CN107001089A - 采出水、特别是从使用增粘聚合物的化学强化采油工艺中获得的采出水的处理 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及可以从使用增粘聚合化合物的化学强化采油工艺获得的采出水的处理。所述处理特别包含以下步骤：例如从含油地层采收的油‑水混合物中获得采出水，其中采出水包含增粘聚合化合物；以及将采出水引导到特定的过滤设备，并对采出水进行过滤，以获得滞留物流和渗透物流。所述工艺特别地允许获得包含增粘聚合化合物的渗透物，所述渗透物基本上不含悬浮固体、游离油和乳化油。

Description

采出水、特别是从使用增粘聚合物的化学强化采油工艺中获 得的采出水的处理
技术领域
本发明涉及采出水的处理，并且更特别地涉及使用陶瓷膜的处理工艺。采出水可以从化学强化采油方法获得。
背景技术
已知石油储备的很大部分结合在地层中，需要强化采油(EOR)技术来有效并高效地提取。此类储备存在于以前未开发的油田以及传统采油达到实际限制的油田。
EOR技术包括蒸汽驱动的采收方法和非蒸汽驱动的采收方法。蒸汽驱动方法包括蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术。非蒸汽驱动方法包括(例如)水驱油和化学驱油。
水驱油包含通过将大体积的水注射到地层中，从含油地层中来驱扫油并提取上部所得的油-水混合物进行加工。通常，即使在油田上使用了此类水驱油技术之后，至少40％的原油原始储量(OOIP)仍留在地层中。
已经发现化学驱油可用于在其它技术达到其实际限制之后提取额外的油以及用于原始油田中。实际限制通常基于有限的供水。虽然化学驱油利用水，但化学处理减少了水的需求，同时提高了油采收率。化学驱油技术包括(例如)聚合物驱油。
聚合物驱油包含使用特定的聚合物，特别是通过粘度调节来提高采收率。可以使用额外的化学品，例如表面活性剂、(共)溶剂、碱性化合物和/或稳定化合物。虽然这些化学品可以在水溶液中分开使用，但在水溶液中组合使用它们已经发展出了相当多的经验。此类组合处理有时被称为碱-表面活性剂-聚合物(ASP)或表面活性剂-聚合物(SP)处理。对于一些油田，已经观察到此类处理还引起在水驱油之外，在地层中额外提取15％至30％的OOIP。
已经开发了用于注射到地下油田中的不同聚合物技术。例如从WO2010/133258中已知包含阴离子或两性水溶性聚合物和稳定剂的水溶液，一旦将聚合物引入注射流体中，用于防止化学降解。
使用水驱油或化学驱油技术提取油时，需要处理从含油地层中提取的油-水混合物。此类处理工艺首先旨在将油与水分离。此类处理工艺还旨在在处置掉之前，和/或在作为注射水再注射到注射井中之前处理采出水。
已经开发了不同的油-水混合物处理技术。
例如从WO2014/151641中已知从含油地层中采油和处理含有阻垢剂化合物的采出水的方法。所述方法特别包含将采出水引导穿过陶瓷膜以从采出水中去除油的步骤，并用于获得渗透物流和滞留物流。在膜过滤步骤之前，所述方法包含几个步骤，包括采收油-水混合物、从油-水混合物中分离油、使阻垢剂化合物失活、任选地沉淀和沉降固体。
也从WO2014/151242已知从含油地层中采油的工艺。所述方法特别包含将采出水引导到陶瓷膜的步骤，用于获得渗透物流以及具有悬浮固体、硬性化合物、游离油和乳化油的滞留物。在膜过滤步骤之前，所述方法包含采收油-水混合物、从油-水混合物中分离油、任选地进行离子交换过滤。在膜过滤步骤之后，所述方法包含化学处理渗透物流、任选地将聚合化合物与渗透物流混合、任选地将碱性化合物与渗透物流混合、任选地将表面活性剂化合物与渗透物流混合、任选地对渗透物流进行离子交换过滤并将渗透物流注射到含油地层中。
本领域已知不同类型的陶瓷膜。例如从美国5,611,931和美国6,767,455已知陶瓷膜技术。
用于采收和处理油-水混合物以及由其获得的采出水是已知技术。采出水的处理通常具有挑战性，特别是考虑到采出水的高粘度。到目前为止，用于处理从化学强化采油工艺获得的采出水的技术尚未足够令人满意。特别是迄今尚不知道用于处理从那些依赖于使用增粘聚合物的工艺获得的采出水的常规处理工艺。实际上，已知的工艺显示出有限的效果(如果不是全部的话)，用于将水(在渗透物中)与悬浮固体、游离油、油脂和乳化油(浓缩物中)分离，同时允许聚合物的再循环。此类工艺通常不允许获得包含聚合物的渗透物。因此，此类工艺通常不允许再循环大部分包含在采出水中、用于随后再注射到含油地层中的聚合物。
在其它技术领域中也面临类似的挑战，其中需要从水中提取粘度为5cp或更高的流体。例如，当需要从生物质中提取生物聚合物时，面临类似的挑战。
发明内容
本发明涉及采出水、例如在使用改进的化学强化采油(CEOR)方法从含油地质层中采油的过程中产生的水的处理。特别地，它公开了加工来自化学驱油EOR的采出水，以便随后再使用该水来强化采油的新进展。
本发明旨在提供采出水的处理工艺和包含该处理工艺的采收方法，其不显示上文突出的缺点。本发明的一个目的是提供处理方法和包含该处理方法的采收方法，其允许再循环包含在采出水中的至少一部分增粘聚合化合物。
本发明的另一个目的是提供处理方法和包含该处理方法的采收方法，其包含使用过滤装置处理采出水，以获得其中包含聚合化合物的渗透物。
本发明的另一个目的是提供处理方法和包括该处理方法的采收方法，其中将以前注射到含油地层中的至少一部分增粘聚合物再注射到含油地层中。本发明的另一个目的是提供处理方法和包含该处理方法的采收方法，其包含使用过滤装置处理采出水，所述方法限制或甚至避免待加入到渗透物(或从其获得的溶液)中的化学品的量，然后再注射到含油地层中。
