogênio ou fósforo quaternário nos polímeros;
45) um polímero polar e geralmente solúvel em solventes polares;
46) tensoativos;
47) sabões; e/ou
48) álcalis, por exemplo, carbonatos ou hidróxidos.
Em algumas formas de realização, o termo “poliacrilamida” inclui qualquer polímero catiônico, aniônico, não-iônico ou anfotérico, que pode consistir de unidades recorrentes de acrilamida ou metacrilamida. Os poliacrilamidas podem ser polímeros de adição de vinila e podem ser preparados por métodos tais como por homopolimerização de acrilamida ou por copolimerização de acrilamida com comonômeros catiônicos, aniônicos e/ou não-iônicos.
Comonômeros ctiônicos adequados incluem haletos de dialildialquilamônio, os sais de ácido e quaternários dos dialquilaminoalquil(alq)acrilatos e dialquilaminoalquil(alq)acrilamidas, por exemplo, o cloreto de metila, cloreto de benzila e sais quaternários de dimetil sulfato de dimetilaminoetilacrilato, dimetilaminoetilmetacrilato, dimetilaminoetilacrilamida, dimetilaminoetilmetacrilamida e dietilaminoetilacrilato, por exemplo, cloreto de dialildimetilamônio e o sal quaternário de cloreto de metila de dimetilaminoetilacrilato. Os comonômeros aniônicos podem incluir ácido acrílico, ácido metacrílico e ácido 2acrilamido-2-metilpropanossulfõnico e seus sais, por exemplo, ácido acrílico
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 30/44 e acrilato de sódio. Os comonômeros não-iônicos podem incluir acrilonitrila e alquil(met)acrilatos, tais como metilacrilato, metilmetacrilato e etil acrilato. Os poliacrilamidas podem também ser formados por pós-reação de poliacrilamidas de uma maneira bem conhecida daqueles hábeis na arte, reagindo-se o poliacrilamida com um reagente capaz de mudar a estrutura química do polímero. Pós-reações do poliacrilamida podem incluir hidrólise com ácido ou base, para produzir poliacrilamida hidrolisado, reação Mannich (opcionalmente seguida por quaternização para produzir poliacrilamida Mannich quaternizado) e reação com hidroxilamina (ou seu sal) para produzir poliacrilamida hidroxamado. Poliacrilamidas catiônicos e aniônicos podem ser usados.
Em algumas formas de realização da invenção, agentes para aumentar a viscosidade incluem polímeros compreendendo N-vinil lactama e uma amida insaturada, tais como N-vinil-2-pirrolidona, incluindo homopolímeros, copolímeros e terpolímeros, como descrito na Patente U.S. No. 6.030.928, aqui incorporada por referência em sua totalidade. Em algumas formas de realização da invenção, agentes para aumentar a viscosidade incluem viscosificadores, tais como agentes espessantes poliméricos, que podem ser adicionados em toda ou parte de uma composição de água injetada, a fim de aumentar sua viscosidade.
Em algumas formas de realização, os agentes têm um peso molecular médio ponderal de cerca de 1x106 a cerca de 40x106, por exemplo, de cerca de 5x106 a cerca de 30x106 ou, por exemplo, de cerca de 4 a cerca de 7 milhões ou de cerca de 15 a cerca de 30 milhões. Em algumas formas de realização, o peso molecular é de cerca de 100.000 ou mais, por exemplo, cerca de 1.000.000 ou mais, tal como cerca de 10.000.000 ou mais. Os pesos moleculares podem ser determinados por dispersão de luz, empregando-se instrumentação comercialmente disponível e técnicas que são conhecidas na arte.
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 31/44
Em algumas formas de realização, os agentes são vendidos por uma variedade de companhias, incluindo Dow Chemical Co. de Mindland, Mich. Um agente pode ser Alcoflood.RTM. 1235, um viscosificador polimérico solúvel em água, disponível na Ciba Specialty Chemicals de
Tarrytown, NY.
Em algumas formas de realização, o agente pode ser adicionado em 440 ao fluxo de água em uma concentração de cerca de 0,001% a cerca de 1 % em peso da solução total.
