EA031635B1 - Обработка попутно добываемой воды для создания сверхкритической плотнофазной текучей среды и ее закачивания в геологические формации с целью добычи углеводородов - Google Patents
Обработка попутно добываемой воды для создания сверхкритической плотнофазной текучей среды и ее закачивания в геологические формации с целью добычи углеводородов Download PDFInfo
- Publication number
- EA031635B1 EA031635B1 EA201690331A EA201690331A EA031635B1 EA 031635 B1 EA031635 B1 EA 031635B1 EA 201690331 A EA201690331 A EA 201690331A EA 201690331 A EA201690331 A EA 201690331A EA 031635 B1 EA031635 B1 EA 031635B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- supercritical
- water
- produced water
- phase fluid
- oil
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 155
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 75
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 31
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 19
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 19
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 title description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 title description 11
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims abstract description 39
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 claims abstract description 26
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 21
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 60
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 50
- 238000005262 decarbonization Methods 0.000 claims description 25
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 20
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 20
- 238000007872 degassing Methods 0.000 claims description 16
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 claims description 15
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 11
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 9
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 4
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 claims description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 62
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 47
- 238000001223 reverse osmosis Methods 0.000 description 20
- 230000008569 process Effects 0.000 description 18
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 13
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 12
- 238000001728 nano-filtration Methods 0.000 description 11
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 10
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 8
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 6
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 6
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 5
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 5
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 5
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 5
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- 238000011033 desalting Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000012466 permeate Substances 0.000 description 4
- 238000007781 pre-processing Methods 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 3
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 3
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 3
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 3
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 3
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 3
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 2
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 238000009388 chemical precipitation Methods 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 230000003749 cleanliness Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 2
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hcl hcl Chemical compound Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 description 2
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003456 ion exchange resin Substances 0.000 description 2
- 229920003303 ion-exchange polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 2
- 238000001471 micro-filtration Methods 0.000 description 2
- 239000002957 persistent organic pollutant Substances 0.000 description 2
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- -1 sulfuric acid Chemical class 0.000 description 2
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000000108 ultra-filtration Methods 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- NWUYHJFMYQTDRP-UHFFFAOYSA-N 1,2-bis(ethenyl)benzene;1-ethenyl-2-ethylbenzene;styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1.CCC1=CC=CC=C1C=C.C=CC1=CC=CC=C1C=C NWUYHJFMYQTDRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 241000758791 Juglandaceae Species 0.000 description 1
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003570 air Substances 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase 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
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000000701 coagulant Substances 0.000 description 1
- 229910052681 coesite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 description 1
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 229910052906 cristobalite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 239000003651 drinking water Substances 0.000 description 1
- 235000020188 drinking water Nutrition 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000008384 membrane barrier Effects 0.000 description 1
- 238000005374 membrane filtration Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000013341 scale-up Methods 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000010025 steaming Methods 0.000 description 1
- 229910052682 stishovite Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011149 sulphuric acid Nutrition 0.000 description 1
- 229910052905 tridymite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012498 ultrapure water Substances 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 238000009849 vacuum degassing Methods 0.000 description 1
- 235000020234 walnut Nutrition 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F9/00—Multistage treatment of water, waste water or sewage
-
- 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
- C02F1/20—Treatment of water, waste water, or sewage by degassing, i.e. liberation of dissolved gases
-
- 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
- C02F1/42—Treatment of water, waste water, or sewage by ion-exchange
-
- 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
- C02F1/66—Treatment of water, waste water, or sewage by neutralisation; pH adjustment
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- 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
- C02F1/40—Devices for separating or removing fatty or oily substances or similar floating material
-
- 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
- C02F1/441—Treatment of water, waste water, or sewage by dialysis, osmosis or reverse osmosis by reverse osmosis
-
- 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
- C02F1/442—Treatment of water, waste water, or sewage by dialysis, osmosis or reverse osmosis by nanofiltration
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F2101/00—Nature of the contaminant
- C02F2101/10—Inorganic compounds
- C02F2101/101—Sulfur compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F2101/00—Nature of the contaminant
- C02F2101/30—Organic compounds
- C02F2101/32—Hydrocarbons, e.g. oil
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F2103/00—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated
- C02F2103/10—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from quarries or from mining activities
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F2303/00—Specific treatment goals
- C02F2303/22—Eliminating or preventing deposits, scale removal, scale prevention
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F5/00—Softening water; Preventing scale; Adding scale preventatives or scale removers to water, e.g. adding sequestering agents
- C02F5/02—Softening water by precipitation of the hardness
- C02F5/025—Hot-water softening devices
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
- Y02P20/50—Improvements relating to the production of bulk chemicals
- Y02P20/54—Improvements relating to the production of bulk chemicals using solvents, e.g. supercritical solvents or ionic liquids
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Hydrology & Water Resources (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Physical Water Treatments (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Воду, например попутно добываемую воду, обрабатывают для того, чтобы сделать ее более подходящей для применения в способе извлечения нефти из месторождения. В способе извлечения нефти из месторождения давление и температуру обработанной воды повышают до сверхкритических условий в парогенераторе, предпочтительно прямоточном парогенераторе (ППГ), чтобы получить сверхкритическую плотнофазную текучую среду, которую затем закачивают в нефтеносные пласты с целью увеличения нефтеотдачи пласта. Обработка включает умягчение и декарбонизацию. Воду предпочтительно подкисляют перед декарбонизацией. Может присутствовать стадия удаления сульфатов. Умягчение можно осуществлять путем ионного обмена или мембранного разделения. Сульфаты можно удалить путем ионного обмена.
Description
Изобретение относится к обработке попутно добываемой воды, например для повторного использования при создании сверхкритической плотнофазной текучей среды, пригодной для использования при добыче нефти.
Уровень техники
Следующие абзацы не являются признанием того, что все обсуждаемое ниже является общеизвестным знанием или иным источником, на который можно сослаться в качестве предшествующего уровня техники.
Используемая в настоящее время технология увеличения нефтеотдачи пласта (УНП) представляет собой закачивание сверхкритического насыщенного пара в содержащие тяжелую нефть геологические формации, при этом пар вырабатывают либо в прямоточном парогенераторе (ППГ), либо в барабанном котле. Насыщенный пар также используют в способах парового гравитационного дренажа (ПГД) для извлечения нефти из нефтеносных песков и в других технологиях добычи нефти. Эти способы особенно подходят для добычи тяжелых углеводородов, таких как тяжелая неочищенная нефть и битум из битуминозных (нефтеносных) песков.
Попутно добываемая вода относится к водной фазе добытой смеси нефти и воды, которую выкачивают из геологической формации, например, после того как формация была нагрета водяным паром путем теплопереноса и конденсации пара. После извлечения попутно добываемую воду отделяют от нефти и затем обрабатывают, возможно, для последующего повторного использования. В частности, попутно добываемую воду можно повторно использовать для создания большего количества пара для добычи нефти.
Обработка попутно добываемой воды, требуемая для повторного использования при традиционной эксплуатации ППГ, обычно включает такие процессы, как удаление нефти, фильтрование и ионный обмен или умягчение воды реагентным методом, что требуется для обеспечения того, чтобы попутно добываемая вода не образовывала накипи или не засоряла трубы нагревателя ППГ. Предварительная обработка в случае барабанного котла может включать некоторые из тех же процессов, которые используют для ППГ, например, такие как удаление нефти и умягчение воды. Однако, чтобы получить воду, подходящую для подачи в барабанный котел, воду дополнительно обрабатывают, чтобы она удовлетворяла техническим требованиям барабанного котла. Дополнительно или альтернативно, попутно добываемую воду, очищенную от нефти, можно обработать в испарителе, в котором удаляют почти все соли и органические компоненты, чтобы получить чистую дистиллированную воду.