本发明涉及从使用增粘聚合化合物的方法获得的采出水的处理工艺，所述处理工艺包含以下步骤：
-获得油-水混合物；
-处理油-水混合物，用于将油产物与采出水分离，其中采出水包含增粘聚合化合物；
-将采出水引导至过滤设备，并对采出水进行过滤，以获得滞留物流和渗透物流，其中过滤设备包含截留值为约2μm至约10μm的微滤陶瓷膜单元，其中渗透物包含所述增粘聚合化合物，并且其中渗透物基本上不含悬浮固体、游离油和乳化油。
本发明人惊奇地表明，上述目的可以通过仔细选择要使用的过滤膜的类型和其特性来满足。本发明人已经显示，过滤步骤允许一方面获得包含悬浮固体、游离油、油脂和乳化油的废料流，并且另一方面获得包含水和化学品(例如聚合物)的渗透物流。此类渗透物已经显示提供足够量的化学品(例如聚合物)，允许其再使用以便再注射到含油地层中，而无需进一步广泛处理渗透物，同时限制再注射之前更多化学品的添加。到目前为止，据信已知的方法和工艺不允许将乳化油和总悬浮固体与聚合物高效分离。
此类结果已通过选择过滤装置(为微滤陶瓷膜)，并通过仔细调节其膜截留值(也称为“截留阈值”)获得。实际上，本发明人已经显示，陶瓷膜的截留值应介于约2μm至约10μm、或者约2μm至约8μm、或者约2μm至约6μm、或者约2μm至约4μm、或者约3μm。
通常认为具有较低截留值的膜，即超滤膜，对于将油与水有效分离，特别是将乳化油与水有效分离是必要的。相反，技术人员通常不使用微滤膜，即截留值从约0.5μm开始的膜，因为通常液滴尺寸介于约0.5μm至约20μm的乳化油将不能有效地与水分离，导致获得包含至少约100ppm乳化油的渗透物。
然而，本发明人惊奇地显示，较低截留值、即截留值小于2μm、特别是1μm或更小的微滤陶瓷膜不适于将乳化油与聚合物有效分离。据信此类膜随着时间的推移会阻塞，因此阻碍聚合物穿过它，所述聚合物与包括乳化油的油一起滞留在滞留物中。相反，本发明人还惊奇地显示，较高截留值、即截留值为2μm或更大、特别是2μm至约10μm的微滤陶瓷膜适于将乳化油和总悬浮固体与聚合物有效分离。实际上，已经获得了富含聚合物的渗透物，其仅包含痕量的乳化油，即约20ppm或更少的乳化油。不希望受理论束缚，据信乳化油部分地积聚在膜中，而不会穿过它，并且此类积聚驱动和促进聚合物与水一起穿过膜。此外，据信通过使用截留值介于约2μm至约10μm的微滤陶瓷膜，乳化油将在积聚时用作膜中的另一过滤层，这将促进聚合物过滤穿过膜，并且因此驱动其与油分离。
当将本发明处理工艺整合到化学强化采油方法中以便从含油地质层中采油时，其允许使用在过滤步骤后获得的至少一部分渗透物，以便通过直接注射或间接注射注射到含油地层中。因此，此允许再注射以前注射到含油地层中并包含在所提取的经提取油-水混合物、然后所分离的采出水、然后所过滤的渗透物中的增粘聚合化合物。
此外，当整合到化学强化采油方法时，本发明的水处理和包含该水处理的采收方法因此允许再循环至少一部分以前注射到含油地层中的增粘聚合化合物。因此，它允许减少注射到含油地层中所需的新的(或新鲜的或非再循环的)增粘聚合化合物的量。它还允许调节要注射到含油地层中的水溶液的粘度。
本发明处理工艺已经显示出几个优势，其对于一些应用是一般的或特定的。
不希望穷举，据信此工艺允许限制或甚至避免膜污染。实际上，随着增粘聚合化合物穿过微滤陶瓷膜(与渗透物一起)，聚合物浓度和待过滤流体的粘度受到限制。
当整合到水处理方法中时，此工艺可以用作(例如)在进行进一步的膜过滤步骤之前的预处理。这将有助于在增粘聚合化合物的潜在再使用之前将其纯化。
当采油时，此工艺将有助于提高油处理和采收的效果。
或者，此工艺可用于从生物质提取生物聚合物，和更通常地任何其它粘度高于5cp的流体。
在进行过滤步骤之后，可以向渗透物中加入其它化合物。其它化合物可以选自由以下组成的群组：其它增粘聚合化合物、表面活性剂、溶剂、碱性化合物、稳定剂以及其混合物。
采出水可以在约0.5×105Pa至约5×105Pa的压力下进行陶瓷膜过滤。此类压力被称为跨膜压力。
采出水可以在约25℃至约110℃、优选约40℃至约100℃的温度下进行陶瓷膜过滤。
陶瓷膜过滤步骤可以在采出水的连续进料下进行。
在陶瓷膜过滤步骤期间，陶瓷膜的反向洗涤可以定期进行。
可以处置掉废料流(或其一部分)。或者或并行地，废料流(或其一部分)可以再循环到陶瓷膜过滤设备的上游进入采出水(例如油-水混合物，当从含油地质层中采油时)，以便进一步进行陶瓷膜过滤步骤。
或者或并行地，废料流(或其一部分)可以使用处理单元而非陶瓷膜过滤设备进一步处理。
陶瓷膜过滤单元可以包含至少一个多孔材料整料段的结构和任选地多孔膜。
陶瓷膜过滤单元可以包含在壳体中。
渗透物可以进行后处理。后处理可以在于用水性介质稀释渗透物。
增粘聚合化合物可以是水溶性聚合物；或者增粘聚合化合物可以选自由以下组成的群组：天然水溶性聚合物、半合成水溶性聚合物、合成水溶性聚合物或其混合物；或者增粘聚合化合物可以是合成的水溶性聚合物。
增粘聚合化合物可以通过选自由以下组成的群组的单体的聚合而获得：非离子单体、阴离子单体、任选地阳离子单体、任选地具有疏水性的单体以及其混合物。
增粘聚合化合物可以选自由以下组成的群组：非离子聚合化合物、阴离子聚合化合物或其混合物；或者增粘聚合化合物可以是阴离子聚合化合物；或者；阴离子聚合化合物可以具有约10mol％至约100mol％的阴离子度。
