RU2015108029A - Система для добычи и отделения нефти - Google Patents
Система для добычи и отделения нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2015108029A RU2015108029A RU2015108029A RU2015108029A RU2015108029A RU 2015108029 A RU2015108029 A RU 2015108029A RU 2015108029 A RU2015108029 A RU 2015108029A RU 2015108029 A RU2015108029 A RU 2015108029A RU 2015108029 A RU2015108029 A RU 2015108029A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- oil
- mineralization
- oil reservoir
- aqueous fluid
- Prior art date
Links
- 238000000926 separation method Methods 0.000 title claims 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 54
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract 26
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims abstract 25
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract 17
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract 11
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims abstract 10
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims abstract 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims abstract 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims abstract 3
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims abstract 3
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims 11
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims 7
- 238000001728 nano-filtration Methods 0.000 claims 4
- 238000001223 reverse osmosis Methods 0.000 claims 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 claims 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 claims 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 claims 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
-
- 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
-
- 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
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
Abstract
1. Система, содержащая:нефтеносный пласт;водную текучую среду с низкой степенью минерализации, имеющую ионную силу меньше, чем 0,15 моль/л и имеющую общее содержание растворенных твердых веществ от 200 ч/млн до 10000 ч/млн;солевой раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ больше, чем 10000 ч/млн;деэмульгатор;средство для введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь нефтеносного пласта;средство для добычи нефти и воды из нефтеносного пласта после введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь пласта; исредство для контактирования солевого раствора и деэмульгатора с нефтью и водой, добытыми из нефтеносного пласта, и для отделения добытой нефти от добытой воды.2. Система по п. 1, дополнительно содержащая:минерализованную исходную воду, имеющую общее содержание растворенных твердых веществ, по меньшей мере 10000 ч/млн;средство для обработки минерализованной исходной воды для получения по меньшей мере части водной текучей среды с низкой степенью минерализации.3. Система по п. 2, в которой минерализованная исходная вода выбрана из группы, состоящей из морской воды, слабоминерализованной воды, воды, добытой из нефтеносного пласта, и соляного раствора, образовавшегося при отделении добытой нефти от добытой воды и обработке отделенной добытой воды, чтобы получить по меньшей мере часть водной текучей среды с низкой степенью минерализации.4. Система по п. 2, в которой средство для обработки минерализованной исходной воды для получения по меньшей мере части водной текучей среды с низкой степенью минерализации, представляет собой ионный фильтр.5. Система по п. 4, в которой ионный фильтр содержит средство
Claims (37)
1. Система, содержащая:
нефтеносный пласт;
водную текучую среду с низкой степенью минерализации, имеющую ионную силу меньше, чем 0,15 моль/л и имеющую общее содержание растворенных твердых веществ от 200 ч/млн до 10000 ч/млн;
солевой раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ больше, чем 10000 ч/млн;
деэмульгатор;
средство для введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь нефтеносного пласта;
средство для добычи нефти и воды из нефтеносного пласта после введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь пласта; и
средство для контактирования солевого раствора и деэмульгатора с нефтью и водой, добытыми из нефтеносного пласта, и для отделения добытой нефти от добытой воды.
2. Система по п. 1, дополнительно содержащая:
минерализованную исходную воду, имеющую общее содержание растворенных твердых веществ, по меньшей мере 10000 ч/млн;
средство для обработки минерализованной исходной воды для получения по меньшей мере части водной текучей среды с низкой степенью минерализации.
3. Система по п. 2, в которой минерализованная исходная вода выбрана из группы, состоящей из морской воды, слабоминерализованной воды, воды, добытой из нефтеносного пласта, и соляного раствора, образовавшегося при отделении добытой нефти от добытой воды и обработке отделенной добытой воды, чтобы получить по меньшей мере часть водной текучей среды с низкой степенью минерализации.
4. Система по п. 2, в которой средство для обработки минерализованной исходной воды для получения по меньшей мере части водной текучей среды с низкой степенью минерализации, представляет собой ионный фильтр.
5. Система по п. 4, в которой ионный фильтр содержит средство для получения по меньшей мере части солевого раствора.
6. Система по п. 4, в которой ионный фильтр образован из одного или нескольких нанофильтрационных мембранных блоков.
7. Система по п. 4, в которой ионный фильтр образован из одного или нескольких блоков обратного осмоса.
