RU2705055C2 - Обработка пластовой воды, в частности, полученной в способе химического повышения нефтеотдачи с использованием полимеров для повышения вязкости - Google Patents
Обработка пластовой воды, в частности, полученной в способе химического повышения нефтеотдачи с использованием полимеров для повышения вязкости Download PDFInfo
- Publication number
- RU2705055C2 RU2705055C2 RU2017116480A RU2017116480A RU2705055C2 RU 2705055 C2 RU2705055 C2 RU 2705055C2 RU 2017116480 A RU2017116480 A RU 2017116480A RU 2017116480 A RU2017116480 A RU 2017116480A RU 2705055 C2 RU2705055 C2 RU 2705055C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- polymer
- viscosity
- permeate
- Prior art date
Links
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title claims abstract description 155
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 100
- 239000008398 formation water Substances 0.000 title claims abstract description 39
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 239000000126 substance Substances 0.000 title abstract description 25
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 claims abstract description 184
- 239000012466 permeate Substances 0.000 claims abstract description 114
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims abstract description 108
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 106
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims abstract description 80
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 74
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 claims abstract description 22
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 20
- 238000001471 micro-filtration Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000012465 retentate Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 91
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 36
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 35
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 claims description 26
- 238000003672 processing method Methods 0.000 claims description 23
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims description 19
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims description 15
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 13
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 11
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims description 8
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims description 8
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 8
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 claims description 7
- 229920006318 anionic polymer Chemical class 0.000 claims description 6
- 238000005374 membrane filtration Methods 0.000 claims description 6
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 6
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 6
- 238000007865 diluting Methods 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 16
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;dihydrate Chemical compound O.O.[Na+].[Cl-] XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 174
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 49
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 49
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 45
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 41
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 23
- 230000008569 process Effects 0.000 description 18
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 18
- HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N silicon carbide Chemical compound [Si+]#[C-] HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 229910010271 silicon carbide Inorganic materials 0.000 description 17
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 15
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 15
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 13
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 13
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 11
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 11
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 10
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 10
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 10
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 9
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 9
- PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 1-(2,3-difluorophenyl)ethanone Chemical compound CC(=O)C1=CC=CC(F)=C1F PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 7
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 7
- 238000010526 radical polymerization reaction Methods 0.000 description 7
- 229940047670 sodium acrylate Drugs 0.000 description 7
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 6
- -1 sisofilan Polymers 0.000 description 6
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 5
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 5
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000012805 post-processing Methods 0.000 description 5
- 230000000930 thermomechanical effect Effects 0.000 description 5
- 230000006870 function Effects 0.000 description 4
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 229920002959 polymer blend Polymers 0.000 description 4
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 4
- SKMHHHHLLBKNKR-UHFFFAOYSA-M sodium;prop-2-enamide;prop-2-enoate Chemical compound [Na+].NC(=O)C=C.[O-]C(=O)C=C SKMHHHHLLBKNKR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 4
- 229910010413 TiO 2 Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000008365 aqueous carrier Substances 0.000 description 3
- 125000003710 aryl alkyl group Chemical group 0.000 description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 238000007720 emulsion polymerization reaction Methods 0.000 description 3
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 3
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M sodium chloride Inorganic materials [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 3
- 238000001694 spray drying Methods 0.000 description 3
- XLPJNCYCZORXHG-UHFFFAOYSA-N 1-morpholin-4-ylprop-2-en-1-one Chemical compound C=CC(=O)N1CCOCC1 XLPJNCYCZORXHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JKNCOURZONDCGV-UHFFFAOYSA-N 2-(dimethylamino)ethyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CN(C)CCOC(=O)C(C)=C JKNCOURZONDCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DPBJAVGHACCNRL-UHFFFAOYSA-N 2-(dimethylamino)ethyl prop-2-enoate Chemical compound CN(C)CCOC(=O)C=C DPBJAVGHACCNRL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 description 2
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 150000003926 acrylamides Chemical class 0.000 description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 2
- 238000002144 chemical decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 2
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 2
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 2
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 2
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 2
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 description 2
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 2
- 230000000379 polymerizing effect Effects 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 210000002105 tongue Anatomy 0.000 description 2
- FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-{[3,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-phosphanyloxan-4-yl]oxy}-3,5-dihydroxy-6-({[3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxy}methyl)oxan-4-yl)oxy]-3,5-dihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-4-yl phosphinite Chemical compound OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(OC2C(C(OP)C(O)C(CO)O2)O)C(O)C(OC2C(C(CO)OC(P)C2O)O)O1 FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ABUFMGLVKVVDFW-UHFFFAOYSA-N 2-methylpropane-2-sulfonic acid;prop-2-enamide Chemical compound NC(=O)C=C.CC(C)(C)S(O)(=O)=O ABUFMGLVKVVDFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BPJREJZJPCLZIP-UHFFFAOYSA-N 4-(diazoniomethylidene)-7-(diethylamino)chromen-2-olate Chemical compound [N-]=[N+]=CC1=CC(=O)OC2=CC(N(CC)CC)=CC=C21 BPJREJZJPCLZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910018072 Al 2 O 3 Inorganic materials 0.000 description 1
- ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N Ammonium bicarbonate Chemical compound [NH4+].OC([O-])=O ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000013 Ammonium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical class CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 description 1
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical compound OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002305 Schizophyllan Polymers 0.000 description 1
- 239000005708 Sodium hypochlorite Substances 0.000 description 1
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 description 1
- NJSSICCENMLTKO-HRCBOCMUSA-N [(1r,2s,4r,5r)-3-hydroxy-4-(4-methylphenyl)sulfonyloxy-6,8-dioxabicyclo[3.2.1]octan-2-yl] 4-methylbenzenesulfonate Chemical compound C1=CC(C)=CC=C1S(=O)(=O)O[C@H]1C(O)[C@@H](OS(=O)(=O)C=2C=CC(C)=CC=2)[C@@H]2OC[C@H]1O2 NJSSICCENMLTKO-HRCBOCMUSA-N 0.000 description 1
- 125000003647 acryloyl group Chemical group O=C([*])C([H])=C([H])[H] 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 125000005599 alkyl carboxylate group Chemical group 0.000 description 1
- 125000005600 alkyl phosphonate group Chemical group 0.000 description 1
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 235000012538 ammonium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 239000001099 ammonium carbonate Substances 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- FCPOPRQNEIVABN-UHFFFAOYSA-N azane;prop-2-enamide;hydrochloride Chemical compound [NH4+].[Cl-].NC(=O)C=C FCPOPRQNEIVABN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011001 backwashing Methods 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- NEHMKBQYUWJMIP-NJFSPNSNSA-N chloro(114C)methane Chemical compound [14CH3]Cl NEHMKBQYUWJMIP-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 229920005565 cyclic polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 239000004815 dispersion polymer Substances 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 238000010528 free radical solution polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000004519 grease Substances 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000005397 methacrylic acid ester group Chemical group 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- DPBLXKKOBLCELK-UHFFFAOYSA-N pentan-1-amine Chemical compound CCCCCN DPBLXKKOBLCELK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 1
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000012673 precipitation polymerization Methods 0.000 description 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 1
- 239000012966 redox initiator Substances 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N sodium hypochlorite Chemical compound [Na+].Cl[O-] SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 125000000542 sulfonic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010557 suspension polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000108 ultra-filtration Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 description 1
Images
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
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D61/00—Processes of separation using semi-permeable membranes, e.g. dialysis, osmosis or ultrafiltration; Apparatus, accessories or auxiliary operations specially adapted therefor
- B01D61/14—Ultrafiltration; Microfiltration
- B01D61/147—Microfiltration
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D63/00—Apparatus in general for separation processes using semi-permeable membranes
- B01D63/06—Tubular membrane modules
- B01D63/066—Tubular membrane modules with a porous block having membrane coated passages
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D65/00—Accessories or auxiliary operations, in general, for separation processes or apparatus using semi-permeable membranes
- B01D65/02—Membrane cleaning or sterilisation ; Membrane regeneration
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D71/00—Semi-permeable membranes for separation processes or apparatus characterised by the material; Manufacturing processes specially adapted therefor
- B01D71/02—Inorganic material
- B01D71/024—Oxides
- B01D71/025—Aluminium oxide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D71/00—Semi-permeable membranes for separation processes or apparatus characterised by the material; Manufacturing processes specially adapted therefor
- B01D71/02—Inorganic material
- B01D71/024—Oxides
- B01D71/027—Silicium oxide
-
- 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
- C02F1/444—Treatment of water, waste water, or sewage by dialysis, osmosis or reverse osmosis by ultrafiltration or microfiltration
-
- 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
- C09K8/588—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 polymers
-
- 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
- E21B43/35—Arrangements for separating materials produced by the well specially adapted for separating solids
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2321/00—Details relating to membrane cleaning, regeneration, sterilization or to the prevention of fouling
- B01D2321/04—Backflushing
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2325/00—Details relating to properties of membranes
- B01D2325/20—Specific permeability or cut-off range
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D71/00—Semi-permeable membranes for separation processes or apparatus characterised by the material; Manufacturing processes specially adapted therefor
- B01D71/02—Inorganic material
- B01D71/024—Oxides
-
- 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
- C02F1/68—Treatment of water, waste water, or sewage by addition of specified substances, e.g. trace elements, for ameliorating potable water
-
- 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
- C02F2103/00—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated
- C02F2103/34—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from industrial activities not provided for in groups C02F2103/12 - C02F2103/32
- C02F2103/36—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from industrial activities not provided for in groups C02F2103/12 - C02F2103/32 from the manufacture of organic compounds
- C02F2103/365—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from industrial activities not provided for in groups C02F2103/12 - C02F2103/32 from the manufacture of organic compounds from petrochemical industry (e.g. refineries)
Abstract
Изобретение может быть использовано в нефтяной отрасли для обработки пластовой воды, применяемой для заводнения нефтяного пласта. Способ включает стадию получения пластовой воды, содержащей смесь нефть-вода, извлекаемой из нефтеносного пласта, причем пластовая вода содержит полимерные соединения, повышающие вязкость. Затем пластовую воду направляют в устройство фильтрации для получения потока ретентата и пермеата. При этом фильтрующее устройство содержит блок микрофильтрации с керамической мембраной, имеющей избирательный порог отсечки с диапазоном пропускания частиц от 2 мкм до 8 мкм. Полученный пермеат содержит полимерное соединение, повышающее вязкость, и не содержит твердых взвесей, свободной нефти и эмульгированной нефти. Способ обеспечивает повышение нефтеотдачи пласта при использовании восстановленной пластовой воды, обработанной в фильтрующем устройстве с керамической мембраной, а также позволяет рециркулировать часть полимера для нового закачивания. 13 з.п. ф-лы, 9 ил., 6 пр.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу обработки пластовой воды, и более конкретно к способу обработки с использованием керамических мембран. Пластовая вода может быть получена в способе химического повышения нефтеотдачи пласта.
Уровень техники
Значительная доля известных запасов нефти связана в пластах, для которых требуются технологии повышения нефтеотдачи (EOR) для эффективного и экономичного извлечения. Эти запасы существуют в ранее неиспользованных месторождениях, а также в месторождениях, где традиционные способы извлечения нефти достигли практического предела.