当从含油地质层中采油时，包含增粘聚合化合物的渗透物可以直接注射到含油地层中。
或者，包含增粘聚合化合物的渗透物可以在注射到含油地层中之前混合到水溶液中。可以将渗透物在注射到含油地层中之前进行后处理。
可以在注射到含油地层之前，将其它化合物加入到渗透物中。
附图说明
图1-包含本发明处理工艺的采油方法的示意图，其包括任选步骤
图2-包含使用试验单元(闭合回路)的处理工艺的采油方法的示意图
图3-包含使用试验单元的处理工艺的采油方法的示意图(连续进料)
图4-在未涂覆的SiC整料陶瓷膜上，包含聚(丙烯酰胺-共-丙烯酸钠)聚合物(MW＝7MDa)的水-聚合物混合物的滤液渗透率随时间变化的图示。
图5-在未涂覆的SiC整料陶瓷膜上，包含聚(丙烯酰胺-共-丙烯酸钠)聚合物(MW＝15MDa)的水-聚合物混合物的滤液渗透率随时间变化的图示。
图6-在未涂覆的SiC整料陶瓷膜上，包含600ppm聚合物(MW7MDa)的油-水混合物的滤液渗透率/油滞留随时间变化的图示。
图7-在未涂覆的SiC整料陶瓷膜上，包含聚(丙烯酰胺-共-丙烯酸钠)聚合物(MW＝7MDa，浓度为600ppm)、油(1000ppm)、TSS(50ppm)的油-水混合物的滤液渗透率随时间变化的图示。
图8-在未涂覆的SiC整料陶瓷膜上，包含聚(丙烯酰胺-共-丙烯酸钠)聚合物(MW＝7MDa，浓度为600ppm)、油(1000ppm)的油-水混合物(不存在TSS)的滤液渗透率随时间变化的图示。
图9-在未涂覆的SiC整料陶瓷膜上，包含浓度为150ppm的聚合物、浓度为20ppm至50ppm的TSS的采出水的滤液渗透率随时间变化的图示。
具体实施方式
如本文所用，术语“油”是指任何类型的油，即轻油、重油和/或沥青油。
如本文所用，术语“水-油混合物”是指直接从含油地层采收的混合物。
如本文所用，术语“采出水”是指从水-油混合物获得且与油分离的产物。
如本文所用，术语“注射水”、“驱水”、“注射流”和“注射流体”可以互换使用，并且对应于要注射到含油地层中的水溶液。
如本文所用，术语“滞留物(流)”、“浓缩物(流)”和“废料(流)”可以互换使用。
如本文所用，术语“基本上不含”是指小于约200ppm、或者小于约100ppm、或者小于约60ppm、或者小于约40ppm，或者其意味着“不含”。
如本文所用，首字母缩写“CEOR”是指“化学强化采油”，这是常规用于油提取领域的术语。
在图1所示的工艺100中，其中处理工艺整合在采油方法中，将包含增粘聚合化合物的采出水12从油-水分离器130引导到包含陶瓷膜(未示出)的过滤设备140，其中进行过滤步骤。由此过滤步骤获得包含增粘聚合化合物的渗透物流16和废料流(或浓缩物)15。在通过过滤设备140过滤之前，可以任选地将采出水13从油-水分离器130引导到预处理单元135，用于获得预处理的采出水14(任选的预处理步骤)。然后可以将预处理的采出水14从预处理单元135引导到过滤设备140。
采出水12(或13)可以从油-水混合物10获得，油-水混合物10从含油地层110采收。实际上，油-水混合物10可以从含油地层110经由与含油地层110流体连通的生产井120采收。油-水混合物10可以从生产井120引导到油水分离器130，其中它将进行油水分离步骤。从此分离步骤，将获得油产物11(被提取出来)和采出水12。
渗透物16可以从过滤设备引导到注射井160，以作为注射水19注射到含油地层中110。在经由注射井160注射到含油地层中110之前，渗透物17可以任选地从过滤设备140引导到后处理单元150，以获得经过后处理的渗透物18(任选的后处理步骤)。经过后处理的渗透物18然后可以从后处理单元150引导到注射井160，用于注射到含油地层110中。
增粘聚合化合物
水溶液，也称为“注射水”，包含增粘聚合化合物(本文中称为“聚合物”)。这些聚合物旨在通过粘度调节来提高采收率。实际上，当将此类聚合物加入要注射的水溶液中时，倾向于增加其粘度，这提高了水溶液相对于油的流度比。水溶液的粘度增加可减少粘性指进，粘性指进指其中较稀的水溶液和较稠的油导致水溶液的“手指”移动，而不会在水溶液流中夹带油。增加待注射的水溶液的粘度减少了这种“手指”现象，并导致从地层中强化采油。通常加入聚合物直到其在待注射的水溶液中的浓度使粘度增加到含油地层中的油粘度。这倾向于实现更接近于1的流度比，使得能够通过避免穿过油穴的手指，更好地利用水从岩石中驱扫油。也可能存在地层相关的粘度问题，例如地层的渗透率。通常，当地层渗透率介于约10mD至约10,000mD，或者50mD至约10,000mD之间时，油-水流度比是聚合物添加的控制因素。
增粘聚合化合物可以是水溶性聚合物；或者其可以选自由以下组成的群组：天然水溶性聚合物、半合成水溶性聚合物、合成水溶性聚合物或其混合物。
天然水溶性聚合物可以选自由以下组成的群组：黄原胶、瓜尔胶、硬葡聚糖、裂裥菌素、纤维素衍生物(例如羧甲基纤维素)或其混合物。
在特定实施例中，增粘聚合化合物可以是合成的水溶性聚合物。合成的水溶性聚合物可以通过非离子单体和阴离子单体的聚合获得。
非离子单体可以选自由以下组成的群组：丙烯酰胺、甲基丙烯酰胺、丙烯酰胺的N-一元衍生物、甲基丙烯酰胺的N-一元衍生物、丙烯酰胺的N,N衍生物、甲基丙烯酰胺的N,N衍生物、丙烯酸酯、甲基丙烯酸酯以及其混合物。优选地，非离子单体是丙烯酰胺。
阴离子单体可以选自由以下组成的群组：具有羧酸官能团的单体、具有磺酸官能团的单体、具有膦酸官能团的单体、它们的盐以及其混合物；或者选自由以下组成的群组：丙烯酸、丙烯酰胺叔丁基磺酸(ATBS)、它们的盐以及其混合物。盐可以选自由以下组成的群组：碱金属盐、碱土金属盐、铵盐以及其混合物。
