RU2010111799A - Способ извлечения тяжелой нефти с использованием одной или более мембраны - Google Patents
Способ извлечения тяжелой нефти с использованием одной или более мембраны Download PDFInfo
- Publication number
- RU2010111799A RU2010111799A RU2010111799/03A RU2010111799A RU2010111799A RU 2010111799 A RU2010111799 A RU 2010111799A RU 2010111799/03 A RU2010111799/03 A RU 2010111799/03A RU 2010111799 A RU2010111799 A RU 2010111799A RU 2010111799 A RU2010111799 A RU 2010111799A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- associated water
- stream
- ceramic membrane
- oil
- water
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract 60
- 239000012528 membrane Substances 0.000 title claims abstract 56
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 69
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 62
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims abstract 51
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 claims abstract 30
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 claims abstract 25
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract 22
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract 22
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims abstract 19
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 claims abstract 18
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract 10
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 claims abstract 10
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract 8
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims abstract 5
- 239000000047 product Substances 0.000 claims abstract 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract 4
- 239000013078 crystal Substances 0.000 claims abstract 4
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims abstract 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract 4
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 claims abstract 4
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 claims abstract 3
- 238000001223 reverse osmosis Methods 0.000 claims abstract 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 20
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims 14
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 claims 11
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 claims 11
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 10
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims 9
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 8
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 claims 8
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 claims 8
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims 5
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 claims 5
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 claims 5
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 claims 5
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 5
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 5
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims 4
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 claims 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims 2
- 230000004907 flux Effects 0.000 claims 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims 2
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 claims 2
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 claims 2
- 239000010703 silicon Substances 0.000 claims 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims 2
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229910021578 Iron(III) chloride Inorganic materials 0.000 claims 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims 1
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H aluminium sulfate (anhydrous) Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 claims 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims 1
- 238000000975 co-precipitation Methods 0.000 claims 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims 1
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K iron trichloride Chemical compound Cl[Fe](Cl)Cl RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 claims 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 claims 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 claims 1
- NDLPOXTZKUMGOV-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoferriooxy)iron hydrate Chemical compound O.O=[Fe]O[Fe]=O NDLPOXTZKUMGOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- SOQBVABWOPYFQZ-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);titanium(4+) Chemical class [O-2].[O-2].[Ti+4] SOQBVABWOPYFQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 claims 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 claims 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 claims 1
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- 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
- B01D61/00—Processes of separation using semi-permeable membranes, e.g. dialysis, osmosis or ultrafiltration; Apparatus, accessories or auxiliary operations specially adapted therefor
- B01D61/58—Multistep processes
-
- 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
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D9/00—Crystallisation
- B01D9/0036—Crystallisation on to a bed of product crystals; Seeding
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D9/00—Crystallisation
- B01D9/005—Selection of auxiliary, e.g. for control of crystallisation nuclei, of crystal growth, of adherence to walls; Arrangements for introduction thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F9/00—Multistage treatment of water, waste water or sewage
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—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