8. Система по п. 4, в которой ионный фильтр образован из двух или больше ионных мембран, выбранных из группы, состоящей из одного или нескольких нанофильтрационных мембранных блоков, одного или несколько мембранных блоков обратного осмоса, и их комбинаций, при этом по меньшей мере две или больше ионных мембран расположены последовательно.
9. Система по п. 4, в которой ионный фильтр образован из двух или больше ионных мембран, выбранных из группы, состоящей из одного или нескольких нанофильтрационных мембранных блоков, одного или несколько мембранных блоков обратного осмоса, и их комбинаций, при этом по меньшей мере две или больше ионных мембран расположены параллельно.
10. Система по п. 9, в которой ионный фильтр образован из одного или нескольких нанофильтрационных мембранных блоков, расположенных параллельно с одним или несколькими мембранными блоками обратного осмоса.
11. Система по п. 1, в которой средство для введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь нефтеносного пласта содержит первую скважину и насос.
12. Система по п. 1, в которой средство для добычи нефти и воды из нефтеносного пласта содержит вторую скважину и насос или компрессор.
13. Система по п. 1, в которой нефтеносный пласт содержит один или несколько минералов, имеющих отрицательный электрокинетический потенциал.
14. Система по п. 1, в которой нефтеносный пласт имеет показатель смачиваемости Амотта-Харви от -0,3 до 1,0 и начальную водонасыщенность меньше, чем 0,3.
15. Система по п. 1, в которой нефтеносный пласт содержит погребенную воду.
16. Система по п. 15, в которой погребенная вода имеет ионную силу больше, чем ионная сила водной текучей среды с низкой степенью минерализации.
17. Система по п. 1, в которой нефтеносный пласт содержит песчаник или карбонат, выбранный из известняка, доломита, и их комбинаций.
18. Система по п. 1, в которой нефтеносный пласт представляет собой пласт, расположенный под морским дном.
19. Система по п. 1, дополнительно содержащая:
несмешивающуюся с нефтью композицию; и
средство для введения несмешивающейся с нефтью композиции внутрь нефтеносного пласта, после введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь пласта.
20. Система по п. 19, в которой несмешивающаяся с нефтью композиция содержит водный полимерный раствор.
21. Система по п. 1, в которой средство для контактирования солевого раствора, деэмульгатора, добытой нефти и добытой воды, и для отделения добытой нефти от добытой воды содержит сепаратор отделения воды.
22. Система по любому из пп. 1-21, дополнительно содержащая средство для отделения газа от нефти и воды, добытых из нефтеносного пласта.
23. Система по п. 22, в которой средство для отделения газа от нефти и воды, добытых из нефтеносного пласта, представляет собой двухфазный сепаратор.
24. Система, содержащая:
нефтеносный пласт;
водную текучую среду с низкой степенью минерализации, имеющую концентрацию ионов меньше, чем 0,15 моль/л и имеющую общее содержание растворенных твердых веществ от 200 ч/млн до 10000 ч/млн;
солевой раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ больше, чем 10000 ч/млн;
деэмульгатор;
средство для введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь нефтеносного пласта;
средство для добычи нефти и воды из нефтеносного пласта после введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь пласта;
средство для контактирования солевого раствора и деэмульгатора с нефтью и водой, добытыми из нефтеносного пласта; и
средство для отделения добытой нефти от добытой воды после контактирования добытой нефти и добытой воды с солевым раствором и деэмульгатором.
25. Система по п. 24, в которой средство для контактирования солевого раствора и деэмульгатора с нефтью и водой, добытыми из нефтеносного пласта, содержит резервуар смесителя.
26. Система по п. 24 или 25, в которой средство для отделения добытой нефти от добытой воды после контактирования добытой нефти и добытой воды с солевым раствором и деэмульгатором содержит сепаратор отделения воды.
27. Система, содержащая:
нефтеносный пласт;
водную текучую среду с низкой степенью минерализации, имеющую концентрацию ионов меньше, чем 0,15 моль/л и имеющую общее содержание растворенных твердых веществ от 200 ч/млн до 10000 ч/млн;
солевой раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ больше, чем 10000 ч/млн;
деэмульгатор;
средство для введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь нефтеносного пласта;
средство, содержащее добывающую скважину для добычи нефти и воды из нефтеносного пласта после введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь пласта;
средство для введения деэмульгатора внутрь добывающей скважины и смешивания деэмульгатора с добытой нефтью и добытой водой в добывающей скважине;
средство для контактирования солевого раствора со смесью добытой нефти, добытой воды и деэмульгатора; и
средство для отделения добытой нефти от смеси добытой нефти, добытой воды, солевого раствора и деэмульгатора.