A redução da mobilidade de um fluido em um meio poroso, tal 10 como um reservatório contendo óleo, pode ser realizada aumentando-se a viscosidade do fluido, diminuindo-se a permeabilidade dos meios porosos ou por combinação de ambos. O agente pode tanto aumentar a viscosidade da água e/ou reduzir a permeabilidade de um reservatório quando uma solução escoa através dele. A extensão em que uma concentração particular de um dado agente realiza estas duas funções pode ser muito aproximadamente função do peso molecular médio do agente. Quanto mais baixa a permeabilidade do reservatório, mais baixo pode ser o peso molecular médio do agente que pode ser injetado sem significativa obstrução do poço. Para uma dada formação, entretanto, é inteiramente possível terem-se duas soluções de poliacrilamida parcialmente hidrolisadas do mesmo peso molecular que exibam radicalmente diferentes eficiências para fins de controle da mobilidade. Onde a distribuição do peso molecular de um polímero ser relativamente estreita, como é o caso com alguns polímeros, substancialmente todo o polímero pode ser eficaz no controle da injetividade e mobilidade. Se a distribuição do peso molecular for larga, como é o caso com alguns polímeros, a mobilidade pode ser adversamente afetada pelas moléculas de mais baixo peso molecular da mistura polimérica, enquanto as moléculas de peso molecular mais elevado do polímero indicam a presença de espécie semelhante a gel, que pode resultar em obstrução do poço.
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 32/44
Em algumas formas de realização da invenção, os agentes para aumentar a viscosidade da água de fluxo obtêm uma viscosidade de solução de pelo menos cerca de 10 centipoises em temperatura ambiente e/ou reduzem a permeabilidade da rocha à água inundando, pela adsorção na rocha da formação.
Em algumas formas de realização, os agentes podem ser selecionados com base nas condições de retenção da viscosidade, desempenho do fluxo do meio poroso, alta temperatura, elevada salinidade e elevada pressão. Em algumas formas de realização, uma solução com um agente deve ser de pelo menos cinco vezes mais viscosa do que a água do mar.
Em algumas formas de realização, os agentes podem ser pelo menos parcialmente dissolvidos em vários fluidos, incluindo, por exemplo, um fluido aquoso, ou em um fluido contendo pelo menos uma composição selecionada de bases, viscosificadores poliméricos, tensoativos e co15 tensoativos e combinações de qualquer duas ou mais de ditas composições. Os agentes podem ser reticulados com vários agentes reticulantes. Os agentes podem ser solúveis em água ou dispersáveis em água. Em algumas formas de realização da invenção, uma composição inclui um agente para aumentar a viscosidade, um fluido aquoso e um ou mais de: tensoativos, co-tensoativos, inibidores de corrosão, expurgadores de oxigênio, bactericidas e quaisquer combinações dos mesmos.
Em algumas formas de realização da invenção, a água processada 303 e/ou 403 podem ser combinadas com um ou mais dos aromáticos, por exemplo, benzeno, tolueno ou xileno; terebentina; tetralina;
hidrocarbonetos clorados, por exemplo, tetracloreto de carbono ou cloreto de metileno; ou outros hidrocarbonetos, por exemplo, hidrocarbonetos C5-C10 e/ou álcoois; vapor; ou compostos de enxofre, por exemplo, sulfeto de hidrogênio e então injetadas dentro de uma formação para aumentada recuperação de óleo. Por exemplo, uma mistura de água processada, com um
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 33/44 agente para aumentar a viscosidade misturado com álcool, pode ser injetada dentro de uma formação.
Em algumas formas de realização, uma mistura de um agente e água pode ser submetida a forças de cisalhamento em dispositivos de dispersão ou bombeamento de líquido dinâmico, a fim de passarem através da bomba centrífuga diversas vezes, até as propriedades poliméricas desejadas serem obtidas. Os dispositivos de dispersão e bombeio de dispersão dinâmicos podem ser máquinas de fluxo hidrodinâmico, por exemplo, bombas centrífugas rotativas de único ou de múltiplos estágios, tais como bombas centrífugas radiais. As condições de fluxo turbulento são condições de fluxo caracterizadas por variações irregulares da velocidade das partículas líquidas individuais. Uma mistura pode ser passada através de unidades de corte estáticas com água disponível, a fim de fornecer uma lama uniforme de sólidos de gel particulados, tendo um desejado teor de sólidos, sem substancialmente degradar o agente, por exemplo, reduzir seu peso molecular. A lama de gel resultante da passagem através das unidades estáticas pode ser (a) introduzida dentro de um tanque de retenção com agitação suave por cerca de 1 - 4 horas até o gel desaparecer e o agente dissolver-se para fornecer um concentrado de solução homogênea em temperatura ambiente ou ligeiramente abaixo, p. ex., 15 - 20 C, ou (b) a lama de gel pode ser alimentada continuamente em uma série de múltiplos tanques de retenção, com suficiente tempo de permanência total, para formar o concentrado de solução homogêneo pelo último tanque de retenção. O concentrado de solução homogêneo pode então ser passado através de misturadores estáticos padrão com água disponível para diluição final.