- B01D2311/00—Details relating to membrane separation process operations and control
- B01D2311/04—Specific process operations in the feed stream; Feed pretreatment
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2311/00—Details relating to membrane separation process operations and control
- B01D2311/06—Specific process operations in the permeate stream
-
- 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
- B01D61/02—Reverse osmosis; Hyperfiltration ; Nanofiltration
- B01D61/025—Reverse osmosis; Hyperfiltration
-
- 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
-
- 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
- C02F1/048—Purification of waste water by evaporation
-
- 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
- C02F1/28—Treatment of water, waste water, or sewage by sorption
- C02F1/281—Treatment of water, waste water, or sewage by sorption using inorganic sorbents
-
- 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
- C02F1/42—Treatment of water, waste water, or sewage by ion-exchange
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
- C02F1/44—Treatment of water, waste water, or sewage by dialysis, osmosis or reverse osmosis
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
- C02F1/52—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
- C02F2101/00—Nature of the contaminant
- C02F2101/10—Inorganic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F2101/00—Nature of the contaminant
- C02F2101/30—Organic compounds
- C02F2101/32—Hydrocarbons, e.g. oil
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F2103/00—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated
- C02F2103/10—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from quarries or from mining activities
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Hydrology & Water Resources (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
Abstract
1. Способ извлечения нефти из нефтяной скважины, включающий: ! а. извлечение водонефтяной смеси из скважины; ! b. отделение нефти от водонефтяной смеси с получением нефтепродукта и попутной воды, содержащей растворенный в ней оксид кремния; ! c. смешивание с попутной водой кристаллизующего реагента с получением в попутной воде кристаллов и осаждение растворенного оксида кремния; ! d. направление попутной воды, содержащей осажденный оксид кремния, на керамическую мембрану; ! e. фильтрацию попутной воды при помощи керамической мембраны и получение потока фильтрата; ! f. направление потока фильтрата в парогенератор и получение пара; и ! g. закачивание пара в нагнетательную скважину, инициирующее образование водонефтяной смеси. ! 2. Способ по п.1, включающий, до направления потока фильтрата с керамической мембраны в парогенератор, обработку потока фильтрата в ионообменной установке. ! 3. Способ по п.1, включающий, до направления потока фильтрата с керамической мембраны в парогенератор, обработку потока фильтрата в установке обратного осмоса. ! 4. Способ по п.1, включающий, до направления потока фильтрата с керамической мембраны в парогенератор, дополнительную обработку потока фильтрата с керамической мембраны при помощи испарителя и получение дистиллята, который направляют в парогенератор. ! 5. Способ по п.1, в котором при фильтрации попутной воды на керамической мембране образуется хвостовой поток, обогащенный осажденным оксидом кремния, и включает смешивание, по меньшей мере, части хвостового потока с керамической мембраны с попутной водой до керамической мембраны по ходу технологического потока. ! 6. Способ по п.5, вкл
Claims (37)
1. Способ извлечения нефти из нефтяной скважины, включающий:
а. извлечение водонефтяной смеси из скважины;
b. отделение нефти от водонефтяной смеси с получением нефтепродукта и попутной воды, содержащей растворенный в ней оксид кремния;
c. смешивание с попутной водой кристаллизующего реагента с получением в попутной воде кристаллов и осаждение растворенного оксида кремния;
d. направление попутной воды, содержащей осажденный оксид кремния, на керамическую мембрану;
e. фильтрацию попутной воды при помощи керамической мембраны и получение потока фильтрата;
f. направление потока фильтрата в парогенератор и получение пара; и
g. закачивание пара в нагнетательную скважину, инициирующее образование водонефтяной смеси.
2. Способ по п.1, включающий, до направления потока фильтрата с керамической мембраны в парогенератор, обработку потока фильтрата в ионообменной установке.
3. Способ по п.1, включающий, до направления потока фильтрата с керамической мембраны в парогенератор, обработку потока фильтрата в установке обратного осмоса.
4. Способ по п.1, включающий, до направления потока фильтрата с керамической мембраны в парогенератор, дополнительную обработку потока фильтрата с керамической мембраны при помощи испарителя и получение дистиллята, который направляют в парогенератор.
5. Способ по п.1, в котором при фильтрации попутной воды на керамической мембране образуется хвостовой поток, обогащенный осажденным оксидом кремния, и включает смешивание, по меньшей мере, части хвостового потока с керамической мембраны с попутной водой до керамической мембраны по ходу технологического потока.
6. Способ по п.5, включающий смешивание, по меньшей мере, части хвостового потока с попутной водой в точке до керамической мембраны по ходу технологического потока с целью увеличения концентрации взвешенных твердых веществ в попутной воде и смешивание кристаллизующего реагента с попутной водой с повышенной концентрацией взвешенных твердых веществ.
7. Способ по п.1, включающий поддержание концентрации взвешенных твердых веществ в попутной воде до керамической мембраны по ходу технологического потока на уровне, по меньшей мере, 10000 мг/л.