Когда для УНП используют ППГ, паросодержание насыщенного пара обычно составляет примерно 80% для поддержания интенсивности теплового потока в трубах, что означает, что обычно вырабатывают и закачивают в пласт паровую фазу с паросодержанием только 80%.
В описанных выше способах ПИТ и котлы эксплуатируют при высоком давлении, но при насыщенных докритических условиях. Критическая точка воды, при которой прекращают существовать отдельные водная и газовая фазы, составляет примерно 22,12 МПа (3206 фунтов на кв. дюйм) и 374,15°С (705°F). Выше критической точки присутствует сверхкритическая плотнофазная текучая среда. Хотя эта текучая среда не является ни водой, ни паром, ее иногда называют сверхкритической водой или сверхкритическим паром.
Использование сверхкритической плотнофазной текучей среды для добычи нефти описано в заявке на патент US 2014/224491 А1, System and Process for Recovering Hydrocarbons Using a Supercritical Fluid, опубликованной 14 августа 2014 года. Описанная в этой публикации система включает источник для обеспечения первой водной жидкости, нагреватель для нагрева первой водной жидкости до температуры от 374 до 1000°С при давлении от 22 до 69 МПа (абс.) (от 3205 до 10000 фунтов на кв. дюйм (абс.)), так что первая водная текучая среда находится в сверхкритической фазе, систему подачи для приема первой водной текучей среды из нагревателя и для закачивания в подземное месторождение углеводородов в сверхкритической фазе и скважину, выполненную для извлечения углеводородов из месторождения, которые были нагреты первой водной текучей средой. Также описан соответствующий способ. Первую водную текучую среду можно мгновенно испарить через штуцер Вентури, когда ее закачивают через стенку ствола скважины. Мгновенно испаренный пар может иметь паросодержание по меньшей мере 70%. Источником для обеспечения первой водной текучей среды может являться питьевая вода, обработанная сточная вода, необработанная сточная вода, речная вода, озерная вода, морская вода или попутно добываемая вода. Вторую водную текучую среду в сверхкритической фазе можно использовать для повышения качества извлеченных углеводородов.
Краткое описание изобретения
Следующее краткое описание предназначено для введения читателя в последующее подробное описание и не ограничивает и не определяет любое заявленное изобретение.
Сверхкритическая плотнофазная текучая среда еще не была использована в какой-либо промыш
- 1 031635 ленной операции по извлечению нефти. Вместо этого генераторы сверхкритической плотнофазной текучей среды в настоящее время используют в основном в электроэнергетической промышленности. В частности, сверхкритическую плотнофазную текучую среду используют для приведения в движение высокоэффективных паровых турбин. Вода, подаваемая в такие сочетания генератора сверхкритической плотнофазной текучей среды и турбины, обычно имеет высокую степень очистки, причем из нее удаляют, по существу, все органические и неорганические компоненты перед ее поступлением в генератор сверхкритической плотнофазной текучей среды. Используемые способы обработки воды обычно являются тщательными и затратными. Однако эти затраты оправданы в энергетической промышленности, поскольку сверхкритическая плотнофазная текучая среда является более эффективной в цикле Ренкина, в котором механическую энергию вырабатывают путем расширения пара.
Эффективность выработки энергии путем расширения не является такой критически важной для использования пара при добыче нефти. Вместо этого эффективность при добыче нефти в основном определяется эффективностью всей системы в переносе тепла в геологическую формацию. Эта эффективность всей системы включает потери эффективности, возникающие в результате обработки питательной воды, ограничений теплового потока, распределения пара и регулирования паросодержания. В отличие от энергетической промышленности нецелесообразно удалять почти все загрязняющие вещества до очень низких уровней в воде, предназначенной для использования при извлечении нефти. Однако в настоящее время не существует нормативов, описывающих как и до какой степени следует обрабатывать воду, в частности попутно добываемую воду, предназначенную для использования при создании сверхкритической текучей среды для извлечения нефти.
В настоящей заявке описаны системы и способы обработки воды. Подлежащая обработке вода предпочтительно включает попутно добываемую воду. Одним применением этих систем и способов является получение, или способствование получению, обработанной воды, которую можно использовать в системе или способе добычи нефти, в котором сверхкритическую плотнофазную жидкость закачивают в нефтеносный пласт. Хотя механическая энергия расширения пара не является очень важной при добыче нефти, сверхкритическая плотнофазная жидкость обладает большим содержанием энергии на единицу массы, чем докритический насыщенный пар. Сеть распределения и закачивания пара в нефтяном месторождении часто включает длинные, сложные и большие системы трубопроводов, а также устройства регулирования паросодержания. Наоборот, в случае сверхкритической плотнофазной текучей среды распределительные трубы могут иметь меньший диаметр и поэтому могут быть менее затратными для закупки и установки по сравнению с трубопроводом для насыщенного пара. Кроме того, устройства регулирования паросодержания можно устранить. Предпочтительно, по меньшей мере некоторая часть воды, подаваемой в генератор сверхкритической плотнофазной текучей среды, представляет собой обработанную попутно добываемую воду. Парогенератор предпочтительно, но не обязательно, представляет собой прямоточный парогенератор (ИНГ).
Авторы настоящего изобретения полагают, что жесткие требования к питательной воде, установленные в энергетической промышленности, являются следствием сочетания парогенератора и турбины и не подходят для способов извлечения нефти. Требования к чистоте воды, установленные в энергетической промышленности, продиктованы, в частности, тем, что генератор плотнофазной текучей среды питает высокоскоростную вырабатывающую энергию турбину, для которой наивысшая чистота пара является существенной. Для сверхкритической плотнофазной текучей среды, описанной в настоящей заявке, не существует таких требований к чистоте, связанных с турбиной, так как ее закачивают в подземную геологическую формацию. Вместо этого сверхкритическую плотнофазную текучую среду можно получить из попутно добываемой воды в ППГ после только ограниченного предварительного кондиционирования. Описанные в настоящей заявке системы и способы включают относительно простые стадии обработки. Эти системы и способы направлены на удаление тех загрязняющих веществ, которые в наибольшей степени могут вызывать трудности для ППГ. Другие загрязняющие вещества не удаляют или их концентрация даже может возрастать.
В способе, описанном в настоящей заявке, попутно добываемую воду умягчают и декарбонизируют. Декарбонизацию предпочтительно обеспечивают с помощью стадии подкисления, за которой следует стадия дегазации. Способ также может включать стадию удаления сульфата, особенно если сульфат добавляют на стадии подкисления. Альтернативно или дополнительно, способ может включать мембранное разделение, предпочтительно для удаления двухвалентных ионов.
Система, описанная в настоящей заявке, включает блок мембранного разделения или сочетание блока умягчения и блока декарбонизации. В одном примере система включает блок ионного обмена с селективной по отношению к жесткости смолой и блок декарбонизации. Блок декарбонизации может включать блок подкисления выше по потоку от блока дегазации. Также может присутствовать второй блок ионного обмена с селективной по отношению к сульфатам смолой.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 показана схема технологического процесса для системы, которую можно использовать для создания сверхкритической плотнофазной текучей среды для добычи нефти, включающего предварительную обработку воды с использованием умягчения, декарбонизации и, возможно, селективного
- 2 031635 ионного обмена для удаления сульфатов или других нежелательных компонентов;
на фиг. 2 - схема технологического процесса для системы, которую можно использовать для создания сверхкритической плотнофазной текучей среды для добычи нефти, включающего предварительную обработку воды с использованием технологии обычного или высокотемпературного обратного осмоса, возможно, в дополнение к другим процессам предварительной обработки.
