RU2479713C2 - Method for removing silicon oxide at extraction of heavy oil (versions) - Google Patents
Method for removing silicon oxide at extraction of heavy oil (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2479713C2 RU2479713C2 RU2010111793/03A RU2010111793A RU2479713C2 RU 2479713 C2 RU2479713 C2 RU 2479713C2 RU 2010111793/03 A RU2010111793/03 A RU 2010111793/03A RU 2010111793 A RU2010111793 A RU 2010111793A RU 2479713 C2 RU2479713 C2 RU 2479713C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- stream
- saline
- oil
- evaporator
- concentrated
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 110
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 107
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 38
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title abstract description 4
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title description 19
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 128
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 56
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 claims abstract description 47
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 36
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 29
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 claims abstract description 28
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 27
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 25
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 23
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims abstract description 22
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 19
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 claims abstract description 19
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 19
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 claims abstract description 19
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 18
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 12
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims abstract description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 76
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 61
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 55
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 44
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 34
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 24
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims description 22
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 22
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 14
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 claims description 11
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 10
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 6
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 claims description 6
- 238000000975 co-precipitation Methods 0.000 claims description 5
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 4
- -1 moreover Chemical compound 0.000 claims description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims description 3
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims 11
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims 2
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims 2
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 abstract description 19
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 5
- 230000008021 deposition Effects 0.000 abstract description 4
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 abstract description 4
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 35
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 27
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 20
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 18
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 17
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 15
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 14
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 11
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 11
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 10
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 10
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 description 9
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 7
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 7
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 6
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 5
- 239000011552 falling film Substances 0.000 description 5
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 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
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 4
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 3
- 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
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 description 3
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 3
- 101100352919 Caenorhabditis elegans ppm-2 gene Proteins 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 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 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 239000002210 silicon-based material Substances 0.000 description 2
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 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
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000012632 extractable Substances 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910003480 inorganic solid Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NDLPOXTZKUMGOV-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoferriooxy)iron hydrate Chemical compound O.O=[Fe]O[Fe]=O NDLPOXTZKUMGOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 238000011020 pilot scale process Methods 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- 239000008213 purified water Substances 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 238000004065 wastewater treatment Methods 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)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Removal Of Specific Substances (AREA)
- Vaporization, Distillation, Condensation, Sublimation, And Cold Traps (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
Abstract
Description
Перекрестная ссылка на родственные заявкиCross reference to related applications
Приоритетной по отношению к настоящей заявке по 35 U.S.C. § 119(е) является предварительная заявка на патент США № 60/968180, поданная 27 августа 2007 г. Указанная заявка во всей своей полноте включена в настоящий документ посредством ссылки.Priority to this application under 35 U.S.C. § 119 (e) is provisional application for US patent No. 60/968180, filed August 27, 2007. This application is in its entirety incorporated herein by reference.
Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION
Настоящее изобретение относится к способу извлечения тяжелой нефти, более конкретно, к способу извлечения нефти, в котором для обработки попутной воды используют установку механической компрессии пара.The present invention relates to a method for recovering heavy oil, and more particularly, to a method for extracting oil, in which a mechanical vapor compression unit is used to treat associated water.
Уровень техникиState of the art
Традиционно, извлечение нефти включает бурение скважины и выкачивание из этой скважины смеси нефти и воды. Нефть отделяют от воды, а воду, обычно, закачивают в пласт. Традиционное извлечение нефти хорошо подходит для добычи нефти с низкой вязкостью. Однако для более вязкой, или тяжелой, нефти традиционные способы приемлемы не вполне.Traditionally, oil recovery involves drilling a well and pumping a mixture of oil and water from the well. Oil is separated from the water, and water is usually pumped into the reservoir. Conventional oil recovery is well suited for low viscosity oil production. However, for more viscous, or heavy, oil, traditional methods are not entirely acceptable.