8. Способ по п.1, в котором на керамической мембране образуется хвостовой поток, обогащенный осажденным оксидом кремния, включает смешивание достаточного количества хвостового потока с попутной водой в точке до керамической мембраны по ходу технологического потока с целью поддержания концентрации взвешенных твердых веществ в попутной воде в точке до керамической мембраны по ходу технологического потока на уровне, по меньшей мере, 10000 мг/л.
9. Способ по п.1, включающий смешивание оксида магния или хлорида магния с попутной водой с получением гидроксида магния и совместное осаждение гидроксида магния и оксида кремния из попутной воды до фильтрации попутной воды на керамической мембране.
10. Способ по п.9, включающий поддержание рН попутной воды равным от приблизительно 9,8 до приблизительно 10,8.
11. Способ по п.10, включающий увеличение рН попутной воды путем добавления в попутную воду щелочи.
12. Способ по п.1, в котором на керамической мембране образуется хвостовой поток, обогащенный осажденным оксидом кремния, включает:
а. смешивание оксида магния или хлорида магния с попутной водой с получением гидроксида магния и совместное осаждение гидроксида магния и оксида кремния из попутной воды до фильтрации попутной воды на керамической мембране;
b. поддержание рН попутной воды равным от приблизительно 9,8 до приблизительно 10,8; и
с. смешивание достаточного количества хвостового потока с попутной водой в точке до керамической мембраны по ходу технологического потока с целью поддержания концентрации взвешенных твердых веществ в попутной воде в точке до керамической мембраны по ходу технологического потока на уровне, по меньшей мере, 10000 мг/л.
13. Способ по п.1, включающий поддержание концентрации оксида кремния в потоке фильтрата на уровне менее 50 ч./млн.
14. Способ по п.1, включающий удаление, по меньшей мере, 85% оксида кремния из попутной воды путем фильтрации попутной воды при помощи керамической мембраны.
15. Способ по п.1, включающий смешивание кристаллизующего реагента с попутной водой в зоне кристаллизации, расположенной до керамической мембраны по ходу технологического потока, и рециркулирование, по меньшей мере, части хвостового потока с керамической мембраны, в том числе рециркулирование первой порции хвостового потока, в точку между зоной кристаллизации и керамической мембраной и рециркулирование второй порции хвостового потока в зону кристаллизации.
16. Способ извлечения нефти из нефтяной скважины, включающий:
а. извлечение водонефтяной смеси из скважины;
b. отделение нефти от водонефтяной смеси с получением нефтепродукта и попутной воды, содержащей растворенный в ней оксид кремния;
c. направление попутной воды в зону кристаллизации;
d. смешивание с попутной водой в зоне кристаллизации кристаллизующего реагента с получением в попутной воде кристаллов и осаждение растворенного оксида кремния;
е. направление попутной воды, содержащей осажденный оксид кремния, на керамическую мембрану, расположенную после зоны кристаллизации по ходу технологического потока;
f. фильтрацию попутной воды при помощи керамической мембраны и получение потока фильтрата и хвостового потока, обогащенного осажденным оксидом кремния;
g. разделение хвостового потока, по меньшей мере, на два потока, первый хвостовой поток и второй хвостовой поток;
h. рециркуляцию первого хвостового потока на керамическую мембрану;
i. рециркуляцию второго хвостового потока в зону кристаллизации;
j. направление потока фильтрата в парогенератор и получение пара; и
k. закачивание пара в нагнетательную скважину, инициирующее образование водонефтяной смеси.
17. Способ по п.16, в котором попутная вода содержит взвешенные твердые вещества, и включает поддержание концентрации взвешенных твердых веществ в зоне кристаллизации на уровне приблизительно 10000 мг/л или выше.
18. Способ по п.16, в котором попутная вода содержит взвешенные твердые вещества, и включает регулирование концентрации взвешенных твердых веществ в зоне кристаллизации путем регулирования притока второго хвостового потока в зону кристаллизации.
19. Способ по п.16, включающий варьирование притока второго хвостового потока таким образом, чтобы поддерживать концентрацию взвешенных твердых веществ в зоне кристаллизации на уровне приблизительно 10000 мг/л или выше.