除了非离子单体和阴离子单体之外，还可以使用其它单体，包括阳离子单体、具有疏水性的单体和/或另外的单体。水溶性聚合物可以通过以下各项的聚合来获得：至少一种非离子单体、至少一种阴离子单体、任选地至少一种阳离子单体和/或任选地至少一种疏水性介于约0.001mol％与约1mol％之间范围的单体。
阳离子单体可以选自由以下组成的群组：季铵化或盐化的丙烯酸二甲基氨基乙酯(DMAEA)、季铵化或盐化的甲基丙烯酸二甲基氨基乙酯(DMAEMA)、二烯丙基二甲基氯化铵(DADMAC)、丙烯酰胺丙基三甲基氯化铵(APTAC)，甲基丙烯酰胺丙基三甲基氯化铵(MAPTAC)以及其混合物。
具有疏水性的单体可以选自由以下组成的群组：具有烷基、芳烷基或乙氧基化链的(甲基)丙烯酸酯；具有烷基、芳烷基或二烷基链的(甲基)丙烯酰胺的衍生物；阳离子烯丙基衍生物；阴离子或阳离子疏水(甲基)丙烯酰基衍生物；带有疏水链的(甲基)丙烯酰胺的阴离子或阳离子单体衍生物以及其混合物。
其它单体-替代非离子单体、阴离子单体、阳离子单体或具有疏水性的单体-可以选自(例如)N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)、丙烯酰基吗啉(ACMO)或其混合物。
增粘聚合化合物可以是直链的或结构化的。“结构化”不仅指由一个直链部分(即聚合的单体)组成的聚合物，而且指具有星形、梳状的聚合物，或主链的侧面有侧链、侧链具有侧基团的聚合物。
聚合可以使用本领域熟知的任何合适的聚合技术来进行。合适的技术包括包含选自由以下组成的群组的聚合步骤的技术：溶液聚合、悬浮聚合、凝胶聚合、沉淀聚合、乳液聚合(水性或反相)或胶束聚合，优选选自选自由反相乳液聚合或凝胶聚合组成的群组。
在优选的实施例中，聚合步骤是自由基聚合。“自由基聚合”是指在紫外线照射、偶氮引发剂、氧化还原引发剂、热引发剂以及其组合的存在下进行的聚合步骤。作为替代方案，受控自由基聚合(CRP)或模板聚合也是可能的。
如果需要，聚合步骤之后可以进行分离步骤，例如通过喷雾干燥或沉淀，以获得聚合物粉末。例如喷雾干燥技术公开在《喷雾干燥手册(Spraydrying handbook)》，K.Masters中。
聚合通常是优选通过反相乳液聚合或凝胶聚合的自由基聚合。通过自由基聚合，我们包括借助U.V.、偶氮、氧化还原或热引发剂的自由基聚合以及还有受控自由基聚合(CRP)技术或模板聚合技术。
增粘聚合化合物可以是非离子或阴离子的；优选具有介于约10mol％至约100mol％的阴离子度的增粘聚合化合物。此类范围的阴离子度受到关注，是因为其长时间地增强水的粘度潜力，特别是经由分子间键，尤其是当水性介质是盐水时。
聚合物可以具有介于约1MDa至约30MDa、优选地约7MDa至约25MDa的分子量。
采出水
采出水包含增粘聚合化合物。
采出水的粘度可以介于约1.5mPa.s至约500mPa.s、或者约3mPa.s至约200mPa.s、或者约3mPa.s至约100mPa.s。
采出水的温度可以介于约5℃至约110℃、优选约40℃至约100℃。
按总采出水计，采出水可以包含约50ppm至约5000ppm，优选约100ppm至约2000ppm，更优选约200ppm至约1000ppm的聚合物。
过滤步骤
本发明处理工艺还包含将采出水引导到过滤设备并对采出水进行过滤以获得滞留物流和渗透物流的步骤。此步骤在本文中称为“过滤步骤”。
陶瓷膜
过滤设备包含微滤陶瓷膜(也称为微滤陶瓷膜单元，本文中称为“过滤单元”)。过滤时，得到滞留物流和渗透物流。
过滤单元的截留值为约2μm至约10μm、或者约2μm至约8μm、或者约2μm至约6μm、或者约2μm至约4μm、或者约3μm。此类特定截留值表现出的优势在于其允许获得包含增粘聚合化合物的渗透物流。此类特定截留值还允许获得基本上不含悬浮固体、游离油和/或乳化油的渗透物。
过滤时获得的渗透物包含粘度增加的化合物。
过滤时获得的渗透物基本上不含悬浮固体、游离油和乳化油。
过滤单元可以包含至少一个多孔材料整料段的结构。形成整料段的多孔材料优选为陶瓷。陶瓷多孔材料可以选自由SiC组成的群组。
每个整料限定多个通道。过滤单元可以包含单个整料段。或者，过滤单元可以包含整料段的组装。
整料段可以具有圆形、正方形、六边形、矩形、三角形的横截面或任何其它合适的横截面。
过滤单元还可以包含多孔膜。多孔膜可以施加到整料段通道的壁上。当存在多孔膜时，多孔整料用作多孔膜支撑体。当多孔膜存在时，优选为陶瓷。陶瓷多孔膜可以选自由以下组成的群组：SiC、TiO2、Al2O3。
或者，过滤单元可以不包含多孔膜。
过滤设备可以包含壳体，其中过滤单元容纳在壳体中。壳体还可以包含渗透物过滤区。当渗透物过滤区存在时，可以容纳在过滤单元和壳体之间的空间中。
采出水可以在约0.5×105Pa至约5×105Pa的压力下进行陶瓷膜过滤。
采出水可以在介于约25℃至约110℃的温度下进行陶瓷膜过滤。
陶瓷膜过滤步骤可以在连续进料下进行。
在陶瓷膜过滤步骤期间，陶瓷膜可以进行反向洗涤。
渗透物
采出水过滤时获得的渗透物包含增粘聚合化合物。分离步骤、然后过滤步骤因此允许将以前注射到含油地层中的增粘聚合化合物再循环到渗透物中。
渗透物进一步包含水性介质，优选水。
预处理步骤
在分离步骤之后和过滤步骤之前，本发明处理工艺可以进一步包含使用常规手段的预处理135。此类常规手段可以选自：
