RU2010111793A - METHOD FOR REMOVING SILICON OXIDE IN EXTRACTION OF HEAVY OIL - Google Patents

METHOD FOR REMOVING SILICON OXIDE IN EXTRACTION OF HEAVY OIL Download PDF

Info

Publication number
RU2010111793A
RU2010111793A RU2010111793/03A RU2010111793A RU2010111793A RU 2010111793 A RU2010111793 A RU 2010111793A RU 2010111793/03 A RU2010111793/03 A RU 2010111793/03A RU 2010111793 A RU2010111793 A RU 2010111793A RU 2010111793 A RU2010111793 A RU 2010111793A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stream
saline
concentrated
magnesium
evaporator
Prior art date
Application number
RU2010111793/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2479713C2 (en
Inventor
Кит Р. МИННИХ (US)
Кит Р. Минних
Дэн ПЕТЕРСОН (US)
Дэн ПЕТЕРСОН
Original Assignee
ЭйчПиДи, ЭлЭлСи (US)
ЭйчПиДи, ЭлЭлСи
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by ЭйчПиДи, ЭлЭлСи (US), ЭйчПиДи, ЭлЭлСи filed Critical ЭйчПиДи, ЭлЭлСи (US)
Publication of RU2010111793A publication Critical patent/RU2010111793A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2479713C2 publication Critical patent/RU2479713C2/en

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34Arrangements for separating materials produced by the well

Landscapes

  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Heat Treatment Of Water, Waste Water Or Sewage (AREA)
  • Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Vaporization, Distillation, Condensation, Sublimation, And Cold Traps (AREA)
  • Removal Of Specific Substances (AREA)

Abstract

1. Способ извлечения нефти из нефтяной скважины, включающий: ! а. извлечение водонефтяной смеси из скважины; ! b. отделение нефти от водонефтяной смеси с получением нефтепродукта и попутной воды, содержащей растворенный в ней оксид кремния; ! c. направление попутной воды в испаритель и получение пара и концентрированного солевого раствора; ! d. смешивание с попутной водой или концентрированным солевым раствором оксида магния или хлорида магния с получением гидроксида магния; ! e. совместное осаждение гидроксида магния и оксида кремния из попутной воды или концентрированного солевого раствора; ! f. конденсация пара с получением дистиллята; ! g. направление дистиллята в парогенератор и нагревание дистиллята в парогенераторе с получением пара; ! h. закачивание пара в нагнетательную скважину, инициирующее образование водонефтяной смеси. !2. Способ по п. 1, включающий поддержание рН попутной воды или концентрированного солевого раствора равным от, приблизительно, 9,8 до, приблизительно, 12,0. ! 3. Способ по п. 1, включающий дозированное добавление к попутной воде или концентрированному солевому раствору оксида магния или хлорида магния так, чтобы поддерживать весовое отношение магния к оксиду кремния равным от, приблизительно, 0,5:1 до, приблизительно, 3,0:1. ! 4. Способ по п. 3, включающий дозированное добавление к попутной воде или концентрированному солевому раствору оксида магния или хлорида магния так, чтобы поддерживать весовое отношение магния к оксиду кремния равным, приблизительно, 1:1. ! 5. Способ по п. 1, в котором оксид магния или хлорид магния смешивают с попутной водой, вызывая совместное осаждение гидроксида магния и ок 1. A method for extracting oil from an oil well, including: ! a. extraction of water-oil mixture from the well; ! b. separating oil from the water-oil mixture to obtain an oil product and associated water containing silicon oxide dissolved in it; ! c. directing produced water to the evaporator and obtaining steam and concentrated brine; ! d. mixing with produced water or a concentrated salt solution of magnesium oxide or magnesium chloride to obtain magnesium hydroxide; ! e. coprecipitation of magnesium hydroxide and silicon oxide from produced water or concentrated salt solution; ! f. steam condensation to produce a distillate; ! g. directing the distillate to a steam generator and heating the distillate in the steam generator to produce steam; ! h. injection of steam into an injection well, initiating the formation of an oil-water mixture. !2. The method of claim 1, comprising maintaining the pH of the produced water or brine from about 9.8 to about 12.0. ! 3. The method of claim 1, comprising metering magnesium oxide or magnesium chloride to produced water or brine so as to maintain a weight ratio of magnesium to silica from about 0.5:1 to about 3.0 :one. ! 4. The method according to claim 3, including the dosed addition of magnesium oxide or magnesium chloride to produced water or a concentrated salt solution so as to maintain a weight ratio of magnesium to silicon oxide equal to approximately 1:1. ! 5. The method according to p. 1, in which magnesium oxide or magnesium chloride is mixed with produced water, causing co-precipitation of magnesium hydroxide and ox