Em algumas formas de realização, o agente pode ser um polímero que pode ser preparado na presença de agentes de reticulação ou ramificação, tais como metilenobisacrilamida e/ou na presença de agentes de transferência de cadeia, tais como isopropanol e ácido lático. Quando a
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 34/44 quantidade de agente reticulante é aumentada, a composição aquosa resultante do polímero disperso tende a conter quantidades maiores de polímero intumescível por água. Quando a quantidade de agente reticulante é diminuída, a composição aquosa resultante do polímero disperso tende a conter quantidades menores de polímero intumescível pela água. Os agentes de transferência de cadeia tendem a reduzir o peso molecular do polímero e a tornar os polímeros solúveis, que de outro modo seriam intumescíveis em água, por causa da presença de agentes de reticulação. As composições aquosas da presente invenção podem conter polímero disperso solúvel em água ou polímero disperso intumescível em água, ou mistura deles.
Em algumas formas de realização, o agente pode ser um polímero, tal como poliacrilamida, que pode ser preparado utilizando-se técnicas tais como polimerização em solução, emulsão de água em óleo, microemulsão de água em óleo ou dispersão aquosa, por exemplo, emulsão de água em óleo ou microemulsão de água em óleo. As partículas de poliacrilamida podem ser formadas por métodos tais como moagem ou cominuição de uma massa polimerização em solução de poliacrilamida seco. As partículas de poliacrilamida secadas por pulverização podem sr usadas e podem ser formadas por secagem por pulverização de uma dispersão contendo poliacrilamida, emulsão de água em óleo ou microemulsão de água em óleo.
Em algumas formas de realização, o agente pode ser um polímero, que pode ser misturado com água contatando-se as partículas poliméricas com a corrente de água movendo-se, de modo que pode resultar em uma composição aquosa consistindo de cerca de 0,01 % ou mais de polímero disperso, por exemplo, 0,05 % ou mais, por exemplo, 0,1% ou mais, por exemplo, 0,2 % ou mais, em peso, com base no peso total de dita composição aquosa. Em alguns casos, a composição aquosa pode conter mais do que 5% de polímero disperso em peso, com base no peso total da
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 35/44 composição aquosa, porém em outros casos pode conter cerca de 5% ou menos de polímero disperso, por exemplo, cerca de 2 % ou menos, por exemplo, cerca de 1 % ou menos, na mesma base.
Em algumas formas de realização da invenção, os agentes para aumentar a viscosidade da água incluem uma pequena, porém eficaz quantidade de polímero usado para produzir a desejada viscosidade ou outras propriedades do fluido de injeção. Com base nas propriedades da formação e na natureza e duração pretendidas do processo, o tipo e quantidade do agente podem ser selecionados para obterem-se os efeitos desejados através do apropriado período de tempo. Em algumas formas de realização, a quantidade de agente usado será na faixa de cerca de 500 ppm a cerca de 10.000 ppm, por exemplo, cerca de 1.000 ppm a cerca de 3.000 ppm, com base no peso do fluido de injeção. Geralmente, será selecionada uma quantidade econômica e tipo de polímero para produzir o desejado efeito pelo tempo necessário.
Em algumas formas de realização da invenção, uma composição compreendendo pelo menos um polímero solúvel em água pode ser preparado combinando-se pelo menos um polímero solúvel em água juntos em qualquer seqüência. A quantidade de polímero solúvel em água pode ser de cerca de 200 a cerca de 10.000 ppm, por exemplo, cerca de 250 20 500 ppm, com base na inteira combinação. Quando a composição compreende ainda fluido aquoso, o fluido aquoso utilizado compreenderá ou conterá água e pode ser de cerca de 88 a cerca de 99,91 % em peso da combinação final. A composição pode também conter outros solventes, álcoois e/ou sais.
Em algumas formas de realização, as soluções poliméricas podem conter os polímeros em concentrações de até 5.000 ppm. Aqui, o limite de concentração superior pode ser somente devido à crescente viscosidade e o limite inferior pode ser baseado nos custos crescentes para recuperação utilizando-se maiores quantidade de soluções mais diluídas. Por esta razão, pode ser preferível utilizarem-se soluções tendo um teor de
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 36/44 polímero de até cerca de 3.000 ppm, por exemplo, um teor de polímero de cerca de 2.000 ppm a cerca de 3.000 ppm. Estas soluções são então diluídas após tratamento de acordo com a presente invenção em concentrações necessárias para uso de cerca de 300 ppm a cerca de 2.000 ppm.
