CN101835954B - 用于在重油回收中移除硅石的工艺 - Google Patents
用于在重油回收中移除硅石的工艺 Download PDFInfo
- Publication number
- CN101835954B CN101835954B CN200880113363.9A CN200880113363A CN101835954B CN 101835954 B CN101835954 B CN 101835954B CN 200880113363 A CN200880113363 A CN 200880113363A CN 101835954 B CN101835954 B CN 101835954B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- salt solution
- evaporimeter
- concentrated salt
- directed
- oil
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 142
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 title claims abstract description 69
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 62
- 230000008569 process Effects 0.000 title abstract description 28
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title abstract description 13
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title description 22
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 151
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 30
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims abstract description 21
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 21
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 10
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract 6
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 81
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims description 56
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N Magnesium oxide Chemical compound [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 46
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 45
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 32
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 26
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 26
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 25
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 claims description 23
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 claims description 20
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 18
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 claims description 18
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 claims description 18
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 16
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 claims description 12
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 238000000975 co-precipitation Methods 0.000 claims description 10
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 8
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 8
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 8
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 6
- 239000012466 permeate Substances 0.000 claims description 5
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 4
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 3
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 claims description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 46
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 41
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 29
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 24
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 24
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 23
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 21
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 20
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 20
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 18
- 239000010408 film Substances 0.000 description 15
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 14
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 14
- 239000000463 material Substances 0.000 description 12
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 10
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 8
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- 238000004513 sizing Methods 0.000 description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- 230000008859 change Effects 0.000 description 6
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 6
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 description 6
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 5
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 4
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 4
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 4
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 4
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 description 4
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Inorganic materials [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 4
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 4
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 4
- 239000011552 falling film Substances 0.000 description 4
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 4
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 4
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 3
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 3
- 229910000765 intermetallic Inorganic materials 0.000 description 3
- -1 metal-oxide compound Chemical class 0.000 description 3
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 3
- 238000002834 transmittance Methods 0.000 description 3
- 101100352919 Caenorhabditis elegans ppm-2 gene Proteins 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 229940037003 alum Drugs 0.000 description 2
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 239000003651 drinking water Substances 0.000 description 2
- 235000020188 drinking water Nutrition 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000000741 silica gel Substances 0.000 description 2
- 229910002027 silica gel Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 2
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- RBORURQQJIQWBS-QVRNUERCSA-N (4ar,6r,7r,7as)-6-(6-amino-8-bromopurin-9-yl)-2-hydroxy-2-sulfanylidene-4a,6,7,7a-tetrahydro-4h-furo[3,2-d][1,3,2]dioxaphosphinin-7-ol Chemical compound C([C@H]1O2)OP(O)(=S)O[C@H]1[C@@H](O)[C@@H]2N1C(N=CN=C2N)=C2N=C1Br RBORURQQJIQWBS-QVRNUERCSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M Fluoride anion Chemical compound [F-] KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M 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
- BIVQBWSIGJFXLF-UHFFFAOYSA-N PPM-18 Chemical compound C=1C(=O)C2=CC=CC=C2C(=O)C=1NC(=O)C1=CC=CC=C1 BIVQBWSIGJFXLF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Natural products OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical class [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N gold Chemical compound [Au] PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010931 gold Substances 0.000 description 1