Способы повышения нефтеотдачи включают термические процессы, направленные на увеличение извлечения тяжелых нефтей из подземных пластов. Одним из широко применяемых способов повышения нефтеотдачи для тяжелой нефти является закачивание в нефтеносный пласт пара. Обычно на каждую тонну извлеченной нефти требуется несколько тонн пара. Пар нагревает нефть в резервуаре, благодаря чему уменьшается ее вязкость, что позволяет нефти течь в коллекторный колодец. Пар конденсируется и смешивается с нефтью, при этом сконденсировавшийся пар называют попутной водой. Смесь нефти и попутной воды, поступающую в коллекторный колодец, выкачивают на поверхность. Нефть отделяют от попутной воды обычными способами, в которых применяются традиционные приемы извлечения нефти, и образуется попутная вода.Ways to increase oil recovery include thermal processes aimed at increasing the recovery of heavy oils from underground formations. One of the widely used methods for increasing oil recovery for heavy oil is the injection of steam into the oil reservoir. Typically, a ton of steam is required per tonne of oil recovered. Steam heats the oil in the tank, thereby reducing its viscosity, which allows oil to flow into the reservoir well. The vapor condenses and mixes with the oil, while the condensed vapor is called associated water. A mixture of oil and associated water entering the collector well is pumped to the surface. The oil is separated from the associated water by conventional methods that use conventional methods for extracting oil, and associated water is formed.
По экономическим и экологическим причинам желательно рециркулировать попутную воду, используемую в способе повышения нефтеотдачи путем закачивания пара. Это осуществляют путем обработки попутной воды с получением питательной воды и направления обработанной питательной воды в парогенератор или бойлер, вырабатывающий пар. Полный оборот технологической воды включает следующие стадии:For economic and environmental reasons, it is desirable to recycle the associated water used in the method of enhancing oil recovery by injecting steam. This is done by treating the associated water to produce feed water and directing the treated feed water to a steam generator or boiler that generates steam. A full circulation of process water includes the following stages:
- закачивание пара в нефтеносный пласт,- injection of steam into the oil reservoir,
- конденсация пара с нагреванием нефти, вследствие чего сконденсировавшийся пар смешивается с нефтью с образованием водонефтяной смеси,- condensation of steam with heating of oil, as a result of which the condensed steam is mixed with oil to form a water-oil mixture,
- накопление водонефтяной смеси в скважине,- accumulation of oil-water mixture in the well,
- выкачивание водонефтяной смеси на поверхность,- pumping water-oil mixture to the surface,
- отделение нефти от водонефтяной смеси с получением попутной воды,- separation of oil from the oil-water mixture to obtain associated water,
- обработка попутной воды с получением питательной воды для парогенераторной установки, и- treating the associated water to produce feed water for the steam generator, and
- превращение питательной воды в пар с паросодержанием, пригодным для закачивания в нефтеносный пласт.- the conversion of feed water into steam with a vapor content suitable for injection into the oil reservoir.
Обработка попутной воды с получением питательной воды, пригодной для производства пара, представляет сложности. Известно о химической обработке попутной воды и осуществлении испарения попутной воды с получением дистиллята, составляющего питательную воду для выработки пара. В частности, известно об использовании для получения дистиллята испарителя и механического парового компрессора. Однако попутная вода, обычно, содержит значительные количества соединений на основе оксида кремния. Эти соединения на основе оксида кремния проявляют тенденцию к засорению испарителя и других технологических поверхностей в результате образования твердых отложений или осаждения оксида кремния на этих поверхностях. Такие твердые отложения снижают теплопроводность теплопередающих элементов оборудования и, таким образом, уменьшают эффективность испарения и выработки пара. Для предотвращения или замедления засорения теплопередающих поверхностей испарителя твердыми отложениями на основе оксида кремния, рН воды, подаваемой в испаритель, традиционно, увеличивают, чтобы обеспечить растворимость оксида кремния.Processing associated water to produce feed water suitable for steam production is difficult. It is known about the chemical treatment of associated water and the implementation of the evaporation of associated water to produce a distillate, which constitutes feed water to produce steam. In particular, it is known that an evaporator and a mechanical steam compressor are used to produce a distillate. However, associated water typically contains significant amounts of silica-based compounds. These silica-based compounds tend to clog the evaporator and other process surfaces as a result of the formation of solid deposits or the deposition of silica on these surfaces. Such solid deposits reduce the thermal conductivity of the heat transfer elements of the equipment and, thus, reduce the efficiency of evaporation and steam production. To prevent or slow down the clogging of the heat transfer surfaces of the evaporator by silica-based solid deposits, the pH of the water supplied to the evaporator is traditionally increased to ensure the solubility of silicon oxide.