Среди технологий повышения нефтеотдачи пласта имеются способы вытеснения нефти под действием пара и способы вытеснения без использования пара. Способы вытеснения нефти под действием пара включают технологию опорожнения самотёком с помощью пара (SAGD). Способы вытеснения нефти без использования пара включают в себя, например, заводнение и химическое заводнение.
Заводнение включает вытеснение нефти из нефтеносных пластов путем закачки больших объемов воды в пласты и извлечение полученной в результате смеси нефть-вода наверх для переработки. Обычно, даже после использования такой технологии заводнения на месторождении, по меньшей мере, 40% исходной нефти в пласте (Начальные запасы) остается в пласте.
Было обнаружено, что химическое заводнение является полезным для извлечения дополнительной нефти после того, как другие технологии достигли практического предела, а также в неосвоенных месторождениях. Практические ограничения часто обусловлены ограниченной подачей воды. Хотя при химическом заводнении используется вода, при химической обработке уменьшается потребность в воде, в то время как нефтеотдача увеличивается. Технология химического заводнения включает, например, полимерное заводнение.
Полимерное заводнение включает использование конкретных полимеров, в частности, для повышения извлечения путем регулирования вязкости. Могут быть использованы дополнительные химикаты, такие как поверхностно-активные вещества, (со)растворители, щелочные соединения и/или стабилизирующие соединения. Несмотря на то, что эти химические реагенты могут использоваться отдельно в водных растворах, накоплен значительный опыт использования реагентов в комбинации с водными растворами. Такие комбинированные обработки иногда называют щелочной обработкой поверхностно-активным веществом-полимером (ASP) или обработкой поверхностно-активным веществом-полимером (SP). Для некоторых месторождений, такие обработки использовали с целью дополнительного извлечения от 15% до 30% Начальных запасов в пласте, сверх полученного при заводнении.
Различные полимерные технологии были разработаны для нагнетания в подземные нефтяные месторождения. Например, из WO 2010/133258 известен водный раствор, содержащий анионный или амфотерный водорастворимый полимер и стабилизирующий агент для предотвращения химического разложения, когда полимер вводится в нагнетаемый флюид.
При добыче нефти с применением технологий заводнения или химического заводнения, существует потребность в обработке смеси нефть-вода, извлеченной из нефтеносных пластов. Такие способы обработки имеют целью первичное отделение нефти от воды. Такие способы обработки также направлены на обработку пластовой воды перед удалением и/или перед обратным закачиванием в нагнетательную скважину в качестве воды для нагнетания.
Были разработаны различные способы обработки смеси нефть-вода. Известен, например, из WO2014/151641, способ добычи нефти из нефтеносного пласта и обработки пластовой воды, содержащей средство против гипсовых отложений. Указанный способ, в частности, включает стадию направления пластовой воды через керамическую мембрану для удаления нефти из пластовой воды, и для получения потока пермеата и удерживаемого потока (ретентата). До стадии мембранной фильтрации упомянутый способ включает в себя несколько стадий, в том числе извлечение смеси нефть-вода, отделение нефти от смеси нефть-вода, дезактивация средства против гипсовых отложений, необязательно осаждение и отстаивание твердых веществ.
Кроме того, известен, например, из WO2014/151242, способ добычи нефти из нефтеносного пласта. Указанный способ, в частности, включает стадию направления пластовой воды на керамическую мембрану, для получения потоков пермеата, а также ретентата, содержащих взвешенные твердые частицы, затвердевающие компоненты, свободную нефть и эмульгированную нефть. Перед стадией мембранной фильтрации, указанный способ включает в себя извлечение смеси нефть-вода, отделения нефти от смеси нефть-вода, и необязательное проведение ионообменной фильтрации. После стадии мембранной фильтрации указанный способ включает химическую обработку потока пермеата, необязательное смешивание полимерного соединения с потоком пермеата, необязательное смешивание щелочного соединения с потоком пермеата, необязательное смешивание поверхностно-активного соединения с потоком пермеата, необязательное проведение ионообменной фильтрации потока пермеата, и введение потока пермеата в нефтяной пласт.
Из уровня техники известны различные типы керамических мембран. Например, известны керамические мембранные технологии из патентов США №№ 5,611,931 и 6,767,455.
Известны способы извлечения и обработки водонефтяных смесей и пластовой воды, полученной из этих смесей. Обычно обработка пластовой воды оказывается затруднительной, особенно принимая во внимание высокую вязкость пластовой воды. До сих пор способы обработки пластовой воды, полученной в способах химического повышения нефтеотдачи пласта, не были достаточно эффективными. В частности, до сих пор не известны традиционные процессы обработки пластовой воды, полученной в этих процессах, основанные на использовании полимеров, повышающих вязкость. Действительно, известные способы показали ограниченную эффективность, если не отсутствие эффективности, для отделения воды (в пермеате) от взвешенных твердых частиц, свободной нефти, смазки и эмульгированной нефти (в концентрате), при обеспечении рециркуляции полимеров. Обычно такие способы не позволяют получить пермеат, содержащий полимер. Как следствие, такие способы обычно не обеспечивают рециркуляцию большей части полимера, содержащегося в пластовой воде, для последующего повторного введения в нефтеносный пласт.
В других областях техники сталкиваются с аналогичными проблемами, если имеется необходимость извлечения из воды флюида с вязкостью 5 сПз или более. Например, аналогичные проблемы возникают, когда существует необходимость извлечения биополимеров из биомассы.
Краткое изложение изобретения
Настоящее изобретение направлено на обработку пластовой воды, такой как вода, полученная в процессе добычи нефти из нефтеносных геологических пластов, используя усовершенствованный способ химического повышения нефтеотдачи пласта (CEOR). В частности, описаны новые усовершенствования для обработки пластовой воды в способе химического заводнения EOR, для последующего повторного использования воды для улучшенного извлечения нефти.
Настоящее изобретение направлено на создание способа обработки пластовой воды, и способ восстановления такой воды, в котором отсутствуют недостатки, описанные выше. Одной целью настоящего изобретения является обеспечение способа обработки, и способ восстановления такой воды, который обеспечивает возврат, по меньшей мере, части находящегося в пластовой воде полимерного соединения, повышающего вязкость.
Другой целью настоящего изобретения является обеспечение способа обработки, и способ восстановления такой воды, который включает обработку пластовой воды с использованием средства фильтрации, для получения пермеата, в котором находится полимерная композиция.
Другой целью настоящего изобретения является обеспечение способа обработки, и способ восстановления такой воды, в котором, по меньшей мере, часть повышающих вязкость полимерных соединений, предварительно введенных в нефтяной пласт, повторно закачивается в нефтеносный пласт. Другая цель настоящего изобретения состоит в обеспечении способа обработки, и способа восстановления такой воды, который включает обработку пластовой воды с использованием средства фильтрации, причем в указанном способе ограничено, или даже исключается, количество добавляемых химических реагентов в пермеат (или в полученный из него раствор), перед повторным введением в нефтеносный пласт.
Настоящее изобретение относится к способу обработки пластовой воды, полученной в процессе с использованием полимерных соединений, повышающих вязкость, причем указанный способ обработки включает стадии:
получение смеси нефть-вода;
обработка смеси нефть-вода для отделения нефтяного продукта от пластовой воды, причем пластовая вода содержит полимерные соединения, повышающие вязкость;
направление пластовой воды в фильтрующее устройство, где пластовую воду подвергают фильтрации, для получения потока ретентата и пермеата, при этом фильтрующее устройство содержит блок микрофильтрации с керамической мембраной, с диапазоном пропускания частиц приблизительно от 2 мкм до 10 мкм, причем пермеат содержит указанное полимерное соединение, повышающее вязкость, и в котором пермеат, по существу, не содержит твердых взвесей, свободной нефти и эмульгированной нефти.
Авторы настоящего изобретения неожиданно показали, что указанные выше цели могут быть достигнуты путем тщательного выбора типа и характеристик фильтрационной мембраны, которая будет использована. Авторы изобретения показали, что стадия фильтрации позволяет получить с одной стороны отведенный поток, содержащий взвешенные твердые частицы, свободную нефть, консистентную смазку, и эмульгированную нефть, а, с другой стороны, поток пермеата, содержащий воду и химические реагенты, такие как полимеры. Было показано, что такой пермеат содержит достаточное количество химических веществ, таких как полимеры, что дает возможность вновь использовать их для повторного нагнетания в нефтеносный пласт, без необходимости в интенсивной дополнительной обработке пермеата, при ограниченном добавлении дополнительных химических реагентов до повторного нагнетания. До сих пор предполагалось, что известные способы и процессы не позволяют эффективно отделять эмульгированную нефть и все взвешенные твердые вещества от полимера.
Такие результаты были получены путем выбора средства фильтрации, которое представляет собой керамическую мембрану микрофильтрации, и путем тщательного регулирования границы пропускания мембраны (также называемой "порог отсечки"). Действительно, изобретатели показали, что керамическая мембрана должна иметь порог отсечки в диапазоне приблизительно от 2 мкм до 10 мкм, в альтернативном варианте приблизительно от 2 мкм до 8 мкм, в альтернативном варианте приблизительно от 2 мкм до 6 мкм, альтернативно примерно от 2 мкм до примерно 4 мкм, или около 3 мкм.
Обычно считается необходимым, чтобы мембраны, а именно ультрафильтрационные мембраны, обладали меньшим порогом отсечки для обеспечения эффективного отделения нефти от воды, в частности, для обеспечения эффективного отделения эмульгированной нефти от воды. В отличие от этого, специалисты в этой области техники обычно удерживаются от использованием микрофильтрационных мембран, то есть мембран с отсечкой приблизительно от 0,5 мкм, так как ожидается, что эмульгированная нефть, имеющая обычно размер капель в интервале приблизительно от 0,5 мкм до приблизительно 20 мкм, не будет эффективно отделяться от воды, что приведет к получению пермеата, содержащего, по меньшей мере, около 100 ч/млн. эмульгированной нефти.
Однако авторы изобретения неожиданно продемонстрировали, что микрофильтрационные керамические мембраны с меньшим порогом отсечки, то есть, имеющие отсечку меньше, чем 2 мкм, в частности, 1 мкм или меньше, не пригодны для эффективного отделения эмульгированной нефти от полимеров. Полагают, что такие мембраны имеют тенденцию к закупориванию со временем, предотвращая, таким образом, выход полимера из мембраны, причем указанные полимеры удерживаются в ретентате, вместе с нефтью, в том числе с эмульгированной нефтью. В отличие от этого, авторы изобретения также неожиданно показали, что микрофильтрационные керамические мембраны с повышенным порогом отсечки, то есть, имеющие отсечку 2 мкм или более, предпочтительно от 2 мкм до примерно 10 мкм, пригодны для эффективного разделения эмульгированной нефти и всех взвешенных твердых веществ от полимеров. Действительно, был получен обогащенный полимером пермеат, содержащий только следы эмульгированной нефти, то есть, около 20 ч/млн. или меньше, эмульгированной нефти. Не желая быть связанными теорией, авторы полагают, что эмульгированная нефть частично накапливается в мембране, без прохождения через нее, и что такое накопление приводит в действие и усиливает прохождение полимера, вместе с водой, через мембрану. Кроме того, полагают, что при использовании микрофильтрационной керамической мембраны, имеющей порог отсечки в пределах от приблизительно 2 мкм до приблизительно 10 мкм, эмульгированная нефть будет действовать в качестве другого фильтрующего слоя в мембране после накопления, что может усиливать фильтрование полимера через мембрану, и, следовательно, стимулирует отделение полимера от нефти.
