CN102307814B - 聚合物的回收和循环 - Google Patents
聚合物的回收和循环 Download PDFInfo
- Publication number
- CN102307814B CN102307814B CN2010800065167A CN201080006516A CN102307814B CN 102307814 B CN102307814 B CN 102307814B CN 2010800065167 A CN2010800065167 A CN 2010800065167A CN 201080006516 A CN201080006516 A CN 201080006516A CN 102307814 B CN102307814 B CN 102307814B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- aqueous solution
- stratum
- logistics
- polymer
- well
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title claims abstract description 51
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims description 21
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 49
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 41
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 41
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 34
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 23
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 42
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 35
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 35
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 31
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 19
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 9
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 6
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 6
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 5
- -1 poly(vinylidene fluoride) Polymers 0.000 claims description 4
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 4
- 239000004695 Polyether sulfone Substances 0.000 claims description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 2
- 238000005374 membrane filtration Methods 0.000 claims description 2
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 claims description 2
- 229920006393 polyether sulfone Polymers 0.000 claims description 2
- 229920002981 polyvinylidene fluoride Polymers 0.000 claims description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 2
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims description 2
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims description 2
- 239000012528 membrane Substances 0.000 abstract description 15
- 239000000243 solution Substances 0.000 abstract description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 42
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 37
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 24
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 15
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 15