-机械降解或化学降解以降低含水粘度；
-聚结、浮选、去乳化、水力旋流器以增加油滴尺寸；和/或，
-自清洁过滤设置以减少流中的总悬浮固体负荷。
后处理步骤
本发明处理工艺还可以包含对至少一部分渗透物进行后处理的步骤。此步骤在本文中称为“后处理步骤”。因此产生经过处理的渗透物流(也称为经过后处理的渗透物流)。
后处理步骤可以在于向渗透物中加入水性介质-在此类情况下，后处理步骤在于稀释步骤。水性介质可以是水。当进行此步骤时，经过处理的渗透物也可以称为稀释的渗透物。
渗透物:水性介质稀释比可以介于约1:100至约10:1、优选约1:10至约5:1范围内。
在后处理步骤中，对过滤时获得的渗透物的至少约10％、或者至少约25％、或者至少约50％、或者至少约60％、或者至少约70％、或者至少约80％、或者至少约90％、或者约100％进行处理。
后处理步骤可以在于增粘聚合化合物和渗透物的组合。目的是提高渗透物的粘度，并为注射重新建立适当的粘度。增粘聚合化合物的类型与前述相同。按总渗透物计，增粘聚合化合物的量可以为约100ppm至约10000ppm、或者约200ppm至约5000ppm、或者约500ppm至约4000ppm的增粘聚合化合物。
组合可以在于以溶液形式、分散体形式或颗粒形式向渗透物中加入增粘聚合化合物。通常，在含有再循环增粘聚合化合物的渗透物中加入的增粘聚合化合物的量低于初始注射溶液中含有的增粘聚合化合物的量。
当增粘聚合化合物为颗粒形式时，可将其溶解在分散设备中的水性介质中。渗透物或稀释型可以用作用于聚合物分散设备中的水性介质，以制备增粘聚合化合物的水溶液。分散设备的实例是文献美国8,186,871中描述的聚合物切片单元(PSU)，并且其允许利用呈粉末形式的增粘聚合化合物制备浓缩聚合水溶液。
后处理步骤也可以由增泽步骤(例如穿过核桃壳过滤器或等效装置的过滤)组成。
增强步骤
在陶瓷膜过滤步骤之后，渗透物(或其一部分)可以进行增强步骤。将产生增强的渗透物流。增强步骤可以通过加入合适的其它化合物来进行。
可以在注射到含油地层之前，将其它化合物加入到渗透物中。待加入的其它化合物可以选自由以下组成的群组：其它增粘聚合化合物、表面活性剂、碱性化合物、阻垢剂、螯合剂、稳定剂、氧气清除剂以及其混合物。这些化合物已在上文中描述。
当处理工艺整合在采收方法中时，可以在再注射步骤之前实施增强步骤。
可能需要向渗透物和/或水溶液中进一步加入增粘聚合化合物。如果以下情况可能需要此类进一步加入：
(1)存在于渗透物中的一部分聚合化合物在含油地层的驱扫期间已经热降解、化学降解和/或机械降解；和/或
(2)需要调节要注射的水溶液和/或渗透物的粘度。
水溶液
待注射的水溶液包含增粘聚合化合物和水性载体。水性载体可以是水。
水溶液的布氏粘度可以介于约1.5mPa.s至约600mPa.s、或者约5mPa.s至约300mPa.s。布氏粘度是用布氏粘度计在25℃下用适当的轴测得。
按总水溶液计，水溶液可以包含约100ppm至约10000ppm、或者约200ppm至约5000ppm、或者约500ppm至约4000ppm的增粘聚合化合物。
水溶液可以包含其它化合物。其它化合物可以选自由以下组成的群组：碱性试剂、表面活性剂、稳定化合物以及其混合物。
碱性试剂
碱性试剂可以选自由以下组成的群组：碱金属氢氧化物、氢氧化铵、碳酸盐、碳酸氢盐以及其混合物。碱性试剂可以是(例如)碳酸钠。
表面活性剂
表面活性剂可以选自由以下组成的群组：阴离子表面活性剂、两性离子表面活性剂以及其混合物；或者由以下组成的群组：烷基硫酸盐、烷基醚硫酸盐、芳烷基硫酸盐、芳烷基醚硫酸盐、烷基磺酸盐、烷基醚磺酸盐、芳烷基磺酸盐、芳烷基醚磺酸盐、烷基磷酸盐、烷基醚磷酸盐、芳烷基磷酸盐、芳烷基醚磷酸盐、烷基膦酸盐、烷基醚膦酸盐、芳烷基膦酸盐、芳烷基醚膦酸盐、烷基羧酸盐、烷基醚羧酸盐、芳烷基羧酸盐、芳烷基醚羧酸盐、烷基聚醚、芳烷基聚醚以及其混合物。
目前，术语“烷基”理解为饱和或不饱和、具有6至24个碳原子、分支或非分支、直链或任选地包含一个或多个环状单元的烃基，其可任选地包含一个或多个杂原子(O、N、S)。将芳烷基定义为包含一个或多个芳环的如上定义的烷基，所述芳环任选地包含一个或多个杂原子(O、N、S)。
稳定化合物
稳定化合物(稳定剂)可以是用于适当保护增粘聚合化合物免于(例如)热降解、化学降解和/或机械降解的化合物。合适的稳定剂的实例在PCT专利申请案WO2010/133258中提供，其通过引用并入本文。
CEOR方法
本发明的处理工艺可以整合在采收方法中，例如化学强化采油(CEOR)方法。此类方法可以用于从含油地质层中采油。
所述化学强化采油方法可以通过使用增粘聚合化合物来实施。使用增粘聚合化合 物的所述方法可以包含以下步骤：
-将水溶液注射到含油地层中，所述水溶液包含增粘聚合化合物；
-采收从所述含油地层获得的油-水混合物；
-处理油-水混合物，用于将油产物与采出水分离，其中采出水包含增粘聚合化合物；
-将采出水引导至过滤设备，并对采出水进行过滤，以获得滞留物流和渗透物流，其中过滤设备包含截留值为约2μm至约10μm的微滤陶瓷膜单元，其中渗透物包含所述增粘聚合化合物，并且其中渗透物基本上不含悬浮固体、游离油和乳化油。
-将渗透物注射到含油地层中。
注射步骤
CEOR方法可以包含将水溶液注射到含油地层中的步骤。此步骤在本文中称为“注射步骤”。
采收步骤
CEOR方法还可以包含采收从含油地层获得的油-水混合物的步骤。此步骤在本文中称为“采收步骤”。油-水混合物包含最初存在于含油地层中的油和注射到含油地层中的水溶液。