Подробное описание изобретения
Углеводороды можно извлекать из подземной формации, альтернативно называемой пластом или месторождением, с помощью воды с давлением и температурой, повышенными до сверхкритических условий в парогенераторе для получения сверхкритической плотнофазной текучей среды. Хотя сверхкритическая плотнофазная текучая среда не является паром, все еще обычно употребляют термин парогенератор, так как требуемое оборудование аналогично обычному парогенератору. Сверхкритическую плотнофазную текучую среду предпочтительно получают в прямоточном парогенераторе (ППГ). При необходимости, в парогенератор также можно добавлять подпиточную воду. Сверхкритическую плотнофазную текучую среду закачивают в нефтеносное месторождение или пласт для увеличения добычи углеводородов аналогично ПГ Д, УНП или другим способам с использованием докритического пара.
Сверхкритические условия для воды обычно включают температуру от 374°С (критическая температура для воды) до 1000°С, предпочтительно от 374 до 600°С и наиболее предпочтительно от 374 до 455°С и давление от 22 МПа (критическое давление для воды) до 70 МПа, предпочтительно от 22 до 50 МПа и наиболее предпочтительно от 22 до 30 МПа.
Углеводороды может представлять собой тяжелую нефть или битум. Слово нефть используют в настоящем описании как включающее тяжелую нефть, битум и другие углеводороды, которые можно извлечь с использованием закачанного пара или сверхкритической текучей среды.
Система подачи сверхкритической текучей среды может состоять из системы трубопроводов высокого давления. Из-за очень высокого энергосодержания сверхкритической текучей среды система трубопроводов может иметь небольшой диаметр, например примерно 61 см или менее. Вообще, не существует потребности в равном разделении фаз для поддержания паросодержания, как в докритических системах подачи. Поступающий в месторождение поток можно закачивать через штуцерное устройство, например, такое как штуцер Вентури (venturi choke). Поток смешанных с водой углеводородов извлекают из месторождения, используя, например, скважинный насос или насос высокого давления, который нагнетает поток в ствол эксплуатационной скважины или нефтесборный трубопровод. При необходимости, система подачи сверхкритической текучей среды может разделять сверхкритическую текучую среду на два потока. В этом случае один поток закачивают в месторождение, а другой поток смешивают в стволе эксплуатационной скважины или нефтесборном трубопроводе для снижения вязкости извлеченных углеводородов или другого повышения их качества.
Предпочтительно закачивать сверхкритическую плотнофазную текучую среду непосредственно в нефтеносный пласт или, по меньшей мере, задержать расширение до тех пор, пока сверхкритическая плотнофазная текучая среда не пройдет часть пути до точки ее закачивания, так как это обеспечивает использование меньшей системы закачивающих трубопроводов и однородное распределение скрытой теплоты. При использовании сверхкритической плотнофазной текучей среды вместо докритического насыщенного пара плотность является достаточно высокой, так что можно получить плотнофазную текучую среду с паросодержанием 100% и распределить ее в пласте при условиях перегрева без ограничений потока тепла.
В заявке на патент US 2014/224491 А1, System and Process for Recovering Hydrocarbons Using a Supercritical Fluid, опубликованной 14 августа 2014 года, описаны примеры увеличения нефтеотдачи пласта с использованием сверхкритического пара; указанная заявка включена в данный документ путем ссылки.
Чтобы устранить одну или более из возможных технологических проблем в парогенераторе или в распределительном трубопроводе или в них обоих, воду обрабатывают до ее поступления в парогенератор. Возможные проблемы включают, в том числе, засорение, образование осадка, образование накипи, коррозию и эрозию. Обработка предпочтительно позволяет повторно использовать попутно добываемую воду для выработки сверхкритической текучей среды. Засорение отложениями солей является особой проблемой при использовании попутно добываемой воды.
Обработка может включать одно или более из следующего: умягчение (предпочтительно включающее удаление кальция, магния или обоих), подкисление, декарбонизацию (предпочтительно включающую удаление одного или более из общего неорганического углерода, карбоната и бикарбоната, наиболее предпочтительно включающую удаление карбоната), селективный ионный обмен для удаления сульфатов или других нежестких компонентов и мембранное разделение, предпочтительно двухвалентных ионов. Удаления компонента, например кальция, магния, карбоната, бикарбоната или сульфата, обычно достигают посредством удаления ионов такого компонента, однако, в качестве альтернативы, компонент можно удалить в виде части соли. В мембранном разделении можно использовать обычные или высокотемпературные мембраны в диапазоне обратного осмоса или нанофильтрации. Два примера
- 3 031635 систем обработки будут описаны ниже, однако выбор способов обработки и их порядок следования в последовательности процессов очистки воды может изменяться в зависимости от химического состава и характеристик попутно добываемой воды, а также в зависимости от конкретных условий и требований оборудования и устройств для добычи нефти.
Когда попутно добываемая вода достигает сверхкритических условий, большая часть органических компонентов в ней разлагается с образованием соединений с более низкой молекулярной массой. Неорганические соединения, присутствующие в попутно добываемой воде, осаждаются в виде солей, так что только небольшая концентрация ионов, например, примерно от 100 до 400 частей на млн, остается в растворе в сверхкритической плотнофазной текучей среде. Осажденные соли могут быть солями либо типа 1, либо типа 2. Соли типа 1 в общем являются нелипкими или не образующими накипи осадками, которые могут присутствовать в богатой солью водной фазе, смешанной со сверхкритической текучей средой. Соли типа 1 обычно повторно растворяются после возвращения сверхкритической текучей среды в докритические условия. Соли типа 2 образуют липкие осадки, которые более вероятно прилипают к окружающим поверхностям, включая поверхности теплопереноса парогенератора, и образуют на них накипь. Солям типа 1 можно, при необходимости, позволить протекать через парогенератор и даже в нефтеносный пласт. Наоборот, компоненты, образующие соли типа 2, предпочтительно удаляют из попутно добываемой воды выше по потоку от парогенератора. Слово удаляют в настоящем описании не подразумевает полного удаления компонента, но также включает уменьшение концентрации этого компонента, предпочтительно до степени, эффективной для существенного уменьшения скорости образования соли типа 2 в сверхкритической плотнофазной текучей среде.
Соли типа 1 включают NaCl, KCl и K2CO3. Соли типа 2 включают Na2CO3, Na2SO4 Na3PO4, K2SO4 и SiO2. Однако эти характеристики обычно определены в растворах, содержащих одно вещество. Когда присутствуют смеси солей, при сверхкритических или близким к ним условиях происходят более сложные реакции. Например, Na3PO4 и K2SO4 оба являются солями типа 2, однако в смеси при сверхкритических или близким к ним условиях они могут образовывать K3PO4 и Na2SO4, которые являются солями типа 1 и типа 2 соответственно.
На стадиях обработки попутно добываемой воды предпочтительно обрабатывают воду таким образом, чтобы большая часть осадка в ИНГ находилась в форме соли (солей) типа 1. Соли типа 1 могут оставаться захваченными в ИНГ и распределительном трубопроводе или, при необходимости, их можно удалить с использованием подходящей системы разделения.
Иосле выхода из парогенератора сверхкритическую плотнофазную текучую среду подают в место или места закачивания в нефтяное месторождение через сеть распределяющих трубопроводов. Температуру и/или давление сверхкритической плотнофазной текучей среды можно понизить до докритических условий в сети распределяющих трубопроводов или можно оставить понижаться до докритических условий в месте закачивания, например посредством устройства ослабления Вентури (venturi let-down device), в результате чего она поступает в нефтеносный пласт или нефтеносные пласты в виде насыщенного докритического пара.
Иопутно добываемую воду обрабатывают для уменьшения уровня содержания одного или более выбранных компонентов, которые могут причинять вред эксплуатации ИИГ по мере того, как давление и температуру воды повышают до сверхкритических условий в трубах ИНГ. Удаление или частичное удаление некоторых из химических компонентов воды уменьшает скорость нарастания осаждений или других вредных событий, происходящих в ИИГ или распределительном трубопроводе.