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 10
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 9
- 238000001471 micro-filtration Methods 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 5
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 5
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 5
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 5
- 238000000108 ultra-filtration Methods 0.000 description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 230000003203 everyday effect Effects 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000012452 mother liquor Substances 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 2
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 2
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 2
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003534 oscillatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L sulfite Chemical compound [O-]S([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 235000011089 carbon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 235000009508 confectionery Nutrition 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 238000005304 joining Methods 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000012286 potassium permanganate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
- C02F1/44—Treatment of water, waste water, or sewage by dialysis, osmosis or reverse osmosis
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D61/00—Processes of separation using semi-permeable membranes, e.g. dialysis, osmosis or ultrafiltration; Apparatus, accessories or auxiliary operations specially adapted therefor
- B01D61/14—Ultrafiltration; Microfiltration
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D61/00—Processes of separation using semi-permeable membranes, e.g. dialysis, osmosis or ultrafiltration; Apparatus, accessories or auxiliary operations specially adapted therefor
- B01D61/14—Ultrafiltration; Microfiltration
- B01D61/147—Microfiltration
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B09—DISPOSAL OF SOLID WASTE; RECLAMATION OF CONTAMINATED SOIL
- B09C—RECLAMATION OF CONTAMINATED SOIL
- B09C1/00—Reclamation of contaminated soil
- B09C1/02—Extraction using liquids, e.g. washing, leaching, flotation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
- C02F1/44—Treatment of water, waste water, or sewage by dialysis, osmosis or reverse osmosis
- C02F1/444—Treatment of water, waste water, or sewage by dialysis, osmosis or reverse osmosis by ultrafiltration or microfiltration