分离步骤
CEOR方法还可以包含处理油-水混合物以将油产物与采出水分离的步骤。此步骤在本文中称为“分离步骤”。分离步骤可以使用任何合适的系统进行，例如包含分离罐(例如没有板的那些和/或具有倾斜板分离器的那些)的系统、水力旋流器、使用空气喷射浮选的系统、使用溶解空气浮选的系统、包含壁式nutshell过滤器的系统、依赖聚结组件和过滤器的系统。
再注射步骤
CEOR方法还可以包含将渗透物注射到含油地层中的步骤。此步骤在本文中称为“再注射步骤”。
渗透物可以注射到以前注射水溶液的相同注射井中(参见注射步骤)。或者，可以将渗透物注射到不同的注射井中。
根据预期的实施方案，渗透物可以直接注射到含油地层中(直接注射)；在将渗透物进行进一步处理之后，可以注射增强的渗透物(增强步骤，然后是直接步骤)；渗透物可以在注射前与“新鲜”水溶液混合(混合步骤，然后注射步骤)；增强的渗透物可以在注射前与“新鲜”水溶液混合(增强步骤，然后混合步骤，然后注射步骤)；将渗透物与新鲜水溶液混合，然后增强，然后注射。
直接注射
可以将处理的渗透物直接注射到含油地层中。在此实施例中，待注射的水溶液因此包含渗透物。
如下文详述，在注射之前每当进行任何增强步骤时，增强的渗透物可以直接注射到含油地层中。
混合步骤和/或共注射步骤
注射到含油地层中之前或者直接注射之前，渗透物可以混合到水溶液中。在此实施例中，在将渗透物与水溶液混合之后，将所得混合物注射到含油地层中。
如下文详述，在注射之前每当进行任何增强步骤时，增强的渗透物可以混合到水溶液中。
CEOR方法
CEOR方法涵盖将渗透物注射到含油地层中的任何方法。CEOR方法可以选自由以下组成的群组：强化采油工艺、油藏增产工艺、牺牲吸附工艺或水驱油中的减阻工艺。
强化采油(EOR)方法涉及连续和长时间地注射包含聚合物的溶液，以便将油藏从注射井驱扫到生产井。目的不是处理油藏区，而是其总体，以便尽可能多地采油。为此，需要注射体积大得多的水溶液，其通常为孔体积的50％至500％，甚至更高。在生产井或井中，采收水性、油性和有时气体的混合物。
油藏增产方法涵盖一致性工艺、流动性控制、封堵工艺，所述工艺的特征在于注射包含聚合物的溶液，其在体积方面受到限制，以便在油藏中产生局部现象，即为一致性，密封高渗透率的区域，用于“关闭水”，阻断其中不希望的水进入地下地层的区域。注射通常是在几天的相当短的时间段内通过注射井或通过生产井进行，并且通常小于一个月，并且体积小于油藏的孔体积的5％。孔体积对应于油藏中不被岩石占据的体积，这提供了与可渗透区域的相关性。通常，增粘聚合化合物在注射到含油地层中之前或者原地与交联剂(有机或金属离子)交联。所得交联聚合物形成凝胶。
牺牲吸附方法包含化学强化采油步骤，其中将渗透物注射到含油地层中以将聚合化合物吸收到油藏的内表面上。聚合化合物被吸收在表面上并用作牺牲剂。此步骤通常在CEOR工艺开始时使用低聚合化合物浓度的注射流体进行，并允许在下一次注射期间减少增粘聚合化合物的吸收。
在水驱油期间的减阻工艺也被认为是化学强化采油工艺，因为它意味着渗透物的注射。聚合化合物用作减阻剂，并降低了将流体注射到含油地层中所需的力(注射压力)。通常，减阻工艺意味着使用低聚合化合物浓度的注射流体。
实例
对不同类型的陶瓷膜进行了比较，以评估其适用性和其将聚合物与油分离的效果。特别地，已经评估了其适用性和其用于获得以下各项的效果：特别地包含悬浮固体、游离油、油脂、乳化油的废料流；和包含聚合物的渗透物流。
实例1-聚合物浓度比较
已经测试了加入水溶液的聚合物浓度对其穿过不同陶瓷膜的渗透率的影响。
已经测试了以下聚合物：
-分子量为7MDa的聚(丙烯酰胺-共-丙烯酸钠)(本文称为“7MDa聚合物”)，
-分子量为15MDa的聚(丙烯酰胺-共-丙烯酸钠)(本文称为“15MDa聚合物”)。
已经测试了四种不同浓度的聚合物，即200ppm、600ppm、600ppm降解(7MDa聚合物在未涂覆的SiC整料膜上的测试除外)和1000ppm。如可行，聚合物经受高压、然后降低压力而降解。
已经测试了以下陶瓷膜：
-未涂覆的SiC整料陶瓷膜，膜截留值为约5μm至约10μm；
-标准的TiO2微滤陶瓷膜，膜截留值为约0.1μm；
过滤已经在以下实验条件下进行：
-盐水：4830TDS，115TDS二价，1310TDS碳酸盐
-温度：38℃
-TMP：1巴
-浓缩速度：3m/s
在未涂覆的SiC整料陶瓷膜上，7MDa聚合物的过滤渗透率随时间的变化如图4所示。在未涂覆的SiC整料陶瓷膜上，15MDa聚合物的过滤渗透率随时间的变化如图5所示。
从这些实验可以显示，经测试的未涂覆的SiC整料陶瓷膜对7MDa和15MDa聚合物二者的渗透性极强，渗透率随着聚合物浓度的增加而降低，并且渗透率随时间推移而增加。
除了由于截留值差异导致的渗透率的差距之外，使用经测试的标准TiO2MF陶瓷膜得到类似的观察结果，即显示渗透率随着聚合物浓度增加而降低。还已经显示，对于相同浓度的聚合物，当聚合物降解时，聚合物的渗透率更高。
在两种膜上，已经显示渗透率随着时间的推移而增加。不希望受理论束缚，据信在实验开始时膜不是完全湿润(润湿)，并且随着膜变得完全湿润，渗透率增加；因为进料罐中的渗透物和浓缩物两者的再循环，聚合物缓慢降解；且聚合物的浓度随着测试的进行而降低。
实例2-陶瓷膜上的油滞留(闭合回路)
已经测试了陶瓷膜的渗透率的效果，这取决于油的非连续添加。