В частности, из попутно добываемой воды предпочтительно удаляют нефть. Так как при сверхкритических условиях многие органические соединения разлагаются до соединений с более низкой молекулярной массой, органические загрязняющие вещества можно обрабатывать минимально или не обрабатывать совсем. Аналогично, неорганические соединения, способные с большей вероятностью образовывать соли типа 1 (обычно не образующие накипи), можно обрабатывать минимально или не обрабатывать совсем. Компоненты, образующие соли типа 2, предпочтительно удаляют из попутно добываемой воды, например, путем процедур умягчения и/или декарбонизации и/или селективного ионного обмена и/или мембранного разделения.
На фиг. 1 показана система 10 обработки для получения сверхкритической плотнофазной текучей среды из попутно добываемой воды. Из попутно добываемой воды 12 с нефтью сначала удаляют нефть в системе 14 разделения нефти и воды и фильтрации. Система 14 разделения нефти и воды и фильтрации может включать обычные технологические установки для удаления нефти, обычно включающие гравитационный сепаратор нефти и воды и одно или более из следующего: флотацию с растворенным воздухом или газом, флотацию с газовым барботажем, химические добавки, коагуляторы и фильтрацию через среду, например, такую как фильтрацию через скорлупу грецких орехов. Извлеченную нефть 16 удаляют из способа.
Воду 18 после удаления нефти умягчают в системе 20 умягчения. В системе 20 умягчения можно использовать, например, химическое осаждение как в способе теплого известкового умягчения или в способе ионного обмена (ИО). Реагенты 22, такие как раствор NaCl, HCl, каустик или другие химикаты, добавляют в систему умягчения для осаждения веществ, вызывающих жесткость воды, или для регене
- 4 031635 рации ионообменных смол. Отработанный регенерирующий раствор или химический шлам 24 удаляют из системы 10. В системе 20 умягчения уменьшают жесткость попутно добываемой воды, создавая умягченную воду 26.
Умягченную воду 26 затем подвергают декарбонизации в блоке 30 дегазации, например в отпарной колонне или в блоке вакуумной дегазации. Предпочтительно кислоту 28, например соляную кислоту (HCl) или серную кислоту (H2SO4), добавляют в умягченную воду 26 выше по потоку от блока 30 дегазации. Отпарной газ 36, например воздух или пар, можно добавлять в блок 30 дегазации. Отходящие газы 32, в частности диоксид углерода (СО2), удаляют из блока 30 дегазации. Получают декарбонизированную воду 34, которая имеет пониженную концентрацию общего неорганического углерода (в частности, карбоната и/или бикарбоната), предпочтительно пониженную концентрацию карбоната.
Кислота 28 понижает рН попутно добываемой воды для увеличения степени декарбонизации. Подкисления с целью декарбонизации можно достичь, используя любую кислоту 28, но обычно его выполняют с использованием соляной кислоты, фосфорной кислоты, азотной кислоты или серной кислоты. Если используют кислоту, которая вносит вклад в образование соли типа 1, например соляную, фосфорную или азотную кислоту, тогда вода готова к поступлению в ИНГ. Если используют кислоту, которая вносит вклад в образование соли типа 2, например серную кислоту, тогда могут потребоваться дополнительные стадии предварительной обработки перед ППГ для удаления компонентов, образующих сульфат (SO4) и/или другую соль типа 2.
Например, система 10 на фиг. 1 включает возможный блок 38 удаления сульфата. В этом примере сульфат удаляют с помощью селективного ионного обмена. Регенерирующий агент 40 добавляют, когда требуется, а отработанный регенерирующий агент 42 направляют в удаление отходов или для дальнейшей обработки. Декарбонизированную воду 34, поступающую в блок 38 удаления сульфата, превращают в обработанную воду 44 с пониженным содержанием сульфата.
Если необходимо, из попутно добываемой воды также можно удалить диоксид кремния или силикаты. Это можно осуществить, например, путем химического осаждения или с помощью других средств. Однако, по меньшей мере, в некоторых попутно добываемых водах концентрация диоксида кремния/силикатов уже является достаточно низкой для создания сверхкритической плотнофазной текучей среды без обработки.
Обработанная вода 44 поступает в генератор 46 сверхкритической плотнофазной текучей среды. Генератор 46 предпочтительно аналогичен ППГ, но выполнен и действует для получения сверхкритической плотнофазной текучей среды 48. Сверхкритическую плотнофазную текучую среду 48 закачивают в нефтеносный пласт.
На фиг. 2 показана вторая система 100 обработки для получения сверхкритической плотнофазной текучей среды из попутно добываемой воды. В этой альтернативной системе поток попутно добываемой воды частично обессоливают, используя мембранный процесс обратного осмоса или нанофильтрации. При необходимости, мембранный процесс также можно включить в систему 10 обработки, изображенную на фиг. 1. На фиг. 2 блоки обработки, ранее описанные в связи с фиг. 1, обозначены такими же номерами.
На фиг. 2 блок 74 мембранной обработки может включать мембранные модули обратного осмоса или нанофильтрации. Данные модули могут действовать при обычных температурах ниже 45°С. Альтернативно, они могут представлять собой высокотемпературные модули, способные обрабатывать воду при температурах выше 45°С, что называют обработкой с помощью мембран высокотемпературного обратного осмоса (ВТОО). Мембраны высокотемпературного обратного осмоса и нанофильтрации описаны, например, в заявке на патент US 13/045058 Spiral Wound Membrane Element and Treatment of SAGD Produced Water or Other High Temperature Alkaline Fluids, поданной Goebel et al. 10 марта 2011 года. Эта заявка включена в данный документ путем ссылки.
Как для обычной, так и для высокотемпературной мембранной обработки обычно требуется предварительная обработка питательной воды мембраны для удаления свободных и растворенных масел, а также других загрязняющих или образующих накипь органических и неорганических компонентов из попутно добываемой воды. На фиг. 2 воду после удаления нефти обрабатывают в блоке 50 доочистки, теплообменнике 58, фильтре 64 и системе 20 умягчения.
В блоке 50 доочистки удаляют дополнительную нефть и органические загрязняющие вещества. Химикаты или реагенты 52 добавляют в попутно добываемую воду по необходимости для получения потока 54 удаляемых загрязняющих веществ. Поток 54 загрязняющих веществ содержит масла и другие органические соединения и его можно, при необходимости, рециркулировать в систему 14 разделения нефти и воды и фильтрации для дополнительной обработки. Теплообменник 58 используют, если необходимо, для уменьшения температуры попутно добываемой воды для мембранных блоков ниже по потоку. Фильтр 64 может представлять собой, например, блок мембран микрофильтрации или ультрафильтрации. Удаление твердых веществ в фильтре 64 можно усилить с помощью добавок 62, если это необходимо. Фильтрат 66 можно, при необходимости, рециркулировать в систему 14 разделения нефти и воды и фильтрации для дополнительной обработки. Фильтрованную воду 68 далее обрабатывают в системе 20
- 5 031635 умягчения. Умягченная вода 26 готова для обработки в блоке 74 мембранной обработки. При необходимости, перед мембранной обработкой 74 можно добавить реагенты 72. Например, можно добавить каустик, чтобы избежать образования осаждения диоксида кремния в блоке 74 мембранной обработки.