Имеющимся способам свойственны недостатки. Добавление щелочи с целью увеличения рН сопряжено с существенными эксплуатационными расходами. Обычно высокая концентрация щелочи в потоке отходов нежелательна. Кроме того, хотя испарители с механической компрессией пара позволяют извлечь из попутной воды, приблизительно, 95% воды, оставшийся концентрированный поток трудно поддается обработке. рН оставшегося концентрированного потока, обычно, выше 12. Нейтрализация этого потока вызывает осаждение твердых веществ, которые очень трудно отделить от водного раствора. Также известно, что в процессе нейтрализации иногда выделяются газы, такие как сероводород. Следовательно, этим системам свойственна дорогостоящая эксплуатация и большие затраты на техническое обслуживание. Кроме того, попутная вода часто содержит значительные количества кальция и магния, которые способствуют увеличению жесткости. Более высокий рН стимулирует осаждение солей жесткости, кальция и магния. Если этот процесс не регулировать, создается потенциал для отложения солей жесткости на теплопередающих поверхностях испарителя. Образование твердых отложений вследствие жесткости воды может быть уменьшено путем добавления химиката, такого как диспергирующий агент. Диспергирующий агент воздействует на частицы таким образом, что они не слипаются и не засоряют поверхности испарителя. В настоящее время считается неустановленным, насколько можно регулировать жесткость при помощи диспергирующего агента, поскольку немногие существующие действующие установки извлечения тяжелой нефти характеризуются очень низкой жесткостью попутной воды. Однако ожидается, что в будущем в процессах извлечения тяжелой нефти попутная вода будет включать большее количество подпитки слабоминерализованной водой, и что концентрация солей жесткости в попутной воде будет существенной. Процессы с более высоким рН и использованием диспергирующего агента могут оказаться неэффективными для попутной воды со значительной концентрацией солей жесткости.The existing methods are disadvantageous. The addition of alkali in order to increase the pH is associated with significant operating costs. Typically, a high concentration of alkali in the waste stream is undesirable. In addition, although evaporators with mechanical vapor compression can recover approximately 95% of the water from the associated water, the remaining concentrated stream is difficult to process. The pH of the remaining concentrated stream is usually above 12. The neutralization of this stream causes the precipitation of solids, which are very difficult to separate from the aqueous solution. It is also known that during neutralization, gases such as hydrogen sulfide are sometimes released. Therefore, these systems are characterized by costly operation and high maintenance costs. In addition, associated water often contains significant amounts of calcium and magnesium, which contribute to an increase in hardness. Higher pH stimulates the deposition of hardness salts, calcium and magnesium. If this process is not regulated, a potential is created for the deposition of hardness salts on the heat transfer surfaces of the evaporator. The formation of solid deposits due to water hardness can be reduced by adding a chemical, such as a dispersing agent. The dispersing agent acts on the particles in such a way that they do not stick together and do not clog the surface of the evaporator. It is currently considered undetermined how much stiffness can be controlled using a dispersing agent, since the few existing heavy oil recovery plants in operation have a very low hardness of associated water. However, it is expected that in the future in processes for the extraction of heavy oil, associated water will include a greater amount of replenishment with low-saline water, and that the concentration of hardness salts in the associated water will be significant. Processes with a higher pH and the use of a dispersing agent may be ineffective for associated water with a significant concentration of hardness salts.