Claims (24)

1. Способ извлечения нефти из нефтяной скважины, включающий:1. A method of extracting oil from an oil well, including: а. извлечение водонефтяной смеси из скважины;but. extracting the oil-water mixture from the well; b. отделение нефти от водонефтяной смеси с получением нефтепродукта и попутной воды, содержащей растворенный в ней оксид кремния;b. separation of oil from the oil-water mixture to obtain an oil product and associated water containing silicon oxide dissolved in it; c. направление попутной воды в испаритель и получение пара и концентрированного солевого раствора;c. directing the associated water to the evaporator and obtaining steam and concentrated saline; d. смешивание с попутной водой или концентрированным солевым раствором оксида магния или хлорида магния с получением гидроксида магния;d. mixing with associated water or a concentrated saline solution of magnesium oxide or magnesium chloride to obtain magnesium hydroxide; e. совместное осаждение гидроксида магния и оксида кремния из попутной воды или концентрированного солевого раствора;e. co-precipitation of magnesium hydroxide and silicon oxide from associated water or concentrated saline; f. конденсация пара с получением дистиллята;f. steam condensation to obtain a distillate; g. направление дистиллята в парогенератор и нагревание дистиллята в парогенераторе с получением пара;g. directing the distillate to the steam generator and heating the distillate in the steam generator to produce steam; h. закачивание пара в нагнетательную скважину, инициирующее образование водонефтяной смеси.h. injection of steam into the injection well, initiating the formation of a water-oil mixture. 2. Способ по п. 1, включающий поддержание рН попутной воды или концентрированного солевого раствора равным от, приблизительно, 9,8 до, приблизительно, 12,0.2. The method according to p. 1, comprising maintaining the pH of the associated water or concentrated saline equal to from about 9.8 to about 12.0. 3. Способ по п. 1, включающий дозированное добавление к попутной воде или концентрированному солевому раствору оксида магния или хлорида магния так, чтобы поддерживать весовое отношение магния к оксиду кремния равным от, приблизительно, 0,5:1 до, приблизительно, 3,0:1.3. The method according to p. 1, comprising dosing to the associated water or concentrated salt solution of magnesium oxide or magnesium chloride so as to maintain a weight ratio of magnesium to silicon oxide of from about 0.5: 1 to about 3.0 :one. 4. Способ по п. 3, включающий дозированное добавление к попутной воде или концентрированному солевому раствору оксида магния или хлорида магния так, чтобы поддерживать весовое отношение магния к оксиду кремния равным, приблизительно, 1:1.4. The method according to p. 3, comprising dosing to the associated water or concentrated saline solution of magnesium oxide or magnesium chloride so as to maintain a weight ratio of magnesium to silicon oxide of approximately 1: 1. 5. Способ по п. 1, в котором оксид магния или хлорид магния смешивают с попутной водой, вызывая совместное осаждение гидроксида магния и оксида кремния в попутной воде; каковой способ включает:5. The method according to p. 1, in which magnesium oxide or magnesium chloride is mixed with associated water, causing co-precipitation of magnesium hydroxide and silicon oxide in associated water; which method includes: а. направление попутной воды, содержащей осажденный оксид кремния, в первый испаритель и испарение попутной воды с образованием первого потока солевого раствора и первого потока дистиллята;but. directing the associated water containing precipitated silica to the first evaporator and evaporating the associated water to form a first saline stream and a first distillate stream; b. направление, по меньшей мере, части первого потока солевого раствора во второй испаритель и испарение, по меньшей мере, части первого потока солевого раствора с получением второго потока солевого раствора и второго потока дистиллята.b. directing at least a portion of the first saline stream to a second evaporator; and evaporating at least a portion of the first saline stream to obtain a second saline stream and a second distillate stream. 6. Способ по п. 5, включающий разделение второго потока солевого раствора на поток фильтрата и поток, обогащенный взвешенными твердыми веществами, и рециркулирование, по меньшей мере, части потока, обогащенного взвешенными твердыми веществами, в первый испаритель.6. The method according to claim 5, comprising separating the second saline stream into a filtrate stream and a stream enriched in suspended solids, and recycling at least a portion of the stream enriched in suspended solids to the first evaporator. 