В мембранной обработке, либо обычной, либо высокотемпературной, можно использовать мембраны, селективные по отношению к двухвалентным ионам, которые обычно образуют соли типа 2. Альтернативно, в мембранном процессе можно удалить большую часть компонентов, образующих соль типа 2, а также сильно уменьшить содержание компонентов, образующих соль типа 1. Это не только уменьшит возможность образования накипи в ППГ, но также сильно ослабит образование кристаллической соли типа 1 при сверхкритических условиях внутри ППГ. Пониженное содержание солей и органических соединений в подаваемой обессоленной попутно добываемой воде может в некоторых случаях улучшить функционирование ИНГ. В частности, общее содержание растворенных твердых веществ (ОСРТВ) в воде, подаваемой в сверхкритический ИНГ, предпочтительно составляет менее примерно 14000 мг/л. В некоторых случаях ОСРТВ в попутно добываемой воде может быть ниже этого порога перед обработкой или после умягчения и декарбонизации. Однако, если это не так, тогда требуется использование мембранного разделения для увеличения удаления компонентов солей типа 1. Не прошедший через мембрану концентрат 76 удаляют или дополнительно обрабатывают.
В зависимости от молекулярной массы, формы молекул, электрического заряда и других характеристик органических соединений, присутствующих в попутно добываемой воде, количество органических соединений, удаляемых с помощью обратного осмоса, может изменяться от небольшой до большей части органических соединений, присутствующих в потоке, подаваемом на обратный осмос. Хотя три образца попутно добываемой воды, исследованные авторами настоящего изобретения, не требовали какого-либо удаления органических соединений, возможно, что в случае другой попутно добываемой воды можно получить преимущество от удаления некоторых органических соединений. Например, некоторые органические соединения могут вызывать образование кислоты или газа в ППГ или в системах распределения, что может быть вредным для металлов, из которых изготовлены эти системы.
Обработка с применением мембраны обратного осмоса также может уменьшить или устранить потребность в некоторых других стадиях предварительной обработки, описанных выше, например в снижении жесткости воды и/или удалении сульфата (SO4) с использованием способов ионного обмена, описанных ранее.
Мембранный блок 74 производит пермеат 78. При необходимости, второй теплообменник 58 можно использовать для подогрева попутно добываемой воды, если она ранее была охлаждена для облегчения мембранной обработки. Нагретую попутно добываемую воду 80 обрабатывают в блоке 30 дегазации, как описано выше. При необходимости, попутно добываемую воду можно подкислить для увеличения удаления карбоната в блоке 30 дегазации. В блоке 30 дегазации также можно удалить из попутно добываемой воды растворенный кислород и другие отпариваемые газы, помимо диоксида углерода. Обработанная попутно добываемая вода 82 затем готова для превращения в ППГ 46 в сверхкритическую плотнофазную текучую среду 48 для закачивания в нефтеносный пласт.
Описанные выше системы 10, 100 обработки предпочтительно включают стадию умягчения. Большинство попутно добываемых вод имеют жесткость, обусловленную в основном кальцием и магнием, на уровнях, которые достаточны для того, чтобы привести к возможному образованию накипи или возникновению других проблем в ППГ. При сверхкритических условиях компоненты, обусловливающие жесткость, приводят к образованию солей типа 2, и их предпочтительно удаляют до поступления в ППГ. Снижения жесткости можно достичь с помощью химического умягчения, которое обычно осуществляют в установке холодного, теплого или горячего известкового умягчения (химическое удаление) и/или в ионообменных (ИО) системах снижения жесткости. Выбор химического и/или ионообменного способов может быть обусловлен химическим составом попутно добываемой воды и экономическими соображениями.
Попутно добываемые воды также могут содержать или могут не содержать некоторые уровни сульфатов, которые образуют соли типа 2 при сверхкритических условиях. Поэтому сульфаты удаляют до поступления в ППГ только если это необходимо. Низкие уровни сульфатов, возможно до 10 или 20 мг/л, могут быть допустимы внутри ППГ без причинения ущерба или образования значительных уровней солей типа 2.
Одним способом удаления сульфатов является использование системы селективного ионного обмена, которая содержит ионообменную смолу, преимущественно нацеленную на сульфаты. Обработка с использованием селективного ионного обмена для удаления сульфатов показана на фиг. 1. Другим способом удаления сульфатов является использование частичного обессоливания путем мембранного разделения. Хотя эти способы уменьшения содержания сульфатов являются предпочтительными, обработка для уменьшения содержания сульфатов не ограничена этими двумя вариантами.
Большинство попутно добываемых вод имеет относительно высокие уровни щелочности или жесткости (диоксид углерода, бикарбонат и карбонат), которые могут образовывать соли типа 2 при сверхкритических условиях. Один способ удаления щелочности или жесткости из попутно добываемой воды включает понижение рН воды (подкисление), за которым следует дегазация для достижения декарбони
- 6 031635 зации. Некоторые кислоты, такие как серная кислота, могут приводить к образованию солей типа 2 в ИНГ при сверхкритических условиях. Если используют кислоты, не приводящие к образованию солей типа 2, такие как соляная, азотная или фосфорная кислота, попутно добываемую воду можно подавать непосредственно в ИИГ после удаления щелочности в процессе декарбонизации, если природные уровни сульфатов являются приемлемыми. Если используют серную кислоту, то присутствуют остаточные сульфаты, образующие соль типа 2, и предпочтительно добавляют стадию удаления SO4. Это приводит к способу, включающему стадии подкисления, дегазации (декарбонизации) и удаления сульфатов, как показано на фиг. 1.
Обработку обратным осмосом или нанофильтрацией, либо обычную, либо высокотемпературную, можно использовать для частичного обессоливания попутно добываемой воды в качестве основного способа предварительной обработки или в качестве дополнения к другому способу предварительной обработки. Ио мере того как попутно добываемая вода проходит через мембраны обратного осмоса или нанофильтрации, поток разделяется на в основном обессоленный поток (пермеат) и концентрированный (возвратный) поток. В зависимости от типа выбранных мембранных элементов (модулей) поток пермеата содержит только часть неорганических компонентов из подаваемого потока попутно добываемой воды. Хотя органические компоненты обычно также удаляют, степень их удаления зависит от типа (типов) органических веществ, содержащейся в попутно добываемой воде.
Из-за того что попутно добываемая вода загрязнена нефтью, перед подачей в систему обратного осмоса или нанофильтрации обычно ее необходимо предварительно обработать для удаления загрязняющих мембрану компонентов. Такая предварительная обработка может состоять из множества процессов, включая микро- или ультрафильтрацию, абсорбцию нефти, умягчение или другие процессы. Требования к предварительной обработке обратным осмосом могут меняться в зависимости от характеристик попутно добываемой воды. Иредварительная обработка обратным осмосом также может включать добавление каустика для повышения рН, минимизируя таким образом опасность осаждения диоксида кремния на мембране.
Частично обессоленный и очищенный поток пермеата направляют в ИНГ для последующего повышения давления и нагрева до сверхкритических условий таким же образом, как описано ранее для других вариантов предварительной обработки. Возвратный поток, содержащий все компоненты попутно добываемой воды, не прошедшие через мембранный барьер, либо рециркулируют для других применений, либо направляют в отходы. Обработка попутно добываемой воды обратным осмосом или нанофильтрацией может заменить собой один или один или более из следующих процессов: умягчение, декарбонизацию и/или селективный ионный обмен.
В зависимости от температуры попутно добываемой воды и мембраны и возможных температурных ограничений мембраны предварительной обработки может потребоваться охлаждение попутно добываемой воды, чтобы она удовлетворяла характеристикам рабочей температуры соответствующего компонента. Примерная схема объединенного способа обработки попутно добываемой воды с применением обратного осмоса проиллюстрирована на фиг. 2. Также возможны другие последовательности стадий обработки.