Кроме того, в процессах извлечения тяжелой нефти с использованием испарителей образуется концентрированный солевой раствор, и надлежащая утилизация такого концентрированного солевого раствора иногда проблематична. Это особенно верно для солевого раствора с высоким рН. Необходимо, чтобы содержание оксида кремния в солевом растворе с высоким рН было уменьшено до уровня, делающего возможным его утилизацию и гарантирующего, что осаждающийся оксид кремния не приведет к закупориванию скважины для захоронения отходов. Процесс обработки включает добавление большого количества кислоты, так как на данном этапе вся щелочь, добавленная для увеличения рН, должна быть нейтрализована. По мере уменьшения рН образуется силикагель, который нужно удалить из солевого раствора. Опыт применения такого способа обработки солевого раствора ограничен, однако сообщается о частой закупорке оборудования и трубопроводов. Если солевой раствор с высоким рН подлежит закачиванию в глубокую скважину, его обработка сложная, дорогая и ненадежная. Существует альтернатива закачиванию в глубокую скважину, это размещение в соляной каверне. Однако это значительно более дорогой вариант, чем закачивание в глубокую скважину.In addition, concentrated brine is formed in the heavy oil recovery processes using evaporators, and proper disposal of such concentrated brine is sometimes problematic. This is especially true for high pH saline. It is necessary that the silica content in the high pH saline solution be reduced to a level that makes it possible to utilize it and ensures that the precipitated silica does not clog the well for landfill. The treatment process involves the addition of a large amount of acid, since at this stage all the alkali added to increase the pH must be neutralized. As pH decreases, silica gel forms which must be removed from the saline. Experience with this method of treating saline is limited, but frequent blockages of equipment and pipelines are reported. If high pH saline is to be pumped into a deep well, its processing is complex, expensive, and unreliable. There is an alternative to pumping into a deep well, this is placement in a salt cavern. However, this is a much more expensive option than pumping into a deep well.
Следовательно, при извлечении тяжелой нефти существует потребность в более рентабельной системе испарения, предназначенной для обработки попутной воды и получения потока относительно чистой питательной воды для парогенераторной установки.Therefore, in the recovery of heavy oil, there is a need for a more cost-effective evaporation system for treating associated water and producing a relatively clean feed stream for a steam generator.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Настоящее изобретение относится к способу очистки попутной воды, получаемой при извлечении тяжелой нефти из нефтеносных пластов. Данный способ включает испарение попутной воды и образование сорбционной суспензии с целью предотвращения образования твердых отложений оксида кремния на поверхностях испарителя. Сорбционная суспензия может быть образована путем добавления в попутную воду соединений, которые вступают в реакцию с образованием сорбционных взвешенных твердых веществ или при помощи сорбционных взвешенных твердых веществ. Взвешенные твердые вещества образуют суспензию кристаллов, и оксид кремния предпочтительно сорбируется этими кристаллами, что предотвращает образование твердых отложений в испарителе. Дистиллят испарителя представляет собой очищенную воду, пригодную для выработки пара с целью получения пара для закачивания в нефтеносный пласт.The present invention relates to a method for treating associated water obtained by recovering heavy oil from oil formations. This method involves the evaporation of associated water and the formation of a sorption suspension in order to prevent the formation of solid deposits of silicon oxide on the surfaces of the evaporator. A sorption suspension can be formed by adding compounds to the water that react with the formation of sorption suspended solids or by using sorption suspended solids. Suspended solids form a suspension of crystals, and silica is preferably sorbed by these crystals, which prevents the formation of solid deposits in the evaporator. The evaporator distillate is purified water suitable for generating steam in order to produce steam for injection into the oil reservoir.
В одном конкретном варианте осуществления способа водонефтяную смесь извлекают из нефтяной скважины. Затем, нефть отделяют от этой водонефтяной смеси и получают нефтепродукт и попутную воду, содержащую загрязняющие примеси, такие как растворенный оксид кремния, соли жесткости или остаточная нефть. Соединение металла, такое как оксид магния или хлорид магния, или любое другое из множества соединений оксидов металлов или алюминиевые квасцы смешивают с попутной водой. Когда оксид магния или хлорид магния смешивают с попутной водой, образуется гидроксид магния. В данном примере способ включает совместное осаждение гидроксида магния и оксида кремния. Затем, попутную воду, содержащую осажденный оксид кремния, направляют в испаритель, в котором образуется пар и концентрированный солевой раствор. Данный способ или процесс дополнительно включает конденсацию пара с образованием дистиллята, направление этого дистиллята в парогенератор, нагревание этого дистиллята в парогенераторе с получением пара. Затем этот пар закачивают в нагнетательную скважину, вызывая образование водонефтяной смеси.In one particular embodiment of the method, the oil-water mixture is recovered from an oil well. Then, the oil is separated from this water-oil mixture to obtain an oil product and associated water containing contaminants such as dissolved silica, hardness salts or residual oil. A metal compound, such as magnesium oxide or magnesium chloride, or any other of a variety of metal oxide compounds or aluminum alum, is mixed with associated water. When magnesium oxide or magnesium chloride is mixed with associated water, magnesium hydroxide is formed. In this example, the method involves co-precipitating magnesium hydroxide and silica. Then, the associated water containing precipitated silica is sent to the evaporator, in which steam and concentrated brine are formed. This method or process further includes condensing the steam to form a distillate, directing this distillate to the steam generator, heating the distillate in the steam generator to produce steam. Then this steam is pumped into the injection well, causing the formation of a water-oil mixture.