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Soil Sciences (AREA)
- Hydrology & Water Resources (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
一种从地层采收烃的系统，包括：地层中的第一井，产生包含一种或多种烃和水溶液的混合物；分离器，将混合物分离成一种或多种烃物流和水溶液物流；膜，将水溶液分离成包含高浓度聚合物的第一物流和包含低浓度聚合物的第二物流；地层中的第二井，注入聚合物水溶液，其中所述聚合物水溶液包括至少一部分所述第一物流。
Description
技术领域
这里所公开的实施方案主要涉及用于用聚合物强化油采收操作的设备和方法。
背景技术
中国专利CN101164920 A 20080423公开了油田废水的深度处理，和将所述水重新用作资源的方法。在预处理后，所述废水与KMnO4混合以氧化脱除其中的还原性物质，随后经受超滤以脱除沉淀和悬浮杂质。处理后的水可用于制备聚合物溶液，以增大溶液粘度。所述溶液可以被送回油井用于三次采油，从而增大产率并获得经济收益。中国专利CN101164920在此作为参考全文引入。
因此，需要用于聚合物驱油操作的降低成本的系统和方法。
因此，需要具有较低聚合物需求的聚合物驱油操作。
发明内容
本发明的一个方面提供一种从地层采收烃的系统，所述系统包括：地层中的第一井，产生包含一种或多种烃和水溶液的混合物；分离器，将混合物分离成一种或多种烃物流和水溶液物流；膜，将水溶液分离成包含高浓度聚合物的第一物流和包含低浓度聚合物的第二物流；地层中的第二井，注入聚合物水溶液，其中所述聚合物水溶液包括至少一部分所述第一物流。
本发明的另一个方面提供一种方法，所述方法包括从地层生产包含一种或多种烃和水溶液的混合物；将所述混合物分离成一种或多种烃物流和水溶液物流；将所述水溶液分离成包含高浓度聚合物的第一物流和包含低浓度聚合物的第二物流；向地层中注入聚合物水溶液，其中所述聚合物水溶液包括至少一部分第一物流。
附图说明
图1给出了本发明一个实施方案的流程图。
附图详细描述
在一个方面，这里所公开的实施方案主要涉及用于从油田采出水回收聚合物的设备和方法。具体地，这里所公开的实施方案涉及应利用膜从采出水中过滤聚合物添加剂的系统。正如这里所应用的，术语“进料”和“采出水”指在生产期间从井孔产生的采出流体物流，含有油、气、水、盐水、聚合物、盐、亚硫酸盐和其它添加剂或组分的任意组合，其中所述采出流体物流包括用于驱/扫地下含烃地层的含水注入流体。
从位于各种环境的地下含烃地层中提取烃。全球已经发现一些贮层，在其中利用常规油采收方法如首先压力取油和二次水驱是不可能经济地采油的。因此，对于这样的地层已经开发了替代的采收方法。一种这样的方法是强化油采收(EOR)，其应用注入井注入处理流体或注入流体如气体或化学品的水溶液，向下打孔进入产油层以驱动油流向生产井。正如这里所应用的，“聚合物注入”归类于“化学品驱油”，指用于驱扫地下含烃地层并强化这些地层的油采收的粘稠的聚合物水溶液。用聚合物注入进行强化油采收的机理是增大注入溶液的粘度，致使有效控制贮层中置换流体(油和水)的移动。
在EOR机理中，用于由地下含烃地层采收烃的能量通过在压力下通过至少一个注入井向地层中注入含水的化学流体或气体来提供，从而使所述化学流体和/或气体驱动烃进入至少一个生产井。最常用的化学EOR技术为“聚合物驱油”，正如这里所应用的，其指在压力下向地层中注入含聚合物的含水流体，从而提供驱使地层中的烃进入至少一个生产井所需要的移动。
有几个因素可能会影响二次水驱过程的效率，包括地层的渗透性和地层中烃的粘度。根据地层中烃的粘度，聚合物添加剂通常与注入水混合，从而增加注入水的粘度，使得其与从地层中置换的烃的粘度相当或更大。通过增加注入水的粘度使其与地层中烃的粘度相当或更大，含聚合物的注入水就能够有效地活塞式置换所述油，同时最小化水通过油的分散，从而导致更有效的烃采收。
控制注入水的粘度是重要的，因为这样的流体倾向于流经地层内阻力最小的通道，例如流过地层内强渗透性区域，并有效旁通过可能含有烃的渗透性较低的区域。例如，这种过程可能发生在重油贮层或含高粘度烃的地层内，在其中含水注入流体的粘度小于地层中高粘度烃的粘度。其结果是，需要大量的聚合物添加剂来实现基于寻求从地层中脱除的高粘度烃的增大的目标粘度。在此情况下，由于聚合物添加剂的高成本和/或制备注入流体的高成本，使得该项目在经济上不太吸引人。
现在的EOR应用要求注入流体按目标地层的特性进行制备。通常，首先将干的固体聚合物溶解于含水的注入溶液中，以形成高度浓缩的母液(5,000-10,000ppm)。但这种方法耗时且需要特殊的混合设备。另外，当固体有机聚合物用于母液制备时，还会出现其它问题。这些问题包括当氧存在时，由于一些聚合物与金属杂质非均相混合和不希望的交联而造成的不充分水合。交联或不充分水合有可能导致聚合物母液中形成微凝胶或白点，这会造成稀释的注入流体堵塞其所要注入的地层。为了避免这些问题，在制备注入流体的钻探场地或其它位置，可能优选已经准备好的有机聚合物浓缩溶液。这排除了在钻探场地溶解干聚合物为溶液的时间和成本。
现有的EOR机理在聚合物添加剂已经在注入水中应用之后处理所述昂贵的聚合物添加剂，从而造成在重油环境中聚合物注入方法的应用有限。有利地，这里所描述的实施方案通过从油田采出水中回收而不是处理聚合物而改进其在重油应用中的项目经济性。在一个实施方案中，至少一部分聚合物可以应用膜从油田采出水中回收；然后可以通过将回收的聚合物加回所述注入水而在随后的EOR机理中再次使用所回收的聚合物。同时，再次使用所除去的聚合物有可能将采出水弃置入海洋中或其中处理大量聚合物可能会被禁止或是非法的其它水处理场所。