z
Água pode ser comumente injetada dentro das formações contendo hidrocarboneto subterrâneas sozinha ou como um componente de fluidos de deslocamento miscíveis ou imiscíveis, para recuperar hidrocarbonetos de delas. A água não processada 302 e/ou 402 pode ser obtida de numerosas fontes, incluindo salmoura produzida da mesma formação, salmoura produzida de formações remotas ou água do mar. Todas estas águas podem ter um elevado teor iônico em relação à água fresca. Alguns íons presentes na água não processada 302 e/ou 402 podem beneficiar a produção de hidrocarboneto, por exemplo, certas combinações e concentrações de cátions e ânions, incluindo K+, Na+, Cl-, Br- e/ou OH-, podem estabilizar argila em vários graus em uma formação susceptível de avaria de argila, por dilatação ou migração de partícula. Outros íons (ou os mesmos íons que beneficiam a produção de hidrocarboneto) presentes na água não processada 302 e/ou 402 podem produzir efeitos nocivos in situ, por exemplo, os ânions SO4- divalentes da injeção de água podem ser particularmente problemáticos porque o SO4- pode formar sais com cátions já presentes na formação, tais como Ba++. Os sais resultantes podem ser relativamente insolúveis nas temperaturas e pressões de formação. Conseqüentemente, eles podem precipitar-se fora da solução in situ. A solubilidade dos sais diminui mais quando a injeção de água pode ser produzida na superfície com os hidrocarbonetos, porque a pressão e temperatura diminuem no poço de produção. Os precipitados dos sais insolúveis podem acumular-se nas passagens de fluido subterrâneo como estruturas cristalinas, que finalmente obstruem as passagens e reduzem a produção de hidrocarboneto. Os efeitos da obstrução podem ser mais severos
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 37/44 nas passagens localizadas na formação próxima a poços e em poços de produção em que pode ser mais difícil para os fluidos produzidos desviaremse das passagens bloqueadas.
Em algumas formas de realização da invenção, a água 5 processada ou uma mistura de água processada 303 e/ou 403 pode ser injetada dentro da formação 206 produzida pela formação 206 e então recuperada do óleo e gás, por exemplo, por um separador centrífugo ou de gravidade e então processando-se a água na produção de água 230, em seguida a água processada ou mistura de água processada 303 e/ou 403 pode ser reinjetada dentro da formação 206.
Em algumas formas de realização da invenção, a água processada ou mistura de água processada 303 e/ou 403 pode ser injetada dentro de uma formação contendo óleo 206, opcionalmente precedida e/ou seguida por um jorro, tal como água do mar, uma solução de tensoativo, um fluido de hidrocarboneto, uma solução de salmoura ou água fresca.
Em algumas formas de realização da invenção, a água processada ou mistura de água processada 304 e/ou 403 pode ser usada para melhorar a recuperação de óleo. A água processada ou uma mistura de água processada 303 e/ou 403 pode ser utilizada para impulsionar ou empurrar a inundação de tensoativo agora contendo óleo para fora do reservatório, desse modo “varrendo” o óleo cru do reservatório. A água processada ou uma mistura de água processada 303 e/ou 403 podem ter uma viscosidade que ajuda a evitar o que é referido na indústria como “manuseio”, assim melhorando a eficiência de varredura. O óleo pode ser recuperado no poço de produção 212 afastado do poço de injeção 232, quando água processada ou uma mistura de água processada 303 e/ou 403 empurra o óleo para fora dos poros da formação 206 e para o poço de produção 212. Uma vez o fluido de óleo/tração alcança a superfície, ele pode ser colocado dentro de tanques de retenção 218, permitindo que o óleo se separe da água através das formas
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 38/44 naturais de gravidade.
A quantidade de óleo recuperado pode ser medida em função do óleo original em seu lugar (OOIC), por exemplo, 10% ou mais em peso do óleo original em seu lugar ou 15% ou mais em peso do óleo original em seu lugar.
O processo e sistema podem ser úteis para a recuperação de deslocamento de petróleo das formações contendo óleo. Tal recuperação abrange métodos em que o óleo pode ser removido de uma formação contendo óleo, através da ação de um fluido ou gás de deslocamento. Assim, a recuperação pode ser secundária, onde os hidrocarbonetos do reservatório foram substancialmente exauridos por mecanismos de recuperação primária ou pode ser terciária onde a solução polimérica pode ser injetada após injeção de fluidos de deslocamento convencionalmente usados. Outros usos para a água processada ou uma mistura de água processada 303 e/ou 403, preparada pelo processo e sistema da invenção, incluem tratamentos próximos da injeção de poço e injeção ao longo dos interiores das tubulações, para promover canalização de óleo cru de alta viscosidade. A água processada ou uma mistura de água processada 303 e/ou 403 pode também ser usada como aditivos de fluido de fratura hidráulicos, produtos químicos de diversão de desvio de fluido e aditivos de circulação de perda.