В другом конкретном варианте осуществления способа водонефтяную смесь извлекают из нефтяной скважины. Затем, нефть отделяют от этой водонефтяной смеси и получают нефтепродукт и попутную воду, содержащую загрязняющие примеси, такие как растворенный оксид кремния, соли жесткости или остаточная нефть. Соединение, такое как оксид или комплексный оксид Ti, Al или Si, смешивают с попутной водой. Свойства поверхности этих соединений таковы, что благодаря им большая часть оксида кремния удаляется из раствора. Затем, попутную воду, содержащую лишь небольшое количество растворимого оксида кремния, направляют в испаритель, где образуется пар и концентрированный солевой раствор. Данный способ или процесс дополнительно включает конденсацию пара с образованием дистиллята, направление этого дистиллята в парогенератор, нагревание этого дистиллята в парогенераторе с получением пара. Затем, этот пар закачивают в нагнетательную скважину, вызывая образование водонефтяной смеси.In another specific embodiment of the method, the oil-water mixture is recovered from an oil well. Then, the oil is separated from this water-oil mixture to obtain an oil product and associated water containing contaminants such as dissolved silica, hardness salts or residual oil. A compound, such as an oxide or complex oxide of Ti, Al or Si, is mixed with associated water. The surface properties of these compounds are such that thanks to them, most of the silicon oxide is removed from the solution. Then, the associated water containing only a small amount of soluble silica is sent to the evaporator, where steam and concentrated brine are formed. This method or process further includes condensing the steam to form a distillate, directing this distillate to the steam generator, heating the distillate in the steam generator to produce steam. Then, this steam is pumped into the injection well, causing the formation of a water-oil mixture.
Другие цели и преимущества настоящего изобретения станут ясны и очевидны при изучении нижеследующего описания и прилагаемых чертежей, которые лишь поясняют настоящее изобретение.Other objectives and advantages of the present invention will become clear and obvious when studying the following description and the accompanying drawings, which only explain the present invention.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
Фиг. 1 схематически отражает основные процессы способа извлечения тяжелой нефти в соответствии с настоящим изобретением.FIG. 1 schematically illustrates the basic processes of a heavy oil recovery process in accordance with the present invention.
Фиг. 2 представляет собой схематическое пояснение способа извлечения тяжелой нефти, в котором для удаления загрязняющих примесей, таких как оксид кремния, из потока попутной воды перед тем, как поток попутной воды поступает в один или более испаритель, используется кристаллизатор.FIG. 2 is a schematic diagram of a method for recovering heavy oil, in which a mold is used to remove contaminants, such as silica, from a flow of associated water before a flow of associated water enters one or more evaporators.
Фиг. 3 представляет собой схематическое пояснение способа, подобного показанному на фиг. 2, но в котором с испарителями соединена только одна мембрана.FIG. 3 is a schematic explanation of a method similar to that shown in FIG. 2, but in which only one membrane is connected to the evaporators.
Фиг. 4 представляет собой схематическое пояснение способа извлечения тяжелой нефти, включающего процесс кристаллизации, которому подвергается часть концентрированного солевого раствора, циркулирующего вокруг испарителя.FIG. 4 is a schematic diagram of a method for recovering heavy oil, including the crystallization process, to which a portion of the concentrated brine circulating around the evaporator is subjected.
Фиг. 5 представляет собой схематическое пояснение способа извлечения тяжелой нефти, подобного показанному на фиг. 4, но в котором предусмотрена мембрана, такая как керамическая мембрана, расположенная после кристаллизатора или зоны кристаллизации по ходу технологического потока.FIG. 5 is a schematic diagram of a heavy oil recovery method similar to that shown in FIG. 4, but in which a membrane is provided, such as a ceramic membrane, located downstream of the crystallizer or crystallization zone along the process stream.