- 229910052737 gold Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 229910001410 inorganic ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 210000000056 organ Anatomy 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000005554 pickling Methods 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 239000006200 vaporizer Substances 0.000 description 1
Images
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
-
- 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
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Heat Treatment Of Water, Waste Water Or Sewage (AREA)
- Vaporization, Distillation, Condensation, Sublimation, And Cold Traps (AREA)
- Removal Of Specific Substances (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
用于回收油的工艺包括从油井回收油/水混合物。之后,该方法包括从该油/水混合物分离油以产生油产品和其中具有溶解硅石的产出水。产出水被导向至蒸发器且产生水蒸汽和浓缩盐水。该方法或工艺需要将沉淀剂或结晶试剂与产出水或浓缩盐水混合,且需要使硅石从产出水或浓缩水沉淀。由蒸发器产生的水蒸汽冷凝以形成蒸馏物,蒸馏物被导向至水蒸汽发生器。在水蒸汽发生器,蒸馏物被加热以产生水蒸汽,水蒸汽被注入到注入井内,引起油/水混合物形成。
Description
相关申请的交叉引用
根据35U.S.C.§119(e),本申请要求保护以下美国临时申请的优先权:在2007年8月27日提交的临时申请No.60/968,180。该申请通过全文引用结合到本文中。
技术领域
本发明涉及用于回收重油的工艺,更具体地,本发明涉及油回收工艺,该工艺利用机械蒸汽压缩蒸发系统来处理产出水。
背景技术
常规油回收涉及钻井和从该井抽取油与水的混合物。将油与水分离,且通常将水注入到地下地层内。常规回收对于低粘度油很有效。但常规油回收工艺对于较高粘度或重油不是很有效。
提高油回收工艺采用热方法来改进从地下储集层回收重油。将水蒸汽注入到含重油地层是广泛实践的提高油回收方法。通常,需要数吨水蒸汽来回收每吨油。水蒸汽加热储集层中的油,这降低了油的粘度且允许油流到收集井。水蒸汽冷凝且与油混合,冷凝的水蒸汽被称作产出水。流到收集井的油与产出水的混合物被抽取到表面。利用常规油回收操作中采用的常规工艺将油与产出水分离。
出于经济和环境原因,需要再循环在水蒸汽注入提高油回收中所用的产出水。这通过以下操作完成:处理产出水;产生给水;以及,将处理过的给水导向到水蒸汽发生器或锅炉,水蒸汽发生器或锅炉产生水蒸汽。完整的水循环包括以下步骤:
将水蒸汽注入到含油地层;
冷凝水蒸汽以加热油,于是冷凝的水蒸汽与油混合以形成油水混合物;
在井中收集油水混合物;
将油水混合物抽取到表面;
将油从油水混合物分离以得到产出水;
处理产出水使其变成水蒸汽发生器或锅炉的给水;以及
将给水转换成水蒸汽,该水蒸汽具有适合注入到含油地层内的品质。
处理产出水以制备用于水蒸汽发生的给水是具有挑战性的。已知的是对产出水进行化学处理且使产出水经受蒸发工艺以形成蒸馏物用于水蒸汽发生给水。特别地,已知的是使用蒸发器和机械蒸汽压缩机来产生蒸馏物。但是,产出水通常含有大量硅石基的化合物。通过硅石在处理表面上结垢或沉积,这些硅石基的化合物将易于堵塞蒸发器和其它处理表面。这些结垢降低了设备中传热元件的传导性,因而降低了蒸发和蒸汽发生效率。为了防止或阻滞蒸发器传热表面因硅石基结垢而堵塞,常规地,到蒸发器的给料的pH被提高以维持硅石溶解度。
但当前的工艺存在缺陷和缺点。添加苛性碱以提高pH代表显著的操作成本。通常不希望废料流中含高浓度的苛性碱。此外,虽然机械蒸汽压缩蒸发器从产出水回收大约95%的水,但是难以处理剩余浓缩流。剩余浓缩流的pH通常高于12。中和该流造成固体沉淀,并且很难从水溶液分离这些固体。还已知中和工艺有时释放气体,诸如硫化氢。这些系统倾向于操作起来较为昂贵且维护起来成本较高。此外,产出水常常包括提供硬度的大量的钙和镁。较高的pH会促进硬度组分(钙和镁)的沉淀。若不加以控制,这会造成蒸发器传热表面的硬度结垢的可能。可通过添加分散剂形式的化学品而降低硬度造成的结垢风险。分散剂悬浮粒子使得它们并不粘结和堵塞蒸发器表面。此时,似乎并没有确定使用分散剂可控制多少硬度,因为很少的现有重油回收操作系统具有很低的产出水硬度。但是,预计在未来的重油回收工艺中产出水将包括较高的微咸水组成且产出水中的硬度浓度将较高。利用分散剂的较高pH工艺对于具有较高硬度浓度的产出水可能不太有效。
此外,利用蒸发器的重油回收工艺产生浓缩盐水且适当地处置这些浓缩盐水有时会有问题。对于高pH盐水尤其如此。高pH盐水需要降低硅石水平以允许处置且确保硅石沉淀剂将不会堵塞处置井。这种处理工艺涉及大量酸,因为现必须中和为了增加pH所添加的所有苛性碱。随着pH降低,形成硅胶,必须从盐水移除该硅胶。对于这种盐水处理工艺的操作经验是有限的,但据报告常常会出现设备和管线的堵塞。如果将高pH盐水注入深井,该处理工艺是较难的,成本较高且不可靠。存在深井注入的替代选择且其为盐穴处置。但是,这个选择显著地比深井注入更昂贵。
因此在重油回收工艺中需要更具成本效益的蒸发系统来处理产出水且产生相对纯的给水流用于水蒸汽发生系统。
发明内容
本发明涉及用于清洁和净化从含油地层回收重油所生成的产出水的工艺。该工艺包括蒸发产出水和形成吸附浆以防止蒸发器表面的硅石结垢。可通过向产出水添加化合物(其起反应以形成吸附悬浮固体)或者对该产出水吸附悬浮固体而形成该吸附浆。悬浮固体形成晶体浆且硅石优先吸附到晶体上从而防止蒸发器结垢。蒸发器蒸馏物形成适合于水蒸汽发生的净化水,其产生用于注入到含油地层的水蒸汽。
在一种特定工艺中,从油井回收油/水混合物。之后,从油/水混合物分离油以产生油产品和产出水,产出水具有致污物,诸如溶解的硅石、硬度或残余油。诸如氧化镁或氯化镁这样的金属化合物或者多种金属氧化物化合物中的任一种或者明矾与产出水混合。当氧化镁或氯化镁与产出水混合时,形成氢氧化镁。在此实例中,该方法包括使氢氧化镁与硅石共沉淀。之后,将具有沉淀硅石的产出水导向至蒸发器,蒸发器产生水蒸汽和浓缩盐水。该方法或工艺还包括冷凝水蒸汽以形成蒸馏物且将蒸馏物导向至水蒸汽发生器,并且加热水蒸汽发生器中的蒸馏物以产生水蒸汽。之后,将水蒸汽注入到注入井,引起油/水混合物的形成。
在另一特定工艺中,从油井回收油/水混合物。之后,从油/水混合物分离油以产生油产品和产出水,产出水具有致污物,诸如溶解的硅石、硬度或残余油。诸如Ti、Al或Si的氧化物或复合氧化物的化合物与产出水混合。这些化合物的这些表面性质使得从溶液移除大部分硅石。之后,仅具有少量可溶硅石的产出水被导向至蒸发器,蒸发器产生蒸汽与浓缩盐水。该方法或工艺还包括冷凝水蒸汽以形成蒸馏物且将蒸馏物导向至水蒸汽发生器,且加热蒸汽发生器中的蒸馏物以产生水蒸汽。之后,蒸汽被注入到注入井内,引起油/水混合物的形成。