具体地，现有的聚合物注入EOR应用指出在油田采出水中存在30-50％的注入聚合物。在这30-50％中，应用本发明的膜可以回收高达约95％的注入聚合物。目前用于EOR应用的聚合物的成本约为每磅1-3美元，从油田采出水回收所述大量的注入聚合物有可能明显节约EOR应用的操作成本。另外，本领域普通技术人员将会认识到本方法也可以应用于轻油贮层或具有混合烃粘度的那些贮层，以合理节约操作成本。
图1：
通常，本发明的实施方案允许从油田采出水中回收聚合物添加剂。图1给出了本发明一个实施方案的流程图。更具体地，图1给出了应用膜从油田采出水中回收滤液的一种方法。最初，制备用于注入地层的注入流体(步骤100)。正如以上所讨论的，可以根据要注入的地层的性质制备注入流体。
地下油采收操作可以包括向地层中注入水溶液，以帮助油移动通过地层，并在脱除流体时保持贮层中的压力。通常，除了水之外，注入流体可能包含可溶性盐如硫酸盐和碳酸盐。另外，注入流体可能含有各种其它组分如表面活性剂和/或聚合物添加剂。在本发明的一个实施方案中，至少一种聚合物添加剂可用来制备用于注入地层的注入流体。正如以上所讨论的，向注入流体中加入聚合物可以增大注入流体的粘度，这可以辅助从地层中置换高粘度油。
继续图1，一旦已经制备用于注入的初始注入流体，则可将注入流体注入到地层中(步骤102)。在本发明的一个实施方案中，可以将注入流体注入到注入井中，以推动地层中的烃移向生产井。然后可以作为采出水或流体的形式从地层中回收注入流体(步骤104)。步骤104可能还包括分离步骤，以将采出的含水流体与其它采出流体如原油和采出气体如天然气、二氧化碳和/或硫化氢等分离开。
正如以上所讨论的，“原料”或“采出水”可以含有例如以下物质的任意组合：水、盐水、聚合物、盐、亚硫酸盐、和在初始注入流体中包含的任何其它添加剂或组分以及当在贮层或生产井中可能与流体组合的附加组分，包括溶解和分散的原油组分。在本发明的一个实施方案中，采出水然后可能通过膜(步骤106)，从而以浓缩物形式回收采出水或流体中的任意上述组分(步骤108)。
本发明的膜可以包括超滤(UF)和/或微滤(MF)膜以及其它适用于从采出水或流体中浓缩滤液的可商购膜。正如这里所应用的，“微滤”指在过滤溶液中悬浮的粒度≥0.1μm或重量≥500,000道尔顿的颗粒。正如这里所应用的，“超滤”指过滤溶液中悬浮的粒度为0.01-0.1μm或重量为1000-500,000道尔顿的颗粒。
按照本发明的一些实施方案选择膜可能包括基于样品材料评价各种膜，以确定在通量和/或渗透质量方面最好的膜。正如这里所应用的，“通量”是指在确定时间间隔内对于一定膜面积而言通过所述膜的流体体积的测量值；“平均通量”指在特定浓度范围内所测量的时间加权的平均通量。选用几种膜进行研究，并在下表1中给出。下表2中比较了表1中膜的性能。这些膜应用振动剪切强化方法(VSEP)，即振荡运动(在50-60Hz频率下)进行剪切强化分离。所有这些膜均是可商购的。在没有振动的情况下，即使用常规的错流类型的微滤和超滤膜也可以预期类似的性能。
表1.所选用于研究的膜
*GFD＝每天每平方英尺的膜所产生的渗透量，加仑。
表2膜的相关性能
*流量以mL/min表示，和温度校正至25℃。
一旦已经选择了合适的膜，可能必须确定对于希望的过滤应用要多大的尺寸和/或多少膜。应用在希望的回收百分比下的实际平均通量，有可能确定对于处理希望流量而言必须的膜面积量。例如，所需要的膜面积可能等于每天的加仑量除以实际平均通量。假定工艺流量为2042GPM、实际平均通量为34.1GFD和回收滤液的百分比为88.63％时，可以应用式1确定每天的加仑数。
加仑/日＝工艺流量*％回收滤液(式1)
然后可以由式2确定所需的膜面积：
膜面积＝加仑/日/实际的平均通量(式2)
对于给定的实施例，加仑/日＝(2042gal/min)*(88.63％)*(1440min/day)＝2,606,147GPD。所需的膜面积＝(2,606,147GPD)/(34.1GFD)/(22/24hr/天)＝83,375平方英尺。由实际实验室测试并基于长期的需要来评价这些数据，有可能确定所需要的膜装置的数量以及保守设计的安全度。保守设计的精确量可能取决于用途；但可以应用20-40％，例如30％。保守设计可能会有助于延长设备的总寿命，这是因为系统不会在其最大通量极限的条件下使用。这可能会减少清洁频率和更换成本。应用上面的实例数据，可以应用式3确定对于所有装置而言所需的总膜面积：
总膜面积＝膜面积+(安全系数*膜面积)(式3)
然后可以由式4确定所需的膜装置的数量。
膜装置的数量＝总膜面积/每个膜装置的面积(式4)
对于给定的实施例，所需的总膜面积＝83,375sq.ft.+(30％的安全系数*83,375sq.ft)＝109,500平方英尺。另外，如果每个膜装置有1500平方英尺，则所需的膜装置的数量＝(109,500sq.ft./1500sq.ft./个装置)＝73个要求的膜装置。
在一个实施方案中，用于过滤采出水的膜可以包括适用于使至少部分聚合物浓缩并使其与至少部分滤液分离的微滤型膜。在一个实施方案中，微滤型膜可以具有大于或等于约0.1μm或500,000道尔顿的孔径。在一个实施方案中，微滤型膜可以具有约250,000道尔顿的孔径。在一个实施方案中，所述膜有可能使原料中存在的聚合物浓缩至约11vol％。在另外一个实施方案中，所述膜有可能使原料中的聚合物从约1,800ppm浓缩至约11,500ppm。在另一个实施方案中，所述膜有可能使聚合物浓缩至大于约11,000ppm的浓度。在另一个实施方案中，所述膜有可能使聚合物浓缩至大于约5,000ppm的浓度。
在另一个实施方案中，所述膜可以使浓缩物中的聚合物浓缩至比原料中的浓度高约3-20倍的水平，例如高约5-15倍，或高约8-10倍。
另外，本发明的实施方案可以包括使所选膜经受振动剪切过程，以引起剪切和强化分离，同时减少采出水或通体流过所述膜时可能发生的膜结垢。正如这里所应用的，″结垢″指在膜表面或其结构上物料的累积，这会造成通量下降。