Подробное описание изобретенияDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Настоящее изобретение охватывает способ извлечения тяжелой нефти, в котором попутную воду очищают с использованием сорбционной суспензии и процесса испарения. Дистиллят процесса испарения составляет питательную воду, используемую для выработки пара, закачиваемого в нефтеносные пласты с тяжелой нефтью. Сорбционная суспензия предотвращает образование на теплопередающих поверхностях испарителя твердых отложений из соединений на основе оксида кремния и, в некоторых вариантах осуществления изобретения, из соединений на основе кремния и солей жесткости, содержащихся в попутной воде, и, таким образом позволяет поддерживать эффективную работу испарителя.The present invention encompasses a method for recovering heavy oil, in which the associated water is purified using a sorption suspension and an evaporation process. The distillate of the evaporation process is the feedwater used to generate steam injected into heavy oil reservoirs. The sorption suspension prevents the formation of solid deposits on the heat transfer surfaces of the evaporator from silica-based compounds and, in some embodiments, from silicon-based compounds and hardness salts contained in the associated water, and thus allows the efficient operation of the evaporator.
При извлечении тяжелой нефти используют тепло, выделяемое конденсирующимся паром, чтобы высвободить нефть из нефтеносных отложений. Образующуюся водонефтяную смесь собирают и выкачивают на поверхность, где нефть отделяют от этой смеси, в результате чего остается, так называемая, попутная вода. Попутную воду используют повторно для выработки пара, опять подаваемого в нефтеносный пласт. Таким образом, настоящее изобретение направлено на способы обработки попутной воды с использованием сорбционной суспензии и испарения с целью получения питательной воды для выработки пара, тем самым рециркулируя большую часть воды, используемой при извлечении тяжелой нефти.When recovering heavy oil, heat generated by condensing steam is used to release oil from the oil deposits. The resulting oil-water mixture is collected and pumped to the surface where oil is separated from this mixture, resulting in the so-called associated water. Associated water is reused to generate steam, again fed into the oil reservoir. Thus, the present invention is directed to methods for treating associated water using sorption slurry and evaporation in order to produce feed water for generating steam, thereby recycling most of the water used in the recovery of heavy oil.
Попутная вода содержит растворенные органические ионы, растворенные органические кислоты и другие растворенные органические соединения, взвешенные неорганические и органические твердые вещества и растворенные газы. Общее количество взвешенных твердых веществ в попутной воде может меняться. Обычно количество взвешенных твердых веществ в попутной воде составляет менее, примерно, 100 частей на миллион, в некоторых случаях, количество взвешенных твердых веществ в попутной воде соответствует диапазону от, примерно, 100 частей на миллион до, примерно, 150 частей на миллион. Помимо взвешенных твердых веществ, попутная вода процесса извлечения тяжелой нефти содержит растворенные органические и неорганические твердые вещества в различных соотношениях. Растворенные твердые вещества, в том числе, соли жесткости и, в особенности, соединения на основе оксида кремния, содержащиеся в попутной воде, потенциально могут засорять испарительное оборудование посредством образования твердых отложений на теплопередающих поверхностях. Следовательно, после отделения нефти желательно осуществлять дополнительную обработку попутной воды с целью удаления из нее соединений на основе оксида кремния до направления на испарение. Далее в настоящем документе термин «оксид кремния» используется в общем смысле и означает соединения на основе оксида кремния.Associated water contains dissolved organic ions, dissolved organic acids and other dissolved organic compounds, suspended inorganic and organic solids and dissolved gases. The total amount of suspended solids in the associated water may vary. Typically, the amount of suspended solids in the associated water is less than about 100 parts per million, in some cases, the amount of suspended solids in the associated water is in the range from about 100 parts per million to about 150 parts per million. In addition to suspended solids, the associated water from the heavy oil recovery process contains dissolved organic and inorganic solids in various proportions. Dissolved solids, including hardness salts and, in particular, silica-based compounds contained in associated water, can potentially clog evaporation equipment through the formation of solid deposits on heat-transferring surfaces. Therefore, after separation of the oil, it is desirable to carry out additional treatment of associated water in order to remove silicon-based compounds from it before being sent to evaporation. Hereinafter, the term “silica” is used in a general sense and means silica-based compounds.