通过研究下文的描述和附图,本发明的其它目的和优点将会变得显而易见,附图只是说明本发明。
附图说明
图1是根据本发明的重油回收工艺的基本工艺的示意表示。
图2是在产出水流到达一个或多个蒸发器之前利用结晶反应器从产出水流移除诸如硅石这样的致污物的重油回收工艺的示意说明。
图3是说明与图2所示工艺类似的工艺的示意图,但其中仅一个膜与蒸发器相关联。
图4是包括结晶工艺的重油回收工艺的示意说明,该结晶工艺用于处理绕蒸发器流通的浓缩盐水的一部分。
图5是与图4所示的重油回收工艺类似的重油回收工艺的示意说明,但其中在结晶反应器或区域的下游提供膜,诸如陶瓷膜。
具体实施方式
本发明需要一种重油回收工艺,其中,通过蒸发工艺使用吸附浆来净化产出水。来自于蒸发工艺的蒸馏物形成给水用于生成水蒸汽以注入到含重油地下地层内。吸附浆防止蒸发器传热表面由于产出水中的硅石化合物和在某些实施例中硅石和硬度化合物而结垢,从而维持蒸发器效率。
重油回收利用从冷凝水蒸汽释放的热从含油沉积物释放油。收集所得到的油水混合物且将其抽吸到表面,其中油与该混合物分离,留下所谓的产出水。重新使用产出水来生成水蒸汽来馈回到含油地层。本发明还指向使用吸附浆和蒸发来处理产出水以形成水蒸汽发生给水的方法,从而再循环在重油回收工艺中使用的大部分水。
产出水包括溶解的无机离子、溶解的有机化合物、悬浮的无机和有机固体,以及溶解的气体。在产出水中的总悬浮固体可变化。通常产出水中的悬浮固体小于大约100ppm,且在某些情况下,产出水中的悬浮固体在大约100ppm至大约150ppm的范围。除了悬浮固体之外,自重油回收工艺的产出水包括以不同比例溶解的有机和无机固体。在产出水中溶解的固体(包括硬度和特别地硅石基的化合物)具有通过使传热表面结垢而堵塞蒸发设备的可能。因此,在油水分离后希望进行额外处理来在蒸发前从产出水移除硅石基的化合物。在下文中使用术语“硅石”来大体上指硅石基的化合物。
可使用多种蒸发器中的任何蒸发器来实现蒸发工艺,包括(但不限于)机械蒸汽再压缩蒸发器,多效蒸发器和降膜蒸发器。此外,蒸发器的传热表面可为板型或管型和可为水平的或竖直的,且在这些表面的任一侧上发生蒸发。
通常采用各种预处理工艺来保证蒸发工艺的效率和效能。特别地,由于在产出水中存在大量硅石(通常为175ppm至300ppm,作为SiO2),本发明包括吸附浆以防止在设备中硅石结垢。
现转至根据本发明的一般工艺,该工艺在图1中示意性地描绘。产出水从油水分离步骤导向至预热步骤,之后是脱气,吸附化合物添加,蒸发和水蒸汽发生。预热和脱气不是必须的而是可选的。自水蒸汽发生步骤的水蒸汽被导向至含油地层,在这里水蒸汽冷凝,释放热以从地层放出油。然后收集所得到的油水混合物且将其抽取到油水分离步骤,完成重油回收工艺的水循环。
应了解油水分离、预热、脱气以及蒸汽发生每个都可由本领域技术人员已知的方法完成。例如,可使用重力分离来实现油水分离。预热产出水提高了随后脱气中溶解的CO2的移除效率。预热(若使用)可通过使用热交换器从一个或多个废料流或从蒸馏物流回收热而完成。有时在蒸发之前移除溶解的CO2用于避免CO2在蒸发器壳体中聚集。这种CO2聚集可掩盖蒸发器热交换面积的一部分且不利地影响蒸发能力。脱气可用于移除氧以减少蒸发器中的腐蚀。可通过使用锅炉或各种形式的水蒸汽发生器来实现水蒸汽发生。
现转至吸附浆和蒸发工艺,本发明防止或减少蒸发器传热表面硬度和硅石基结垢。通过添加化学品来防止结垢,化学品包括细微悬浮固体以在蒸发工艺的再流通盐水中形成吸附浆。悬浮固体形成晶体,且晶体提供硅石的优先吸附位点。硅石吸附到吸附浆且因此从溶液拉出到晶体上而不是沉淀到蒸发器的传热表面上。因此减少或防止蒸发器表面结垢,从而保留蒸发工艺的效率。
一般而言,蒸发步骤将至少90%的产出水转换成产出蒸汽,其冷凝以形成蒸馏物。蒸馏物形成用于水蒸汽发生设备的给水。未汽化的产出水的部分被称作浓缩物或盐水。吸附浆形成浓缩物或盐水的一部分。浓缩物或盐水在蒸发器中再流通。在蒸发器给水中的基本上所有固体留在浓缩物中。自再流通回路的排出料或蒸发器排料流废弃再流通浓缩物或盐水的一部分以维持选定的盐水浓度。蒸发器排料流可在零液体排放系统(ZLD)中转换成固体或置于注入井中。
现转至吸附浆材料和吸附浆发展的更详细考虑,应了解可在产出水进入蒸发器或进入蒸发器中的再流通盐水回路之前向产出水添加化合物。添加到蒸发器的材料可为氧化物,诸如氧化镁、氧化钙、氢氧化钙或其它金属氧化物,诸如氧化铝或氧化铁。此外,经添加以形成吸附浆的材料可为金属化合物,诸如氯化镁。此外,经添加以形成吸附浆的材料可为明矾。此外,该材料可为诸如Ti、Al或Si的氧化物或复合氧化物的化合物,它们具有特定表面性质。添加该材料得到在蒸发器的再流通盐水回路中的吸附浆。吸附浆包括优先吸附位点,使得产出水中的硅石优选吸附或与晶体共沉淀而非在蒸发器的传热表面上形成结垢沉积物。
在使用氧化镁的情况下,添加镁以维持产出水或盐水中镁与硅石大约0.5∶1与3∶1之间的重量比。在一种工艺设计中,镁(Mg)与硅石(SiO2)的比例为大约1.0。当添加到产出水时,氧化镁与水起反应以形成氢氧化镁晶体。氧化镁将提高产出水的pH。氢氧化镁晶体大小范围通常在大约0.5至大约10μ。为了便于吸附硅石,浓缩物或盐水的pH应为至少9.2且优选地在10.2至11.2的范围。由于添加氧化镁造成的升高pH降低了氢氧化镁的可溶性。由于氢氧化镁吸附从溶液抽出大量硅石。从溶液抽出的硅石吸附到氢氧化镁上。因此将溶解的硅石浓度降低到相对较低水平。剩余少量硅石易于留在溶液中且不产生结垢。
在向产出水添加氧化钙或氢氧化钙以形成吸附浆材料的情况下,也应添加材料以维持产出水中钙与硅石在大约0.5∶1与3∶1之间的重量比。氧化钙或氢氧化钙与产出水起反应以形成碳酸钙晶体浆。碳酸钙晶体的大小范围在大约5微米至大约20微米之间。为了便于吸附硅石,浓缩物或盐水的pH应至少9.5且优选地在10.2至11.2的范围。添加诸如苏打灰或氢氧化钠的化学品或这些化学品的一些混合物以调整pH来促进碳酸钙晶体的沉淀。通常,大约90%的硅石被碳酸钙晶体吸附并与碳酸钙晶体共沉淀。
在向产出水添加Ti、Al、Si的氧化物或复合氧化物或类似化合物以形成吸附浆的情况下,也应添加材料以维持产出水中金属与硅石大约0.5∶1与5∶1之间的重量比。化合物的表面性质使得从溶液移除硅石。悬浮固体的大小范围在大约5至100微米之间。在便于吸附硅石的一实施例中,浓缩物或盐水的pH应至少9.5且优选地在10.2至11.2的范围。添加诸如苏打灰或氢氧化钠的化学品或这些化学品的一些混合物以调整pH促进吸附。通常,大约90%的硅石被碳酸钙晶体吸附且与碳酸钙晶体共沉淀。
图2示出处理产出水的方法,其中,该方法结合一对蒸发器与一对膜利用上文所述的吸附浆工艺。在图2工艺的情况下,提供大体上置于结晶发生器与锅炉或蒸汽发生器之间的两个蒸发器110、112。每个蒸发器110、112包括盐水再流通管线114、116。另外,蒸发器110、112包括蒸馏物出口管线118、120。应了解蒸发器110、112以常规方式产生水蒸汽,水蒸汽经冷凝以形成蒸馏物,蒸馏物继而经由出口管线110与120从蒸发器110、112导出。蒸馏物出口管线118和120连通地连接到水蒸汽发生器进给管线40,水蒸汽发生器进给管线40继而将由蒸发器110、112所产生的蒸馏物导向至水蒸汽发生器。