20. Способ извлечения нефти из нефтяной скважины, включающий:
а. извлечение водонефтяной смеси из скважины;
b. отделение нефти от водонефтяной смеси с получением нефтепродукта и попутной воды, содержащей растворенный в ней оксид кремния;
c. удаление из попутной воды загрязняющих примесей путем фильтрации попутной воды при помощи мембраны и получение потока фильтрата и хвостового потока, обогащенного загрязняющими примесями;
d. направление потока фильтрата в парогенератор и получение пара; и
е. закачивание пара в нагнетательную скважину, инициирующее образование водонефтяной смеси.
21. Способ по п.20, включающий:
а. осаждение растворенного оксида кремния из попутной воды до фильтрации попутной воды на мембране; и
b. рециркуляцию, по меньшей мере, части хвостового потока и смешивание этой части рециркулируемого хвостового потока с попутной водой в точке до керамической мембраны по ходу технологического потока с целью повышения концентрации взвешенных твердых веществ в попутной воде до керамической мембраны по ходу технологического потока.
22. Способ по п.21, включающий:
а. смешивание оксида магния или хлорида магния с попутной водой с получением гидроксида магния и совместное осаждение гидроксида магния и оксида кремния из попутной воды до фильтрации попутной воды на керамической мембране; и
b. смешивание достаточного количества хвостового потока с попутной водой в точке до керамической мембраны по ходу технологического потока с целью поддержания концентрации взвешенных твердых веществ в попутной воде в точке до керамической мембраны по ходу технологического потока на уровне, по меньшей мере, 10000 мг/л.
23. Способ по п.22, включающий направление потока фильтрата с керамической мембраны в ионообменную установку, установку обратного осмоса или испарителя.
24. Способ по п.23, включающий поддержание концентрации оксида кремния в потоке фильтра на уровне менее 50 ч./млн.
25. Способ по п.20, в котором попутная вода содержит соли жесткости в форме ионов кальция или магния, включает удаление ионов кальция или магния из попутной воды путем фильтрации попутной воды при помощи мембраны с получением потока фильтрата и хвостового потока, обогащенного ионами кальция или магния.
26. Способ по п.20, в котором попутная вода содержит и оксид кремния, и остаточную нефть, включает удаление из попутной воды и оксида кремния, и остаточной нефти путем фильтрации попутной воды при помощи одной или более керамической мембраны с получением потока фильтрата и хвостового потока, обогащенного оксидом кремния и остаточной нефтью.
27. Способ по п.20, в котором попутная вода содержит оксид кремния, включает добавление к попутной воде одного или более оксида металла и использование этого одного или более металла для сорбции оксида кремния; и удаление сорбированного оксида кремния из попутной воды путем фильтрации попутной воды при помощи одной или более мембраны с получением потока фильтрата и хвостового потока, обогащенного сорбированным оксидом кремния.
28. Способ по п.20, включающий удаление загрязняющих примесей из попутной воды путем смешивания с соединением, обладающим поверхностно-активными свойствами, которое извлекает загрязняющие примеси из раствора.
29. Способ по п.28, в котором указанное соединение выбрано из группы, в которую входят оксиды алюминия, кремния и титана.
30. Способ по п.20, в котором загрязняющие примеси включают растворенный оксид кремния, включает смешивание с попутной водой реагента или соединения с целью извлечения оксида кремния из раствора, и в котором указанное соединение выбрано из группы, в которую входят оксид магния, хлорид магния, хлорид трехвалентного железа, оксид трехвалентного железа, сульфат алюминия и оксиды алюминия, кремния и титана.