现在再参考附图1，一旦已经从膜回收浓缩物(步骤108)，就可以对浓缩物进行测试(步骤110)，以得到有关例如其组成和/或浓度的信息。测试回收浓缩物的这些信息是很重要的，因为然后可以视需要对回收浓缩物进行处理，从而用于制备用于后续注入的注入流体(步骤114)。当必要时，处理重新用于注入流体的浓缩物操作可以包括例如稀释或饱和浓缩物、浓缩和/或调整浓缩物pH。
在一个实施方案中，所回收的浓缩物可以为在注入前初始加入到注入流体中的至少一种聚合物添加剂。再者，可以应用聚合物添大剂来增大初始注入流体的粘度，从而在注入后所述流体的粘度与要从地层中置换的烃的粘度相当或更大。
在另一个实施方案中，由于所回收聚合物的浓缩性质，对所回收的浓缩物进行稀释可能是必须的。在另一个实施方案中，在所述回收浓缩物被收集和重新用于制备后续的注入流体之前，可能不需要对其进行处理。
另外，可能希望在使用之前和/或过滤完成后对膜进行清洁，从而恢复流通量。在本发明的一个实施方案中，所述膜可以用温水冲洗，随后至少一次用化学清洗剂冲洗。化学清洗剂可以包括例如pH调整至最佳清洗的酸性清洗溶液。
通常，应用聚合物添加剂来增大注入水的粘度可以允许更有效的烃回收；但由于其在重油环境中的有限应用，需要应用聚合物注入EOR技术来回收高粘度烃的经济上更吸引人的机理。本发明的实施方案可以包括如下一项或多项优点：从采出水中有效过滤昂贵的聚合物添加剂的系统，从而使材料和制备成本最小化；和允许再利用添加剂，从而减少与处理一些物料相关的环境危害。
示例性实施方案：
在一个实施方案中，公开了一种从地层采收烃的系统，所述系统包括：地层中的第一井，产生包含一种或多种烃和水溶液的混合物；分离器，将混合物分离成一种或多种烃物流和水溶液物流；膜，将水溶液分离成包含高浓度聚合物的第一物流和包含低浓度聚合物的第二物流；地层中的第二井，注入聚合物水溶液，其中所述聚合物水溶液包括至少一部分所述第一物流。在一些实施方案中，所述系统还包括适用于在注入前贮存第一流体的贮存容器。在一些实施方案中，所述第一井包括在地层中的第一组的5-100个井。在一些实施方案中，所述第二井包括在地层中的第二组的5-100个井。在一个实施方案中，第一井适用于在第一时间段内产生混合物，然后在第二时间段内注入聚合物水溶液。在一些实施方案中，第二井适用于在第一时间段内注入聚合物水溶液，然后在第二时间段内产生混合物。在一些实施方案中，所述膜包括选自如下的聚合物：聚醚砜、聚偏二氟乙烯和聚丙烯腈。在一些实施方案中，所述膜包括20-800纳米的平均孔径。在一些实施方案中，所述膜包括50-600纳米的平均孔径。在一些实施方案中，所述膜包括200-500纳米的平均孔径。
在一个实施方案中，公开了一种方法，所述方法包括从地层生产包括一种或多种烃和水溶液的混合物；将所述混合物分离成一种或多种烃物流和水溶液物流；将所述水溶液分离成包含高浓度聚合物的第一物流和包含低浓度聚合物的第二物流；和向地层中注入聚合物水溶液，其中所述聚合物水溶液包括至少一部分第一物流。在一些实施方案中，分离所述水溶液包括过滤所述水溶液。在一些实施方案中，分离所述水溶液包括用膜过滤所述水溶液。在一些实施方案中，所述聚合物增大了聚合物水溶液的粘度测量值。在一些实施方案中，所述聚合物包括选自如下的材料：聚丙烯酰胺、聚丙烯酸酯共聚物、黄原胶、纤维素塑料和它们的混合物。在一些实施方案中，所述聚合物包括聚丙烯酰胺。
虽然已通过有限量的实施方案对本发明进行了描述，但本领域的熟练技术人员受益本公开内容的情况下将理解可以设计其它不偏离这里所公开的本发明范围的实施方案。因此，本发明的范围应该由所附的权利要求限定。
Claims (16)
1.一种由地层采收烃的系统，包括：
地层中的第一井，产生包含一种或多种烃和水溶液的混合物；
分离器，将混合物分离成一种或多种烃物流和水溶液物流；
膜，将水溶液分离成包含高浓度聚合物的第一物流和包含低浓度聚合物的第二物流；
地层中的第二井，注入聚合物水溶液，其中所述聚合物水溶液包括至少一部分所述第一物流。
2.权利要求1的系统，还包括适用于在注入前贮存所述第一物流的贮存容器。
3.权利要求1或2的系统，其中所述第一井包括在地层中的第一组的5-100个井。
4.权利要求1或2的系统，其中所述第二井包括在地层中的第二组的5-100个井。
5.权利要求1或2的系统，其中第一井适用于在第一时间段内产生混合物，然后在第二时间段内注入聚合物水溶液。
6.权利要求1或2的系统，其中第二井适用于在第一时间段内注入聚合物水溶液，然后在第二时间段内产生混合物。
7.权利要求1或2的系统，其中所述膜包括选自如下的聚合物：聚醚砜、聚偏二氟乙烯和聚丙烯腈。
8.权利要求1或2的系统，其中所述膜包括20-800纳米的平均孔径。
9.权利要求1或2的系统，其中所述膜包括50-600纳米的平均孔径。
10.权利要求1或2的系统，其中所述膜包括200-500纳米的平均孔径。
11.一种由地层采收烃的方法，包括：
从地层生产包括一种或多种烃和水溶液的混合物；
将所述混合物分离成一种或多种烃物流和水溶液物流；
将所述水溶液分离成包含高浓度聚合物的第一物流和包含低浓度聚合物的第二物流；
向地层中注入聚合物水溶液，其中所述聚合物水溶液包括至少一部分第一物流。
12.权利要求11的方法，其中分离所述水溶液包括过滤所述水溶液。
13.权利要求11或12的方法，其中分离所述水溶液包括用膜过滤所述水溶液。
14.权利要求11或12的方法，其中所述聚合物增大了所述聚合物水溶液的粘度测量值。
15.权利要求11或12的方法，其中所述聚合物包括选自如下的材料：聚丙烯酰胺、聚丙烯酸酯共聚物、黄原胶、纤维素塑料和它们的混合物。
16.权利要求11或12的方法，其中所述聚合物包括聚丙烯酰胺。
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US15013009P | 2009-02-05 | 2009-02-05 | |
| US61/150,130 | 2009-02-05 | ||