7. Способ по п. 5, включающий поддержание фактора концентрации попутной воды, направляемой в первый испаритель, меньше фактора концентрации первого потока солевого раствора, направляемого во второй испаритель.7. The method according to p. 5, comprising maintaining the concentration factor of the associated water directed to the first evaporator, less than the concentration factor of the first saline stream sent to the second evaporator. 8. Способ по п. 5, включающий направление второго потока солевого раствора на керамическую мембрану и разделение второго потока солевого раствора на поток фильтрата и хвостовой поток, обогащенный взвешенными твердыми веществами, и рециркулирование, по меньшей мере, части потока, обогащенного взвешенными твердыми веществами, в первый испаритель или в какую-либо точку процесса, где хвостовой поток смешивается с попутной водой.8. The method according to p. 5, comprising directing a second stream of brine to a ceramic membrane and separating a second stream of brine to a filtrate stream and a tail stream enriched in suspended solids, and recycling at least a portion of the stream enriched in suspended solids, to the first evaporator or to any point in the process where the tail stream is mixed with associated water. 9. Способ по п. 1, в котором предусмотрено два испарителя, и первое устройство разделения расположено между этими двумя испарителями, каковой способ включает:9. The method of claim 1, wherein two evaporators are provided, and a first separation device is located between the two evaporators, which method includes: а. направление попутной воды в первый испаритель и получение первого потока солевого раствора и первого потока дистиллята;but. directing the associated water to the first evaporator and obtaining a first stream of saline solution and a first stream of distillate; b. направление первого потока солевого раствора в устройство разделения и разделение первого потока солевого раствора на поток фильтрата и поток, обогащенный взвешенными твердыми веществами;b. directing the first saline stream to a separation device and separating the first saline stream into a filtrate stream and a stream enriched with suspended solids; с. рециркулирование, по меньшей мере, части потока, обогащенного взвешенными твердыми веществами, в первый испаритель;from. recycling at least a portion of the stream enriched with suspended solids to the first evaporator; d. направление потока фильтрата, полученного в устройстве разделения, во второй испаритель и получение второго потока солевого раствора и второго потока дистиллята.d. directing the filtrate stream obtained in the separation device to a second evaporator and obtaining a second saline stream and a second distillate stream. 10. Способ по п. 9, в котором устройство разделения включает, по меньшей мере, одну керамическую мембрану.10. The method according to p. 9, in which the separation device includes at least one ceramic membrane. 11. Способ по п. 9, в котором предусмотрено второе устройство разделения, расположенное после второго испарителя по ходу технологического потока, каковой способ включает направление, по меньшей мере, части второго потока солевого раствора во второе устройство разделения и получение второго потока фильтрата и второго потока, обогащенного взвешенными твердыми веществами; и рециркулирование, по меньшей мере, части второго потока, обогащенного взвешенными твердыми веществами, в первый испаритель.11. The method according to claim 9, in which a second separation device is provided, located after the second evaporator along the process stream, which method includes directing at least part of the second saline stream to the second separation device and obtaining a second filtrate stream and a second stream enriched with suspended solids; and recycling at least a portion of the second suspended solids enriched stream to the first evaporator. 12. Способ по п. 11, включающий байпасирование первого устройства разделения, расположенного между двумя испарителями, так, что, по меньшей мере, часть первого потока солевого раствора направляется во второй испаритель, не подвергаясь фильтрации в первом устройстве разделения.12. The method according to claim 11, including bypassing the first separation device located between the two evaporators, so that at least a portion of the first saline stream is directed to the second evaporator without being filtered in the first separation device. 13. Способ по п. 1, включающий увеличение рН солевого раствора или попутной воды до, приблизительно, от 9,8 до, приблизительно, 12,0 путем смешивания с попутной водой оксида магния или хлорида магния.13. The method according to p. 1, comprising increasing the pH of the saline or associated water to about 9.8 to about 12.0 by mixing magnesium oxide or magnesium chloride with the associated water. 