Иоследовательность применения описанных выше технологических стадий обработки можно менять в зависимости от состава попутно добываемой воды, а также от предпочтений оборудования и устройств для добычи нефти и экономических соображений. Хотя в предшествующем обсуждении указан обычный порядок различных технологических стадий, в зависимости от состава попутно добываемой воды и типа кислоты, используемой для декарбонизации, действительная последовательность технологических операций, перечисленная выше и описанная на фиг. 1 и 2, либо может не быть критически важной, либо может потребоваться другая последовательность, чтобы улучшить предварительную обработку или чтобы сделать предварительную обработку более преимущественной и/или экономичной.
Иосле того как завершают предварительную обработку в форме удаления нефти, и/или умягчения, и/или удаления конкретных ионов (т.е. сульфатов), и/или подкисления, и/или декарбонизации, и/или частичного обессоливания с использованием мембраны обратного осмоса или нанофильтрации, кондиционированную таким образом попутно добываемую воду можно при необходимости деаэрировать (дегазировать) или дополнительно дегазировать, если она уже декарбонизирована путем дегазации, перед системой ИИГ или в системе ИИГ. В ИИГ давление попутно добываемой воды поднимают до сверхкритического значения перед тем, как она поступает в секцию или секции, где ее предварительно нагревают, обычно в секции предварительного нагревателя, а затем ее температуру повышают до сверхкритического значения, обычно в радиационной секции ИИГ и секции перегревателя, при этом поддерживая при сверхкритическом давлении. Ио мере того как вода достигает сверхкритических условий, т.е. сверхкритической температуры и сверхкритического давления, большая часть солей начинает осаждаться и большая часть органических компонентов в воде разлагается до соединений с более низкой молекулярной массой. Осажденную соль (соли) и отделенные органические соединения можно поддерживать внутри труб и выводить через оставшиеся секции ИИГ в нагнетательный трубопровод нефтяного месторождения. В качестве альтернативы, осажденные соли и отделенные органические соединения можно частично или полностью удалять или уменьшать их концентрацию либо на месте, либо во внешнем устройстве
- 7 031635 перед тем как сверхкритическую плотнофазную текучую среду дополнительно нагревают в расположенной ниже по потоку секции ИНГ или перед тем как она поступит в распределительный и/или нагнетательный трубопровод нефтяного месторождения.
Парогенератор предпочтительно представляет собой ИНГ, а не барабанный котел. Требования к чистоте подпиточной воды для ИНГ обычно ниже, чем для барабанного котла. Обработка попутно добываемой воды, идущей в сверхкритический ИНГ, заключается только в частичной обработке и кондиционировании, а не в максимальной обработке, как требовалось бы для барабанного котла и паровой турбины, работающих при сверхкритических условиях. Иредварительная обработка в описанных выше способах и системах в основном представляет собой умягчение, декарбонизацию (подкисление-дегазацию) и, при необходимости, селективное удаление ионов сульфатов или, альтернативно, обессоливание с использованием мембранной обработки обратным осмосом. Все эти обработки нацелены на удаление только вызывающих затруднения компонентов, вероятно присутствующих в попутно добываемой воде и образующих соли типа 2. Так как некоторая или большая часть органических и неорганических компонентов остается в воде, предварительная обработка является менее строгой по сравнению с обработкой, которая требуется для обычной сверхкритической плотнофазной текучей среды для выработки электроэнергии.
Обработка попутно добываемой воды, очищенной от нефти, может, по существу, состоять из умягчения, декарбонизации (подкисления-дегазации) и, при необходимости, селективного удаления ионов сульфатов, если для декарбонизации используют серную кислоту. С помощью этих стадий обработки можно обеспечить, например, удаление 80% или более или 90% или более или всех растворенных твердых веществ из попутно добываемой воды, очищенной от нефти, перед тем как она поступает в ИИГ.
Все описанные выше способы обработки попутно добываемой воды являются относительно простыми и недорогими по сравнению со способами, которые требуются для обработки обычной сверхкритической плотнофазной текучей среды для выработки электроэнергии. Из-за относительной простоты обработки воды капитальные и текущие затраты на химикаты, энергию и удаление отходов также меньше по сравнению с обычной предварительной обработкой для образования сверхкритической плотнофазной текучей среды для выработки электроэнергии. Добавление предварительной обработки с применением обратного осмоса или нанофильтрации создает другой поток отходов, однако его можно частично компенсировать путем возможного устранения или уменьшения других вышеупомянутых операций предварительной обработки, например, таких как умягчение и/или удаление сульфатов посредством ионного обмена. Обработка с применением обратного осмоса или нанофильтрации должна производить еще меньше отходов, чем обработка, необходимая для получения воды высокой чистоты в виде, требуемом для сверхкритической плотнофазной текучей среды для выработки электроэнергии.
Примеры
Иопутно добываемые воды из трех различных мест добычи с увеличением нефтеотдачи пласта (УНИ), каждая с различным содержанием солей и органических соединений, причем содержание солей (общее содержание растворенных твердых веществ) составляет от 600 до 14500 мг/л, испытывали необработанными в состоянии как есть (сразу после отбора и поставки) и в состоянии после предварительной обработки. Способы предварительной обработки состояли из умягчения, подкисления, декарбонизации и, в одном случае, целевого ионного обмена для удаления сульфатов, в общем, согласно фиг. 1.
Затем каждую из этих предварительно обработанных вод подвергали воздействию сверхкритических условий путем повышения давления до 25 МИа (250 бар или 3626 фунтов на кв. дюйм) и нагревания до сверхкритических температур и поддержания при дискретных сверхкритических температурах в диапазоне от 400 до 530°С (от 752 до 986°F) с наиболее распространенными температурами для всего испытания от 400 до 440°С.
Иопутно добываемые воды испытывали в каждом из этих температурных интервалов в течение примерно двух часов для установления равновесия, чтобы определить, образовались ли в них липкие или образующие накипь соли, и чтобы определить, вызывают ли они засорение экспериментального генератора сверхкритической плотной текучей среды.
Было обнаружено, что в каждой из необработанных попутно добываемых вод образовывались липкие и образующие накипь соли типа 2, в основном состоящие из карбонатов (включая бикарбонаты) и сульфатов, и они вызывали засорение генератора. Наоборот, в предварительно обработанных попутно добываемых водах в основном образовывались соли типа 1, и они не вызывали засорения и образования накипи в генераторе. Быстрое засорение генератора обозначают как оценку неуд. в колонке результатов в табл. 1, в то время как приемлемую характеристику обозначают как оценку годен. Эти результаты испытаний указывают, что все три образца попутно добываемых вод были обработаны так, что можно использовать обработанную воду для создания сверхкритической текучей среды для добычи нефти.
В испытаниях как серную кислоту (H2SO4), так и соляную кислоту (HCl) успешно использовали для подкисления воды, чтобы обеспечить декарбонизацию. H2SO4 находится в изобилии в местах добычи нефти, однако, она увеличивает концентрацию сульфатов в воде. Образец, подкисленный серной кислотой, подвергали удалению SO4 с использованием селективного ионного обмена. Наоборот, образец с вы
- 8 031635 соким начальным общим содержанием растворенных твердых веществ (ОСРТВ) подкисляли HCl, а не H2SO4, так чтобы этот образец не требовал бы удаления SO4. Предшествующие испытания показали, что способ селективного ионного обмена для удаления SO4 не работает хорошо в случае воды с высоким общим содержанием растворенных твердых веществ.