Когда настоящий процесс обработки встроен в химический способ повышения нефтеотдачи пластов, для добычи нефти из нефтеносного геологической формации, это позволяет использовать, по меньшей мере, часть пермеата, полученного после стадии фильтрования, для закачивания в нефтеносный пласт, либо путем прямого нагнетания или непрямым введением. Следовательно, это обеспечивает возможность повторного введения полимерных соединений, повышающих вязкость, которые ранее закачивали в нефтеносный пласт, и которые входили в состав экстрагированной смеси нефть-вода, затем отделяли пластовую воду, и затем отфильтрованный пермеат.
С другой стороны, когда настоящий способ извлечения и обработки пластовой воды интегрирован в химический способ повышения нефтеотдачи пластов, это позволяет, таким образом, рециркулировать, по меньшей мере частично, полимерные соединения, повышающие вязкость, которые предварительно закачивают в нефтеносный пласт. Следовательно, это позволяет уменьшить количество новых (или свежих, или нерецикловых) полимерных соединений, повышающих вязкость, необходимых для закачки в нефтеносный пласт. Кроме того, это обеспечивает возможность регулирования вязкости водного раствора, который закачивается в нефтеносный пласт.
Настоящий способ обработки демонстрирует несколько преимуществ, которые являются общими или специфическими для некоторых применений.
Без излишних подробностей, полагают, что этот процесс позволяет ограничить, и даже избежать, засорения мембраны. Действительно, когда полимерные соединения, повышающие вязкость, проходят через микрофильтрационную керамическую мембрану (вместе с пермеатом), ограничивается концентрация полимера и вязкость флюида, подлежащего фильтрации.
При интеграции в способы обработки воды, способ изобретения может быть использован в качестве предварительной обработки, например, перед проведением дополнительной стадии мембранной фильтрации. Это будет способствовать очистке полимерных соединений, повышающих вязкость, до повторного использования их потенциала.
В случае добычи нефти, способ изобретения будет способствовать повышению эффективности обработки и извлечения нефти. В качестве альтернативы, этот способ может быть использован для извлечения биополимеров из биомассы, и, более обобщенно, любого другого флюида с вязкостью выше, чем 5 сПз.
После проведения стадии фильтрования, другие соединения могут быть добавлены в пермеат. Указанные другие соединения могут быть выбраны из группы, состоящей из дополнительных полимерных соединений, повышающих вязкость, поверхностно-активных веществ, растворителей, щелочных соединений, стабилизирующих агентов, и их смесей.
Пластовая вода может быть подвергнута фильтрации через керамическую мембрану, при давлении приблизительно от 0,5x105 до 5x105 Па. Такое давление называется трансмембранным давлением.
Пластовая вода может быть подвергнута фильтрации через керамическую мембрану, при температуре приблизительно от 25оС до 110°С, предпочтительно приблизительно от 40оС до 100°С.
Стадия фильтрации через керамическую мембрану, может быть проведена при непрерывной подаче пластовой воды. Во время стадии фильтрации, обратная промывка керамической мембраны может быть осуществлена с регулярными интервалами.
Отведенный поток (или его часть) может быть удален. В качестве альтернативы или параллельно отведенный поток (или его часть) может быть возвращен перед фильтрующим устройством с керамической мембраной в пластовую воду (например, смесь нефть-вода, в случае добычи нефти из нефтеносного геологического пласта) для того, чтобы подвергнуть дополнительной стадии фильтрации с помощью керамической мембраны. В качестве альтернативы или параллельно отведенный поток (или его часть) может быть дополнительно обработан с использованием другого блока обработки, отличающегося от фильтрующего устройства с керамической мембраной.
Блок фильтрации с керамической мембраной может содержать структуру, по меньшей мере, одного монолита с сегментами из пористого материала и необязательно пористую мембрану. Блок фильтрации с керамической мембраной может быть заключен в корпус.
Пермеат может подвергаться последующей обработке. Последующая обработка может заключаться в разведении пермеата водной средой.
Полимерный состав, повышающий вязкость может представлять собой водорастворимый полимер; альтернативно, полимерное соединение, повышающее вязкость, может быть выбрано из группы, состоящей из природных водорастворимых полимеров, полусинтетических водорастворимых полимеров, синтетических водорастворимых полимеров или их смесей; в качестве альтернативы, полимерное соединение, повышающее вязкость, может быть синтетическим водорастворимым полимером.
Полимерное соединение, повышающее вязкость, может быть получено путем полимеризации мономеров, выбранных из группы, содержащей из неионные мономеры, анионные мономеры, необязательно катионные мономеры, необязательно мономеры, имеющие гидрофобный характер, и их смеси.
Полимерное соединение, повышающее вязкость, может быть выбрано из группы, состоящей из неионогенных полимерных соединений, анионных полимерных соединений, или их смесей; альтернативно, полимерное соединение, повышающее вязкость, может быть анионным полимерным соединением; в качестве альтернативы, анионные полимерные соединения могут иметь анионность в диапазоне приблизительно от 10 до 100 мол. %.
В случае добычи нефти из нефтеносного геологического пласта пермеат, включающий полимерное соединение, повышающее вязкость, может закачиваться непосредственно в нефтеносный пласт. Альтернативно, пермеат, содержащий полимерные соединения для увеличения вязкости, может смешиваться с водным раствором перед введением в нефтеносный пласт. Пермеат может подвергаться последующей обработке, перед введением в нефтеносный пласт. Перед введением в нефтеносный пласт в пермеат могут быть добавлены дополнительные соединения.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 является схематическим представлением способа извлечения нефти, который включает процесс обработки в соответствии с настоящим изобретением, включая необязательные стадии.
Фиг. 2 является схематическим представлением способа извлечения нефти, включающим процесс обработки с использованием контрольного блока (замкнутый контур).
Фиг. 3 является схематическим представлением способа извлечения нефти, включающим процесс обработки с использованием пилотной установки (непрерывной подачи).
На фиг. 4 дано графическое представление проницаемости фильтрата с течением времени через монолитную керамическую мембрану из карбида кремния (SiC) без покрытия для водно-полимерной смеси, содержащей сополимер (акриламид-акрилат натрия) с молекулярной массой в ед. Дальтона (ММ = 7 МДа).
На фиг. 5 дано графическое представление проницаемости фильтрата с течением времени через монолитную керамическую мембрану из SiC без покрытия для водно-полимерной смеси, содержащей сополимер (акриламид-акрилат натрия) с ММ = 15 МДа.
На фиг. 6 дано графическое представление проницаемости фильтрата и удерживания нефти с течением времени на монолитной керамической мембране из SiC без покрытия для смеси нефть-вода, содержащей 600 ч/млн. полимера (ММ 7 МДа).
На фиг. 7 дано графическое представление проницаемости фильтрата с течением времени через монолитную керамическую мембрану из SiC без покрытия для водно-полимерной смеси, содержащей сополимер (акриламид-акрилат натрия) с ММ = 7 МДа в концентрации 600 ч/млн., нефти - 1000 ч/млн., TSS (общее содержание взвешенных твердых веществ) - 50 ч/млн.
На фиг. 8 дано графическое представление проницаемости фильтрата с течением времени через монолитную керамическую мембрану из SiC без покрытия для водно-полимерной смеси, содержащей сополимер (акриламид-акрилат натрия) с ММ = 7 МДа в концентрации 600 ч/млн., нефти - 1000 ч/млн., в отсутствие TSS.
На фиг. 9 дано графическое представление проницаемости фильтрата с течением времени через монолитную керамическую мембрану из SiC без покрытия для пластовой воды, содержащей полимер в концентрации 150 ч/млн., и TSS в концентрации от 20 до 50 ч/млн.
Подробное описание изобретения
Используемый здесь термин "нефть" означает любой тип нефти, а именно легкую нефть, тяжелую нефть и/или битумную нефть.
Используемый здесь термин "водно-нефтяная смесь" означает смесь, которую выделяют непосредственно из нефтеносного пласта.
Используемый здесь термин "пластовая вода" означает продукт, полученный из смеси вода-нефть, который отделяют от нефти.
Используемые здесь термины "закачиваемая вода", "вода затопления", "нагнетаемый поток" и "закачиваемый флюид" могут использоваться взаимозаменяемо, и соответствуют водному раствору для нагнетании в нефтеносный пласт.
Используемые здесь термины "ретентат (поток)", "концентрат (поток)" и "отведенный (поток)" могут использоваться взаимозаменяемо.
Используемый здесь термин "практически не содержащий" означает меньше, чем приблизительно 200 ч/млн., в альтернативном варианте меньше, чем приблизительно 100 ч/млн., альтернативно меньше, чем около 60 ч/млн., в альтернативном варианте меньше, чем приблизительно 40 ч/млн., в альтернативном варианте это означает "не содержащий".
Используемое здесь сокращение "CEOR" означает "химически повышение нефтеотдачи", которое представляет собой термин, обычно используемый в области добычи нефти.
В способе 100, показанном на фиг. 1, в котором процесс обработки встроен в способ добычи нефти, пластовая вода 12, содержащая полимерные соединения для увеличения вязкости, направляется из нефте-водяного сепаратора 130 в фильтрующее устройство 140, содержащее керамическую мембрану (не показана), где пластовая вода обрабатывается на стадии фильтрации. На этой стадии фильтрования, получают поток 16 пермеата, содержащий полимерные соединения, повышающие вязкость, и отведенный поток (или концентрат) 15. Перед фильтрацией с помощью фильтрующего устройства 140, пластовая вода 13 необязательно может быть направлена из нефте-водяного сепаратора 130 в блок 135 предварительной обработки, для получения предварительно обработанной пластовой воды 14 (необязательный этап предварительной обработки). Предварительно обработанная пластовая вода 14 может быть направлена из блока 135 предварительной обработки в фильтрующее устройство 140.
Пластовая вода 12 (или 13), может быть получена из смеси 10 нефть-вода, которую выделяют из нефтеносного пласта 110. Действительно смеси 10 нефть-вода может быть извлечена из нефтеносного пласта 110 с помощью эксплуатационной скважины 120, которая сообщается по текучей среде с нефтеносным пластом 110. Смесь 10 нефть-вода может быть направлена из эксплуатационной скважины 120 в нефте-водяной сепаратор 130, в котором смесь будет подвергнута стадии разделения нефти и воды. После этой стадии разделения смеси, будет получен нефтяной продукт 11, который отводится, и пластовая вода 12.
Пермеат 16 может направляться из фильтрующего устройства в нагнетательную скважину 160 для нагнетания в нефтеносный пласт 110, в виде нагнетаемой воды 19. Перед введением в нефтеносный пласт 110 через нагнетательную скважину 160, пермеат 17 может быть направлен из фильтрующего устройства 140 в установку постобработки 150, для получения дополнительно обработанного пермеата 18 (необязательный этап последующей обработки). Затем дополнительно обработанный пермеат 18 может направляться из установки 150 постобработки в нагнетательную скважину 160, для нагнетания в нефтеносный пласт 110.