14. Способ по п. 5, включающий направление одного из или обоих потоков: первого и второго потока солевого раствора на мембрану, получение хвостового потока и рециркулирование, по меньшей мере, части этого хвостового потока в первый испаритель или в какую-либо точку процесса, где этот хвостовой поток смешивается с попутной водой.14. The method according to p. 5, comprising directing one or both of the streams: the first and second saline stream to the membrane, obtaining a tail stream and recycling at least a portion of this tail stream to the first evaporator or to any point in the process, where this tail stream is mixed with associated water. 15. Способ по п. 1, включающий:15. The method according to p. 1, including: а. рециркулирование концентрированного солевого раствора по линии рециркуляции солевого раствора, соединенной с первый испарителем;but. recycling the concentrated saline through a saline recirculation line connected to the first evaporator; b. направление, по меньшей мере, части концентрированного солевого раствора из линии рециркуляции солевого раствора в боковой поток;b. directing at least a portion of the concentrated saline from the saline recirculation line to the side stream; с. смешивание с концентрированным солевым раствором в боковом потоке оксида магния или хлорида магния и образование в концентрированном солевом растворе в боковом потоке гидроксида магния;from. mixing with concentrated brine in a side stream of magnesium oxide or magnesium chloride and forming in a concentrated saline in a side stream of magnesium hydroxide; d. совместное осаждение гидроксида магния и оксида кремния из концентрированного солевого раствора.d. co-precipitation of magnesium hydroxide and silicon oxide from concentrated saline. 16. Способ по п. 15, включающий возврат, по меньшей мере, некоторого количества концентрированного солевого раствора из бокового потока в линию рециркуляции солевого раствора.16. The method according to p. 15, comprising returning at least some amount of the concentrated saline solution from the side stream to the saline recirculation line. 17. Способ по п. 15, включающий, после смешивания оксида магния или хлорида магния с концентрированным солевым раствором в боковом потоке, направление концентрированного солевого раствора на мембрану, расположенную в боковом потоке, и фильтрацию концентрированного солевого раствора с образованием потока фильтрата и хвостового потока, обогащенного взвешенными твердыми веществами.17. The method according to p. 15, comprising, after mixing the magnesium oxide or magnesium chloride with concentrated brine in the side stream, directing the concentrated brine to the membrane located in the side stream, and filtering the concentrated brine to form a filtrate stream and tail stream, enriched with suspended solids. 18. Способ по п. 1, в котором оксид кремния осаждают из попутной воды или концентрированного солевого раствора; и каковой способ включает направление попутной воды, содержащей осажденный оксид кремния, или концентрированного солевого раствора, содержащего осажденный оксид кремния, в сепаратор и получение потока с небольшим содержанием взвешенных твердых веществ и потока с высоким содержанием взвешенных твердых веществ, обогащенного взвешенными твердыми веществами; и рециркулирование, по меньшей мере, части потока с высоким содержанием взвешенных твердых веществ в попутную воду или концентрированный солевой раствор с целью увеличения концентрации в них взвешенных твердых веществ.18. The method of claim 1, wherein the silica is precipitated from the produced water or concentrated saline; and which method includes directing the associated water containing precipitated silica or concentrated saline containing precipitated silica to a separator and producing a stream with a low suspended solids content and a high suspended solids stream enriched with suspended solids; and recycling at least a portion of the high suspended solids stream to the associated water or brine to increase the concentration of suspended solids therein. 19. Способ по п. 18, включающий рециркуляцию достаточного количества хвостового потока в попутную воду или концентрированный солевой раствор так, чтобы поддерживать концентрацию взвешенных твердых веществ в попутной воде или концентрированном солевом растворе равной 10000 мг/л или выше.19. The method according to p. 18, comprising recycling a sufficient amount of the tail stream into the associated water or concentrated saline solution so as to maintain the concentration of suspended solids in the associated water or concentrated saline equal to 10,000 mg / L or higher. 