试验单元的示意图如图2所示。在图2所示的试验单元200中，进料水经由再循环泵220从进料罐210引导到过滤设备230，在其中过滤。从此过滤步骤获得渗透物流和废料流，两者都被送入进料罐210。将跨膜压力施加到过滤设备(未示出)。
已经测试了以下聚合物：
-分子量为7MDa、浓度为600ppm的聚(丙烯酰胺-共-丙烯酸钠)(本文称为“7MDa聚合物”)
已经测试了以下陶瓷膜：
-未涂覆的SiC整料陶瓷膜，膜截留值为约5μm至约10μm；
过滤已经在以下实验条件下进行：
-盐水：4830TDS，115TDS二价，1310TDS碳酸盐
-温度：38℃
-TMP：1巴
-浓缩速度：3m/s
-过滤运行约500min；
-在约100min至约350min之间进行反向冲洗，每6min反向冲洗0.75s；
-定期向进料罐中加入原油。
过滤渗透率随时间的变化如图6所示。
已经显示，渗透率随时间推移保持稳定(约3500L/(h.m2.b)至约4500L/(h.m2.b)之间)。
也已经显示开始时油含量非常低，然后最大达到约70ppm。很明显，在启动反向脉冲后，达到了此最大浓度。相反，当反向脉冲停止时，油浓度再次下降到约13ppm的值。
不希望受理论束缚，据信油被膜吸收，导致进料罐中的油浓度降低，而聚合物以约90％至约100％的速率穿过膜。
每次测试后，使用清洁溶液(具有中性pH的表面活性剂溶液)进行原地清洁(CIP)。CIP允许清洁陶瓷膜，特别是通过从陶瓷膜上去除积聚在整料上的化合物和材料。CIP允许将渗透率恢复到与新的整料(过滤设备)同等的水平。
实例3-陶瓷膜上的油滞留(连续进料)
已经通过连续提取渗透物和浓缩物来测试陶瓷膜的渗透率的效果。
试验单元的示意图如图3所示。在图3所示的试验单元300中，将进料水引导到进料罐310。然后将进料水经由再循环泵320从进料罐310连续引导到过滤设备330，在其中过滤。从此过滤步骤获得渗透物流和废料流。将废料流从过滤设备引导回进料罐310。将跨膜压力施加到过滤设备(未示出)。
已经测试了以下化合物：
-浓度为600ppm的7MDa聚合物；
-浓度为1000ppm的油；
-浓度为50ppm且粒度为约100μm至约150μm的总悬浮固体
已经测试了以下陶瓷膜：
-未涂覆的SiC整料陶瓷膜，膜截留值为约5μm至约10μm；
过滤已经在以下实验条件下进行：
-盐水：4830TDS，115TDS二价，1310TDS碳酸盐
-TMP：1巴
-浓缩速度：3m/s
-温度25℃；
-连续提取渗透物和浓缩物；
-定期向进料罐加入新鲜溶液；
过滤渗透率随时间的变化如图7所示。
已经显示，虽然在测试期间进料没有浓缩，但渗透率随时间推移而下降。不希望受理论的束缚，据信此类下降可能是由于油进入膜中的积聚以及比之前所报告的测试的温度低，这削弱了水穿过膜，并因此削弱了聚合物穿过膜。
用各种清洁溶液、具有中性pH的此类表面活性剂溶液、柠檬酸和次氯酸钠清洁后，可以恢复渗透率(未示出)。
实例4-陶瓷膜上的油滞留(连续进料)
已经通过连续提取渗透物和浓缩物来测试陶瓷膜的渗透率的效果。试验单元的示意图如图3所示。
已经测试了以下化合物：
-浓度为600ppm的7MDa聚合物；
-浓度为1000ppm的油；
-没有TSS
已经测试了以下陶瓷膜：
-未涂覆的SiC整料陶瓷膜，膜截留值为约5μm至约10μm；
过滤已经在以下实验条件下进行：
-盐水：4830TDS，115TDS二价，1310TDS碳酸盐
-TMP：1巴
-浓缩速度：3m/s
-温度40℃
-连续提取渗透物和浓缩物；
-在13min、21min、32min、48min、65min、85min、105min和130min的时刻，将新鲜溶液定期加入进料罐
过滤渗透率随时间的变化如图8所示。
已经显示，在测试的第一部分期间，渗透率缓慢下降，而在测试的第二部分期间其在较低的值上保持稳定。不希望受理论的束缚，据信在测试的第一部分期间，油在膜内积聚导致渗透率的降低。然而，经过一段时间后，达到稳定状态，其中积聚的油正在产生具有恒定渗透率的另一过滤层。渗透物中的油浓度似乎是稳定的，值约为20ppm。相比之下，滞留物中的油浓度不稳定，认为这是由于向进料罐中逐批加入进料。替代或补充的解释可能是浓度的增加也可能是由于油通过膜积聚和释放。
用具有中性pH的表面活性剂溶液清洁膜设备两次后，可以恢复渗透率(未示出)。
实例5-实际采出水的处理(闭合回路)
已经通过渗透物和浓缩物的再循环回路来测试陶瓷膜的渗透率的效果。试验单元的示意图如图2所示。
已经测试了具有以下组成的采出水：
-浓度为150ppm的聚合物；
-浓度为约20ppm至50ppm的TSS；
已经测试了以下陶瓷膜：
-未涂覆的SiC整料陶瓷膜，膜截留值为约5μm至约10μm；
过滤已经在以下实验条件下进行：
-TMP：1巴
-浓缩速度：3m/s
-温度35℃
-渗透物和浓缩物的再循环(闭合回路)；
-对于其中一条路径，在19min、30min、47min、58min时，运行死端模式5min。
过滤渗透率随时间的变化如图9所示。
已经显示，在测试的第一部分期间，渗透率缓慢下降，而在测试的第二部分期间其在较低的值上保持稳定。
实例6-化学强化采油工艺
通过注射包含分子量为15MDa的聚(丙烯酰胺-共-丙烯酸钠)的水溶液，利用岩心驱替系统模拟化学强化采油工艺(步骤1)。利用本发明的陶瓷膜过滤采出水以获得渗透物(步骤2)，并且使用渗透物来制备其中溶解了新鲜聚合物的新的水溶液(步骤3)。最后，注射所得水溶液(步骤4)。
步骤1-注射包含聚(丙烯酰胺-共-丙烯酸钠)(15MDa)的水溶液
执行具有以下特性的岩心流注射：
-温度：50℃