两个陶瓷膜130和132与蒸发器110、112相关联。陶瓷膜的细节将不在本文中详述,因为这本身不是本发明的材料且另外陶瓷膜是本领域中已知的。关于一般陶瓷膜技术的评述,参考美国专利No.6,165,553与No.5,611,931的公开内容,这些专利的内容明确地以引用的方式结合到本文中。陶瓷膜130置于蒸发器110与112之间,而陶瓷膜132置于蒸发器112的下游。盐水进给管线122从盐水流通管线114延伸到陶瓷膜130。盐水进给管线124从盐水再流通管线116延伸到陶瓷膜132。返回管线140将自陶瓷膜130、132中的一个或两者的阻隔物流导向至第一蒸发器110上游的一个或多个点。在图2中看到,在管线114与116中再流通的浓缩盐水的一部分被导向至膜130和132。膜132和132每个都产生阻隔物流和渗透物流。陶瓷膜130的渗透物流被导向至蒸发器112,而陶瓷膜132的渗透物流废弃或被导向至用于进一步净化工艺中的其它点。返回管线140被分成区段140A和140B。区段140A使阻隔物流返回到蒸发器110。即,区段140A使阻隔物返回到蒸发器110或到蒸发器上游和结晶区或反应器下游的点。区段140B使阻隔物返回到结晶区或反应器。该返回可被导向至结晶区或结晶区上游且优选地油/水分离单元下游的点。可监测返回管线140中的固体浓度且一旦返回管线中的固体浓度到达阈值,阻隔物流的部分可被导向至废料流28,废料流28通往脱水工艺。如图2所示的脱水工艺产生浓缩废料流60和低浓度流29,低浓度流29再循环到结晶区上游的该工艺中的一点。在一些情况下,优选地仅再循环自第一陶瓷膜130的阻隔物流。在那种情况下,自陶瓷膜132的阻隔物流142可废弃或导向至该工艺中的其它点或区域。应注意旁通管线144,其在第一陶瓷膜130周围延伸。这允许管线122中的盐水或其一部分绕过第一陶瓷膜且被直接引入到第二蒸发器112。
在图2的工艺中,如上文所讨论,在结晶反应器中,诸如氧化镁或氯化镁这样的金属化合物与产出水混合。在一实例中,这导致氢氧化镁形成,氢氧化镁在产出水中与硅石共沉淀。即,硅石吸附到在结晶反应器中沉淀的氢氧化镁晶体上。因此,沉淀硅石最终止于盐水再流通管线114中再流通的盐水中。由第一陶瓷膜130移除大部分沉淀硅石。在自膜130的渗透物流中的残余可溶硅石将最终止于在管线116中流通的盐水中。自管线116的盐水由第二陶瓷膜132过滤且因此第二膜的阻隔物流也可包括沉淀硅石以及其它悬浮固体。
如果在结晶反应器中的产出水中存在大量悬浮固体,那么假定吸附浆是更有效的。因此,通过再循环自陶瓷膜130、132的阻隔物流起到的作用之一是向结晶反应器中的产出水添加悬浮固体。假定在结晶反应器中的产出水中5,000至10,000Mg/L的悬浮固体浓度是有利的。还假定更希望20,000至30,000Mg/L量级的悬浮固体浓度。因此,可向图2所描绘的系统和工艺提供各种监测和控制装置,其在废水工业中常规地用于控制结晶反应器中产出水的悬浮固体浓度。
图3示出与上文所讨论和图2所示浆工艺类似的浆工艺。但在图3的实施例中,提供仅一个陶瓷膜130且其设于第二蒸发器112的下游。在此情况下,自陶瓷膜130的阻隔物流经由管线140与140A再循环到蒸发器110或蒸发器110上游的点。此外,阻隔物流中的一些可经由管线140B再循环至结晶反应器或者结晶反应器上游的点。
在上文所讨论和图2和图3所示的工艺中,膜130、132充当分离装置。在一个特定实施例中,膜是陶瓷膜。但应了解和理解到这些分离装置可以是其它类型的膜形式或者甚至是其它类型的过滤器或分离装置,诸如旋液分离器。
在图2和图3所示的工艺中,结晶反应器中的停留时间可变化。在一实施例中,停留时间为大约十分钟至大约四十分钟,且在这段时间,产出水与一种或多种结晶试剂充分混合。而且,在这些工艺实施例中,产出水的pH可变化,但在典型条件下,可在大约9.2的pH至大约10.5的pH之间变化,且在一优选工艺中,产出水的pH可从大约9.7变化为大约10.0。在结晶试剂是氧化镁或氯化镁的情况下,例如,镁与SiO2的比例作为ppmMg比ppm SiO2为大约0.5至3.0且优选地为大约1.0。在图2和图3所示工艺中再流通的阻隔物的量可变化。在一个示范性工艺中,大约60%的阻隔物可再流通至上游的点。假定优选再流通率将为大约20%至40%。
转至图4,其中示出另一吸附浆工艺。结合蒸发器利用这种吸附浆工艺。但在图4工艺的情况下,结晶反应器置于蒸发器202下游且特别地位于连接到盐水再流通管线206的支流210中。即,如在图4中看到的,从油/水分离得到的产出水通过管线204导向到蒸发器202。蒸发器202产生水蒸汽,水蒸汽被冷凝且作为蒸馏物通过管线208导向至水蒸汽发生器。而且,蒸发器202产生浓缩盐水,浓缩盐水持续地在再流通管线206中再流通通过蒸发器。支流210连接到再流通管线206且用于将在管线206中流通的盐水的一部分导向至结晶反应器。在结晶反应器处,添加诸如氧化镁或氯化镁这样的结晶试剂以及诸如氢氧化钠这样苛性碱,且与盐水混合。在这个工艺实施例中,各种试剂可与浓缩盐水混合以从浓缩盐水沉淀各种致污物,诸如硅石。举例而言,可添加各种化合物,诸如氧化镁、氯化镁、氧化钙、氧化铝、氧化铁和其它沉淀剂,来使致污物沉淀。如上文所讨论,在氧化镁或氯化镁的情况下,形成氢氧化镁且与硅石共沉淀,显著降低盐水中溶解的硅石浓度。包括沉淀硅石的盐水从结晶反应器通过支流210导出。带有沉淀硅石的盐水中的一些可经由管线218废弃。上文所讨论的工艺变量,诸如停留时间、pH等在工艺之间可变化。一般而言,上文所讨论的工艺变量与可应用于图4工艺的工艺变量大体上相同。
转至图5的工艺,这种吸附浆工艺与图4所示的工艺类似,除了膜214设于结晶反应器下游的支流210中。在此情况下,带有沉淀硅石的浓缩盐水被导向至膜214,诸如陶瓷膜。膜214产生阻隔物流,阻隔物流自膜经由管线216导出。管线216中的阻隔物可通过管线216C选择性地废弃或者可返回到任一个或两个区段216A或216B。阻隔物流216浓缩有悬浮固体,且所有的阻隔物流或其一部分可返回到膜214的入口侧。相同阻隔物的全部或一部分可返回到结晶反应器以便增加结晶反应器中悬浮固体的浓度。
实例
对产出水样品执行中间试验。试验的目的是为了确定结垢趋势。氧化镁和氢氧化钠的剂量与产出水混合以模拟吸附浆工艺。以大约97%的回收率执行试验,表示每单位时间由所用单个蒸发器所产生的蒸馏物质量为每单位时间进给到蒸发器202的产出水质量的大约97%。使用包括蒸汽主体的单管降膜蒸发器,降膜热交换器、具有变速驱动的盐水再流通泵、用于工艺蒸汽的表面冷凝器、水蒸气和工艺冷凝物接收器、进给槽和带有变速驱动的进给泵来执行中间试验。
用于中间试验的进料是产出水样品。在下面的表1中提供对产出水样品的分析。
表1
描述 | 单位 | 97%回收率的进料 |
Ph | 7.68 | |
总悬浮固体 | ppm | 138 |
关于过滤的样品 | ||
总固体(105C) | % | 0.23 |
灰分(干燥固体基础) | % | 34.7 |
硫酸盐 | ppm | N.D(颜色干扰) |
氯化物 | ppm | 260 |
氟化物 | ppm | 2 |
作为S的硫化物 | ppm | <1 |
TOC | ppm | 596 |
COD | ppm | 2000 |
可提取的己烷(HEM) | ppm | 26 |
作为C6H5OH的总苯酚化合物 | ppm | 116 |
TIC | ppm | 31 |
作为CaCO3的总碱度 | ppm | 333 |
铵(NH4) | ppm | 66 |
钙 | ppm | 2 |
镁 | ppm | 0.6 |
钠 | ppm | 321 |
钾 | ppm | 18 |
作为SiO2的总硅石 | ppm | 255 |
硼(经由AA) | ppm | <10 |
连续几天进行中间试验。利用510ppm MgO与25ppm NaOH来处理产出水样品。同样,目标回收率为97%。