20. Способ извлечения нефти из нефтяной скважины, включающий:20. A method of extracting oil from an oil well, including: а. извлечение водонефтяной смеси из скважины;but. extracting the oil-water mixture from the well; b. отделение нефти от водонефтяной смеси с получением нефтепродукта и попутной воды, содержащей растворенный в ней оксид кремния;b. separation of oil from the oil-water mixture to obtain an oil product and associated water containing silicon oxide dissolved in it; c. направление попутной воды в испаритель и получение пара и концентрированного солевого раствора;c. directing the associated water to the evaporator and obtaining steam and concentrated saline; d. рециркуляцию концентрированного солевого раствора по линии рециркуляции солевого раствора, соединенной с испарителем;d. recirculating the concentrated saline solution through a saline recirculation line connected to the evaporator; е. направление солевого раствора из линии рециркуляции солевого раствора в боковой поток, снабженный смесительным резервуаром;e. the direction of the saline from the saline recirculation line to a side stream provided with a mixing tank; f. смешивание осаждающего реагента с концентрированным солевым раствором в смесительном резервуаре бокового потока;f. mixing the precipitating reagent with concentrated saline in a side stream mixing tank; g. осаждение оксида кремния из концентрированного солевого раствора бокового потока;g. precipitation of silicon oxide from a concentrated saline solution of the side stream; h. возврат, по меньшей мере, части концентрированного солевого раствора, содержащего осажденный оксид кремния, из бокового потока в линию рециркуляции солевого раствора;h. returning at least a portion of the concentrated saline containing precipitated silica from the side stream to the saline recirculation line; i. конденсацию пара, получаемого в испарителе, с образованием дистиллята;i. condensation of the vapor produced in the evaporator to form a distillate; j. направление дистиллята в парогенератор, нагревание дистиллята в парогенераторе и получение пара;j. the direction of the distillate in the steam generator, heating the distillate in the steam generator and receiving steam; k. закачивание пара в нагнетательную скважину, инициирующее образование водонефтяной смеси.k. injection of steam into the injection well, initiating the formation of a water-oil mixture. 21. Способ по п. 20, включающий смешивание оксида магния или хлорида магния с концентрированным солевым раствором в смесительном резервуаре бокового потока и образование гидроксида магния в концентрированном солевом растворе бокового потока; совместное осаждение гидроксида магния и оксида кремния из концентрированного солевого раствора бокового потока.21. The method according to p. 20, comprising mixing magnesium oxide or magnesium chloride with concentrated saline in a side stream mixing tank and forming magnesium hydroxide in a concentrated side stream saline; co-precipitation of magnesium hydroxide and silicon oxide from a concentrated side stream saline solution. 22. Способ по п. 20, в котором, после смешивания осаждающего реагента с концентрированным солевым раствором, концентрированный солевой раствор направляют на мембрану и осуществляют фильтрацию концентрированного солевого раствора с получением потока фильтрата и хвостового потока, обогащенного взвешенными твердыми веществами.22. The method according to p. 20, in which, after mixing the precipitating reagent with concentrated saline, the concentrated brine is directed to the membrane and the concentrated brine is filtered to obtain a filtrate stream and a tail stream enriched with suspended solids. 23. Способ по п. 22, включающий рециркуляцию, по меньшей мере, части хвостового потока и смешивание этого хвостового потока с концентрированным солевым раствором выше мембраны по ходу технологического потока, увеличивая концентрацию взвешенных твердых веществ в концентрированном солевом растворе.23. The method according to p. 22, comprising recycling at least part of the tail stream and mixing this tail stream with concentrated saline above the membrane along the process stream, increasing the concentration of suspended solids in the concentrated saline solution. 24. Способ по п. 23, включающий поддержание концентрации взвешенных твердых веществ в смесительном резервуаре, равной 10000 мг/л или выше. 24. The method according to p. 23, comprising maintaining the concentration of suspended solids in the mixing tank equal to 10000 mg / l or higher.
RU2010111793/03A 2007-08-27 2008-08-27 Method for removing silicon oxide at extraction of heavy oil (versions) RU2479713C2 (en)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US96818007P 2007-08-27 2007-08-27
US60/968,180 2007-08-27
PCT/US2008/074442 WO2009029653A1 (en) 2007-08-27 2008-08-27 Process for removing silica in heavy oil recovery