Список концентраций различных компонентов в попутно добываемой воде перед обработкой и после обработки представлен ниже в таблице. В таблице ОНУ обозначает общий неорганический углерод. Эту величину используют для определения концентрации НСО3 или СО3. ОНУ выражают в виде С, так что превращение в НСО3 должно составлять ОНУ х 61/12.
| Образец | Обработка | ОСРТВ | SO4 | ОНУ | нсоз | SiO2 | Са | мд | Общая сера | Результаты |
| мг/л | мг/л | мг/л (как С) | мг/л | мг/л | мг/л | мг/л | мг/л | |||
| 1 | Без обработки | 673 | 9,2 | 47 | 241 | 79 | 25 | 4,6 | 3,7 | неуд. |
| Умягчение, подкисление и декарбонизация | 723 | 9,7 | 6 | 31 | 80 | 0 | 0 | 3,5 | годен | |
| 2 | Без обработки | 3329 | 16 | 198 | - | 49 | 3.6 | 1,3 | 9,7 | неуд. |
| Умягчение, подкисление и удаление сульфатов | н/о | <5 | 0,1 | 64 | <1 | <1 | 0,5 | годен | ||
| 3 | Без обработки | 14838 | 10 | 175 | - | 13 | 29 | 38 | н/о | неуд. |
| Умягчение, подкисление и декарбонизация | н/о | 10 | 1,1 | 12 | <1 | <1 | н/о | годен |
В описании использованы примеры для раскрытия изобретения, включая лучший способ осуществления изобретения, а также для того, чтобы специалист в данной области мог применить на практике настоящее изобретение, включая изготовление и применение любых устройств или систем и выполнение любых включенных способов. Патентоспособная область защиты изобретения определена формулой изобретения и может включать другие примеры, которые могут предложить специалисты в данной области. Такие другие примеры предназначены для включения в область защиты формулы изобретения, если они содержат структурные элементы, которые не отличаются от буквально изложенного в формуле изобретения, или если они включают эквивалентные структурные элементы с несущественными отличиями от буквально изложенного в формуле изобретения.
Claims (15)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ добычи углеводородов, включающий стадии:а) обработки попутно добываемой воды для снижения жесткости и для снижения концентрации одного или более из карбоната, бикарбоната и общего неорганического углерода;б) получения сверхкритической плотнофазной текучей среды из обработанной попутно добываемой воды ив) закачивания сверхкритической плотнофазной текучей среды в содержащую углеводороды геологическую формацию или смешивания сверхкритической плотнофазной текучей среды с извлекаемыми углеводородами в стволе эксплуатационной скважины или нефтесборном трубопроводе.
- 2. Способ по п.1, в котором стадия (а) дополнительно включает снижение концентрации одного или более из: i) кальция, ii) магния и iii) серы.
- 3. Способ по п.1 или 2, в котором попутно добываемую воду обрабатывают для уменьшения концентрации сульфата.
- 4. Способ по любому предшествующему пункту, в котором содержание карбоната уменьшают путем подкисления с последующим удалением газообразного диоксида углерода.
- 5. Способ по любому предшествующему пункту, в котором обработанная попутно добываемая вода не соответствует требованиям к котловой воде, описанным в стандартах Американского общества инженеров-механиков (ASME).
- 6. Способ по любому предшествующему пункту, в котором обработанную попутно добываемую воду доводят до сверхкритического давления и сверхкритической температуры в прямоточном парогенераторе (ИНГ).
- 7. Способ по любому предшествующему пункту, дополнительно включающий отделение нефти от попутно добываемой воды и/или удаление нефти перед стадией (а).
- 8. Способ по любому предшествующему пункту, в котором стадия (а) включает одну или более стадий обработки, выбранных из группы, состоящей из ионообменного умягчения и мембранного разделения.
- 9. Способ по любому предшествующему пункту, включающий стадию ионного обмена для удаления сульфатов.
- 10. Способ по любому предшествующему пункту, в котором в формацию вводят соли типа 1.
- 11. Система, включающая сверхкритический прямоточный парогенератор (ППГ) для получения сверхкритической плотнофазной текучей среды, систему обработки воды для обработки попутно добы- 9 031635 ваемой воды перед нагревом в сверхкритическом ППГ и систему подачи сверхкритической текучей среды, соединенную с одной или более содержащей углеводороды геологической формацией, стволом эксплуатационной скважины и нефтесборным трубопроводом, причем указанная система обработки воды включает:а) блок умягчения;б) блок подкисления ив) блок дегазации.
- 12. Система по п.11, в которой блок (а) дополнительно включает блок мембранного разделения или блок ионообменного умягчения.
- 13. Система по п.11 или 12, дополнительно включающая блок селективного по отношению к сульфатам ионного обмена.
- 14. Способ добычи углеводородов, включающий стадии:i) обработки попутно добываемой воды, очищенной от нефти, посредством способа, состоящего из а) умягчения, и одного из б) декарбонизации без использования содержащей сульфат кислоты и в) декарбонизации с использованием содержащей сульфат кислоты и удаления сульфатов;ii) получения сверхкритической плотнофазной текучей среды из обработанной попутно добываемой воды и iii) закачивания сверхкритической плотнофазной текучей среды в содержащую углеводороды геологическую формацию или смешивания сверхкритической плотнофазной текучей среды с извлекаемыми углеводородами в стволе эксплуатационной скважины или нефтесборном трубопроводе.
- 15. Способ по п.14, в котором стадия декарбонизации состоит из стадий подкисления и дегазации.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201361877629P | 2013-09-13 | 2013-09-13 | |
| PCT/US2014/055422 WO2015038912A1 (en) | 2013-09-13 | 2014-09-12 | Treatment of produced water for supercritical dense phase fluid generation and injection into geological formations for the purpose of hydrocarbon production |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201690331A1 EA201690331A1 (ru) | 2016-11-30 |
| EA031635B1 true EA031635B1 (ru) | 2019-01-31 |
Family
ID=51662306
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201690331A EA031635B1 (ru) | 2013-09-13 | 2014-09-12 | Обработка попутно добываемой воды для создания сверхкритической плотнофазной текучей среды и ее закачивания в геологические формации с целью добычи углеводородов |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20160214878A1 (ru) |
| EP (1) | EP3044282A1 (ru) |
| CN (1) | CN105518101A (ru) |
| CA (1) | CA2923227A1 (ru) |
| EA (1) | EA031635B1 (ru) |
| WO (1) | WO2015038912A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2724779C1 (ru) * | 2020-01-14 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ комплексной переработки попутных вод нефтяных месторождений |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11407655B2 (en) * | 2009-06-22 | 2022-08-09 | Verno Holdings, Llc | System for decontaminating water and generating water vapor |
| US11319218B2 (en) | 2009-06-22 | 2022-05-03 | Verno Holdings, Llc | System for decontaminating water and generating water vapor |
| US11242735B2 (en) | 2013-02-08 | 2022-02-08 | Chevron U.S.A. Inc. | System and process for recovering hydrocarbons using a supercritical fluid |
| CA2860277C (en) * | 2014-06-02 | 2016-10-25 | Veolia Water Solutions & Technologies North America, Inc. | Oil recovery process including enhanced softening of produced water |
| EP3181526A1 (en) * | 2015-12-18 | 2017-06-21 | SUEZ Groupe | Process for treating produced water from an oil & gas field |
| CA3042570A1 (en) * | 2016-07-20 | 2018-01-25 | Petroleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Hybrid system and method for treating produced water and sea water to be re-injected into a subsea oil reservoir |
| CA3004967C (en) * | 2017-05-12 | 2023-12-12 | Conocophillips Company | Cleaning sagd equipment with supercritical co2 |
| US10974972B2 (en) | 2019-03-11 | 2021-04-13 | Saudi Arabian Oil Company | Treatment of water comprising dissolved solids in a wellbore |