28. Система по п. 27, дополнительно содержащая:
минерализованную исходную воду, имеющую общее содержание растворенных твердых веществ, по меньшей мере 10000 ч/млн;
средство для обработки минерализованной исходной воды для получения по меньшей мере части водной текучей среды с низкой степенью минерализации.
29. Система по п. 28, в которой минерализованная исходная вода выбрана из группы, состоящей из морской воды, слабоминерализованной воды, воды, добытой из нефтеносного пласта, и соляного раствора, образовавшегося при отделении добытой нефти от добытой воды и обработке отделенной добытой воды для получения по меньшей мере части водной текучей среды с низкой степенью минерализации.
30. Система по п. 28, в которой средство для обработки минерализованной исходной воды для получения по меньшей мере части водной текучей среды с низкой степенью минерализации представляет собой ионный фильтр.
31. Система по п. 30, в которой ионный фильтр содержит средство для получения по меньшей мере части солевого раствора.
32. Система по п. 27, в которой нефтеносный пласт содержит один или несколько минералов, имеющих отрицательный электрокинетический потенциал.
33. Система по п. 27, в которой нефтеносный пласт имеет показатель смачиваемости Амотта-Харви от -0,3 до 1,0 и начальную водонасыщенность меньше, чем 0,3.
34. Система по п. 27, в которой нефтеносный пласт содержит погребенную воду.
35. Система по п. 34 в которой погребенная вода имеет ионную силу больше, чем ионная сила водной текучей среды с низкой степенью минерализации.
36. Система по п. 27, в которой нефтеносный пласт представляет собой пласт, расположенный под морским дном.
37. Система по любому из пп. 27-36, дополнительно содержащая:
несмешивающуюся с нефтью композицию;
средство для введения несмешивающейся с нефтью композиции внутрь нефтеносного пласта после введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь пласта.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201261681236P | 2012-08-09 | 2012-08-09 | |
| US61/681,236 | 2012-08-09 | ||
| PCT/US2013/053917 WO2014025863A1 (en) | 2012-08-09 | 2013-08-07 | System for producing and separating oil |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015108029A true RU2015108029A (ru) | 2016-09-27 |
| RU2643241C2 RU2643241C2 (ru) | 2018-01-31 |
Family
ID=50065303
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015108029A RU2643241C2 (ru) | 2012-08-09 | 2013-08-07 | Система для добычи и отделения нефти |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20140041856A1 (ru) |
| EP (1) | EP2882932B1 (ru) |
| CN (1) | CN104541022B (ru) |
| BR (1) | BR112015002730B1 (ru) |
| DK (1) | DK2882932T3 (ru) |
| MY (1) | MY171783A (ru) |
| NO (1) | NO2948523T3 (ru) |
| RU (1) | RU2643241C2 (ru) |
| WO (1) | WO2014025863A1 (ru) |
Families Citing this family (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105683093B (zh) | 2013-08-05 | 2019-07-09 | 格雷迪安特公司 | 水处理系统及相关方法 |
| CN105683095B (zh) | 2013-09-23 | 2019-09-17 | 格雷迪安特公司 | 脱盐系统及相关方法 |
| US10174597B2 (en) * | 2014-12-23 | 2019-01-08 | Shell Oil Company | Subsurface injection of reject stream |
| US20160228795A1 (en) | 2015-02-11 | 2016-08-11 | Gradiant Corporation | Methods and systems for producing treated brines |
| US10167218B2 (en) | 2015-02-11 | 2019-01-01 | Gradiant Corporation | Production of ultra-high-density brines |
| US10865341B2 (en) | 2015-03-20 | 2020-12-15 | Chevron U.S.A. Inc. | Engineering formation wettability characteristics |
| US10711177B2 (en) | 2015-03-20 | 2020-07-14 | Chevron U.S.A. Inc. | Engineering formation wettability characteristics |
| WO2016153934A1 (en) | 2015-03-20 | 2016-09-29 | Chevron U.S.A. Inc. | Engineering formation wettability characteristics |