试验性蒸发器利用氧化镁和氢氧化钠预制浆。所得到的浆包含1.3%作为Mg(OH)2的镁。使用这种混合物的一部分来向试验性蒸发器加料。
在大约340小时的时段进行中间试验且在这段时间,降膜热交换的传热系数略微改变但一致地确定为开始传热系数的大约0.9至1.0。在大约340小时试验之后,检查降膜蒸发器管。发现管顶部具有正常变色且管的其余部分表现为清洁的。通过在160下在蒸发器中流通弱酸溶液三个小时来执行化学清洁。在酸洗之后,再次检查管发现移除了变色。在试验之后观察到的传热系数和管清洁性均表明氧化镁对以标称蒸馏物回收率97%的产出水样品的硅石结垢趋势提供有效控制。
对基于氧化镁的中间试验的浓缩物进行分析。在试验期间溶解的硅石(SiO2)浓度在4至21ppm的范围。浓缩物的pH从大约9.86变化至大约10.24。总悬浮固体作为浓缩物的百分比在大约1.5至3.9的范围。
在本文中用于描述将材料或流动导向至工艺的一部分的术语“导向”涵盖直接和间接导向。举例而言,术语将盐水流的至少一部分导向至第二蒸发器表示盐水流被直接或间接地导向至第二蒸发器。
当然在不偏离本发明的基本特征的情况下,本发明当然可以本文具体陈述方式之外的其它方式来执行。当前的实施例在所有方面被认为是说明性的而不是限制性的,且在所附权利要求书的意义和等效范围内的所有变化意图涵盖于本发明中。
Claims (21)
1.一种从油井回收油的方法,其包括以下步骤:
a.从所述油井回收油/水混合物;
b.从所述油/水混合物分离油以产生油产品和其中具有溶解硅石的产出水;
c.将产出水导向至蒸发器且产生水蒸汽和浓缩盐水;
d.将氧化镁或氯化镁与所述产出水或所述浓缩盐水混合且形成氢氧化镁,其中定量加入氧化镁或氯化镁从而维持镁与硅石的重量比为0.5∶1至3.0∶1;
e.从所述产出水或所述浓缩盐水共沉淀所述氢氧化镁与硅石;
f.将具有沉淀硅石的产出水或具有沉淀硅石的浓缩盐水导向至分离器且产生低悬浮固体流和高悬浮固体流;
g.再循环所述高悬浮固体流的至少一部分到所述产出水或所述浓缩盐水以便维持所述产出水或浓缩盐水中悬浮固体的浓度为5000Mg/L或更高。
h.冷凝由所述蒸发器产生的所述水蒸汽以形成蒸馏物;
i.将所述蒸馏物导向至水蒸汽发生器且加热所述水蒸汽发生器中的所述蒸馏物以产生水蒸汽;以及
j.将所述水蒸汽注入到注入井内,引起所述油/水混合物的形成。
2.根据权利要求1所述的方法,其包括维持所述产出水或浓缩盐水的pH在9.8至12.0。
3.根据权利要求2所述的方法,其包括向所述产出水或浓缩盐水定量加入氧化镁或氯化镁从而维持镁与硅石的重量比为1∶1。
4.根据权利要求1所述的方法,其中,所述氧化镁或氯化镁与所述产出水混合,使得所述氢氧化镁与硅石在所述产出水中共沉淀;且其中所述蒸发器为第一蒸发器,且其中所述方法包括:将所述浓缩盐水导向至第二蒸发器且蒸发所述浓缩盐水的至少一部分以产生第二盐水流和第二蒸馏物流。
5.根据权利要求4所述的方法,其包括将所述第二盐水流分离成过滤物流和浓缩悬浮固体流,且将所述浓缩悬浮固体流的至少一部分再循环到所述第一蒸发器。
6.根据权利要求4所述的方法,其包括维持导向至所述第一蒸发器的产出水的浓度系数低于导向至所述第二蒸发器的浓缩盐水的浓度系数。
7.根据权利要求4所述的方法,其包括将所述第二盐水流导向至陶瓷膜和将所述第二盐水流分离成过滤物流和浓缩悬浮固体流,且将浓缩悬浮固体流的至少一部分再循环到所述第一蒸发器或再循环到该工艺中所述浓缩悬浮固体流与所述产出水混合的点。
8.根据权利要求1所述的方法,其中,所述蒸发器为第一蒸发器,且其中提供第二蒸发器和置于所述第一和第二蒸发器之间的第一分离装置,且所述方法包括:
a.将所述产出水导向至所述第一蒸发器且产生第一盐水流和第一蒸馏物流,
b.将所述第一盐水流导向至所述第一分离装置且将所述第一盐水流分离成过滤物流和浓缩悬浮固体流;
c.将浓缩悬浮固体流的至少一部分再循环至所述第一蒸发器;以及,
d.将由所述第一分离装置产生的过滤物流导向至第二蒸发器且产生第二盐水流和第二蒸馏物流。
9.根据权利要求8所述的方法,其中,所述第一分离装置包括至少一个陶瓷膜。
10.根据权利要求8所述的方法,其中,提供置于所述第二蒸发器下游的第二分离装置,所述方法包括将所述第二盐水流的至少一部分导向至所述第二分离装置且产生第二过滤物流和第二浓缩悬浮固体流;以及,将第二浓缩悬浮固体流的至少一部分导向至所述第一蒸发器。
11.根据权利要求10所述的方法,其包括使所述第一盐水流的至少一部分绕过置于所述第一和第二蒸发器之间的第一分离装置,使得所述第一盐水流的一部分在没有由所述第一分离装置过滤的情况下被导向至所述第二蒸发器。
12.根据权利要求1所述的方法,其包括通过将所述氧化镁或氯化镁与产出水混合而提高所述盐水或产出水的pH为9.8至12.0。
13.根据权利要求4所述的方法,其包括将所述浓缩盐水或第二盐水流导向至膜且产生阻隔物流,且将所述阻隔物流的至少一部分再循环到所述第一蒸发器或再循环到该工艺中所述阻隔物流与所述产出水混合的点。
14.根据权利要求1所述的方法,其包括:
a.通过与所述蒸发器相关联的盐水再流通管线来再流通所述浓缩盐水;
b.将所述浓缩盐水中的至少一些从所述盐水再流通管线导向至支流;
c.将所述氧化镁或氯化镁与所述支流中的所述浓缩盐水混合且在所述支流中的所述浓缩盐水中形成氢氧化镁;以及,
d.从所述浓缩盐水共沉淀所述氢氧化镁与硅石。
15.根据权利要求14所述的方法,其包括使所述浓缩盐水的至少一些从所述支流返回到所述盐水再流通管线。
16.根据权利要求14所述的方法,其包括将氧化镁或氯化镁与所述支流中的所述浓缩盐水混合之后,将所述浓缩盐水导向至置于所述支流中的膜且过滤所述浓缩盐水以形成渗透物流与浓缩悬浮固体阻隔物流。
17.一种从油井回收油的方法,其包括:
a.从所述油井回收油/水混合物;
b.从所述油/水混合物分离油以产生油产品和其中具有溶解硅石的产出水;
c.将所述产出水导向至蒸发器且产生水蒸汽和浓缩盐水;
d.通过与所述蒸发器相关联的再流通盐水管线来再流通所述浓缩盐水;
e.将盐水从所述盐水再流通管线导向至具有混合槽的支流;
f.在所述支流中的所述混合槽中混合沉淀剂与所述浓缩盐水;
g.在所述支流中沉淀所述浓缩盐水中的硅石;
h.将所述支流中具有沉淀硅石的所述浓缩盐水的至少一部分返回至所述盐水再流通管线;
i.冷凝由所述蒸发器产生的水蒸汽以形成蒸馏物;
j.将所述蒸馏物导向至水蒸汽发生器且加热所述水蒸汽发生器中的蒸馏物来产生水蒸汽;以及
k.将所述水蒸汽注入到注入井中,引起所述油/水混合物的形成。
18.根据权利要求17所述的方法,其包括在所述支流中的所述混合槽中将氧化镁或氯化镁与所述浓缩盐水混合且在所述支流中的所述浓缩盐水中形成氢氧化镁;以及,在所述支流中共沉淀所述浓缩盐水中的氢氧化镁与硅石。
19.根据权利要求17所述的方法,其中,在混合所述沉淀剂与所述浓缩盐水之后,将所述浓缩盐水导向至膜且过滤所述浓缩盐水并产生过滤物流和浓缩悬浮固体的阻隔物流。
20.根据权利要求19所述的方法,其包括再循环所述阻隔物流的至少一部分且在所述膜上游将所述阻隔物流与所述浓缩盐水混合,从而增加所述浓缩盐水中悬浮固体的浓度。
21.根据权利要求20所述的方法,其包括维持所述混合槽中悬浮固体的浓度为10,000Mg/L或更高。
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US96818007P | 2007-08-27 | 2007-08-27 | |
US60/968180 | 2007-08-27 | ||