| PCT/US2010/021947 WO2010090889A2 (en) | 2009-02-05 | 2010-01-25 | Polymer recovery and recycle |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN102307814A CN102307814A (zh) | 2012-01-04 |
| CN102307814B true CN102307814B (zh) | 2013-10-30 |
Family
ID=42542602
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN2010800065167A Active CN102307814B (zh) | 2009-02-05 | 2010-01-25 | 聚合物的回收和循环 |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN102307814B (zh) |
| BR (1) | BRPI1008862B1 (zh) |
| GB (1) | GB2478891B (zh) |
| WO (1) | WO2010090889A2 (zh) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2012041785A1 (en) * | 2010-09-27 | 2012-04-05 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for separating kinetic hydrate polymer inhibitors |
| US10961836B2 (en) * | 2014-10-15 | 2021-03-30 | Veolia Water Solutions & Technologies Support | Treatment of produced water, particularly obtained from a chemically enhanced oil recovery process using viscosity-increasing polymers |
| EP3181655B1 (en) * | 2015-12-18 | 2020-02-05 | SUEZ Groupe | Method for recovering oil and viscosifying polymers in polymer-flood produced water |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4212748A (en) * | 1978-05-26 | 1980-07-15 | Conoco, Inc. | Polymer flood filtration improvement |
| US4667026A (en) * | 1983-08-30 | 1987-05-19 | Rhone-Poulenc Specialites Chimiques | Defined heat treatment, under acidic conditions, of solutions of polysaccharide biopolymers |
| US4886603A (en) * | 1989-02-06 | 1989-12-12 | Separation Dynamics, Inc. | Method and apparatus for water decontamination |
| US4957163A (en) * | 1990-01-08 | 1990-09-18 | Texaco Inc. | Method of stabilizing polymer solutions in a subterranean formation |
| US5865247A (en) * | 1993-12-06 | 1999-02-02 | Thermo Instrument Systems Limited | Cellulose injection system and method |
| CN101164920A (zh) * | 2007-06-05 | 2008-04-23 | 南开大学 | 油田采出废水的深度处理与资源化利用方法 |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4676315A (en) * | 1986-02-05 | 1987-06-30 | Exxon Production Research Company | Method for concentrating surfactant from a brine solution |
| FR2914684A1 (fr) * | 2007-04-03 | 2008-10-10 | Total Sa | Procede de recyclage d'agents retardateurs de formation d'hydrates |
-
2010
- 2010-01-25 CN CN2010800065167A patent/CN102307814B/zh active Active
- 2010-01-25 WO PCT/US2010/021947 patent/WO2010090889A2/en active Application Filing
- 2010-01-25 GB GB1112527.5A patent/GB2478891B/en active Active
- 2010-01-25 BR BRPI1008862-8A patent/BRPI1008862B1/pt active IP Right Grant