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2010111793A true RU2010111793A (en) 2011-10-10
RU2479713C2 RU2479713C2 (en) 2013-04-20

Family

ID=40387762

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2010111793/03A RU2479713C2 (en) 2007-08-27 2008-08-27 Method for removing silicon oxide at extraction of heavy oil (versions)

Country Status (4)

Country Link
CN (1) CN101835954B (en)
BR (1) BRPI0815845B1 (en)
RU (1) RU2479713C2 (en)
WO (1) WO2009029653A1 (en)

Families Citing this family (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2954950B1 (en) 2010-01-06 2012-02-24 Total Sa STEAM PRODUCTION AND ITS APPLICATION TO ASSISTED HYDROCARBON RECOVERY
US20130248454A1 (en) * 2012-03-22 2013-09-26 E I Du Pont De Nemours And Company Produced water treatment in oil recovery
CA2794356C (en) * 2012-09-13 2018-10-23 General Electric Company Treatment of produced water with seeded evaporator
GB2510159B (en) 2013-01-27 2015-04-22 Ide Technologies Ltd Evaporator array for a water treatment system
CA2860277C (en) * 2014-06-02 2016-10-25 Veolia Water Solutions & Technologies North America, Inc. Oil recovery process including enhanced softening of produced water
WO2016025195A1 (en) * 2014-08-13 2016-02-18 Veolia Water Technologies, Inc. Method and apparatus of flash-cooling produced water and heating steam generator feedwater
CN107032515A (en) * 2016-02-04 2017-08-11 通用电气公司 Technique and system for preparing the method and apparatus of steam and oil recovery comprising it from output current
CN108883950A (en) * 2016-04-14 2018-11-23 威立雅水处理技术公司 With the method for magnesia processing recovered water