-平均渗透率：1200mD砂岩
-油的比重：22°API。
包含聚合物的水溶液具有以下组成和性质：
-NaCl：3300mg/L
-KCl：70mg/L
-CaCl2，2H2O：150mg/L
-MgCl2，6H2O：85mg/L
-Na2SO4：30mg/L
-NaHCO3：100mg/L
-溶解氧：20ppb
-总悬浮固体：5ppm
-pH：7.5
-聚合物浓度：1000ppm
-粘度：25cP
-过滤比：1:1
采收率为38％。
不加入1000ppm聚合物，采收率仅为25％。
步骤2-利用本发明的陶瓷膜过滤采出水
在岩心流的采出水侧，聚合物与水一起采出。包含聚合物的采出水具有以下特性：
-NaCl：3000-3500mg/L
-KCl：50-100mg/L
-CaCl2，2H2O：120-170mg/L
-MgCl2，6H2O：60-100mg/L
-Na2SO4：25-40mg/L
-NaHCO3：40-100mg/L
-溶解氧：20ppb
-pH：7.5
-总悬浮固体：10-15ppm，平均尺寸为10μm
-水中油浓度：300-700ppm，平均尺寸为12.5μm
-聚合物浓度：500ppm
-粘度：3.5cP
将采出水在未涂覆的SiC整料陶瓷膜上过滤，膜截留值为约5μm至约10μm，并获得渗透物，其具有以下特性：
-聚合物浓度：500ppm
NaCl：3000-3500mgL
-KC1：50-100mg/L
-CaC12，2H2O：120-170mg/L
-MgCl2，6H2O：60-100mg/L
-Na2SO4：25-40mg/L
-NaHCO3：40-100mg/L
-溶解氧：20ppb
-pH：7.5
-总悬浮固体：5ppm，平均尺寸为10μm
-水中油浓度：5-20ppm
-聚合物浓度：500ppm
-粘度：3.5cP
最初包含在采出水中的聚合物出现于渗透物中，并且可以再循环用于新的注射。
步骤3-注射用的新的增稠水溶液的制备
用渗透物制备两种不同的水溶液。
通过将1000ppm新加入的聚(丙烯酰胺-共-丙烯酸钠)(15MDa)溶解于渗透物中获得新的水溶液A.获得的粘度为32cP，并且过滤比为1:1
通过将700ppm新加入的聚(丙烯酰胺-共-丙烯酸钠)(15MDa)溶解于渗透物中获得新的水溶液B。获得的粘度为25cP，并且过滤比为1:1
步骤4-注射新的增稠水溶液A和B
利用新的增稠水溶液A和B制得步骤1的相同岩心流。获得以下采收率。
新的增稠水溶液A 新的增稠水溶液B
采收率 43％ 38％
本发明的工艺具有将一部分聚合物再循环用于新的注射的优势。可以降低聚合物消耗(1000ppm至700ppm)以获得相同的采收率，或者可以在保持相同的聚合物消耗(1000ppm)的同时提高采收率(38％至43％)。

Claims (14)

1.一种采出水的处理工艺，所述采出水从使用增粘聚合化合物的方法获得，所述处理工艺包含以下步骤：
获得油-水混合物；
处理所述油-水混合物，用于将油产物与采出水分离，其中所述采出水包含所述增粘聚合化合物；
将所述采出水引导至过滤设备，并对所述采出水进行过滤，以获得滞留物流和渗透物流，其中所述过滤设备包含截留值为约2μm至约10μm的微滤陶瓷膜单元，其中所述渗透物包含所述增粘聚合化合物，并且其中所述渗透物基本上不含悬浮固体、游离油和乳化油。
2.根据权利要求1所述的处理工艺，其中所述油-水混合物从含油地层获得；并且其中所述采出水从使用增粘聚合化合物的化学强化采油方法获得。
3.根据前述任一权利要求所述的处理工艺，其中所述采出水在约0.5×105Pa至约5×105Pa的压力下进行陶瓷膜过滤。
4.根据前述任一权利要求所述的处理工艺，其中所述采出水在约25℃至约110℃的温度下进行陶瓷膜过滤。
5.根据前述任一权利要求所述的处理工艺，其中所述陶瓷膜过滤是在连续进料下进行。
6.根据前述任一权利要求所述的处理工艺，其中在所述陶瓷膜过滤步骤期间，定期对所述微滤陶瓷膜反向洗涤。
7.根据前述任一权利要求所述的处理工艺，其中所述陶瓷膜过滤单元包含至少一个多孔材料整料段的结构和任选地多孔膜。
8.根据前述任一权利要求所述的处理工艺，其中所述陶瓷膜过滤单元容纳在壳体中。
9.根据前述任一权利要求所述的处理工艺，其中所述增粘聚合化合物是水溶性聚合物，或者其中所述增粘聚合化合物可以选自由以下组成的群组：天然水溶性聚合物、半合成水溶性聚合物、合成水溶性聚合物或其混合物；或者其中所述增粘聚合化合物是合成的水溶性聚合物。
10.根据前述任一权利要求所述的处理工艺，其中所述增粘聚合化合物是通过使以下各项聚合而获得：非离子单体，阴离子单体、任选地阳离子单体、任选地具有疏水性的单体。
11.根据前述任一权利要求所述的处理工艺，其中所述增粘聚合化合物可以选自由以下组成的群组：非离子聚合化合物、阴离子聚合化合物或其混合物；优选地阴离子聚合化合物；更优选地阴离子度介于约10mol％至约100mol％的阴离子聚合化合物。
12.根据前述任一权利要求所述的处理工艺，其中所述处理工艺进一步包含后处理所述渗透物的步骤；或者其中所述处理工艺进一步包含用水性介质稀释所述渗透物的步骤。
13.根据前述任一权利要求所述的处理工艺，其中将其它化合物加入所述渗透物。
14.根据权利要求13所述的处理工艺，其中所述其它化合物选自由以下组成的群组：其它增粘聚合化合物、表面活性剂、碱性化合物、稳定剂以及其混合物。
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