31. Способ извлечения нефти из нефтяной скважины, включающий:
а. извлечение водонефтяной смеси из скважины;
b. отделение нефти от водонефтяной смеси с получением нефтепродукта и попутной воды, содержащей растворенный в ней оксид кремния;
c. направление попутной воды в испаритель и получение пара и концентрированного солевого раствора с растворенным в нем оксидом кремния;
d. смешивание с солевым раствором реагента или соединения, обуславливающего извлечение оксида кремния из раствора;
е. направление солевого раствора, содержащего извлеченный из раствора оксид кремния, на керамическую мембрану и фильтрацию солевого раствора с получением хвостового потока и потока фильтрата;
f. смешивание, по меньшей мере, части потока фильтрата с солевым раствором, содержащим растворенный оксид кремния;
g. рециркуляцию или слив в отходы, по меньшей мере, части хвостового потока;
h. конденсацию пара с получением дистиллята;
i. направление дистиллята в парогенератор, нагревание дистиллята в парогенераторе и получение пара; и
j. закачивание пара в нагнетательную скважину.
32. Способ по п.31, включающий непрерывную рециркуляцию солевого раствора через испаритель и отведение, по меньшей мере, некоторого количества солевого раствора и направление отведенного солевого раствора в зону осаждения и через керамическую мембрану с целью удаления из него осажденного оксида кремния.
33. Способ по п.31, включающий смешивание с солевым раствором кристаллизующего реагента с целью образования в солевом растворе кристаллов и осаждение растворенного оксида кремния из солевого раствора; затем направление солевого раствора, содержащего осажденный оксид кремния, на керамическую мембрану и получение хвостового потока, обогащенного осажденным оксидом кремния.
34. Способ по п.33, включающий смешивание с солевым раствором, содержащим растворенный оксид кремния, оксида магния или хлорида магния с образованием гидроксида магния и совместное осаждение гидроксида магния и оксида кремния из солевого раствора до фильтрации солевого раствора на керамической мембране.
35. Способ по п.34, включающий рециркуляцию достаточного количества хвостового потока и смешивание этого хвостового потока с солевым раствором в точке до керамической мембраны по ходу технологического потока с целью поддержания концентрации взвешенных твердых веществ в солевом растворе в точке до керамической мембраны по ходу технологического потока на уровне, по меньшей мере, 10000 мг/л.
36. Способ по п.31, в котором солевой раствор рециркулируют по линии рециркуляции, и в котором зона осаждения и керамическая мембрана расположены в боковом потоке, который соединен с линией рециркуляции солевого раствора таким образом, что поток фильтрата, образующийся на керамической мембране, возвращается и смешивается с этим солевым раствором.
37. Способ по п.31, включающий слив в отходы части хвостового потока, образующегося на керамической мембране, с тем, чтобы удалить взвешенные твердые вещества из солевого раствора, и, кроме того, слив в отходы части потока фильтрата, с тем, чтобы удалить, по меньшей мере, некоторое количество оксида кремния из потока фильтрата.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US96818207P | 2007-08-27 | 2007-08-27 | |
| US60/968,182 | 2007-08-27 | ||
| PCT/US2008/074439 WO2009029651A1 (en) | 2007-08-27 | 2008-08-27 | Process for recovering heavy oil utilizing one or more membranes |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010111799A true RU2010111799A (ru) | 2011-10-10 |
| RU2472924C2 RU2472924C2 (ru) | 2013-01-20 |
Family
ID=40387761
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010111799/03A RU2472924C2 (ru) | 2007-08-27 | 2008-08-27 | Способ извлечения тяжелой нефти с использованием одной или более мембраны |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7909098B2 (ru) |