Aqueles hábeis na técnica observarão que muitas modificações e variações são possíveis em termos das formas de realização, configurações materiais e métodos descrito, sem desvio de seu espírito e escopo. Portanto, o escopo das reivindicações anexas a seguir e seus equivalentes funcionais não devem ser limitados por formas de realização particulares descritas e ilustradas aqui, visto que estes são meramente exemplificativos por natureza.
Petição 870170062177, de 24/08/2017, pág. 39/44
Claims (11)
- REIVINDICAÇÕES1. Sistema de injeção de água, compreendendo:um poço perfurado (212, 232) em uma formação subterrânea (204, 206, 208) compreendendo hidrocarbonetos;5 uma instalação de produção (210) no lado de topo do poço; e, uma instalação de produção de água (230) conectada à instalação de produção (210), caracterizado pelo fato de que a instalação de produção de água (230) produz água processada removendo cátions divalentes de água não10 processada com um processo de separação acionado por pressão e adicionando um agente tendo um peso molecular igual ou maior do que 100.000 e injetando a água processada dentro do poço.
- 2. Sistema de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a instalação de produção de água (230) tem uma água de entrada15 tendo um valor total de sais dissolvidos de pelo menos 15.000 partes por milhão, expresso como cloreto de sódio dissolvido.
- 3. Método de injeção de água que compreende:adicionar um agente tendo um peso molecular igual ou maior do que 100.000 na água; e,20 injetar a água com o agente dentro de uma formação subterrânea (204, 206, 208) compreendendo hidrocarbonetos.caracterizado pelo fato de que a água é água processada obtida pela remoção de cátions divalentes de água não processada com um processo de separação acionado por pressão.25
- 4. Método de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que a água processada é reciclada ao ser produzida com óleo e separada, e em seguida é reinjetada dentro da formação.
- 5. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 3 ou 4, caracterizado pelo fato de que pelo menos um dentre aromáticos,Petição 870180005039, de 19/01/2018, pág. 8/9 hidrocarbonetos clorados, outros hidrocarbonetos, água, dióxido de carbono, monóxido de carbono ou misturas dos mesmos, são misturados com a água processada antes de serem injetados dentro da formação.
- 6. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 3 a5, caracterizado pelo fato de que a água processada é aquecida antes de ser injetada dentro da formação.
- 7. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 3 a6, caracterizado pelo fato de que a água processada é aquecida enquanto dentro da formação.
- 8. Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que a água processada é aquecida com água quente, vapor, um líquido não-aquoso, um gás injetado dentro da formação ou uma mistura dos mesmos.
- 9. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 3 a 8, caracterizado pelo fato de que a remoção de cátions divalentes da água não processada compreende remover cátions divalentes e em seguida remover cátions monovalentes.
- 10. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 3 a 9, caracterizado pelo fato de que a remoção de cátions divalentes da água não processada compreende remover cátions divalentes e em seguida remover cátions monovalentes e então retroadicionar cátions divalentes.