| US10876385B2 (en) | 2019-03-13 | 2020-12-29 | Saudi Arabian Oil Company | Oil production and recovery with supercritical water |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20030062163A1 (en) * | 2001-09-17 | 2003-04-03 | Southwest Research Institute | Pretreatment processes for heavy oil and carbonaceous materials |
| US20090139715A1 (en) * | 2007-11-28 | 2009-06-04 | Saudi Arabian Oil Company | Process to upgrade whole crude oil by hot pressurized water and recovery fluid |
| US20090236092A1 (en) * | 2006-02-24 | 2009-09-24 | O'brien Thomas B | Method and system for extraction of hydrocarbons from oil sands |
| US20100288555A1 (en) * | 2006-05-16 | 2010-11-18 | Werner Foppe | Procedure and device for the optimal, utilization of carbon resources such as oil fields, oil shales, oil sands, coal, and co2 |
| US20110209869A1 (en) * | 2010-02-16 | 2011-09-01 | Smith David R | Method and apparatus to release energy in a well |
| US20110226473A1 (en) * | 2010-03-18 | 2011-09-22 | Kaminsky Robert D | Deep Steam Injection Systems and Methods |
| US20120137883A1 (en) * | 2010-12-01 | 2012-06-07 | Hpd, Llc | Method for recovering gas from shale reservoirs and purifying resulting produced water to allow the produced water to be used as drilling or frac water, or discharged to the environment |
| WO2013050075A1 (en) * | 2011-10-05 | 2013-04-11 | Statoil Petroleum As | Method and apparatus for generating steam for the recovery of hydrocarbon |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4815537A (en) * | 1987-07-02 | 1989-03-28 | Mobil Oil Corporation | Method for viscous hydrocarbon recovery |
| AU2003301447B2 (en) * | 2002-10-18 | 2008-07-10 | Aquatech International, Llc | Method and apparatus for high efficiency evaporation operation |
| US7216712B2 (en) * | 2003-12-10 | 2007-05-15 | Praxair Technology, Inc. | Treatment of oil wells |
| CN101795752B (zh) * | 2007-07-19 | 2012-12-05 | 国际壳牌研究有限公司 | 水处理系统和方法 |
| CA2718666A1 (en) * | 2008-04-07 | 2009-10-15 | University Of Wyoming | Oil recovery by sequential waterflooding with oil reinjection and oil relocation |
| US8079417B2 (en) * | 2008-08-13 | 2011-12-20 | Conocophillips Company | Wireline retrievable dsg/downhole pump system for cyclic steam and continuous steam flooding operations in petroleum reservoirs |
| US9114406B2 (en) * | 2009-12-10 | 2015-08-25 | Ex-Tar Technologies | Steam driven direct contact steam generation |
| CA2827145A1 (en) * | 2011-02-11 | 2012-08-16 | Siemens Pte. Ltd. | Sulfate removal from aqueous waste streams with recycle |
| US20120330466A1 (en) * | 2011-06-27 | 2012-12-27 | George Joel Rodger | Operational logic for pressure control of a wellhead |
| US10907455B2 (en) | 2013-02-08 | 2021-02-02 | Chevron U.S.A. Inc. | System and process for recovering hydrocarbons using a supercritical fluid |
| US20140246195A1 (en) * | 2013-03-01 | 2014-09-04 | Conocophillips Company | Supercritical boiler for oil recovery |
| US10280102B1 (en) * | 2013-06-03 | 2019-05-07 | Mansour S. Bader | Methods to properly condition feed water for steam generators in oil-fields and the like |
| CA2927287C (en) * | 2013-10-18 | 2017-05-09 | Husky Oil Operations Limited | Blowdown recycle method and system for increasing recycle and water recovery percentages for steam generation units |
-
2014
- 2014-09-12 EP EP14781342.2A patent/EP3044282A1/en not_active Withdrawn
- 2014-09-12 CA CA2923227A patent/CA2923227A1/en not_active Abandoned
- 2014-09-12 WO PCT/US2014/055422 patent/WO2015038912A1/en active Application Filing
- 2014-09-12 EA EA201690331A patent/EA031635B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2014-09-12 CN CN201480050308.5A patent/CN105518101A/zh active Pending
- 2014-09-12 US US15/021,428 patent/US20160214878A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20030062163A1 (en) * | 2001-09-17 | 2003-04-03 | Southwest Research Institute | Pretreatment processes for heavy oil and carbonaceous materials |
| US20090236092A1 (en) * | 2006-02-24 | 2009-09-24 | O'brien Thomas B | Method and system for extraction of hydrocarbons from oil sands |
| US20100288555A1 (en) * | 2006-05-16 | 2010-11-18 | Werner Foppe | Procedure and device for the optimal, utilization of carbon resources such as oil fields, oil shales, oil sands, coal, and co2 |
| US20090139715A1 (en) * | 2007-11-28 | 2009-06-04 | Saudi Arabian Oil Company | Process to upgrade whole crude oil by hot pressurized water and recovery fluid |
| US20110209869A1 (en) * | 2010-02-16 | 2011-09-01 | Smith David R | Method and apparatus to release energy in a well |
| US20110226473A1 (en) * | 2010-03-18 | 2011-09-22 | Kaminsky Robert D | Deep Steam Injection Systems and Methods |
| US20120137883A1 (en) * | 2010-12-01 | 2012-06-07 | Hpd, Llc | Method for recovering gas from shale reservoirs and purifying resulting produced water to allow the produced water to be used as drilling or frac water, or discharged to the environment |
| WO2013050075A1 (en) * | 2011-10-05 | 2013-04-11 | Statoil Petroleum As | Method and apparatus for generating steam for the recovery of hydrocarbon |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2724779C1 (ru) * | 2020-01-14 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ комплексной переработки попутных вод нефтяных месторождений |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2015038912A1 (en) | 2015-03-19 |
| EA201690331A1 (ru) | 2016-11-30 |
| US20160214878A1 (en) | 2016-07-28 |
| CN105518101A (zh) | 2016-04-20 |
| EP3044282A1 (en) | 2016-07-20 |
| CA2923227A1 (en) | 2015-03-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA031635B1 (ru) | Обработка попутно добываемой воды для создания сверхкритической плотнофазной текучей среды и ее закачивания в геологические формации с целью добычи углеводородов | |
| AU2004294555B2 (en) | Method for production of high pressure steam from produced water | |
| US8955581B2 (en) | Method and system for recovering oil and generating steam from produced water | |
| CA2609859C (en) | Recovery of high quality water from produced water arising from a thermal hydrocarbon recovery operation using vacuum technologies | |
| US7967955B2 (en) | Water treatment method for heavy oil production | |
| US10399880B2 (en) | Systems for producing regenerant brine and desalinated water from high temperature produced water | |
| WO2009105309A1 (en) | Method and system for generating steam in the oil industry | |
| CA2671255C (en) | Production of steam and its application to enhanced oil recovery | |
| Heins et al. | Use of evaporation for heavy oil produced water treatment | |
| CA2448680A1 (en) | Water treatment method for heavy oil production | |
| CA2928820C (en) | Process for treating produced water evaporator concentrate | |
| CA2345595C (en) | Water treatment process for thermal heavy oil recovery | |
| GB2362333A (en) | Water treatment process for heavy oil recovery | |
| WO2014085096A1 (en) | Superheated steam water treatment process | |
| Dores et al. | Advanced water treatment technologies for produced water | |
| US10995027B1 (en) | Exchanging thermal and liquid wastes for distillate and hot de-scaled brine | |
| CN110914539A (zh) | 发电方法 | |
| US10280102B1 (en) | Methods to properly condition feed water for steam generators in oil-fields and the like | |
| Kok et al. | Total dissolved solids removal from water produced during the in situ recovery of heavy oil and bitumen | |
| US10968129B1 (en) | Minimizing wastes: method for de-oiling, de-scaling and distilling source water | |
| US20150274551A1 (en) | Steam generation system | |
| AU2022200041A1 (en) | Temperature swing solvent extraction for descaling of feedstreams | |
| AU4373101A (en) | Water treatment process for thermal heavy oil recovery |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC4A | Registration of transfer of a eurasian patent by assignment | ||
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG TJ TM RU |