Полимерные соединения, повышающие вязкость
Водный раствор, называемый также "закачиваемая вода", содержит полимерные соединения, повышающие вязкость (здесь называются "полимеры"). Эти полимеры предназначены для увеличения извлечения путем регулирования вязкости. Действительно, такие полимеры при добавлении в водный раствор для нагнетания, имеют тенденцию к увеличению вязкости раствора, что улучшает коэффициент подвижности водного раствора по отношению к нефти. Повышение вязкости водного раствора может уменьшить образование языков вязкости, где более текучий водный раствор и более густая нефть образуют "язык" водного раствора, перемещающийся без захвата нефти в потоке водного раствора. Увеличение вязкости нагнетаемого водного раствора снижает вероятность образования указанных "языков" и приводит к повышенной добыче нефти из пласта. Полимер обычно добавляют до тех пор, пока его концентрация в водном растворе для нагнетания увеличивает вязкость до величины вязкости нефти в нефтеносном пласте.
Это позволяет получить отношение подвижности близкое к 1, чтобы обеспечить лучшее вытеснение нефти из породы с помощью воды путем исключения образования языков через нефтяные карманы. Могут также существовать проблемы вязкости, связанного пласта, такие как проницаемость пласта. Как правило, отношение подвижности нефти и воды является фактором контроля для добавления полимера, когда проницаемость пласта находится в интервале между приблизительно 10 миллиДарси (мД) и 10000 мД, в качестве альтернативы, приблизительно от 50 мД до 10000 мД.
Полимерные соединения, повышающие вязкость могут быть водорастворимыми полимерами; альтернативно, они могут быть выбраны из группы, состоящей из природных водорастворимых полимеров, полусинтетических водорастворимых полимеров, синтетических водорастворимых полимеров или их смесей.
Природные водорастворимые полимеры могут быть выбраны из группы, состоящей из ксантановой камеди, гуаровой камеди, склероглюкана, сизофилана, производных целлюлозы, таких как карбоксиметилцеллюлоза, или их смесей.
В конкретном варианте осуществления, полимерное соединение, повышающее вязкость, может быть синтетическим, водорастворимым полимером. Синтетические водорастворимые полимеры могут быть получены полимеризацией неионных мономеров и анионных мономеров.
Неионные мономеры могут быть выбраны из группы, состоящей из акриламида, метакриламида, N-моно-производных акриламида, N-моно-производных метакриламида, N,N-производных акриламида, N,N-производных метакриламида, эфиров акриловой кислоты, эфиров метакриловой кислоты, и их смесей. Предпочтительно, неионный мономер является акриламидом.
Анионные мономеры могут быть выбраны из группы, состоящей из мономеров, содержащих карбоксильную функцию, мономеры, имеющие сульфокислотную функцию, мономеры, имеющие функции фосфоновой кислоты, их солей, и их смесей, или из группы, состоящей из акриловой кислоты, акриламида трет-бутилсульфоновой кислоты (ATBS), их солей и их смесей. Соли могут быть выбраны из группы, состоящей из солей щелочных металлов, щелочноземельных металлов, аммониевых солей и их смесей.
Кроме неионных мономеров и анионных мономеров, могут быть использованы другие мономеры, включая катионные мономеры, мономеры, имеющие гидрофобные характеристики, и/или альтернативные мономеры. Водорастворимый полимер может быть получен путем полимеризации, по меньшей мере, одного неионного мономера, по меньшей мере, одного анионного мономера, необязательно, по крайней мере, одного катионного мономера, и/или необязательно, по меньшей мере одного мономера, имеющего гидрофобный характер в пределах приблизительно от 0,001 мол.% до 0,1 мол.%.
Катионные мономеры могут быть выбраны из группы, состоящей из диметиламиноэтилакрилата (ДМАЭА) кватернизованного или превращенного в соль, диметиламиноэтилметакрилата (ДMAЭMA) кватернизованного или превращенного в соль, хлорида диаллилдиметиламмония (ХДАДMA), хлорида акриламидопропилтриметиламмония (ХААПТМА), хлорида метакриламидопропилтриметиламмония (ХМAПТМА), и их смесей.
Мономер, имеющий гидрофобный характер, может быть выбран из группы, состоящей из эфиров (мет)акриловой кислоты, имеющей алкильную, арилалкильную или этоксилированную цепочку; производных (мет)акриламида, имеющих алкильную, арилалкильную или диалкильную цепочки; катионных аллильных производных; гидрофобных анионных или катионных (мет)акрилоильных производных; анионных или катионных мономеров производных (мет)акриламида, несущих гидрофобную цепочку, и их смесей.
Дополнительные мономеры – от альтернативных до неионных мономеров, анионные мономеры, катионные мономеры, или мономеры, имеющие гидрофобный характер, могут быть выбраны, например, из N-винилпирролидона (NVP), акрилоилморфолина (AМ), или их смесей.
Повышающие вязкость полимерные соединения могут быть линейными или структурированными. Под термином "структурированный" подразумевается не только полимер, состоящий из одной линейной цепи фрагментов молекул (то есть, полимеризованные мономеры), но и полимер, имеющий форму звезды, гребенки, или полимер, содержащий боковые группы цепей, находящиеся на главной цепи.
Полимеризация может быть осуществлена с использованием любой подходящей технологии полимеризации, хорошо известной в данной области техники. Подходящие способы включают в себя технологии, включающие стадии полимеризации, выбранные из группы, состоящей из полимеризации в растворе, суспензионной полимеризации, полимеризации в геле, полимеризации с осаждением, эмульсионной полимеризации (водной или обращенной) или мицеллярной полимеризации, предпочтительно выбранные из группы, состоящей из обращенной эмульсионной полимеризации или полимеризации в геле.
В предпочтительном варианте осуществления стадия полимеризации является свободно-радикальной полимеризацией. Под "свободно-радикальной полимеризацией" подразумевается стадия полимеризации, которая проводится под действием ультрафиолетового излучения, азо-инициаторов, окислительно-восстановительных инициаторов, термического инициирования и их комбинаций. В качестве альтернативы, также являются возможными контролируемая радикальная полимеризация (CRP), или полимеризация в матрице.
В случае необходимости, после стадии полимеризации может следовать стадия выделения, например, путем распылительной сушки или осаждения, чтобы получить порошок полимера. Например, технология распылительной сушки описана в "Справочнике распылительной сушки" ("Spraydrying handbook" автор K. Masters).
Полимеризация обычно представляет собой свободнорадикальную полимеризацию, предпочтительно путем обращенной эмульсионной полимеризации или гелевой полимеризации. Под свободнорадикальной полимеризацией, авторы подразумевают свободнорадикальную полимеризацию под действием УФ-излучения, азо-инициаторов, окислительно-восстановительного или термического инициирования, а также технологии контролируемой радикальной полимеризации (CRP), или полимеризации в матрице.
Повышающее вязкость полимерное соединение может быть неионным или анионным; предпочтительным является повышающее вязкость полимерное соединение, имеющее анионность в диапазоне приблизительно от 10 мол. % до 100 мол. %. Такой диапазон анионности представляет интерес для обеспечения усиления потенциала вязкости воды в течение длительного времени, в частности, за счет межмолекулярных связей, особенно в том случае, когда водная среда является солевым рассолом.
Полимер может иметь молекулярную массу в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 30 МДа, предпочтительно от приблизительно 7 до приблизительно 25 МДа.
Пластовая вода
Пластовая вода содержит полимерные соединения, повышающие вязкость. Пластовая вода может иметь вязкость в диапазоне приблизительно от 1 мПа.с до 500 мПа.с, альтернативно приблизительно от 3 мПа·с до 200 мПа·с, альтернативно приблизительно от 3 мПа·с до 100 мПа·с.
Пластовая вода может иметь температуру в диапазоне приблизительно от 5°C до 110°C, предпочтительно приблизительно от 40°C до 100°С.
Пластовая вода может содержать приблизительно от 50 до 5000 ч/млн., предпочтительно приблизительно от 100 до 2000 ч/млн., более предпочтительно приблизительно от 200 до 1000 ч/млн. полимеров в расчете на всю пластовую воду.
Стадия фильтрации
Способ обработки настоящего изобретения также включает стадию направления пластовой воды в фильтрующее устройство, где пластовая вода подвергается фильтрации, для получения потоков ретентата и пермеата. Этот этап называется в изобретении "стадия фильтрации".
Керамическая мембрана
Фильтрующее устройство содержит микрофильтрационную керамическую мембрану (также обозначается как блок микрофильтрационной керамической мембраны, называемый здесь как "блок фильтрации"). После фильтрации получают поток ретентата и поток пермеата.
Блок фильтрации имеет диапазон отсечки приблизительно от 2 мкм до 10 мкм, альтернативно приблизительно от 2 мкм до 8 мкм, в альтернативном варианте приблизительно от 2 мкм до 6 мкм, альтернативно приблизительно от 2 мкм до 4 мкм, в альтернативном варианте, порог отсечки около 3 мкм. Такой специфический диапазон отсечки показал преимущество в том, что можно получить поток пермеата, содержащий полимерные соединения, повышающие вязкость. Кроме того, указанный специфический диапазон отсечки позволяет получить пермеат, практически не содержащий взвешенных твердых частиц, свободной нефти и/или эмульгированной нефти.
Пермеат, полученный после фильтрования, включает соединения, повышающие вязкость. Пермеат, полученный после фильтрования, практически не содержит суспендированных твердых веществ, свободной нефти и эмульгированной нефти.
Блок фильтрации может включать структуру, по меньшей мере, из одного монолитного сегмента из пористого материала. Пористый материал, образующий монолитные сегменты, предпочтительно представляет собой керамический монолит. Керамический пористый материал может быть выбран из группы, состоящей из SiC.
В каждом монолите имеется множество каналов. Блок фильтрации может содержать один монолитный сегмент. Альтернативно, блок фильтрации может содержать комплект монолитных сегментов. Монолитные сегменты могут иметь поперечное сечение круглой, квадратной, шестиугольной, прямоугольной, треугольной формы или любое другое подходящее поперечное сечение.
Блок фильтрации может также содержать пористую мембрану. Пористая мембрана может наноситься на стенки каналов монолитного сегмента. При наличии пористой мембраны, пористый монолит функционирует в качестве носителя пористой мембраны. Предпочтительно пористая мембрана (если она имеется) является керамической. Керамическая пористая мембрана может быть выбрана из группы, состоящей из SiC, TiO2, Al2O3. Альтернативно, пористая мембрана может отсутствовать в блоке фильтрации.
Фильтрующее устройство может иметь корпус, в котором расположен блок фильтрации. Корпус может также включать в себя зону фильтрации пермеата. При наличии, фильтрационная зона пермеата может находиться в пространстве между блоком фильтрации и корпусом.
Пластовая вода может быть подвергнута фильтрации через керамическую мембрану при давлении приблизительно от 0,5x105 до 5x105 Па. Пластовая вода может быть подвергнута фильтрации через керамическую мембрану при температуре в интервале приблизительно от 25°С до 110°С.
Фильтрация через керамическую мембрану может осуществляться в условиях непрерывной подачи. Во время стадии фильтрации через керамическую мембрану, мембрана может подвергаться обратной промывке.
Пермеат
Пермеат, полученный после фильтрации пластовой воды, содержит полимерные соединения для увеличения вязкости. Поэтому стадия разделения и последующий этап фильтрации позволяют рециркулировать повышающие вязкость полимерные соединения в пермеате, которые предварительно были закачены в нефтеносный пласт. Кроме того, пермеат содержит водный носитель, предпочтительно воду.