- 11. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 3 a 10, caracterizado pelo fato de que a água não processada tem um valor total de sais dissolvidos de pelo menos 15.000 partes por milhão, expresso como cloreto de sódio dissolvido, antes da remoção dos íons da água.Petição 870180005039, de 19/01/2018, pág. 9/91/4CM ooΟ α;c coCü o'c o*<D (0 s_Z3 çpLL2/4CMCM2003/4300 t
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US78627406P | 2006-03-27 | 2006-03-27 | |
| US60/786274 | 2006-03-27 | ||
| PCT/US2007/064608 WO2007112254A2 (en) | 2006-03-27 | 2007-03-22 | Water injection systems and methods |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BRPI0708920A2 BRPI0708920A2 (pt) | 2011-06-14 |
| BRPI0708920B1 true BRPI0708920B1 (pt) | 2018-05-02 |
Family
ID=38541802
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BRPI0708920-1A BRPI0708920B1 (pt) | 2006-03-27 | 2007-03-22 | Sistema e método de injeção de água |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8789594B2 (pt) |
| BR (1) | BRPI0708920B1 (pt) |
| GB (1) | GB2450269B (pt) |
| MX (1) | MX2008012018A (pt) |
| MY (1) | MY163607A (pt) |
| NO (1) | NO20084486L (pt) |
| WO (1) | WO2007112254A2 (pt) |
Families Citing this family (41)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8105488B2 (en) * | 2006-09-01 | 2012-01-31 | Anticline Disposal, Llc | Waste water treatment method |
| WO2009012378A1 (en) | 2007-07-19 | 2009-01-22 | Shell Oil Company | Water processing systems and methods |
| US8101812B2 (en) | 2007-09-20 | 2012-01-24 | Green Source Energy Llc | Extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials |
| US8272442B2 (en) | 2007-09-20 | 2012-09-25 | Green Source Energy Llc | In situ extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials |
| US8404108B2 (en) | 2007-09-20 | 2013-03-26 | Green Source Energy Llc | Extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials and/or processing of hydrocarbon-containing materials |
| CA2731784C (en) * | 2008-08-19 | 2016-08-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fluid injection completion techniques |
| BRPI1014338B1 (pt) | 2009-06-25 | 2019-12-24 | Shell Int Research | método para injetar água em uma formação contendo hidrocarbonetos, e, método para preparar uma água com salinidade elevada |
| CN102648332B (zh) * | 2009-11-02 | 2015-04-08 | 国际壳牌研究有限公司 | 注水系统和方法 |
| US8800645B2 (en) * | 2010-03-12 | 2014-08-12 | Submersible Pumps, Inc. | High flow intake system for submersible pumps |
| WO2011140180A1 (en) | 2010-05-06 | 2011-11-10 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| US20120090833A1 (en) * | 2010-10-15 | 2012-04-19 | Shell Oil Company | Water injection systems and methods |
| US8656996B2 (en) | 2010-11-19 | 2014-02-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for enhanced waterfloods |
| US8739869B2 (en) | 2010-11-19 | 2014-06-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for enhanced waterfloods |
| US8950494B2 (en) * | 2010-11-19 | 2015-02-10 | Nalco Company | Foamers for downhole injection |
| US8657000B2 (en) | 2010-11-19 | 2014-02-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for enhanced waterfloods |
| US8974661B2 (en) | 2010-12-30 | 2015-03-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for separation of bitumen from oil sands |
| US9234417B2 (en) | 2011-03-18 | 2016-01-12 | Shell Oil Company | Systems and methods for separating oil and/or gas mixtures |
| CA2835352C (en) * | 2011-05-16 | 2018-08-21 | Stepan Company | Surfactants for enhanced oil recovery |
| US9518449B1 (en) | 2011-09-06 | 2016-12-13 | Sandia Corporation | Waterflooding injectate design systems and methods |
| CN104011328B (zh) * | 2011-12-29 | 2017-05-03 | 国际壳牌研究有限公司 | 通过将经处理的水注入含油地层而提高油采收(eor)的方法和系统 |
| CN104736678A (zh) | 2012-05-16 | 2015-06-24 | 雪佛龙美国公司 | 从流体中去除汞的工艺、方法和系统 |
| CA2872793C (en) | 2012-05-16 | 2020-08-25 | Chevron U.S.A. Inc. | Process, method, and system for removing mercury from fluids |
| CA2872796A1 (en) | 2012-05-16 | 2013-11-21 | Chevron U.S.A. Inc. | Process, method, and system for removing heavy metals from fluids |
| US9447674B2 (en) | 2012-05-16 | 2016-09-20 | Chevron U.S.A. Inc. | In-situ method and system for removing heavy metals from produced fluids |
| US9719179B2 (en) | 2012-05-23 | 2017-08-01 | High Sierra Energy, LP | System and method for treatment of produced waters |