Процесс испарения может быть реализован с использованием любого из разнообразных испарителей, в том числе, помимо прочего, испарителей с механической рекомпрессией пара, многокорпусных испарителей и испарителей с падающей пленкой. Кроме того, теплопередающие поверхности испарителя могут относиться к пластинчатому типу или трубчатому типу и могут быть расположены горизонтально или вертикально при осуществлении испарения на любой стороне этих поверхностей.The evaporation process can be implemented using any of a variety of evaporators, including, but not limited to, vapor recompression vaporizers, multi-case evaporators, and falling film evaporators. In addition, the heat transfer surfaces of the evaporator may be of the lamellar type or the tubular type, and may be arranged horizontally or vertically during evaporation on either side of these surfaces.
Для осуществления рентабельного и эффективного испарения, как правило, применяют различные процессы предварительной обработки. В частности, из-за наличия в попутной воде значительного количества оксида кремния (обычно, от 175 частей на миллион до 300 частей на миллион в форме SiO2), настоящим изобретением предусматривается использование сорбционной суспензии для предотвращения образования отложений оксида кремния в оборудовании.For the implementation of cost-effective and efficient evaporation, as a rule, various pre-treatment processes are used. In particular, due to the presence of significant amounts of silicon oxide in the associated water (typically from 175 ppm to 300 ppm in the form of SiO 2 ), the present invention provides for the use of a sorption suspension to prevent the formation of deposits of silicon oxide in the equipment.
Теперь обратимся к обобщенному способу настоящего изобретения, схематически представленному на фиг. 1. Попутную воду со стадии разделения водонефтяной смеси направляют на стадию предварительного нагрева с последующей деаэрацией, добавлением сорбционного соединения, испарением и выработкой пара. Стадии предварительного нагрева и деаэрации являются необязательными. Пар со стадии выработки пара направляют в нефтеносный пласт, где пар конденсируется, отдавая тепло свободной нефти в пласте. Образующуюся водонефтяную смесь затем собирают и подают насосом на стадию разделения водонефтяной смеси, завершая оборот технологической воды процесса извлечения тяжелой нефти.We now turn to the generalized method of the present invention schematically represented in FIG. 1. Associated water from the separation stage of the oil-water mixture is sent to the pre-heating stage, followed by deaeration, addition of a sorption compound, evaporation and steam generation. The preheating and deaeration steps are optional. Steam from the steam generation stage is sent to the oil reservoir, where the steam condenses, giving off the heat of free oil in the reservoir. The resulting oil-water mixture is then collected and pumped to the stage of separation of the oil-water mixture, completing the circulation of process water of the heavy oil extraction process.
Предусматривается, что каждая из стадий разделения водонефтяной смеси, предварительного нагрева, деаэрации и выработки пара может быть осуществлена способами, известными специалистам в данной области. Например, разделение водонефтяной смеси может быть выполнено при помощи гравитационного разделения. Предварительный нагрев попутной воды повышает эффективность удаления растворенного СО2 при последующей деаэрации. Предварительный нагрев, если эту стадию используют, может быть осуществлен при помощи теплообменника, использующего тепло одного или более потока отходов или потока дистиллята. Удаление растворенного СО2 перед испарением иногда применяют с целью предотвращения накопления СО2 в корпусе испарителя. Такой накопившийся СО2 может покрывать часть поверхности теплообмена испарителя и снижать его производительность. Деаэрация может применяться для удаления кислорода с целью уменьшения коррозии испарителя. Выработка пара может быть осуществлена с использованием бойлеров или парогенераторов различного типа.It is envisaged that each of the stages of the separation of the oil-water mixture, preheating, deaeration and steam generation can be carried out by methods known to specialists in this field. For example, the separation of the oil-water mixture can be performed using gravitational separation. Preheating the associated water increases the efficiency of removal of dissolved CO 2 during subsequent deaeration. Preheating, if this step is used, can be carried out using a heat exchanger using the heat of one or more waste streams or distillate streams. The removal of dissolved CO 2 before evaporation is sometimes used to prevent the accumulation of CO 2 in the evaporator body. Such accumulated CO 2 can cover part of the heat exchange surface of the evaporator and reduce its performance. Deaeration can be used to remove oxygen to reduce corrosion of the evaporator. Steam generation can be carried out using various types of boilers or steam generators.