| US10518221B2 (en) | 2015-07-29 | 2019-12-31 | Gradiant Corporation | Osmotic desalination methods and associated systems |
| US10301198B2 (en) | 2015-08-14 | 2019-05-28 | Gradiant Corporation | Selective retention of multivalent ions |
| US10245555B2 (en) | 2015-08-14 | 2019-04-02 | Gradiant Corporation | Production of multivalent ion-rich process streams using multi-stage osmotic separation |
| BR102015033000B1 (pt) | 2015-12-30 | 2019-05-07 | General Electric Company | Sistema e método de separação gás/líquido-líquido submarina |
| WO2017147113A1 (en) | 2016-02-22 | 2017-08-31 | Gradiant Corporation | Hybrid desalination systems and associated methods |
| NO20170525A1 (en) * | 2016-04-01 | 2017-10-02 | Mirade Consultants Ltd | Improved Techniques in the upstream oil and gas industry |
| RU2747649C2 (ru) * | 2016-07-20 | 2021-05-11 | Петролео Бразильеро С.А. - Петробрас | Комбинированные система и способ подготовки пластовой воды и морской воды для повторной закачки в подводный нефтяной пласт |
| GB2559410B (en) | 2017-02-06 | 2020-04-15 | Equinor Energy As | Method |
| AU2019325567A1 (en) | 2018-08-22 | 2021-03-04 | Gradiant Corporation | Liquid solution concentration system comprising isolated subsystem and related methods |
| US11712694B2 (en) * | 2020-07-09 | 2023-08-01 | Saudi Arabian Oil Company | In-situ salinity and ionic concentration control for calcite coated microfluidic cell |
| CA3197204A1 (en) | 2020-11-17 | 2022-05-27 | Richard STOVER | Osmotic methods and systems involving energy recovery |
Family Cites Families (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4029570A (en) * | 1976-03-29 | 1977-06-14 | Cities Service Company | Process for recovering crude oil from an underground reservoir |
| RU2060354C1 (ru) * | 1993-05-06 | 1996-05-20 | Северный научно-исследовательский и проектный институт газа | Система замкнутого оборотного водоснабжения при эксплуатации нефтяных и газовых скважин |
| US6491824B1 (en) * | 1996-12-05 | 2002-12-10 | Bj Services Company | Method for processing returns from oil and gas wells that have been treated with introduced fluids |
| US20020189807A1 (en) * | 2001-06-19 | 2002-12-19 | Chevron U.S.A. Inc. A Corporation Of Pennsylvania | Method and system for oil and water separation utilizing a hydrostatic pressure head for disposal of water |
| GB2396169B (en) * | 2002-12-12 | 2005-03-16 | Schlumberger Holdings | Downhole separation of oil and water |
| EP1709363A2 (en) * | 2003-11-26 | 2006-10-11 | Aquatech International Corporation | Method for production of high pressure steam from produced water |
| AU2005266327B2 (en) * | 2004-07-27 | 2008-04-03 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Plant for separating a mixture of oil, water and gas |
| WO2007138327A1 (en) * | 2006-06-01 | 2007-12-06 | Natco Uk Limited | Method of providing a supply of water of controlled salinity and water treatment system |
| JO2982B1 (ar) * | 2006-10-13 | 2016-03-15 | Exxonmobil Upstream Res Co | المسافات المنتظمة المثلى بين الابار لاستخراج الزيت الصخري الموقعي |
| US8309446B2 (en) * | 2008-07-16 | 2012-11-13 | Applied Materials, Inc. | Hybrid heterojunction solar cell fabrication using a doping layer mask |
| US9010440B2 (en) * | 2009-02-11 | 2015-04-21 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus for centrifugal separation |
| AU2010216407B2 (en) * | 2009-02-23 | 2014-11-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Water treatment following shale oil production by in situ heating |
| US20120055668A1 (en) * | 2009-05-11 | 2012-03-08 | Wu Yong K | Solvents and compositions for treating hydrocarbon-bearing formations |