| CN (1) | CN101835957B (ru) |
| BR (1) | BRPI0815843B1 (ru) |
| RU (1) | RU2472924C2 (ru) |
| WO (1) | WO2009029651A1 (ru) |
Families Citing this family (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10023487B2 (en) | 2006-12-12 | 2018-07-17 | Veolia Water Solutions & Technologies Support | Method of recovering oil or gas and treating the resulting produced water |
| US20100294719A1 (en) * | 2009-05-19 | 2010-11-25 | Polizzotti David M | Process for treatment of produced water |
| FR2954950B1 (fr) | 2010-01-06 | 2012-02-24 | Total Sa | Production de vapeur et son application a la recuperation assistee d'hydrocarbures |
| US20110203928A1 (en) * | 2010-02-25 | 2011-08-25 | General Electric Company | Silica remediation in water |
| US10029213B2 (en) | 2010-03-10 | 2018-07-24 | M-I L.L.C. | System and method for separating solids from fluids |
| US8877064B2 (en) * | 2010-03-10 | 2014-11-04 | M-I L.L.C. | System and method for separating solids from fluids |
| US8491680B2 (en) * | 2010-05-25 | 2013-07-23 | Veolia Water Solutions & Technologies North America, Inc. | Gasification process |
| WO2012082617A2 (en) * | 2010-12-14 | 2012-06-21 | Aquatech International Corporation | Method for recycling deoiled water using counterflow falling-film evaporators |
| US20120160187A1 (en) * | 2010-12-23 | 2012-06-28 | Paxton Corporation | Zero emission steam generation process |
| US20150021273A1 (en) * | 2012-03-22 | 2015-01-22 | E I Du Pont De Nemours And Company | Produced water treatment in oil recovery |
| US20130248454A1 (en) * | 2012-03-22 | 2013-09-26 | E I Du Pont De Nemours And Company | Produced water treatment in oil recovery |
| CA2794356C (en) | 2012-09-13 | 2018-10-23 | General Electric Company | Treatment of produced water with seeded evaporator |
| EP2925674A4 (en) * | 2012-12-03 | 2016-04-27 | Efc Solutions Inc | PURIFICATION OF AQUEOUS MIXTURES FROM HYDROCARBON PRODUCTION PROCESSES |
| WO2015054773A1 (en) * | 2013-10-18 | 2015-04-23 | Husky Oil Operations Limited | Blowdown recycle method and system for increasing recycle and water recovery percentages for steam generation units |
| US9637404B2 (en) * | 2014-05-13 | 2017-05-02 | Back Porch Holdings Inc. | Method for treating organic laden produced water |
| FR3025792B1 (fr) * | 2014-09-17 | 2016-11-25 | Veolia Water Solutions & Tech | Dispositif de traitement d'effluents salins sursatures en presence d'inhibiteurs de precipitation |
| PL3207213T3 (pl) | 2014-10-15 | 2020-03-31 | S.N.F. Sa | Chemicznie wspomagany sposób wydobycia ropy naftowej z zastosowaniem związków polimerowych zwiększających lepkość |
| CN107032515A (zh) * | 2016-02-04 | 2017-08-11 | 通用电气公司 | 用于从产出水流制备蒸汽的方法和装置及包含其的回收油的工艺和系统 |
| CN109966929B (zh) * | 2019-03-20 | 2021-09-21 | 华南理工大学 | 一种连续油水分离膜及其制备方法 |
| US11579234B2 (en) | 2019-08-02 | 2023-02-14 | Rockwell Collins, Inc. | Interferometric direction-finding antenna array with multiplexed/switched radiating elements |
| IL299728B2 (en) * | 2020-07-07 | 2024-10-01 | Verno Holdings Llc | System for decontaminating water and generating water vapor |
| CN117090551A (zh) * | 2023-08-31 | 2023-11-21 | 扬州智全工程技术有限公司 | 一种气固混合阻溶层及其上溶控制方法 |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3193009A (en) * | 1963-02-28 | 1965-07-06 | Shell Oil Co | Use of low-grade steam containing dissolved salts in an oil production method |
| DE3105550C2 (de) * | 1981-02-16 | 1983-10-20 | Hager & Elsässer GmbH, 7000 Stuttgart | Verfahren zur weitestgehenden Aufbereitung von Süßwasser, Brackwasser, Meerwasser und Abwasser zu Trink- und Brauchwasserzwecken |
| US4877536A (en) * | 1981-04-23 | 1989-10-31 | Bertness Enterprises, Inc. | Method of treating saline water |