Стадия предварительной обработки
После стадии разделения и перед стадией фильтрования, способ обработки изобретения может дополнительно включать предварительную обработку 135, с использованием традиционных средств. Указанные традиционные приемы могут быть выбраны из:
- механического разрушения или химического разложения с целью снижения вязкости водного флюида;
- коалесценции, флотации, деэмульгирования, обработки в гидроциклоне, чтобы увеличить размер капель нефти; и/или
- самоочистки фильтрационной установки для уменьшения общего количества суспендированных твердых веществ в потоке.
Стадия последующей обработки
Способ обработки согласно изобретению может также включать стадию постобработки, по меньшей мере, части пермеата. Этот этап называется в изобретении "стадия последующей обработки". Таким образом, на этой стадии получается обработанный поток пермеата (также называемый постобработанный поток пермеата).
Стадия последующей обработки может состоять в добавлении водной среды в пермеат - в таком случае, стадия последующей обработки заключается в разбавлении. Водная среда может быть водой. При проведении этой стадии обработанный пермеат также может называться разбавленным пермеатом.
Кратность разбавления пермеата водной средой может находиться в диапазоне приблизительно от 1: 100 до 10: 1, предпочтительно приблизительно от 1: 10 до 5: 1.
На стадии последующей обработки обрабатывают, по меньшей мере, приблизительно 10 масс. %, альтернативно по меньшей мере около 25%, альтернативно по меньшей мере около 50%, альтернативно по меньшей мере около 60%, альтернативно по меньшей мере около 70%, альтернативно по меньшей мере около 80%, альтернативно по меньшей мере около 90%, альтернативно, приблизительно 100% пермеата, полученного после фильтрации.
Стадия последующей обработки может включать комбинацию полимерного соединения для повышения вязкости и пермеата. Цель состоит в том, чтобы увеличить вязкость пермеата и восстановить подходящую вязкость для нагнетания. Тип полимерного соединения, повышающего вязкость, является таким же, как описано ранее. Количество повышающего вязкость полимерного соединения может составлять приблизительно от 100 ч/млн. до 10000 ч/млн., альтернативно приблизительно от 200 ч/млн. до 5000 ч/млн., альтернативно приблизительно от 500 ч/млн. до 4000 ч/млн. полимерных соединений, повышающих вязкость, в расчете на весь пермеат.
Комбинация может заключаться в добавлении полимерного соединения, повышающего вязкость, в виде раствора, в виде дисперсии или в форме частиц для пермеата. Обычно количество повышающего вязкость полимерного соединения, добавляемого в пермеат, который содержит рециклированное полимерное соединение, повышающее вязкость, меньше, чем количество повышающего вязкость полимерного соединения, содержащееся в первоначально нагнетаемом растворе.
Когда полимерное соединение, повышающее вязкость находится в виде частиц, это соединение может быть растворено в водной среде в диспергирующем устройстве. Пермеат, или его разбавленный вариант, может быть использован как водная среда, которая применяется в устройстве диспергирования полимера, чтобы получить водный раствор полимерного соединения, повышающего вязкость. Примером диспергирующего устройства является Блок расслаивания полимера (PSU), описанный в патенте США № 8,186,871, который обеспечивает получение концентрированного водного раствора полимера с использованием повышающего вязкость полимерного соединения в виде порошка.
Стадия последующей обработки может также включать стадию доочистки, такую как фильтрование через фильтр из скорлупы орехов или эквивалентное средство.
Стадия улучшения
После стадии фильтрования через керамическую мембрану, пермеат (или его часть) может быть подвергнут обработке на стадии улучшения. Будет получен улучшенный поток пермеата. Стадия улучшения может осуществляться путем добавления подходящих дополнительных соединений.
Другие соединения могут быть добавлены в пермеат до его введения в нефтеносный пласт. Другие соединения, которые будут добавлены, могут быть выбраны из группы, состоящей из полимерных соединений, дополнительно повышающих вязкость, поверхностно-активных веществ, щелочных соединений, ингибиторов образования отложений, хелатообразующих соединений, стабилизаторов, поглотителей кислорода или их смесей. Эти соединения были описаны выше.
Когда процесс обработки является частью способа извлечения, стадия улучшения может осуществляться до стадии повторного введения.
Может существовать необходимость добавления в пермеат, и/или в водный раствор полимерных соединений, дополнительно повышающих вязкость. Такое дополнительное добавление может потребоваться, если:
(1) часть полимерных соединений, присутствующих в пермеате, была термически, химически и/или механически разрушена в процессе вытеснения из нефтеносного пласта; и/или
(2) необходимо отрегулировать вязкость нагнетаемого водного раствора и/или пермеата.
Водный раствор
Водный раствор для нагнетания содержит полимерные соединения, повышающие вязкость, и водный носитель. Водный носитель может быть водой. Водный раствор может иметь вязкость по Брукфилду в диапазоне приблизительно от 1,5 мПа·с до 600 мПа·с, альтернативно приблизительно от 5 мПа·с до 300 мПа·с. Вязкость по Брукфильду измеряется с помощью вискозиметра Брукфильда при 25°С с соответствующей насадкой.
Водный раствор может содержать приблизительно от 100 ч/млн. до 10000 ч/млн., альтернативно приблизительно от 200 ч/млн. до 5000 ч/млн., альтернативно приблизительно от 500 ч/млн. до 4000 ч/млн. полимерных соединений, повышающих вязкость, в расчете на все количество водного раствора.
Водный раствор может содержать дополнительные соединения. Указанные дополнительные соединения могут быть выбраны из группы, включающей щелочные агенты, поверхностно-активные вещества, стабилизирующие соединения, и их смеси.
Щелочные агенты
Щелочной агент может быть выбран из группы, состоящей из гидроксидов щелочных металлов, гидроксида, карбоната, бикарбоната аммония, и их смесей. Например, щелочным агентом может быть карбонат натрия.
Поверхностно-активные вещества
Поверхностно-активные вещества могут быть выбраны из группы, состоящей из анионных поверхностно-активных веществ, цвиттерионных поверхностно-активных веществ и их смесей; альтернативно, из группы, состоящей из алкилсульфатов, алкилэфирсульфатов, арилалкилсульфатов, арилалкилэфирсульфатов, алкилсульфонатов, алкилэфирсульфонатов, арилсалкилсульфонатов, арилалкилэфирсульфонатов, алкилфосфатов, алкилэфирфосфатов, арилалкилфосфатов, арилалкилэфирфосфатов, алкилфосфонатов, алкилэфирфосфонатов, арилалкилфосфонатов, арилалкилэфирфосфонатов, алкилкарбоксилатов, алкилэфиркарбоксилатов, арилалкилкарбоксилатов, арилалкилэфиркарбоксилатов, алкилполиэфиров, арилалкилполиэфиров, и их смесей.
В настоящем изобретении термин "алкил" понимается как углеводородная группа, насыщенная или ненасыщенная, содержащая от 6 до 24 атомов углерода, разветвленная или неразветвленная, линейная или необязательно содержащая одно или несколько циклических звеньев, которые необязательно могут содержать один или несколько гетероатомов (O, N, S). Арилалкильная группа определяется как указанная выше алкильная группа, включающая одно или несколько ароматических колец, причем указанные ароматические кольца необязательно содержат один или несколько гетероатомов (O, N, S).
Стабилизирующие соединения
Стабилизирующие соединения (стабилизирующие агенты) могут быть соединениями для подходящей защиты полимерных соединений, повышающих вязкость, например от термической, химической и/или механической деструкции. Примеры подходящих стабилизирующих агентов приводятся в патентной заявке РСТ WО 2010/133258, которая включена в изобретение как ссылка.
Способ CEOR
Способ обработки согласно изобретению может быть интегрирован в способ извлечения, например, в способ химического повышения нефтеотдачи пласта (CEOR). Такой способ может использоваться для извлечения нефти из нефтеносных геологических пластов.
Указанный способ химического повышения нефтеотдачи пласта может быть реализован с использованием полимерных соединений, повышающих вязкость. Указанный способ с использованием полимерных соединений, повышающих вязкость, может включать стадии:
- закачивание водного раствора в нефтеносный пласт, причем указанный водный раствор содержит полимерные соединения для увеличения вязкости;
- извлечение смеси нефть-вода, полученной из указанного нефтяного пласта;
- обработка смеси нефть-вода для отделения нефтяного продукта от пластовой воды, причем пластовая вода содержит полимерные соединения, повышающие вязкость;
- направление пластовой воды в фильтрующее устройство, где пластовую воду подвергают фильтрации, для получения потока ретентата и потока пермеата, причем фильтрующее устройство содержит блок микрофильтрационной керамической мембраны, имеющей диапазон отсечки приблизительно от 2 мкм до 10 мкм, где пермеат содержит упомянутое полимерное соединение, повышающее вязкость, и где пермеат, практически не содержит взвешенные твердые частицы, свободную нефть и эмульгированную нефть;
- закачивание пермеата в нефтеносный пласт.
Стадия закачивания
Способ CEOR может включать стадию нагнетания водного раствора в нефтеносный пласт. Этот этап называется здесь "стадией закачивания".
Стадия извлечения
Кроме того, способ CEOR может включать стадию извлечения нефте-водяной смеси, полученной из нефтеносного пласта. Этот этап называется здесь "стадия извлечения". Смесь нефть-вода содержит нефть, которая первоначально находилась в нефтеносном пласте, и водный раствор, который закачивается в нефтеносный пласт.
Стадия разделения
Кроме того, способ CEOR может включать стадию обработки смеси нефть-вода для отделения нефтяного продукта от пластовой воды. Этот этап называется здесь "стадия разделения". Указанная стадия разделения может быть выполнена с использованием любых подходящих систем, например, систем, содержащих резервуары разделения (например, такие, как резервуары без пластин и/или сепараторы с наклонными пластинами), гидроциклона, систем барботажной флотации с использованием воздуха, систем с использованием флотации растворенным воздухом, систем, содержащих фильтрующие стенки скорлупы орехов, систем на основе блока коалесценции и фильтры.
Стадия повторного закачивания
Кроме того, способ CEOR может включать стадию закачивания пермеата в нефтеносный пласт. Этот этап называется здесь "стадии повторного закачивания". Пермеат может быть введен в ту же самую нагнетательную скважину, в которую предварительно закачивают водный раствор (сравните со стадией закачивания). В качестве альтернативы, пермеат может вводиться в различные нагнетательные скважины.
В зависимости от реализации предполагается, что пермеат может закачиваться непосредственно в нефтеносный пласт (прямое введение); улучшенный пермеат может вводиться после того, как пермеат подвергается дальнейшей обработке (стадия улучшения, затем прямое введение); пермеат может смешиваться со "свежим" водным раствором перед нагнетанием (стадия смешивания, затем стадия закачивания); улучшенный пермеат может смешиваться со "свежим" водным раствором перед нагнетанием (стадия улучшения, затем стадия смешения, затем стадия закачивания); пермеат смешивается со свежим водным раствором, затем улучшается и затем закачивается.
Прямое нагнетание
Обработанный пермеат может закачиваться непосредственно в нефтеносный пласт. Следовательно, в этом варианте осуществления изобретения водный раствор для нагнетания содержится в пермеате. Как подробно описано ниже, всякий раз, когда любой этап улучшения осуществляют до нагнетания, улучшенный пермеат может закачиваться непосредственно в нефтеносный пласт.