PCT/US2008/074442 WO2009029653A1 (en) | 2007-08-27 | 2008-08-27 | Process for removing silica in heavy oil recovery |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN101835954A CN101835954A (zh) | 2010-09-15 |
CN101835954B true CN101835954B (zh) | 2013-07-31 |
Family
ID=40387762
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN200880113363.9A Active CN101835954B (zh) | 2007-08-27 | 2008-08-27 | 用于在重油回收中移除硅石的工艺 |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN101835954B (zh) |
BR (1) | BRPI0815845B1 (zh) |
RU (1) | RU2479713C2 (zh) |
WO (1) | WO2009029653A1 (zh) |
Families Citing this family (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2954950B1 (fr) | 2010-01-06 | 2012-02-24 | Total Sa | Production de vapeur et son application a la recuperation assistee d'hydrocarbures |
AU2013234996A1 (en) * | 2012-03-22 | 2014-09-18 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Produced water treatment in oil recovery |
CA2794356C (en) * | 2012-09-13 | 2018-10-23 | General Electric Company | Treatment of produced water with seeded evaporator |
GB2510159B (en) | 2013-01-27 | 2015-04-22 | Ide Technologies Ltd | Evaporator array for a water treatment system |
CA2860277C (en) * | 2014-06-02 | 2016-10-25 | Veolia Water Solutions & Technologies North America, Inc. | Oil recovery process including enhanced softening of produced water |
WO2016025195A1 (en) * | 2014-08-13 | 2016-02-18 | Veolia Water Technologies, Inc. | Method and apparatus of flash-cooling produced water and heating steam generator feedwater |
CN107032515A (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 |
CA3019666C (en) * | 2016-04-14 | 2021-06-15 | Veolia Water Technologies, Inc. | Process for treating produced water with magnesium oxide |
Citations (6)
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 |
US4663367A (en) * | 1984-08-30 | 1987-05-05 | The Borden Company Limited | Compositions and methods for reducing the permeability of underground strata |
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 |
US6733636B1 (en) * | 1999-05-07 | 2004-05-11 | Ionics, Inc. | Water treatment method for heavy oil production |
CN1902437A (zh) * | 2003-11-26 | 2007-01-24 | 水技术国际股份有限公司 | 由开采水生产高压蒸汽的方法 |
Family Cites Families (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6536523B1 (en) * | 1997-01-14 | 2003-03-25 | Aqua Pure Ventures Inc. | Water treatment process for thermal heavy oil recovery |
CA2296357C (en) * | 1997-07-23 | 2006-07-04 | Cleansorb Limited | Methods for deposition of materials in underground reservoirs |
US6165553A (en) * | 1998-08-26 | 2000-12-26 | Praxair Technology, Inc. | Method of fabricating ceramic membranes |
US6734144B2 (en) * | 2000-04-25 | 2004-05-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Solids-stabilized water-in-oil emulsion and method for using same |
US6447577B1 (en) * | 2001-02-23 | 2002-09-10 | Intevep, S. A. | Method for removing H2S and CO2 from crude and gas streams |
RU2215871C2 (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 |
CA2414949C (en) * | 2002-12-20 | 2010-04-13 | Imperial Oil Resources Limited | Integrated water treatment and flue gas desulfurization process |
-
2008
- 2008-08-27 CN CN200880113363.9A patent/CN101835954B/zh active Active
- 2008-08-27 BR BRPI0815845-2A patent/BRPI0815845B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2008-08-27 RU RU2010111793/03A patent/RU2479713C2/ru active