| US5611931A (en) * | 1995-07-31 | 1997-03-18 | Media And Process Technology Inc. | High temperature fluid separations using ceramic membrane device |
| CA2307819C (en) * | 1999-05-07 | 2005-04-19 | Ionics, Incorporated | Water treatment method for heavy oil production |
| US7150320B2 (en) * | 1999-05-07 | 2006-12-19 | Ge Ionics, Inc. | Water treatment method for heavy oil production |
| RU2185334C2 (ru) * | 2000-05-12 | 2002-07-20 | Кашпура Виталий Николаевич | Способ электрохимической обработки гидротермального теплоносителя |
| RU2215871C2 (ru) * | 2001-05-03 | 2003-11-10 | Аква-Пьюэр Вентчерс Инк. | Способ удаления загрязняющих примесей из поступающего потока |
| US20030127391A1 (en) * | 2001-07-26 | 2003-07-10 | Craft Frank S. | Method for treatment of circulating cooling water |
| US7591309B2 (en) | 2003-11-26 | 2009-09-22 | Aquatech International Corporation | Method for production of high pressure steam from produced water |
| RU2309119C2 (ru) * | 2005-12-02 | 2007-10-27 | Вадим Владимирович Потапов | Способ использования гидротермального теплоносителя |
-
2008
- 2008-08-27 WO PCT/US2008/074439 patent/WO2009029651A1/en not_active Ceased
- 2008-08-27 RU RU2010111799/03A patent/RU2472924C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-08-27 CN CN200880113361XA patent/CN101835957B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2008-08-27 BR BRPI0815843-6A patent/BRPI0815843B1/pt not_active IP Right Cessation
-
2009
- 2009-06-19 US US12/488,118 patent/US7909098B2/en active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BRPI0815843A8 (pt) | 2015-12-29 |
| BRPI0815843A2 (pt) | 2015-03-03 |
| US20090255673A1 (en) | 2009-10-15 |
| WO2009029651A1 (en) | 2009-03-05 |
| RU2472924C2 (ru) | 2013-01-20 |
| US7909098B2 (en) | 2011-03-22 |
| CN101835957B (zh) | 2013-07-17 |
| CN101835957A (zh) | 2010-09-15 |
| BRPI0815843B1 (pt) | 2018-05-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2010111799A (ru) | Способ извлечения тяжелой нефти с использованием одной или более мембраны | |
| CA2826695C (en) | Process for recovering heavy oil utilizing one or more membranes | |
| CA2913308C (en) | Wastewater treatment processes employing high rate chemical softening systems | |
| US7681643B2 (en) | Treatment of brines for deep well injection | |
| US20130020259A1 (en) | Membrane and Electrodialysis based Seawater Desalination with Salt, Boron and Gypsum Recovery | |
| CA2707011A1 (en) | Method for removing silica from evaporator concentrate | |
| MX2011001303A (es) | Proceso hibrido de recuperacion mejorado con osmosis inversa. | |
| MX2012014841A (es) | Planta de desalinizacion de agua de mar y produccion de sal de alta pureza. | |
| CN105236659A (zh) | 一种脱硫废水的纳滤处理方法 | |
| CA2671255C (en) | Production of steam and its application to enhanced oil recovery | |
| CN101835954B (zh) | 用于在重油回收中移除硅石的工艺 | |
| AU2013205109B2 (en) | Process for recovering oil from an oil-bearing formation and treating produced water containing anti-scaling additives | |
| CN117164153A (zh) | 含盐废水分步结晶回收无机盐的方法和系统 | |
| Gaid et al. | Performance of 3 years' operation of nanofiltration plants | |
| CN116655192B (zh) | 高矿物矿井疏干水资源化处理系统 | |
| Omar | Experimental study of pretreatment of brackish reverse osmosis concentrate streams using seeded precipitative softening process for improvement of water recovery | |
| US9440872B2 (en) | Process for treating brine recovered from a coal seam gas operation | |
| CA2567171C (en) | Treatment of brines for deep well injection | |
| Pervov et al. | Utilization of concentrate in reverse osmosis in water desalination systems | |
| Gilron et al. | Pretreatment and Hybrid Processes | |
| WO2020003148A2 (en) | Reverse osmosis process |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20131014 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200828 |