Стадия смешивания и/или стадия совместного закачивания
До нагнетания в нефтеносный пласт, альтернативно прямому нагнетанию, пермеат может смешиваться с водным раствором. В этом варианте осуществления, после смешивания пермеата с водным раствором, полученную смесь можно нагнетать в нефтеносный пласт. Как подробно описано ниже, всякий раз, когда любой этап улучшения осуществляют до нагнетания, улучшенный пермеат может смешиваться с водным раствором.
Способы CEOR
Способы CEOR включают в себя любой способ, в котором пермеат закачивается в нефтеносный пласт. Способ CEOR может быть выбран из группы, состоящей из способа повышения нефтеотдачи пласта, способа стимуляции коллектора, способа защитной адсорбции, или способа снижения захватывания в процессе заводнения.
Способ повышения нефтеотдачи пласта (EOR) включает непрерывное и длительное закачивание раствора, содержащего полимер, для того, чтобы охватить коллектор раствором от нагнетательной скважины до добывающей скважины. Цель состоит в том, чтобы обрабатывать не зону коллектора, а весь коллектор для максимально возможного извлечения нефти. Для этой цели необходимо ввести гораздо больший объем водного раствора, который, как правило, составляет от 50% до 500% или даже больше от объема пор.
В эксплуатационной скважине или скважинах извлекается водная, нефтяная и иногда газообразная смесь.
Способ стимуляции коллектора включает в себя процесс заводнения, управление мобильностью, процесс закупоривания, причем указанный способ отличается тем, что нагнетается содержащий полимер раствор, который ограничен в объеме, чтобы создать локализованное явление в коллекторе, в частности, для заводнения, герметизации зон с высокой проницаемостью, для «перекрывания водоносных горизонтов», блокирования зон, где нежелательная вода поступает в подземный пласт. Закачивание обычно осуществляют или с помощью нагнетательной скважины, или эксплуатационной скважины в течение очень короткого периода времени в несколько дней, и, как правило, менее одного месяца, и объемов, составляющих менее 5% от объема пор коллектора. Объем пор соответствует объему, который не занят породой в коллекторе, который обеспечивает корреляцию с проницаемостью зоны. Обычно, полимерное соединение, повышающее вязкость, сшивается сшивающим агентом (органическими ионами или ионами металлов) до закачивания в нефтеносный пласт, или в ходе закачивания. Полученный сшитый полимер образует гель.
Способ защитной адсорбции включает стадию химического повышения нефтеотдачи пласта, на которой пермеат закачивается в нефтеносный пласт, чтобы адсорбировать полимерное соединение на внутренней поверхности коллектора. Полимерное соединение адсорбируется на поверхности и действует в качестве расходуемого вещества. Эта стадия обычно выполняется в начале процесса CEOR при низкой концентрации полимерного соединения в закачиваемом флюиде и обеспечивает уменьшение адсорбции полимерного соединения, повышающего вязкость, в течение последующего нагнетания.
Способ снижения захватывания в процессе заводнения также рассматривается как способ химического повышения нефтеотдачи пласта, поскольку в нем подразумевается закачивание пермеата. Полимерное соединение действует как средство снижения захватывания, и уменьшает усилие (давление закачивания), необходимое для закачивания жидкости в нефтеносный пласт. Обычно в способе снижения захватывания предполагается использование низкой концентрации полимерного соединения в закачиваемом флюиде.
Примеры
Различные типы керамических мембран были сопоставлены с целью оценки их пригодности и эффективности для выделения полимера из нефти. В частности, оценивается их пригодность и эффективность для получения отведенного потока, содержащего, в частности, суспендированные твердые вещества, свободную нефть, смазку, эмульгированную нефть; и поток пермеата, содержащий полимер.
Пример 1. Сравнение концентрации полимера
Испытывали влияние концентрации полимеров в водном растворе на их проницаемость через различные керамические мембраны.
Были испытаны следующие полимеры:
- сополимер акриламида с акрилатом натрия, с молекулярной массой 7 МДа (в последующем обозначается как "7 МДа полимер"),
- сополимер акриламида с акрилатом натрия, с молекулярной массой 15 МДа (в последующем "15 МДа полимер").
Были испытаны четыре различные концентрации полимера, а именно 200 ч/млн., 600 ч/млн., 600 ч/млн. разложившегося полимера (за исключением испытания 7 МДа полимера на монолитной SiC мембране без покрытия) и 1000 ч/млн. В случае применения, полимер разлагают, под действием высокого давления, с последующим сбросом давления.
Были испытаны следующие керамические мембраны:
- монолитная керамическая SiC мембрана без покрытия, имеющая диапазон отсечки приблизительно от 5 до 10 мкм;
- стандартная микрофильтрационная керамическая мембрана из TiО2, имеющая отсечку приблизительно 0,1 мкм.
Испытания фильтрования проведены при следующих экспериментальных условиях:
- рассол: общее количество растворенных солей (TDS) 4830, двухвалентных солей - 115 TDS, карбонатных - 1310 TDS.
- температура: 38°С
- термомеханическая обработка: при l бар
- скорость концентрата: 3 м/с
Изменение проницаемости при фильтрации на SiC монолитной керамической мембране без покрытия с течением времени для 7 МДа полимера показано на фиг. 4. Изменение проницаемости при фильтрации на SiC монолитной керамической мембране без покрытия с течением времени для 15 МДа полимера показано на фиг. 5.
Из этих экспериментов видно, что испытуемая SiC монолитная керамическая мембрана без покрытия обладает отличной проницаемостью для обоих 7 МДа и 15 МДа полимеров, причем проницаемость уменьшается по мере того, как увеличивается концентрация полимера, и проницаемость увеличивается с течением времени. За исключением разности шкалы в соответствии с проницаемостью из-за различия в диапазоне отсечки, аналогичные наблюдения сделаны для испытуемой стандартной керамической мембраны MF TiО2, то есть, показано, что проницаемость уменьшается по мере того, как увеличивается концентрация полимера. Кроме того, было показано, что при одинаковой концентрации полимера, проницаемость разложившегося полимера выше, чем исходного полимера.
На обеих мембранах было показано, что проницаемость имеет тенденцию к увеличению с течением времени. Не желая быть связанными теорией, авторы полагают, что мембрана не является полностью смоченной (увлажненной) в начале экспериментов и что проницаемость увеличивается по мере того, как мембрана становится полностью смоченной; что полимер медленно разлагается из-за рециркуляции пермеата, а также концентрата в питающий резервуар; и что концентрация полимера уменьшается в процессе испытания.
Пример 2. Удерживание нефти на керамической мембране (замкнутый контур)
Была испытана эффективность проницаемости керамической мембраны в зависимости от периодического добавления нефти.
На фиг. 2 схематически показана пилотная установка. В пилотной установке 200, показанной на фиг. 2, питающая вода направляется из питающего резервуара 210, с помощью рециркуляционного насоса 220, в фильтрующее устройство 230, где эта вода подвергается фильтрации. После этой стадии фильтрования, получают поток пермеата и отводимый поток, причем оба потока подают в питающий резервуар 210. К фильтрующему устройству прилагают трансмембранное давление (не показано).
Был испытан следующий полимер: сополимер акриламида с акрилатом натрия с молекулярной массой 7 МДа (в последующем обозначается как «7 МДа полимер»), при концентрации 600 ч/млн.
Были испытаны следующие керамические мембраны:
- монолитная керамическая SiC мембрана без покрытия, имеющая диапазон отсечки приблизительно от 5 до10 мкм.
Фильтрование было проведено при следующих экспериментальных условиях:
- рассол: общее количество растворенных солей (TDS) 4830, двухвалентных - 115 TDS, карбонатных - 1310 TDS,
- температура: 38°С,
- термомеханическая обработка: при l бар,
- скорость концентрата: 3 м/с,
- фильтрацию проводят приблизительно в течение 500 мин;
- промывку осуществляют приблизительно от 100 мин до 350 мин в течение 0,75 сек каждые 6 мин;
- сырую нефть равномерно добавляют в питающий резервуар.
Изменение проницаемости при фильтрации с течением времени показано на фиг. 6.
Было показано, что проницаемость является стабильной во времени (приблизительно между 3500 л/(час.м2.бар) и 4500 л/(час.м2.бар)). Также было показано, что в начале содержание нефти является очень низким, затем достигает максимума приблизительно 70 ч/млн. Очевидно, что эта максимальная концентрация была достигнута после пуска импульса обратной промывки. В отличие от этого, когда импульс обратной промывки прекращается, концентрация нефти снова уменьшается до значения приблизительно 13 ч/млн.
Не желая быть связанными какой-либо теорией, авторы полагают, что нефть поглощается мембраной, приводя к снижению концентрации нефти в питающем резервуаре, в то время как степень прохождения полимера через мембрану составляет приблизительно от 90% до 100%.
Очистку на месте (CIP) осуществляют после каждого испытания, используя очищающий раствор (раствор поверхностно-активного вещества с нейтральным рН). Очистка CIP позволяет очищать керамическую мембрану, в частности, путем удаления из керамической мембраны соединений и материалов, накопленных в монолите. Очистка CIP позволяет восстановить проницаемость на уровне, эквивалентном новому монолиту (фильтрующего устройства).
Пример 3. Удерживание нефти на керамической мембране (непрерывная подача)
Была испытана эффективность проницаемости керамической мембраны при непрерывном извлечении пермеата и концентрата. На фиг. 3 схематически показана пилотная установка. В пилотной установке 300, показанной на фигуре 3, питающая вода направляется в питающий резервуар 310. Затем питающая вода непрерывно направляется из питающего резервуара 310, с помощью рециркуляционного насоса 320, в фильтрующее устройство 330, где эта вода подвергается фильтрации. На этой стадии фильтрования получают поток пермеата и отведенный поток. Отведенный поток направляется обратно из фильтрующего устройства в питающий резервуар 310. К фильтрующему устройству прилагают трансмембранное давление (не показано).
Были испытаны следующие соединения:
- 7 МДа полимер при концентрации 600 ч/млн.
- Нефть в концентрации 1000 ч/млн.;
- Общее содержание взвешенных твердых веществ - концентрация 50 ч/млн. и размер частиц приблизительно от 100 до 150 мкм.
Были испытаны следующие керамические мембраны:
- монолитная керамическая SiC мембрана без покрытия, имеющая диапазон отсечки приблизительно от 5 до 10 мкм.
Фильтрование было проведено при следующих экспериментальных условиях:
- Рассол: общее количество растворенных солей (TDS) 4830, двухвалентных - 115 TDS, карбонатных - 1310 TDS.
- Термомеханическая обработка: при l бар
- Скорость концентрата: 3 м/с
- Температура: 25°С;
- Непрерывное извлечение пермеата и концентрата;
- Регулярное добавление свежего раствора в питающий резервуар.
Проницаемость фильтрации с течением времени показана на фиг. 7.
Было показано, что проницаемость уменьшается с течением времени, хотя отсутствует концентрирование сырья во время испытания. Не желая быть связанными какой-либо теорией, авторы полагают, что такое уменьшение может быть обусловлено накоплением нефти в мембране, в сочетании с более низкой температурой, чем для испытаний, приведенных выше, что ухудшает прохождение воды через мембрану, и, следовательно, ухудшает прохождение полимеров через мембрану.
Проницаемость может быть восстановлена после очистки с помощью различных очищающих растворов, таких как раствор поверхностно-активного вещества с нейтральным значением рН, лимонная кислота и гипохлорит натрия (не показано).