| US9869167B2 (en) | 2012-11-12 | 2018-01-16 | Terracoh Inc. | Carbon dioxide-based geothermal energy generation systems and methods related thereto |
| GB2523482A (en) * | 2012-12-18 | 2015-08-26 | Du Pont | Method for enhanced recovery of oil from oil reservoirs |
| WO2014158906A1 (en) | 2013-03-14 | 2014-10-02 | Sandia Corporation | Financial methods for waterflooding injectate design |
| AU2013205118B2 (en) * | 2013-03-15 | 2016-03-24 | Veolia Water Technologies, Inc. | Oil Recovery Process Including Treating Permeate From a Ceramic Membrane to Enhance Oil Recovery |
| US10066471B2 (en) * | 2014-12-23 | 2018-09-04 | National Technology & Engineering Solutions Of Sandia, Llc | Method for enhancing hydrocarbon recovery from tight formations |
| JP2016198745A (ja) * | 2015-04-14 | 2016-12-01 | 株式会社日立製作所 | 随伴水処理システム |
| US9868659B2 (en) | 2015-04-17 | 2018-01-16 | General Electric Company | Subsurface water purification method |
| EP3307818A4 (en) | 2015-06-10 | 2019-03-06 | Rhodia Operations | PHOSPHONIZED POLYSACCHARIDES AND GELES AND METHOD FOR THE PRODUCTION THEREOF |
| CN105510396B (zh) * | 2015-11-24 | 2018-06-29 | 山东科技大学 | 一种用于煤层注水润湿范围的测试装置以及测试方法 |
| WO2018022701A1 (en) | 2016-07-26 | 2018-02-01 | Saudi Arabian Oil Company | Addition of monovalent salts for improved viscosity of polymer solutions used in oil recovery applications |
| US10246980B2 (en) | 2016-09-23 | 2019-04-02 | Statoil Gulf Services LLC | Flooding process for hydrocarbon recovery from a subsurface formation |
| US10246981B2 (en) | 2016-09-23 | 2019-04-02 | Statoil Gulf Services LLC | Fluid injection process for hydrocarbon recovery from a subsurface formation |
| US10479928B2 (en) * | 2016-11-30 | 2019-11-19 | Saudi Arabian Oil Company | Water treatment schemes for injection water flooding recovery processes in carbonate reservoirs |
| US10717920B1 (en) * | 2017-03-29 | 2020-07-21 | Angel Petroleum Technologies LLC | Viscosified water injection methods for enhancing hydrocarbon recovery from wells |
| WO2019028086A1 (en) | 2017-07-31 | 2019-02-07 | Chevron U.S.A. Inc. | INJECTION FLUIDS FOR STIMULATING FRACTURED FORMATIONS |
| US10711582B2 (en) | 2018-04-20 | 2020-07-14 | Saudi Arabian Oil Company | Salinated wastewater for enhancing hydrocarbon recovery |
Family Cites Families (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US460789A (en) * | 1891-10-06 | Charles f | ||
| US4204574A (en) * | 1977-09-22 | 1980-05-27 | Conoco, Inc. | Low shear polymer injection method with ratio control between wells |
| US4341629A (en) * | 1978-08-28 | 1982-07-27 | Sand And Sea Industries, Inc. | Means for desalination of water through reverse osmosis |
| US4409110A (en) * | 1981-01-06 | 1983-10-11 | Halliburton Company | Enhanced oil displacement processes and compositions |
| US4580627A (en) * | 1981-06-19 | 1986-04-08 | Marathon Oil Company | Oil recovery process and system |
| US4401789A (en) * | 1981-07-14 | 1983-08-30 | Halliburton Company | Enhanced oil recovery methods and systems |
| US4589487A (en) * | 1982-01-06 | 1986-05-20 | Mobil Oil Corporation | Viscous oil recovery |
| US4448697A (en) * | 1982-01-22 | 1984-05-15 | Texaco Inc. | Secondary recovery process |
| JPS59122803A (ja) | 1982-12-27 | 1984-07-16 | 株式会社東芝 | 蒸気タ−ビンの再熱装置 |
| US5080809A (en) | 1983-01-28 | 1992-01-14 | Phillips Petroleum Company | Polymers useful in the recovery and processing of natural resources |
| DE3422612A1 (de) * | 1984-06-19 | 1985-12-19 | Basf Ag, 6700 Ludwigshafen | Verfahren zur lagerstaettenbezogenen verbesserung der eigenschaften waessriger polymerloesungen, die zum polymerfluten dienen |
| US4723603A (en) * | 1987-02-03 | 1988-02-09 | Marathon Oil Company | Preventing plugging by insoluble salts in a hydrocarbon-bearing formation and associated production wells |
| US4842736A (en) * | 1988-09-06 | 1989-06-27 | Desalination Systems, Inc. | Spiral wound membrane |
| US5238574A (en) * | 1990-06-25 | 1993-08-24 | Kawasaki Jukogyo Kabushiki Kaisha | Method and apparatus having reverse osmosis membrane for concentrating solution |
| US5139087A (en) * | 1991-05-31 | 1992-08-18 | Union Oil Company Of California | Method for ensuring injectivity of polymer solutions |