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3193009A (en) * 1963-02-28 1965-07-06 Shell Oil Co Use of low-grade steam containing dissolved salts in an oil production method
US4877536A (en) * 1981-04-23 1989-10-31 Bertness Enterprises, Inc. Method of treating saline water
CA1231837A (en) * 1984-08-30 1988-01-26 Martin Navratil Compositions and methods for reducing the permeability of underground strata
US5611931A (en) * 1995-07-31 1997-03-18 Media And Process Technology Inc. High temperature fluid separations using ceramic membrane device
US6536523B1 (en) * 1997-01-14 2003-03-25 Aqua Pure Ventures Inc. Water treatment process for thermal heavy oil recovery
WO1999005394A1 (en) * 1997-07-23 1999-02-04 Cleansorb Limited Methods for deposition of materials in underground reservoirs
US6165553A (en) * 1998-08-26 2000-12-26 Praxair Technology, Inc. Method of fabricating ceramic membranes
CA2307819C (en) * 1999-05-07 2005-04-19 Ionics, Incorporated Water treatment method for heavy oil production
US6734144B2 (en) * 2000-04-25 2004-05-11 Exxonmobil Upstream Research Company Solids-stabilized water-in-oil emulsion and method for using same
US6447577B1 (en) * 2001-02-23 2002-09-10 Intevep, S. A. Method for removing H2S and CO2 from crude and gas streams
RU2215871C2 (en) * 2001-05-03 2003-11-10 Аква-Пьюэр Вентчерс Инк. Method of removal of polluting impurities from incoming flow
US20030127391A1 (en) * 2001-07-26 2003-07-10 Craft Frank S. Method for treatment of circulating cooling water
CA2414949C (en) * 2002-12-20 2010-04-13 Imperial Oil Resources Limited Integrated water treatment and flue gas desulfurization process
EA009398B1 (en) * 2003-11-26 2007-12-28 Акватек Интернэшнл Корпорейшн Method for production of high pressure steam from produced water

Also Published As

Publication number Publication date
CN101835954B (en) 2013-07-31
BRPI0815845B1 (en) 2018-06-12
BRPI0815845A8 (en) 2015-12-29
BRPI0815845A2 (en) 2015-02-24
WO2009029653A1 (en) 2009-03-05
CN101835954A (en) 2010-09-15
RU2479713C2 (en) 2013-04-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2010111793A (en) METHOD FOR REMOVING SILICON OXIDE IN EXTRACTION OF HEAVY OIL
RU2010111799A (en) METHOD FOR REMOVING HEAVY OIL USING ONE OR MORE MEMBRANE
US8047287B2 (en) Process for recovering heavy oil utilizing one or more membranes
EP2999671B1 (en) Wastewater treatment processes employing high rate chemical softening systems
KR100732066B1 (en) Method for extracting minerals of high purity from deep ocean water by using low temperature vacuum crystallization
CA2707011A1 (en) Method for removing silica from evaporator concentrate
CN110734166B (en) Method for efficient desalination and comprehensive utilization of seawater
KR101639848B1 (en) The manufacturing process of high hardness drinking water using NF/RO/ED membrane connection system
CN104909390B (en) A kind of embrane method couples lime-flue gas purified brine technique
RU2015107988A (en) METHOD OF OIL PRODUCTION AND SEPARATION
CN104619951B (en) The processing of output aqueous concentrate
CN105439360B (en) The processing method and its processing system of a kind of nickel-containing waste water
CN102001763B (en) Production method for desalting seawater by de-hardening preprocessing
EA200700200A1 (en) FOOD METHOD
US8430164B2 (en) Production of steam and its application to enhanced oil recovery
KR100944538B1 (en) Method for producing high hardness mineral water containing mineral using sea water
CA2794356C (en) Treatment of produced water with seeded evaporator
KR20160004063A (en) Removal system of sulfate in seawater using ion exchange resin
CN105540939B (en) The device and method of calcium, magnesium, fluorine and element silicon in a kind of removal waste water
KR101643146B1 (en) Manufacturing Apparatus for Mineral Water with Forward Osmosis Hybrid
KR101689059B1 (en) Removal of anions and conversion technology of carbonate ions from seawater
KR20140145309A (en) The manufacturing process development of Processed deep seawater using NF/RO/ED membrane connection system
CN106365179A (en) Environment-friendly ammonia-soda-method sodium carbonate production process, production system therefor, treatment method of ammonia distilling waste liquid, and treatment system used for the treatment method
CN205616698U (en) Desulfurization waste water zero release processing system
CA2640421A1 (en) Process for removing silica in heavy oil recovery

Legal Events

Date Code Title Description
PC43 Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions

Effective date: 20131014

PD4A Correction of name of patent owner