Пример 4. Удерживание нефти на керамической мембране (непрерывная подача)
Была испытана эффективность проницаемости керамической мембраны при непрерывном извлечении пермеата и концентрата. На фиг. 3 схематически показана пилотная установка.
Были испытаны следующие соединения:
- 7 МДа полимер при концентрации 600 ч/млн.
- Нефть в концентрации 1000 ч/млн.;
- Взвешенные твердые вещества отсутствуют.
Были испытаны следующие керамические мембраны:
- монолитная керамическая SiC мембрана без покрытия, имеющая диапазон отсечки приблизительно от 5 до10 мкм.
Фильтрование было проведено при следующих экспериментальных условиях:
- Рассол: общее количество растворенных солей (TDS) 4830, двухвалентных - 115 TDS, карбонатных - 1310 TDS.
- Термомеханическая обработка: при l бар
- Скорость концентрата: 3 м/с
- Температура: 40°С;
- Непрерывное извлечение пермеата и концентрата;
- Регулярное добавление свежего раствора в питающий резервуар в моменты времени 13, 21, 32, 48, 65, 85, 105 и 130 мин.
Изменение проницаемости фильтрации с течением времени показана на фигуре 8.
Было показано, что проницаемость медленно уменьшается в течение первой части испытания, хотя проницаемость остается стабильной при меньшем значении во время второй части испытания. Не желая быть связанными какой-либо теорией, авторы полагают, что, в течение первой части испытания, накопление нефти внутри мембраны приводит к снижению проницаемости. Однако через некоторое время достигается устойчивое состояние, в котором создается другой фильтрующий слой из накопленной нефти с постоянной проницаемостью. Концентрация нефти в пермеате оказывается стабильной, на уровне около 20 ч/млн. В противоположность этому, концентрация нефти в ретентате не является стабильной, что, как полагают, обусловлено периодическим добавлением партий сырья из питающего резервуара. Альтернативное или дополнительное объяснение может заключаться в том, что увеличение концентрации нефти может быть вызвано накоплением и высвобождением нефти из мембраны.
Проницаемость может быть восстановлена после двойной очистки с помощью раствора поверхностно-активного вещества с нейтральным значением рН (не показано).
Пример 5. Обработка реальной пластовой воды (замкнутый контур)
Была испытана эффективность проницаемости керамической мембраны, через контур рециркуляции пермеата и концентрата. На фиг. 2 схематически показана пилотная установка.
Была испытана пластовая вода следующего состава:
- Концентрация полимера – 150 ч/млн.;
- Общая концентрация взвешенных твердых веществ TSS приблизительно от 20 до 50 ч/млн.;
Были испытаны следующие керамические мембраны:
- монолитная керамическая SiC мембрана без покрытия, имеющая диапазон отсечки приблизительно от 5 до10 мкм.
Фильтрование было проведено при следующих экспериментальных условиях:
- Термомеханическая обработка: при l бар
- Скорость концентрата: 3 м/с
- Температура: 35°С;
- Рециркуляция пермеата и концентрата (замкнутый контур);
- Одно из испытаний проведено в тупиковом режиме в течение 5 мин, в моменты времени 19, 30, 47 и 58 мин.
Изменение проницаемости фильтрации во времени показано на фиг. 9.
Было продемонстрировано, что проницаемость медленно уменьшается в течение первой части испытания, хотя проницаемость остается стабильной при меньшем значении во время второй части испытания.
Пример 6. Способ химического повышения нефтеотдачи пласта
Способ химического повышения нефтеотдачи пласта моделируют с использованием системы заводнения керна путем закачивания водного раствора, содержащего сополимер акриламида с акрилатом натрия с молекулярной массой 15 МДа (стадия 1). Пластовую воду фильтруют с помощью керамической мембраны согласно изобретению, чтобы получить пермеат (стадия 2), и этот пермеат используют для приготовления нового водного раствора, в котором растворяют свежий полимер (стадия 3). В конце закачивается полученный водный раствор (стадия 4).
Стадия 1. Закачивание водного раствора, содержащего сополимер акриламида с акрилатом натрия с молекулярной массой (15 МДа)
Закачивают поток заводнения керна со следующими характеристиками:
- Температура: 50°С
- Средняя проницаемость: 1200 мДарси, песчаник
- Плотность нефти: 22° API.
Водный раствор, содержащий полимер, имеет следующий состав и свойства:
- NaCl: 3300 мг/л
- KСl: 70 мг/л
- CaСl2•2H2О: 150 мг/л
- MgС12•6H2О: 85 мг/л
- Na2SO4: 30 мг/л
- NаHCO3: 100 мг/л
- Растворенный кислород: 20 ч/млрд.
- Общее содержание взвешенных твердых веществ: 5 ч/млн.
- pH: 7,5
- Концентрация полимера: 1000 ч/млн.
- Вязкость 25 сПз.
- Фильтрационное соотношение 1: 1.
Коэффициент извлечения составляет 38%. Без добавления 1000 ч/млн. полимера, коэффициент извлечения составляет только 25%.
Стадия 2. Фильтрация пластовой воды с керамической мембраной согласно изобретению
На стороне пластовой воды потока, заводняющего керн, полимер получается вместе с водой. Пластовая вода, содержащая полимер, имеет следующие характеристики:
- NaСl: 3000-3500 мг/л
- KСl: 50-100 мг/л
- CaСl2•2H2О: 120-170 мг/л
- MgС12•6H2О: 60-100 мг/л
- Na2SO4: 25-40 мг/л
- NаHCO3: 40-100 мг/л
- Растворенный кислород: 20 ч/млрд.
- pH: 7,5
- Общее содержание взвешенных твердых веществ: 10-15 ч/млн. со средним размером 10 мкм
- Концентрация нефти в воде: 300-700 ч/млн. со средним размером частиц 12,5 мкм
- Концентрация полимера: 500 ч/млн.
- Вязкость 3,5 сПз.
Пластовую воду фильтруют на SiC монолитной керамической мембране без покрытия, имеющей диапазон отсечки приблизительно от 5 до 10 мкм, и получают пермеат, который имеет следующие характеристики:
Концентрация полимера: 500 ч/млн.
- NaСl: 3000-3500 мг/л
- KСl: 50-100 мг/л
- CaСl2•2H2О: 120-170 мг/л
- MgС12•6H2О: 60-100 мг/л
- Na2SO4: 25-40 мг/л
- NаHCO3: 40-100 мг/л
- Растворенный кислород: 20 ч/млрд.
- pH: 7,5
- Общее содержание взвешенных твердых частиц: 5 ч/млн., со средним размером - 10 мкм
- Концентрация нефти в воде: 5-20 ч/млн.
- Концентрация полимера: 500 ч/млн.
- Вязкость: 3,5 сПз.
Полимер, первоначально содержащийся в пластовой воде, находится в фильтрате и может быть возвращен для нового закачивания.
Стадия 3. Получение новых загущенных водных растворов для закачивания
Готовят два различных водных раствора с пермеатом.
Новый водный раствор А получают путем растворения в пермеате 1000 ч/млн. свежей порции сополимера акриламида с акрилатом натрия с молекулярной массой 15 МДа. Получают раствор с вязкостью 32 сПз и фильтрационным соотношением 1: 1.
Новый водный раствор B получают путем растворения в пермеате 700 ч/млн. свежей порции сополимера акриламида с акрилатом натрия с молекулярной массой 15 МДа. Получают раствор с вязкостью 25 сПз и фильтрационным соотношением 1: 1.
Стадия 4. Закачивание новых загущенных водных растворов А и В.
Проводят такую же стадию 1 заводнения керна с новыми загущенными водными растворами А и В. Были получены следующие коэффициенты извлечения.
| Новый загущенный водный раствор А | Новый загущенный водный раствор В | |
| Коэффициент извлечения | 43% | 38% |
Способ настоящего изобретения обладает тем преимуществом, что часть полимера подвергается рециркуляции для нового закачивания. Можно снизить расход полимера (от 1000 ч/млн. до 700 ч/млн.), чтобы получить тот же самый коэффициент извлечения, или можно повысить коэффициент извлечения (от 38% до 43%) при сохранении одинакового расхода полимера (1000 ч/млн.).
Claims (17)
1. Способ обработки пластовой воды, полученной в способе с использованием полимерных соединений, повышающих вязкость, причем указанный способ обработки включает стадии:
получение смеси нефть-вода;
обработка смеси нефть-вода для отделения нефтяного продукта от пластовой воды, причем пластовая вода содержит полимерные соединения, повышающие вязкость;
направление пластовой воды в фильтрующее устройство, в котором пластовую воду подвергают фильтрации для получения потока ретентата и потока пермеата, причем фильтрующее устройство содержит блок микрофильтрации с керамической мембраной с диапазоном пропускания частиц приблизительно от 2 мкм до 8 мкм, причем пермеат содержит указанное полимерное соединение, повышающее вязкость, и пермеат, по существу, не содержит твердых взвесей, свободной нефти и эмульгированной нефти.
2. Способ обработки по п. 1, в котором смесь нефть-вода получают из нефтеносного пласта; и пластовую воду получают в способе химического повышения нефтеотдачи пласта с использованием полимерных соединений, повышающих вязкость.
3. Способ обработки по п. 1 или 2, в котором пластовую воду подвергают фильтрации на керамической мембране под давлением приблизительно от 0,5×105 до около 5×105 Па.
4. Способ обработки по любому из пп. 1-3, в котором пластовую воду подвергают фильтрации на керамической мембране при температуре примерно от 25°C до 110°C.
5. Способ обработки по любому из пп. 1-4, в котором фильтрацию через керамическую мембрану проводят при непрерывной подаче.
6. Способ обработки по любому из пп. 1-5, в котором микрофильтрационную керамическую мембрану подвергают обратной промывке с регулярными интервалами во время стадии фильтрации на керамической мембране.
7. Способ обработки по любому из пп. 1-6, в котором керамическая мембрана блока фильтрации включает в себя структуру по меньшей мере одного сегмента монолита из пористого материала и необязательно пористую мембрану.
8. Способ обработки по любому из пп. 1-7, в котором керамический мембранный фильтрационный блок расположен в корпусе.
9. Способ обработки по любому из пп. 1-8, в котором полимерное соединение, повышающее вязкость, представляет собой водорастворимый полимер, альтернативно, полимерное соединение, повышающее вязкость, может быть выбрано из группы, состоящей из природных водорастворимых полимеров, полусинтетических водорастворимых полимеров, синтетических водорастворимых полимеров или их смесей; альтернативно, полимерное соединение, повышающее вязкость, представляет собой синтетический водорастворимый полимер.
10. Способ обработки по любому из пп. 1-9, в котором полимерное соединение, повышающее вязкость, получают путем полимеризации неионных мономеров, анионных мономеров, необязательно катионных мономеров, необязательно мономеров, имеющих гидрофобный характер.
11. Способ обработки по любому из пп. 1-10, в котором полимерное соединение, повышающее вязкость, может быть выбрано из группы, состоящей из неионогенных полимерных соединений, анионных полимерных соединений или их смесей; предпочтительно анионных полимерных соединений; более предпочтительно анионных полимерных соединений, имеющих анионность в диапазоне приблизительно от 10 до 100 мол. %.
12. Способ обработки по любому из пп. 1-11, который дополнительно включает в себя стадию последующей обработки пермеата; альтернативно, стадию разбавления пермеата водной средой.
13. Способ обработки по любому из пп. 1-12, в котором в пермеат добавляют дополнительные соединения.
14. Способ обработки по п. 13, в котором дополнительные соединения выбирают из группы, состоящей из полимерных соединений, повышающих вязкость, поверхностно-активных веществ, щелочных соединений, стабилизирующих агентов и их смесей.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201462063992P | 2014-10-15 | 2014-10-15 | |
| US62/063,992 | 2014-10-15 | ||
| PCT/EP2015/073491 WO2016058961A1 (en) | 2014-10-15 | 2015-10-09 | Treatment of produced water, particularly obtained from a chemically enhanced oil recovery process using viscosity-increasing polymers |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2017116480A RU2017116480A (ru) | 2018-11-15 |
| RU2017116480A3 RU2017116480A3 (ru) | 2018-12-24 |
| RU2705055C2 true RU2705055C2 (ru) | 2019-11-01 |
Family
ID=54476898
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017116480A RU2705055C2 (ru) | 2014-10-15 | 2015-10-09 | Обработка пластовой воды, в частности, полученной в способе химического повышения нефтеотдачи с использованием полимеров для повышения вязкости |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US10760399B2 (ru) |
| EP (2) | EP3207213B1 (ru) |
| CN (2) | CN106795749B (ru) |
| AR (1) | AR102276A1 (ru) |
| BR (1) | BR112017007745B1 (ru) |
| CA (1) | CA2958739C (ru) |
| MY (1) | MY180917A (ru) |
| PL (1) | PL3207213T3 (ru) |
| RU (1) | RU2705055C2 (ru) |
| WO (2) | WO2016058960A1 (ru) |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10760399B2 (en) | 2014-10-15 | 2020-09-01 | Snf Sa | Chemically enhanced oil recovery method using viscosity-increasing polymeric compounds |
| CN107605444B (zh) * | 2016-07-12 | 2020-01-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种稠油油藏聚合物驱油方法 |
| CN115925051A (zh) * | 2016-07-20 | 2023-04-07 | 巴西石油公司 | 用于处理要重新注入海底油储层中的采出水和海水的混合型系统和方法 |
| GB2559410B (en) * | 2017-02-06 | 2020-04-15 | Equinor Energy As | Method |
| US10717920B1 (en) * | 2017-03-29 | 2020-07-21 | Angel Petroleum Technologies LLC | Viscosified water injection methods for enhancing hydrocarbon recovery from wells |
| WO2020112075A1 (en) * | 2018-11-26 | 2020-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for oil in water separation using oil-specific viscosifier composition |
| CN109534581B (zh) * | 2018-12-30 | 2022-07-12 | 大连博斯特科技有限公司 | 一种切削液废水的零排放处理工艺 |
| CN114605015A (zh) * | 2020-12-08 | 2022-06-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种炼油加工污水的处理方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101164920A (zh) * | 2007-06-05 | 2008-04-23 | 南开大学 | 油田采出废水的深度处理与资源化利用方法 |
| RU2355466C2 (ru) * | 2003-07-11 | 2009-05-20 | Н Ф Т Нанофильтертехник Гезелльшафт Мит Бешрэнктер Хафтунг | Способ изготовления фильтрующего элемента и фильтрующий элемент |
| EA012979B1 (ru) * | 2006-12-27 | 2010-02-26 | Милфорд Груп Венчурс Лимитед | Способ повышения нефтеотдачи продуктивного пласта |
| WO2012136064A1 (en) * | 2011-04-08 | 2012-10-11 | General Electric Company | Method for purifying aqueous stream, system and process for oil recovery and process for recycling polymer flood |
| RU2472924C2 (ru) * | 2007-08-27 | 2013-01-20 | ЭйчПиДи, ЭлЭлСи | Способ извлечения тяжелой нефти с использованием одной или более мембраны |
| US20130192836A1 (en) * | 2010-10-14 | 2013-08-01 | Total S.A. | Water treatment in at least one membrane filtration unit for assisted recovery of hydrocarbons |
Family Cites Families (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1105417A (zh) | 1993-12-23 | 1995-07-19 | 胜利石油管理局采油工艺研究院 | 一种交联聚合物驱油剂及其配制方法 |
| US5611931A (en) | 1995-07-31 | 1997-03-18 | Media And Process Technology Inc. | High temperature fluid separations using ceramic membrane device |
| US6767455B2 (en) | 2002-08-21 | 2004-07-27 | Ceramem Corporation | Airlift membrane device and membrane bioreactor and bioreactor process containing same |
| US7597144B2 (en) * | 2007-08-27 | 2009-10-06 | Hpd, Llc | Process for recovering heavy oil utilizing one or more membranes |
| US20090095678A1 (en) | 2007-10-15 | 2009-04-16 | Musale Deepak A | Purification of oil sands pond water |
| WO2010090889A2 (en) | 2009-02-05 | 2010-08-12 | Shell Oil Company | Polymer recovery and recycle |
| US8491680B2 (en) | 2010-05-25 | 2013-07-23 | Veolia Water Solutions & Technologies North America, Inc. | Gasification process |
| CN103086483B (zh) * | 2011-10-31 | 2015-09-30 | 通用电气公司 | 净化水的方法以及包含该方法的采油工艺 |
| CN102432749B (zh) * | 2011-07-26 | 2013-08-28 | 北京君伦润众科技有限公司 | 两亲高分子及其用途 |
| FR2986033B1 (fr) | 2012-01-20 | 2016-08-05 | Snf Sas | Procede de recuperation assistee de petrole par injection d'une solution polymerique |
| US20160221846A1 (en) | 2013-03-14 | 2016-08-04 | Veolia Water Technologies, Inc. | Process for water treatment prior to reverse osmosis |
| AU2013205109B2 (en) | 2013-03-14 | 2017-04-06 | Veolia Water Technologies, Inc. | Process for recovering oil from an oil-bearing formation and treating produced water containing anti-scaling additives |
| US9506334B2 (en) | 2013-03-15 | 2016-11-29 | Veolia Water Technologies, Inc. | Process for recovering oil and treating resulting produced water with ceramic membranes |
| AU2013205118B2 (en) * | 2013-03-15 | 2016-03-24 | Veolia Water Technologies, Inc. | Oil Recovery Process Including Treating Permeate From a Ceramic Membrane to Enhance Oil Recovery |
| US10760399B2 (en) | 2014-10-15 | 2020-09-01 | Snf Sa | Chemically enhanced oil recovery method using viscosity-increasing polymeric compounds |
-
2015
- 2015-10-09 US US15/518,865 patent/US10760399B2/en active Active
- 2015-10-09 WO PCT/EP2015/073490 patent/WO2016058960A1/en active Application Filing
- 2015-10-09 US US15/518,851 patent/US10961836B2/en active Active
- 2015-10-09 RU RU2017116480A patent/RU2705055C2/ru active
- 2015-10-09 EP EP15787151.8A patent/EP3207213B1/en active Active
- 2015-10-09 PL PL15787151T patent/PL3207213T3/pl unknown
- 2015-10-09 BR BR112017007745-0A patent/BR112017007745B1/pt active IP Right Grant
- 2015-10-09 CN CN201580048465.7A patent/CN106795749B/zh active Active
- 2015-10-09 CA CA2958739A patent/CA2958739C/en active Active
- 2015-10-09 CN CN201580059784.8A patent/CN107001089A/zh active Pending
- 2015-10-09 WO PCT/EP2015/073491 patent/WO2016058961A1/en active Application Filing
- 2015-10-09 EP EP15790846.8A patent/EP3206994B1/en active Active
- 2015-10-09 MY MYPI2017701309A patent/MY180917A/en unknown
- 2015-10-15 AR ARP150103331A patent/AR102276A1/es active IP Right Grant
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2355466C2 (ru) * | 2003-07-11 | 2009-05-20 | Н Ф Т Нанофильтертехник Гезелльшафт Мит Бешрэнктер Хафтунг | Способ изготовления фильтрующего элемента и фильтрующий элемент |
| EA012979B1 (ru) * | 2006-12-27 | 2010-02-26 | Милфорд Груп Венчурс Лимитед | Способ повышения нефтеотдачи продуктивного пласта |
| CN101164920A (zh) * | 2007-06-05 | 2008-04-23 | 南开大学 | 油田采出废水的深度处理与资源化利用方法 |
| RU2472924C2 (ru) * | 2007-08-27 | 2013-01-20 | ЭйчПиДи, ЭлЭлСи | Способ извлечения тяжелой нефти с использованием одной или более мембраны |
| US20130192836A1 (en) * | 2010-10-14 | 2013-08-01 | Total S.A. | Water treatment in at least one membrane filtration unit for assisted recovery of hydrocarbons |
| WO2012136064A1 (en) * | 2011-04-08 | 2012-10-11 | General Electric Company | Method for purifying aqueous stream, system and process for oil recovery and process for recycling polymer flood |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP3207213B1 (en) | 2019-04-17 |
| BR112017007745A2 (pt) | 2018-01-30 |
| US20170247999A1 (en) | 2017-08-31 |
| US20170233639A1 (en) | 2017-08-17 |
| CN106795749A (zh) | 2017-05-31 |
| US10961836B2 (en) | 2021-03-30 |
| RU2017116480A3 (ru) | 2018-12-24 |
| WO2016058961A1 (en) | 2016-04-21 |
| CA2958739A1 (en) | 2016-04-21 |
| AR102276A1 (es) | 2017-02-15 |
| CN107001089A (zh) | 2017-08-01 |
| EP3206994A1 (en) | 2017-08-23 |
| PL3207213T3 (pl) | 2020-03-31 |
| US10760399B2 (en) | 2020-09-01 |
| EP3207213A1 (en) | 2017-08-23 |
| MY180917A (en) | 2020-12-12 |
| BR112017007745B1 (pt) | 2022-01-18 |
| RU2017116480A (ru) | 2018-11-15 |
| EP3206994B1 (en) | 2020-07-01 |
| WO2016058960A1 (en) | 2016-04-21 |
| CN106795749B (zh) | 2019-08-06 |
| CA2958739C (en) | 2022-08-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2705055C2 (ru) | Обработка пластовой воды, в частности, полученной в способе химического повышения нефтеотдачи с использованием полимеров для повышения вязкости | |
| CN102648332B (zh) | 注水系统和方法 | |
| EP2627728B1 (en) | Water injection systems and methods | |
| US8789594B2 (en) | Water injection systems and methods | |
| US8794320B2 (en) | Water injection systems and methods | |
| CN105189372B (zh) | 包括处理来自陶瓷膜的渗透物以提高原油采收率的采油方法 | |
| WO2010151574A2 (en) | Water injection systems and methods | |
| RU2528183C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| CN102307814B (zh) | 聚合物的回收和循环 | |
| EP3181655B1 (en) | Method for recovering oil and viscosifying polymers in polymer-flood produced water | |
| GB2567955A (en) | Treatment of production water from oil fields using chemically assisted recovery | |
| US20160075936A1 (en) | Formation preconditioning using an aqueous polymer preflush | |
| US20230193116A1 (en) | Water mixture for fracturing application | |
| RU2361898C1 (ru) | Состав для регулирования проницаемости водопромытых интервалов нефтяного пласта | |
| RU2168005C2 (ru) | Способ регулирования разработки неоднородной нефтяной залежи |