| DE19617183A1 (de) * | 1996-04-29 | 1997-10-30 | Basf Ag | Verfahren zur Konfektionierung von Polymerdispersionen |
| US6536523B1 (en) * | 1997-01-14 | 2003-03-25 | Aqua Pure Ventures Inc. | Water treatment process for thermal heavy oil recovery |
| US6190556B1 (en) | 1998-10-12 | 2001-02-20 | Robert A. Uhlinger | Desalination method and apparatus utilizing nanofiltration and reverse osmosis membranes |
| US6196314B1 (en) * | 1999-02-15 | 2001-03-06 | Baker Hughes Incorporated | Insoluble salt control system and method |
| US6783682B1 (en) | 1999-08-20 | 2004-08-31 | L.E.T., Leading Edge Technologies Limited | Salt water desalination process using ion selective membranes |
| BR0003677A (pt) | 2000-08-07 | 2002-03-26 | Osmonics Inc | Método de recuperação secundária de petróleo |
| GB2383355A (en) * | 2001-12-22 | 2003-06-25 | Schlumberger Holdings | An aqueous viscoelastic fluid containing hydrophobically modified polymer and viscoelastic surfactant |
| GB0416310D0 (en) * | 2004-07-21 | 2004-08-25 | Bp Exploration Operating | Method |
| WO2006116533A2 (en) * | 2005-04-27 | 2006-11-02 | Hw Process Technologies, Inc. | Treating produced waters |
-
2007
- 2007-03-22 MX MX2008012018A patent/MX2008012018A/es unknown
- 2007-03-22 GB GB0817322A patent/GB2450269B/en active Active
- 2007-03-22 BR BRPI0708920-1A patent/BRPI0708920B1/pt active IP Right Grant
- 2007-03-22 WO PCT/US2007/064608 patent/WO2007112254A2/en active Application Filing
- 2007-03-22 MY MYPI20083325A patent/MY163607A/en unknown
- 2007-03-22 US US12/295,183 patent/US8789594B2/en active Active
-
2008
- 2008-10-24 NO NO20084486A patent/NO20084486L/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20090308609A1 (en) | 2009-12-17 |
| MX2008012018A (es) | 2008-10-01 |
| MY163607A (en) | 2017-10-13 |
| WO2007112254A3 (en) | 2008-10-23 |
| GB2450269B (en) | 2011-05-04 |
| US8789594B2 (en) | 2014-07-29 |
| NO20084486L (no) | 2008-10-24 |
| WO2007112254A2 (en) | 2007-10-04 |
| GB2450269A (en) | 2008-12-17 |
| GB0817322D0 (en) | 2008-10-29 |
| BRPI0708920A2 (pt) | 2011-06-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| BRPI0708920B1 (pt) | Sistema e método de injeção de água | |
| US8794320B2 (en) | Water injection systems and methods | |
| US9234413B2 (en) | Water injection systems and methods | |
| US9464516B2 (en) | Water injection systems and methods | |
| EP2627728B1 (en) | Water injection systems and methods | |
| RU2647524C2 (ru) | Способ добычи и отделения нефти | |
| US9657216B2 (en) | Process for reducing viscosity of polymer-containing fluid produced in the recovery of oil | |
| BRPI0513586B1 (pt) | método de recuperar hidrocarbonetos a partir de uma formação subterrânea porosa | |
| BRPI0814085B1 (pt) | sistema e método de processamento de água do mar | |
| BRPI0611067A2 (pt) | processo e aparelho para injetar água em uma formação subterránea contendo petróleo para a recuperação de petróleo, e, uso de cloreto de bário e/ou cloretos de cálcio | |
| WO2017127522A1 (en) | Oil recovery process using an oil recovery composition of aqueous salt solution and dilute polymer for carbonate reservoirs | |
| BRPI0511628B1 (pt) | método de recuperação de hidrocarbonetos a partir de uma formação subterrânea porosa contendo hidrocarbonetos por injeção de uma água de salinidade baixa para dentro da formação a partir de um poço de injeção e poço de injeção | |
| US20150198018A1 (en) | Composition for and process of recovering oil from an oil-bearing formation | |
| US10933381B1 (en) | Relative wettability: wet oil separation by a membrane | |
| BR112019012887A2 (pt) | método de recuperação de óleo | |
| WO2010090889A2 (en) | Polymer recovery and recycle | |
| US11713660B2 (en) | Method for recovering hydrocarbons | |
| EP3850054A1 (en) | Oil recovery process using an oil recovery composition of aqueous salt solution and dilute polymer for carbonate reservoirs | |
| BR112012010414B1 (pt) | Sistema e método para injetar água em uma formação |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B07A | Application suspended after technical examination (opinion) [chapter 7.1 patent gazette] | ||
| B07A | Application suspended after technical examination (opinion) [chapter 7.1 patent gazette] | ||
| B09A | Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette] | ||
| B16A | Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette] |