| US20140008271A1 (en) * | 2010-09-10 | 2014-01-09 | Robert Moene | Hydrocarbons recovery |
| US20120090833A1 (en) * | 2010-10-15 | 2012-04-19 | Shell Oil Company | Water injection systems and methods |
| CN103391898B (zh) * | 2010-12-14 | 2015-09-30 | 水技术国际公司 | 用逆流降膜蒸发器使脱油的水再循环的方法 |
-
2013
- 2013-08-07 CN CN201380041752.6A patent/CN104541022B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2013-08-07 MY MYPI2015700141A patent/MY171783A/en unknown
- 2013-08-07 US US13/961,403 patent/US20140041856A1/en not_active Abandoned
- 2013-08-07 BR BR112015002730-0A patent/BR112015002730B1/pt active IP Right Grant
- 2013-08-07 DK DK13828560.6T patent/DK2882932T3/en active
- 2013-08-07 EP EP13828560.6A patent/EP2882932B1/en active Active
- 2013-08-07 RU RU2015108029A patent/RU2643241C2/ru active
- 2013-08-07 WO PCT/US2013/053917 patent/WO2014025863A1/en active Application Filing
-
2014
- 2014-01-24 NO NO14714923A patent/NO2948523T3/no unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2882932A1 (en) | 2015-06-17 |
| CN104541022B (zh) | 2017-09-08 |
| EP2882932B1 (en) | 2018-03-07 |
| MY171783A (en) | 2019-10-29 |
| WO2014025863A1 (en) | 2014-02-13 |
| BR112015002730B1 (pt) | 2021-05-04 |
| US20140041856A1 (en) | 2014-02-13 |
| NO2948523T3 (ru) | 2018-08-04 |
| DK2882932T3 (en) | 2018-06-14 |
| CN104541022A (zh) | 2015-04-22 |
| RU2643241C2 (ru) | 2018-01-31 |
| BR112015002730A2 (pt) | 2017-07-04 |
| EP2882932A4 (en) | 2016-11-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2015108029A (ru) | Система для добычи и отделения нефти | |
| RU2015107988A (ru) | Способ добычи и отделения нефти | |
| Sosa-Fernandez et al. | Electrodialysis-based desalination and reuse of sea and brackish polymer-flooding produced water | |
| CA2828781C (en) | Oil recovery process for carbonate reservoirs | |
| Schantz et al. | Emerging investigators series: prospects and challenges for high-pressure reverse osmosis in minimizing concentrated waste streams | |
| CN110036181B (zh) | 用于碳酸盐储层中的注入水驱替采收工艺的水处理方案 | |
| BRPI0511628A (pt) | método de dessalinização | |
| EA201400769A1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи путём впрыскивания обработанной воды в нефтеносный пласт и система для его осуществления | |
| EA201201005A1 (ru) | Способ получения воды с контролируемой минерализацией | |
| EA029068B1 (ru) | Способ, система и композиция для добычи нефти | |
| Ghizellaoui et al. | Use of nanofiltration for partial softening of very hard water | |
| CN108675511A (zh) | 一种深海矿化液的制备方法 | |
| RU2679464C2 (ru) | Способ и композиция для добычи нефти | |
| CN103408179A (zh) | 热膜耦合海水淡化的生产方法 | |
| Sangwai et al. | Desalination of seawater using gas hydrate technology-current status and future direction | |
| Ahmed et al. | Assessment of performance of inorganic draw solutions tested in forward osmosis process for desalinating Arabian Gulf seawater | |
| Figueira et al. | Experimental and economic evaluation of nanofiltration as a pre-treatment for added-value elements recovery from seawater desalination brines | |
| KR20160004063A (ko) | 이온교환 장치를 이용한 해수의 황산이온 제거 시스템 | |
| RU2010111793A (ru) | Способ удаления оксида кремния при извлечении тяжелой нефти | |
| KR20140145309A (ko) | Nf/ro/ed 분리막 연계시스템을 이용한 해수(해양심층수) 처리수 제조공정 개발 | |
| KR101896227B1 (ko) | 해양 심층수 또는 염지하수로부터 고경도의 미네랄 워터를 제조하는 방법 | |
| KR20130121406A (ko) | Ｆｏ 하이브리드 미네랄수 제조 장치 | |
| US20150083663A1 (en) | System for enhanced reclaimed water recovery | |
| Ayirala et al. | A critical review of water chemistry alteration technologies to develop novel water treatment schemes for smartwater flooding in carbonate reservoirs | |
| WO2013026068A1 (en) | Method for the continuous recovery of carbon dioxide form acidified seawater |