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4212748A (en) * | 1978-05-26 | 1980-07-15 | Conoco, Inc. | Polymer flood filtration improvement |
| US4667026A (en) * | 1983-08-30 | 1987-05-19 | Rhone-Poulenc Specialites Chimiques | Defined heat treatment, under acidic conditions, of solutions of polysaccharide biopolymers |
| US4886603A (en) * | 1989-02-06 | 1989-12-12 | Separation Dynamics, Inc. | Method and apparatus for water decontamination |
| US4957163A (en) * | 1990-01-08 | 1990-09-18 | Texaco Inc. | Method of stabilizing polymer solutions in a subterranean formation |
| US5865247A (en) * | 1993-12-06 | 1999-02-02 | Thermo Instrument Systems Limited | Cellulose injection system and method |
| CN101164920A (zh) * | 2007-06-05 | 2008-04-23 | 南开大学 | 油田采出废水的深度处理与资源化利用方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BRPI1008862A2 (pt) | 2017-05-16 |
| BRPI1008862B1 (pt) | 2019-10-15 |
| CN102307814A (zh) | 2012-01-04 |
| GB2478891A (en) | 2011-09-21 |
| WO2010090889A2 (en) | 2010-08-12 |
| GB201112527D0 (en) | 2011-08-31 |
| GB2478891B (en) | 2014-09-17 |
| WO2010090889A3 (en) | 2010-11-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102648332B (zh) | 注水系统和方法 | |
| US8789594B2 (en) | Water injection systems and methods | |
| RU2647524C2 (ru) | Способ добычи и отделения нефти | |
| US8794320B2 (en) | Water injection systems and methods | |
| US9234413B2 (en) | Water injection systems and methods | |
| RU2705055C2 (ru) | Обработка пластовой воды, в частности, полученной в способе химического повышения нефтеотдачи с использованием полимеров для повышения вязкости | |
| AU2013205118B2 (en) | Oil Recovery Process Including Treating Permeate From a Ceramic Membrane to Enhance Oil Recovery | |
| EA031121B1 (ru) | Способ снижения вязкости полимерсодержащей текучей среды, добытой при извлечении нефти | |
| CN101597108A (zh) | 一种降低油田采油集输系统与地层结垢的方法 | |
| CN102307814B (zh) | 聚合物的回收和循环 | |
| CN102701504B (zh) | 一种油田驱油用聚合物溶液的制备方法 | |
| CA2871177C (en) | Method for treating mine waste | |
| US10933381B1 (en) | Relative wettability: wet oil separation by a membrane | |
| CA3007584C (en) | Method for recovering oil and viscosifying polymers in polymer-flood produced water | |
| CN102585793B (zh) | 一种基于膜软化技术制备驱油聚合物溶液的方法 | |
| CN105668845A (zh) | 以油田采出水作为回注水的处理方法 | |
| CN102992504A (zh) | 油田含油污水降低矿化度工艺 | |
| GB2567955A (en) | Treatment of production water from oil fields using chemically assisted recovery | |
| CN204848332U (zh) | 用于三元复合驱采出水的二氧化碳溶气装置 | |
| CN104533360B (zh) | 聚合物驱对应油井上预防聚窜的方法及所用处理剂 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant |