RU2705684C2 - Способ извлечения нефти, включающий в себя улучшенное умягчение пластовой воды - Google Patents
Способ извлечения нефти, включающий в себя улучшенное умягчение пластовой воды Download PDFInfo
- Publication number
- RU2705684C2 RU2705684C2 RU2016151383A RU2016151383A RU2705684C2 RU 2705684 C2 RU2705684 C2 RU 2705684C2 RU 2016151383 A RU2016151383 A RU 2016151383A RU 2016151383 A RU2016151383 A RU 2016151383A RU 2705684 C2 RU2705684 C2 RU 2705684C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- softening
- water
- formation water
- steam
- Prior art date
Links
- 239000008398 formation water Substances 0.000 title claims abstract description 58
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 44
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 84
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 54
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims abstract description 53
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 19
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 17
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims abstract description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 13
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims abstract description 13
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims abstract description 3
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 13
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 8
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims description 6
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 abstract description 2
- 238000000151 deposition Methods 0.000 abstract 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 53
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 22
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 21
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 15
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 11
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 description 9
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 7
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000004902 Softening Agent Substances 0.000 description 5
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 5
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 3
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 3
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 3
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 3
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 2
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 2
- 239000011552 falling film Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 2
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 description 2
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000010409 thin film Substances 0.000 description 2
- NWUYHJFMYQTDRP-UHFFFAOYSA-N 1,2-bis(ethenyl)benzene;1-ethenyl-2-ethylbenzene;styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1.CCC1=CC=CC=C1C=C.C=CC1=CC=CC=C1C=C NWUYHJFMYQTDRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- UBAZGMLMVVQSCD-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide;molecular oxygen Chemical compound O=O.O=C=O UBAZGMLMVVQSCD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005341 cation exchange Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 1
- 238000005137 deposition process Methods 0.000 description 1
- 239000003974 emollient agent Substances 0.000 description 1
- 239000010408 film Substances 0.000 description 1
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003456 ion exchange resin Substances 0.000 description 1
- 229920003303 ion-exchange polymer Polymers 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000010808 liquid waste Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- 230000000135 prohibitive effect Effects 0.000 description 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006200 vaporizer Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type 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
-
- 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
- C02F1/02—Treatment of water, waste water, or sewage by heating
- C02F1/04—Treatment of water, waste water, or sewage by heating by distillation or evaporation
- C02F1/041—Treatment of water, waste water, or sewage by heating by distillation or evaporation by means of vapour compression
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
- C02F1/66—Treatment of water, waste water, or sewage by neutralisation; pH adjustment
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F5/00—Softening water; Preventing scale; Adding scale preventatives or scale removers to water, e.g. adding sequestering agents
- C02F5/02—Softening water by precipitation of the hardness
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
-
- 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
- C02F1/52—Treatment of water, waste water, or sewage by flocculation or precipitation of suspended impurities
- C02F1/5236—Treatment of water, waste water, or sewage by flocculation or precipitation of suspended impurities using inorganic agents
-
- 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)
-
- 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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
Abstract
Изобретение относится к обработке пластовой воды, возникающей вследствие процесса извлечения нефти, и ее использованию для производства пара для извлечения нефти. Технический результат - усовершенствование умягчения с целью удаления жесткости. Способ извлечения нефти из нефтеносного пласта содержит: а. извлечение смеси нефть/вода из нефтеносного пласта; b. отделение нефти от смеси нефть/вода для производства нефти и пластовой воды, обладающей жесткостью; с. направление пластовой воды в установку умягчения для умягчения пластовой воды; d. направление пластовой воды из установки умягчения в испаритель, имеющий теплопередающие трубы, и испарение, по меньшей мере, части пластовой воды для формирования концентрированного рассола и пара; e. конденсацию пара для образования дистиллята; f. направление дистиллята в парогенератор и нагревание дистиллята в парогенераторе с целью производства пара; g. ввод пара, произведенного парогенератором в нагнетательную скважину. Причем стадия с содержит повышение значения рН пластовой воды в установке умягчения и умягчение пластовой воды в установке умягчения и осаждение твердых соединений из пластовой воды. Умягчение пластовой воды в установке умягчения и осаждение твердых соединений в установке умягчения содержит: I. смешивание щелочи с пластовой водой в установке умягчения; II. улучшение умягчения пластовой воды за счет направления, по меньшей мере, части концентрированного рассола, произведенного испарителем, в установку умягчения и смешивания концентрированного рассола с пластовой водой и щелочью в установке умягчения, которое способствует повышению значения pH пластовой воды в установке умягчения. Стадия d содержит протекание осажденных твердых соединений через теплопередающие трубы испарителя без значительного образования осаждения на них. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к системам и способам извлечения нефти из нефтеносных пластов, а конкретнее к способу усовершенствованного умягчения с целью удаления жесткости пластовой воды.
Уровень техники, к которому относится изобретение
Способы увеличения нефтеизвлечения (EOR) используют тепловую энергию для облегчения извлечения нефти, в частности тяжелой нефти, из нефтеносных пластов. Один конкретный способ, широко используемый в Канаде, извлечения тяжелой нефти упоминается как гравитационный дренаж с применением пара (SAGD). В способе SAGD, пар закачивается в нефтеносный пласт. Как правило, несколько тонн пара требуется на каждую тонну извлеченной нефти. В этом способе, пар нагревает нефть в нефтеносном пласте, и это снижает вязкость нефти и способствует притоку нефти в зону сбора. В этом способе, однако, пар конденсируется и смешивается с нефтью с образованием смеси нефть/вода. Смесь нефти и воды прокачивают к поверхности, и нефть отделяют от воды с помощью обычно применяемых способов, которые образуют то, что называют пластовой водой. Важно обработать пластовую воду так, чтобы ее можно было использовать повторно. В устройстве SAGD, пластовую воду обрабатывают или очищают и направляют в парогенератор или котел, который производит пар. В устройстве SAGD, например, полный цикл воды включает в себя: (1) закачивание пара в нефтеносный пласт; (2) конденсацию пара для нагрева нефти, которая приводит к смешиванию конденсированного пара с нефтью с образованием смеси нефть/вода; (3) сбор смеси нефть/вода; (4) откачку смеси нефть/вода к поверхности; (5) отделение нефти от смеси нефть/вода с образованием пластовой воды; (6) обработку пластовой воды путем удаления взвешенных и растворенных твердых веществ с образованием потока питательной воды для парогенератора или котла и (7) превращение питательной воды в пар, который закачивается в нефтеносный пласт. Пластовая вода, как правило, включает в себя значительные концентрации кальциевой жесткости, а также щелочность, особенно когда пластовую воду смешивают с подпиточным рассолом, который обладает высокой жесткостью. Присутствие кальция и щелочности в пластовой воде часто приводит к осаждению соединений карбоната кальция, образующих осаждениеосаждение. В способах, которые используют испарители, например, карбонат кальция, который образует осаждение, может быть серьезной проблемой. Это приводит к тому, что карбонат кальция осаждается с образованием осаждения на теплообменных трубках и поверхностях нагрева предварительного подогревателя, существенно снижая эффективность, и приводя к дорогостоящему и трудоемкому техническому обслуживанию. В прошлом, с образованием осаждения карбоната кальция на испарителях и технологическом оборудовании боролись выше по потоку от испарителя или технологического оборудования путем подкисления и дегазации. Этот способ приводит к уменьшению концентрации щелочности в потоке сточных вод. Тем не менее, подкисление и дегазация имеют свои недостатки. Кислотные издержки могут быть непомерно высокими, если сточная вода имеет высокую концентрацию щелочности. Кроме того, в некоторых исполнениях, когда органические вещества присутствуют в сточных водах, органика осаждается в ответ на подкисление. В других случаях, устройство ионообменного умягчения используется только для устранения жесткости. Этот способ, как правило, приводит к уменьшению концентрации кальция и магния в пластовой воде. При использовании в качестве единственного средства снижения жесткости, ионообменные устройства также имеют свои недостатки. Использование ионообменного умягчения добавляет дополнительную стоимость и образует поток жидких отходов, который часто требует обработки. Кроме того, с практической точки зрения, существует ограничение на концентрацию кальция, подлежащего обработке с помощью ионообменной смолы. Другим вариантом для работы с потоками пластовой воды, имеющими жесткость, является применение хелатирующего вещества или агента внутри испарителя или другого технологического оборудования. Этот хелатирующий агент сохраняет кальций в растворимой форме и, следовательно, предотвращает осаждение. Недостатком здесь является то, что эффективность ограничена, а хелатирующие агенты являются дорогостоящими.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение относится к способу извлечения нефти и обработки полученной пластовой воды, имеющей жесткость. Пластовую воду умягчают путем смешивания одного или нескольких умягчающих реагентов с пластовой водой с целью повышения значения рН пластовой воды. Это приводит к тому, что соединения жесткости осаждаются из пластовой воды. Умягченная пластовая вода направляется в испаритель, который испаряет, по меньшей мере, часть пластовой воды и производит пар и концентрированный рассол. По меньшей мере, часть концентрированного рассола используется для умягчения пластовой воды выше по потоку от испарителя. То есть, по меньшей мере, часть концентрированного рассола направляется в точку выше по потоку от испарителя и смешивается с пластовой воды. Таким образом, умягчающий реагент или реагенты и концентрированный рассол объединяются, чтобы повысить значение рН пластовой воды, и заставляют соединения жесткости осаждаться из нее. В одном варианте осуществления, умягчающим реагентом является щелочь. Щелочь смешивается с пластовой воды выше по потоку от испарителя. Концентрированный рассол из испарителя возвращают в точку выше по потоку от испарителя и смешивают с пластовой водой. В одном примере, щелочь добавляется к пластовой воде в резервуаре умягчения. Концентрированный рассол возвращают обратно в резервуар умягчения, где концентрированный рассол смешивается с пластовой водой и щелочью. В другом варианте осуществления, может не быть необходимости в умягчающем реагенте или реагентах. Концентрированный рассол, возвращенный в точку выше по потоку от испарителя, может быть достаточным для повышения значения рН пластовой воды. Другие задачи и преимущества настоящего изобретения станут явными и очевидными от изучения нижеследующего описания и прилагаемых чертежей, которые лишь иллюстрируют такое изобретение.
Краткое описание чертежей
Фиг.1 представляет собой схематическую иллюстрацию настоящего изобретения, показывающую способ извлечения нефти, который приводит к образованию пластовой воды и ее обработку.
Описание типовой системы и способа
Способ, описанный здесь, представляет собой способ извлечения нефти, в частности тяжелой нефти, такой как извлекают посредством SAGD способов, из нефтяных скважин и нефтеносных пластов. Тяжелую нефть, как правило, удаляют путем закачивания пара в нефтеносные подземные пласты. Пар нагревает нефть в нефтеносном пласте и при этом конденсируется пар. Это образует смесь нефть/вода. Смесь нефть/вода качают к поверхности. Способ разделения нефти и воды проходит, когда нефть отделяется от смеси. Это оставляет то, что называется пластовой водой. Пластовая вода повторно используется для образования пара, который направляется обратно в нефтеносный пласт. Перед тем, как пластовая вода может быть повторно использована с целью образования пара, ее обрабатывают. Это происходит потому, что пластовая вода часто включает в себя взвешенные твердые частицы, растворенные твердые вещества и растворенные газы. Большинство пластовых вод имеет жесткость. Основной причиной жесткости является присутствие поливалентных ионов, таких как кальций (Са2+) и магний (Mg2+). Концентрации жесткости в пластовой воде могут варьироваться. При относительно высоких концентрациях, жесткость создает серьезные проблемы, поскольку она покрывает осаждением технологическое оборудование, такое как поверхности теплообмена в испарителях и связанных с ними предварительных подогревателях. Как обсуждалось здесь, система и способ обработки пластовой воды влечет за собой использование парогенераторов, испарителей, а также другого технологического оборудования. Способ, описанный здесь, имеет целью избежать значительного образования осаждения технологического оборудования, в частности поверхностей теплообменных трубок испарителей и подогревателей. Как обсуждается дополнительно ниже, когда жесткость в пластовой воде вызывает беспокойство, значение рН пластовой воды повышают выше по потоку от испарителя. Это заставляет соединения жесткости, такие как карбонат кальция и гидроксид магния, осаждаться из пластовой воды. Ссылаясь на Фиг.1, здесь показана система извлечения нефти и способ, который обозначают, как правило, номером 10. Смесь нефть/вода 20 собирают из нефтяной скважины 42 и качают к поверхности. Смесь нефть/вода направляют в сепаратор для разделения нефти и воды 22. Это обычно называют способом первичного разделения нефти и воды. Могут быть использованы различные традиционные системы разделения нефти и воды. Например, гравитационные или центробежные сепараторы могут быть использованы для разделения смеси нефть/вода с получением нефтепродукта и отделенной воды. Нефтепродукт может быть дополнительно обработан и продан. Отделенная вода направляется в установку обезмасливания 24, где удаляется дополнительная нефть. Различные устройства обезмасливания, такие как системы пневматической флотации, могут быть использованы. В некоторых случаях, обезмасленный полимер добавляют в воду, отделенную посредством сепаратора для разделения нефти и воды 22. Выход или вытекающий поток из установки обезмасливания 24 упоминается как пластовые воды. Это именно эта пластовая вода, которую обрабатывают и кондиционируют перед тем, как повторно использовать для получения пара. Пластовая вода из установки обезмасливания 24 направляется через предварительный подогреватель 26, где пластовая вода нагревается. Различные типы предварительных подогревателей могут быть использованы. В одном варианте осуществления, предварительный подогреватель 26 включает в себя теплообменник, через который проходит пластовая вода. Различные источники тепла могут быть использованы для подачи тепла в предварительный подогреватель 26. В одном варианте осуществления, поток дистиллята, произведенный испарителем ниже по потоку, направляется через предварительный подогреватель 12 для нагревания пластовой воды, проходящей через него. Из предварительного подогревателя 26, пластовая вода направляется в деаэратор 28, который удаляет кислород, углекислый газ и другие неконденсируемые газы из пластовой воды, проходящей через деаэратор. Следует отметить, что предварительный нагрев и деаэрация пластовой воды не являются обязательными. Ниже по потоку от деаэратора 28 находится установка умягчения 30. Пластовая вода из деаэратора 28 направляется на установку умягчения, которая обычно включает в себя один или несколько резервуаров, имеющих смесители для смешивания одного или нескольких умягчающих реагентов с пластовой водой, чтобы умягчить пластовую воду. В одном варианте осуществления, реагент умягчения является щелочью, которая, как правило, гидроксид натрия. В этом варианте осуществления, значение рН пластовой воды повышают до значения от приблизительно 10 до приблизительно 11. В других вариантах осуществления, могут быть использованы другие умягчающие реагенты. Например, установка умягчения 30 может использовать умягчение известью или кальцинированной содой. Как будет обсуждаться более подробно ниже, способ умягчения, реализованный с помощью установки умягчения 30, усиливается посредством рециркуляции части концентрированного рассола, произведенного посредством испарителя 34 ниже по потоку от установки умягчения 30. Концентрированный рассол имеет относительно высокое значение рН и смешивается с пластовой водой и умягчающим реагентом в установке умягчения 30 для повышения значения рН пластовой воды. Таким образом, следует иметь в виду, что в одном варианте осуществления, повышение значения рН пластовой воды в установке умягчения 30 осуществляют путем смешивания как умягчающего реагента, так и части концентрированного рассола с пластовой водой. Следует иметь в виду, что, когда умягчающий реагент или реагенты используются, умягчающий реагент или реагенты могут быть введены в различных точках выше по потоку от испарителя. В предпочтительном варианте осуществления, тем не менее, желательно смешивать или добавлять умягчающий реагент или реагенты с пластовой водой ниже по потоку от деаэратора 28. Как правило, повышение значения рН пластовой воды до диапазона рН от приблизительно 10 до приблизительно 11 имеет эффект снижения пределов растворимости соединений жесткости, таких как карбонат кальция и гидроксид магния. Это приводит к осаждению этих соединений жесткости из пластовой воды. Устраняя жесткость пластовой воды, накипеобразование из-за жесткости в оборудовании ниже по потоку избегают или значительно уменьшают. В частности, выдвинута гипотеза, что, используя осаждение соединений жесткости выше по потоку от технологического оборудования, осажденные соединения жесткости будут стремиться течь через технологическое оборудование, такое как теплообменные трубки испарителя 34, без существенного накипеобразования на его поверхностях. Существенное повышение значения рН пластовой воды выше по потоку от испарителя имеет и другие преимущества. Пластовая вода обычно имеет значительную концентрацию диоксида кремния или соединений на основе диоксида кремния. Это не редкость найти присутствие диоксида кремния в пластовой воде на уровне около 200 мг/л (как SiO2). Повышением значения рН пластовой воды до диапазона 10-11 решается вопрос осаждения двуокиси кремния в дополнение к осаждению осаждения. Добавление умягчающего реагента, такого как щелочь, к пластовой воде и повышение значения рН пластовой воды приводит к увеличению растворимости диоксида кремния. То есть, растворимость диоксида кремния увеличивается, по существу, с увеличением значения рН. В способе Фиг.1, значение рН пластовой воды поднимают в достаточном объеме таким образом, что диоксид кремния или соединения на основе диоксида кремния в пластовой воде остаются в растворе, когда пластовая вода проходит через испаритель 34. Следует иметь в виду, что на практике может быть некоторое количество суспендированного диоксида кремния в концентрированном рассоле, произведенном в испарителе 34. Тем не менее, в соответствие со способом, предусмотренным в настоящем документе, это было бы минимальным, поскольку большинство или в некоторых случаях большинство диоксида кремния должно оставаться в растворе и в конечном итоге уходить со сбросом испарителя. В качестве варианта, система обработки 10, показанная на Фиг.1, может включать в себя ионообменную установку ниже по потоку от установки умягчения 30. При применении, пластовая вода из установки умягчения 30 направляется на ионный обмен, такой как слабокислотный катионный обмен, который может работать в нескольких режимах. Например, при работе в натриевом режиме, ионообменная установка работает с целью устранения жесткости. Когда ионообменная установка работает в водородном режиме, она работает с целью одновременного устранения как жесткости, так и щелочности. В любом случае, в способе, описанном на Фиг. 1, если была бы необходимость использовать ионообменную установку ниже по потоку от установки умягчения 30, она бы выполняла функцию очистки по той причине, что она была бы разработана с целью устранения, по меньшей мере, части остаточной жесткости, появившейся после того, как пластовая вода была подвергнута размягчению в установке умягчения 30. Ниже по потоку от установки умягчения 30 или выше по потоку от ионообменной установки, если она применяется, находится испаритель 34. Для того чтобы разрешить вопросы, связанные с производительностью, может быть предусмотрен ряд испарителей. В любом случае, испаритель 34 вырабатывает пар и концентрированный рассол. Пар конденсируется с образованием дистиллята 34А. Концентрированный рассол собирают в отстойнике 34С и пропускают повторно через испаритель 34 с помощью насоса 304Е, который качает концентрированный рассол через линию рециркуляции рассола 34D. Часть концентрированного рассола направляется в качестве сброса испарителя через линию 34B на установку обработки сброса испарителя 44. Дистиллят испарителя 34А является, по существу, чистым. В дистилляте 34А может быть небольшое количество растворенных твердых веществ, порядка 10 мг/л или менее. В любом случае, дистиллят 34А проводят через предварительный подогреватель 26 и направляют в парогенератор 36, где дистиллят превращают в пар. Могут быть использованы различные типы парогенераторов. Например, парогенератор 36 может включать в себя обычный котел или котел пакетного типа. Кроме того, парогенератор 36 может быть прямоточным теплоутилизационным парогенератором (OTSG), который используется с сепаратором пар/вода для отделения пара от пароводяной смеси, полученной с помощью OTSG. Парогенератор 36 производит поток пара 38, который направляют из парогенератора в нагнетательную скважину 40. В изображенном варианте осуществления, нагнетательная скважина 40 находится на расстоянии от нефтяной скважины 42, которая, на самом деле, производит смесь нефть/вода 20. Обычным способом, пар, введенный в нагнетательную скважину 40, мигрирует горизонтально в область вокруг нефтяной скважины 42, когда пар входит в контакт с нефтью в нефтяной скважине или нефтеносном пласте и конденсируется с целью снижения вязкости нефти и, как правило, активации нефти на образование смеси нефть/вода 20, упомянутой выше. Испаритель 34, показанный на Фиг.1, может быть различных типов. Например, испаритель 34 может представлять собой вертикальный испаритель с падающей пленкой, испаритель с принудительной циркуляцией жидкости, горизонтальный испаритель или испаритель с поднимающейся пленкой. В случае вертикального испарителя с падающей пленкой, он же включает в себя ряд вертикальных трубок, отстойник 34С для сбора и хранения концентрированного рассола, линию рециркуляции 34D, ведущую от отстойника до верхней части испарителя, для слива рассола в верхние концы вертикальных трубок и насоса 34E, расположенного в линии рециркуляции рассола, для откачки рассола из отстойника в верхнюю часть испарителя, где рассол сливается в трубки. Когда рассол сливается в верхние концы трубок, рассол образует тонкую пленку рассола, которая падает вниз вдоль внутренних поверхностей трубок. Трубки нагреваются, приводя к испарению части рассола и образованию пара, а также в способе рассол концентрируется и попадает в отстойник 34С. Испаритель 34, в этом примере, является механическим испарителем с термокомпрессией вторичного пара (MVR). Произведенный пар получают с помощью компрессора 35 и сжимают, производя пар, который направляется к наружной стороне трубок, снова нагревая тонкую пленку рассола, падающую вниз вдоль внутренней поверхности труб. Пар конденсируется и производит дистиллят 34А, который направляют в парогенератор 36. Небольшая часть концентрированного рассола тратится, как сброс испарителя 34В. В некоторых случаях, поток сброса испарителя 34B подходит для одноразового использования путем закачивания в глубокие скважины. В других случаях, как было отмечено выше, сброс испарителя 34В направляется на установку обработки сброса испарителя. Здесь сброс испарителя может быть дополнительно сконцентрирован или подвергнут процессу кристаллизации в кристаллизаторе, который может производить вариант пониженного жидкого выброса, или даже нулевого жидкого выброса, когда сушилка (такая как двухбарабанная сушилка, например) используется после кристаллизатора. В других случаях, сброс испарителя может быть подвергнут процессу осаждения диоксида кремния с последующим процессом удаления взвешенных твердых частиц, который удаляет взвешенные твердые частицы из него. После этого, обработанный поток сброса испарителя могут быть утилизирован путем его закачивания в глубокие скважины. Как уже кратко обсуждалось выше, настоящее изобретение включает в себя улучшение умягчения. Улучшение включает в себя направление, по меньшей мере, части концентрированного рассола из испарителя 34 на установку умягчения 30. Как показано на Фиг.1, в одном варианте осуществления, насос 48 используется для направления части концентрированного рассола через линию 46 на установку умягчения 30. Здесь рассол из испарителя 34 смешивается с водой и реагентом умягчения или реагентами умягчения для повышения значения рН пластовой воды и заставляет соединения жесткости осаждаться из пластовой воды. Концентрированный рассол, произведенный испарителем 34, имеет относительно высокое значение рН за счет предварительной обработки (добавления щелочи, например) пластовой воды, которая имеет место выше по потоку от испарителя 34. Таким образом, реагент умягчения или реагенты и концентрированный рассол смешиваются для повышения значения рН пластовой воды, которое, в одном из вариантов осуществления, повышают до диапазона от приблизительно 10 до приблизительно 11. Применение, по меньшей мере, части концентрированного рассола в установке умягчения 30 улучшает общий способ умягчения. Кроме того, смешивание концентрированного рассола с пластовой воды в установке умягчения 30 уменьшает количество умягчающих реагентов, необходимых для повышения значения рН до желаемого уровня. Это особенно полезно, когда реагент умягчения является щелочью потому, что щелочное умягчение, как правило, дороже, чем некоторые другие способы умягчение, такие как умягчение известью и кальцинированной содой. Количество возвращенного в оборот концентрированного рассола будет варьироваться в зависимости от потока пластовой воды на установку умягчения 30 и других факторов. В одном варианте осуществления, концентрированный рассол, направленный на установку умягчения 30, составляет от примерно 1% до примерно 5%, по объему, от пластовой воды, направленной на установку умягчения 30. Регулирование значением рН на установке умягчения 30 может быть выполнено различными способами, как очевидно специалистам в данной области техники. Например, в случае щелочи, добавление щелочи и поток концентрированного рассола могут быть отрегулированы или установлено соотношение к подаваемому потоку на установку умягчения 30 с точными корректировками, сделанными для добавления щелочи и/или количества подачи концентрированного рассола на установку умягчения 30. В одном из вариантов осуществления, может и не быть необходимости в добавлении умягчающего реагента или реагентов в пластовую воду. В этом варианте осуществления, концентрированного рассола, возвращенного обратно в выбранную точку в процессе работы выше по потоку от испарителя, может быть достаточным для повышения значения рН пластовой воды до желаемого уровня. Как было отмечено выше, концентрированный рассол из испарителя 34 может быть введен в пластовую воду в различные точки выше по потоку от испарителя. Например, концентрированный рассол может быть введен в пластовую воду у предварительного подогревателя 26 или выше по потоку от предварительного подогревателя 26. Существует много преимуществ у способа, описанного выше. Во-первых, возвращение в оборот концентрированного рассола помогает в повышении значения рН пластовой воды на установке умягчения 30. Это означает, что требуется меньшее количество реагента умягчения, и это особенно важно в щелочном умягчении. Кроме того, возвращение в оборот концентрированного рассола на установку умягчения 30 может ускорить способ умягчения, уменьшая размер и, следовательно, стоимость резервуара умягчения или резервуаров. Настоящее изобретение может, конечно, быть проведено иными способами, чем те, которые конкретно изложены в настоящем документе, не отступая от основных характеристик изобретения. Настоящие варианты осуществления должны быть рассмотрены во всех отношениях как иллюстративные, а не ограничительные, и все изменения, подпадающие под значение и диапазон эквивалентности прилагаемой формулы изобретения, предназначены для включения в них.
Claims (15)
1. Способ извлечения нефти из нефтеносного пласта, содержащий:
а. извлечение смеси нефть/вода из нефтеносного пласта;
b. отделение нефти от смеси нефть/вода для производства нефти и пластовой воды, обладающей жесткостью;
с. направление пластовой воды в установку умягчения для умягчения пластовой воды;
d. направление пластовой воды из установки умягчения в испаритель, имеющий теплопередающие трубы, и испарение, по меньшей мере, части пластовой воды для формирования концентрированного рассола и пара;
e. конденсацию пара для образования дистиллята;
f. направление дистиллята в парогенератор и нагревание дистиллята в парогенераторе с целью производства пара;
g. ввод пара, произведенного парогенератором в нагнетательную скважину;
причем стадия с содержит повышение значения рН пластовой воды в установке умягчения и умягчение пластовой воды в установке умягчения и осаждение твердых соединений из пластовой воды;
причем умягчение пластовой воды в установке умягчения и осаждение твердых соединений в установке умягчения содержит:
I. смешивание щелочи с пластовой водой в установке умягчения; и
II. улучшение умягчения пластовой воды за счет направления, по меньшей мере, части концентрированного рассола, произведенного испарителем, в установку умягчения и смешивания концентрированного рассола с пластовой водой и щелочью в установке умягчения, которое способствует повышению значения pH пластовой воды в установке умягчения,
причем стадия d содержит протекание осажденных твердых соединений через теплопередающие трубы испарителя без значительного образования осаждения на них.
2. Способ по п.1, в котором поток концентрированного рассола в установку умягчения составляет от примерно 1% до примерно 5% от объема потока пластовой воды в установку умягчения.
3. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя осаждение из пластовой воды в установке умягчения или из концентрированного рассола карбоната кальция, чтобы уменьшить тенденцию твердых соединений образовывать осаждение в теплопередающих трубах испарителя.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201462006620P | 2014-06-02 | 2014-06-02 | |
| US62/006,620 | 2014-06-02 | ||
| PCT/US2015/032915 WO2015187456A1 (en) | 2014-06-02 | 2015-05-28 | Oil recovery process including enhanced softening of produced water |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016151383A RU2016151383A (ru) | 2018-07-10 |
| RU2016151383A3 RU2016151383A3 (ru) | 2018-07-10 |
| RU2705684C2 true RU2705684C2 (ru) | 2019-11-11 |
Family
ID=53442969
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016151383A RU2705684C2 (ru) | 2014-06-02 | 2015-05-28 | Способ извлечения нефти, включающий в себя улучшенное умягчение пластовой воды |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9938813B2 (ru) |
| CN (1) | CN106414339B (ru) |
| AU (1) | AU2015271035B2 (ru) |
| CA (1) | CA2860277C (ru) |
| CL (1) | CL2016003093A1 (ru) |
| PL (1) | PL238297B1 (ru) |
| RU (1) | RU2705684C2 (ru) |
| WO (1) | WO2015187456A1 (ru) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9200799B2 (en) | 2013-01-07 | 2015-12-01 | Glasspoint Solar, Inc. | Systems and methods for selectively producing steam from solar collectors and heaters for processes including enhanced oil recovery |
| EP3183512A4 (en) | 2014-10-23 | 2018-09-05 | Glasspoint Solar, Inc. | Heat storage devices for solar steam generation, and associated systems and methods |
| AU2017216399A1 (en) * | 2016-02-01 | 2018-08-09 | Glasspoint Solar, Inc. | Separators and mixers for delivering controlled-quality solar-generated steam over long distances for enhanced oil recovery, and associated systems and methods |
| US10792582B2 (en) * | 2016-07-21 | 2020-10-06 | Great Ocean Ltd. | Water treatment and steam generation system for enhanced oil recovery and a method using same |
| US10479928B2 (en) * | 2016-11-30 | 2019-11-19 | Saudi Arabian Oil Company | Water treatment schemes for injection water flooding recovery processes in carbonate reservoirs |
| CN107575263A (zh) * | 2017-09-30 | 2018-01-12 | 太原理工大学 | 一种井下注热强化抽采瓦斯的装置 |
| CN114768304B (zh) * | 2022-05-17 | 2023-07-14 | 北京恒诺信达生物技术有限公司 | 一种餐厨剩余物渗滤液油脂分离方法及系统 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2215871C2 (ru) * | 2001-05-03 | 2003-11-10 | Аква-Пьюэр Вентчерс Инк. | Способ удаления загрязняющих примесей из поступающего потока |
| WO2008073963A1 (en) * | 2006-12-12 | 2008-06-19 | Otv Sa S.A. | Method for treating wastewater or produced water |
| WO2010091357A1 (en) * | 2009-02-06 | 2010-08-12 | Hpd, Llc | Method and system for recovering oil and generating steam from produced water |
| WO2012068590A1 (en) * | 2010-11-19 | 2012-05-24 | Chemtreat, Inc. | Methods for reducing scale formation on and removing deposits from heat transfer surfaces |
| WO2012100319A1 (en) * | 2011-01-27 | 2012-08-02 | Kemex Ltd. | Compact evaporator for modular portable sagd process |
| WO2013049378A2 (en) * | 2011-09-27 | 2013-04-04 | Fluor Technologies Corporation | Methods for treatment and use of produced water |
| CA2863015A1 (en) * | 2012-05-18 | 2013-11-21 | Jiangsu Sunpower Technology Co., Ltd. | Water treatment process for recycling produced water from heavy oil recovery to serve as boiler feed water |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5496448A (en) | 1993-11-22 | 1996-03-05 | Texaco Inc. | Evaporation means and method |
| US7077201B2 (en) * | 1999-05-07 | 2006-07-18 | Ge Ionics, Inc. | Water treatment method for heavy oil production |
| CA2307819C (en) * | 1999-05-07 | 2005-04-19 | Ionics, Incorporated | Water treatment method for heavy oil production |
| CA2748443C (en) * | 2004-06-09 | 2015-05-26 | Ge Ionics, Inc. | Water treatment method for heavy oil production |
| CN101835954B (zh) * | 2007-08-27 | 2013-07-31 | 威立雅水处理技术北美公司 | 用于在重油回收中移除硅石的工艺 |
| WO2011017526A1 (en) * | 2009-08-07 | 2011-02-10 | Aquatech International Corporation | Method for production of high purity distillate from produced water for generation of high pressure steam |
| AU2011344109B2 (en) * | 2010-12-14 | 2015-07-09 | Aquatech International, Llc | Method for recycling deoiled water using counterflow falling-film evaporators |
| US8899326B2 (en) * | 2011-07-19 | 2014-12-02 | Cleaver-Brooks, Inc. | Oil recovery process |
| US9738553B2 (en) * | 2012-03-16 | 2017-08-22 | Aquatech International, Llc | Process for purification of produced water |
| CA2794356C (en) * | 2012-09-13 | 2018-10-23 | General Electric Company | Treatment of produced water with seeded evaporator |
| GB2510159B (en) | 2013-01-27 | 2015-04-22 | Ide Technologies Ltd | Evaporator array for a water treatment system |
| GB2510160A (en) | 2013-01-27 | 2014-07-30 | Ide Technologies Ltd | Evaporator for treating water |
| US9328601B2 (en) * | 2013-04-30 | 2016-05-03 | General Electric Company | System and method for enhanced recovery of oil from an oil field |
| US20160214878A1 (en) * | 2013-09-13 | 2016-07-28 | General Electric Company | Treatment of produced water for supercritical dense phase fluid generation and injection into geological formations for the purpose of hydrocarbon production |
-
2014
- 2014-08-21 CA CA2860277A patent/CA2860277C/en not_active Expired - Fee Related
-
2015
- 2015-05-28 WO PCT/US2015/032915 patent/WO2015187456A1/en active Application Filing
- 2015-05-28 RU RU2016151383A patent/RU2705684C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2015-05-28 US US14/724,000 patent/US9938813B2/en active Active
- 2015-05-28 CN CN201580029248.3A patent/CN106414339B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2015-05-28 PL PL419846A patent/PL238297B1/pl unknown
- 2015-05-28 AU AU2015271035A patent/AU2015271035B2/en not_active Ceased
-
2016
- 2016-12-01 CL CL2016003093A patent/CL2016003093A1/es unknown
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2215871C2 (ru) * | 2001-05-03 | 2003-11-10 | Аква-Пьюэр Вентчерс Инк. | Способ удаления загрязняющих примесей из поступающего потока |
| WO2008073963A1 (en) * | 2006-12-12 | 2008-06-19 | Otv Sa S.A. | Method for treating wastewater or produced water |
| WO2010091357A1 (en) * | 2009-02-06 | 2010-08-12 | Hpd, Llc | Method and system for recovering oil and generating steam from produced water |
| WO2012068590A1 (en) * | 2010-11-19 | 2012-05-24 | Chemtreat, Inc. | Methods for reducing scale formation on and removing deposits from heat transfer surfaces |
| WO2012100319A1 (en) * | 2011-01-27 | 2012-08-02 | Kemex Ltd. | Compact evaporator for modular portable sagd process |
| WO2013049378A2 (en) * | 2011-09-27 | 2013-04-04 | Fluor Technologies Corporation | Methods for treatment and use of produced water |
| CA2863015A1 (en) * | 2012-05-18 | 2013-11-21 | Jiangsu Sunpower Technology Co., Ltd. | Water treatment process for recycling produced water from heavy oil recovery to serve as boiler feed water |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2015271035B2 (en) | 2017-07-13 |
| RU2016151383A (ru) | 2018-07-10 |
| CN106414339B (zh) | 2019-10-01 |
| RU2016151383A3 (ru) | 2018-07-10 |
| CA2860277A1 (en) | 2015-12-02 |
| US9938813B2 (en) | 2018-04-10 |
| CA2860277C (en) | 2016-10-25 |
| AU2015271035A1 (en) | 2017-01-05 |
| WO2015187456A1 (en) | 2015-12-10 |
| CL2016003093A1 (es) | 2017-06-02 |
| PL419846A1 (pl) | 2017-11-20 |
| CN106414339A (zh) | 2017-02-15 |
| US20150345277A1 (en) | 2015-12-03 |
| PL238297B1 (pl) | 2021-08-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2705684C2 (ru) | Способ извлечения нефти, включающий в себя улучшенное умягчение пластовой воды | |
| US7681643B2 (en) | Treatment of brines for deep well injection | |
| US7428926B2 (en) | Water treatment method for heavy oil production | |
| US7438129B2 (en) | Water treatment method for heavy oil production using calcium sulfate seed slurry evaporation | |
| US7077201B2 (en) | Water treatment method for heavy oil production | |
| US7591309B2 (en) | Method for production of high pressure steam from produced water | |
| US7150320B2 (en) | Water treatment method for heavy oil production | |
| US7905283B2 (en) | Process for removing silica in heavy oil recovery | |
| US20120006671A1 (en) | Control of scale formation in produced water evaporators | |
| RU2479713C2 (ru) | Способ удаления оксида кремния при извлечении тяжелой нефти (варианты) | |
| CA2748560C (en) | Water treatment method for heavy oil production | |
| WO2004050567A1 (en) | Water treatment method for heavy oil production | |
| US20130269943A1 (en) | Method of Recovering Oil and Producing Produced Water That is Concentrated and Dried by a Double Drum Dryer | |
| CA2748443C (en) | Water treatment method for heavy oil production | |
| CA2567171C (en) | Treatment of brines for deep well injection |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200529 |