- 2008-08-27 WO PCT/US2008/074442 patent/WO2009029653A1/en active Application Filing
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3193009A (en) * | 1963-02-28 | 1965-07-06 | Shell Oil Co | Use of low-grade steam containing dissolved salts in an oil production method |
US4877536A (en) * | 1981-04-23 | 1989-10-31 | Bertness Enterprises, Inc. | Method of treating saline water |
US4663367A (en) * | 1984-08-30 | 1987-05-05 | The Borden Company Limited | Compositions and methods for reducing the permeability of underground strata |
US5611931A (en) * | 1995-07-31 | 1997-03-18 | Media And Process Technology Inc. | High temperature fluid separations using ceramic membrane device |
US6733636B1 (en) * | 1999-05-07 | 2004-05-11 | Ionics, Inc. | Water treatment method for heavy oil production |
CN1902437A (zh) * | 2003-11-26 | 2007-01-24 | 水技术国际股份有限公司 | 由开采水生产高压蒸汽的方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
BRPI0815845B1 (pt) | 2018-06-12 |
BRPI0815845A8 (pt) | 2015-12-29 |
BRPI0815845A2 (pt) | 2015-02-24 |
CN101835954A (zh) | 2010-09-15 |
RU2479713C2 (ru) | 2013-04-20 |
RU2010111793A (ru) | 2011-10-10 |
WO2009029653A1 (en) | 2009-03-05 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7905283B2 (en) | Process for removing silica in heavy oil recovery | |
CN101835954B (zh) | 用于在重油回收中移除硅石的工艺 | |
US8047287B2 (en) | Process for recovering heavy oil utilizing one or more membranes | |
CN101835957B (zh) | 利用一个或多个膜回收重油的工艺 | |
US7681643B2 (en) | Treatment of brines for deep well injection | |
US7150320B2 (en) | Water treatment method for heavy oil production | |
CA2307819C (en) | Water treatment method for heavy oil production | |
CA2818176C (en) | Method of recovering oil and producing produced water that is concentrated and dried by a double drum dryer | |
US20030127226A1 (en) | Water treatment method for heavy oil production | |
CN205740622U (zh) | 一种垃圾渗滤液混凝沉淀、蒸发联合处理系统 | |
CN104128080A (zh) | 高Cl高CO2焚烧烟气处理垃圾焚烧飞灰水洗液回收钙盐的方法 | |
RU2705684C2 (ru) | Способ извлечения нефти, включающий в себя улучшенное умягчение пластовой воды | |
Heins et al. | Achieving zero liquid discharge in SAGD heavy oil recovery | |
CA2448680A1 (en) | Water treatment method for heavy oil production | |
US9127540B2 (en) | Method of recovering oil and producing produced water that is concentrated and dried by a double drum dryer | |
CA2640421C (en) | Process for removing silica in heavy oil recovery | |
RU2247232C2 (ru) | Способ обработки воды для добычи нефти тепловыми методами | |
CA2567171C (en) | Treatment of brines for deep well injection | |
CN108883950A (zh) | 用氧化镁处理采出水的方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
ASS | Succession or assignment of patent right |
Owner name: VEOLIA WATER TREATMENT TECHNOLOGY NORTH AMERICA CO Free format text: FORMER OWNER: HPD LLC Effective date: 20130703 |
|
C41 | Transfer of patent application or patent right or utility model | ||
TA01 | Transfer of patent application right |
Effective date of registration: 20130703 Address after: American Pennsylvania Applicant after: Veolia Water Solutions & Technologies North America Inc. Address before: Illinois State Applicant before: HPD LLC |
|
C14 | Grant of patent or utility model | ||
GR01 | Patent grant |