Теперь рассмотрим сорбционную суспензию и процесс испарения; настоящее изобретение позволяет предотвратить или уменьшить образование твердых отложений солей жесткости и соединений на основе оксида кремния на теплопередающих поверхностях испарителя. Образование твердых отложений предотвращается путем добавления химикатов, которые содержат тонкодисперсные взвешенные твердые вещества, образующие в рециркулируемом солевом растворе процесса испарения сорбционную суспензию. Взвешенные твердые вещества образуют кристаллы, каковые кристаллы обеспечивают предпочтительные центры сорбции для оксида кремния. Оксид кремния сорбируется на сорбционной суспензии и, таким образом, вытягивается из раствора на кристаллы, а не осаждается на теплопередающих поверхностях испарителя. Таким образом, уменьшается или предотвращается образование твердых отложений на поверхностях испарителя, тем самым поддерживается эффективный процесс испарения.Now consider the sorption suspension and the evaporation process; the present invention allows to prevent or reduce the formation of solid deposits of hardness salts and compounds based on silicon oxide on the heat transfer surfaces of the evaporator. The formation of solid deposits is prevented by the addition of chemicals that contain finely divided suspended solids, which form a sorption suspension in the recycled saline solution of the evaporation process. Suspended solids form crystals, which crystals provide preferred sorption sites for silica. Silicon oxide is sorbed on a sorption suspension and, thus, is pulled from the solution onto crystals, and not deposited on the heat transfer surfaces of the evaporator. Thus, the formation of solid deposits on the surfaces of the evaporator is reduced or prevented, thereby maintaining an efficient evaporation process.
Как правило, на стадии испарения, по меньшей мере, 90% попутной воды преобразуется в пар, который конденсируется с образованием дистиллята. Дистиллят составляет питательную воду для парогенераторного оборудования. Ту часть попутной воды, которая не испарилась, называют концентрат или солевой раствор. Сорбционная суспензия составляет часть концентрата или солевого раствора. Концентрат или солевой раствор рециркулируют в испаритель. По существу, все твердые вещества, содержащиеся в питательной воде испарителя, остаются в концентрате. С отбираемым потоком, или потоком частичного сброса из испарителя, из петли рециркуляции выводится часть рециркулируемого концентрата или солевого раствора с целью поддержания заданной концентрации солевого раствора. Поток частичного сброса из испарителя может быть преобразован в твердый материал в установке с нулевым сбросом жидкости (ZLD) или закачан в нагнетательную скважину.Typically, at the evaporation stage, at least 90% of the associated water is converted to steam, which condenses to form a distillate. The distillate makes up the feed water for the steam generating equipment. That part of the associated water that has not evaporated is called a concentrate or saline solution. Sorption suspension forms part of a concentrate or saline solution. The concentrate or brine is recycled to the evaporator. Essentially, all solids contained in the feed water of the evaporator remain in the concentrate. With a sample stream, or a partial discharge stream from the evaporator, part of the recycle concentrate or saline solution is removed from the recirculation loop in order to maintain a given saline concentration. The partial discharge stream from the evaporator can be converted to solid material in a Zero-Liquid Discharge (ZLD) installation or pumped into an injection well.
Теперь более подробно рассмотрим материал сорбционной суспензии и формирование сорбционной суспензии; считается, что указанное соединение может быть добавлено в попутную воду до поступления в испаритель или в петлю рециркуляции солевого раствора испарителя. Материал, добавляемый в испаритель, может представлять собой оксид, такой как оксид магния, оксид кальция, гидроксид кальция или оксиды других металлов, такие как оксид алюминия или оксид железа. Кроме того, материал, добавляемый для формирования сорбционной суспензии, может представлять собой соединение металла, такое как хлорид магния. Кроме того, материал, добавляемый для формирования сорбционной суспензии, может представлять собой алюминиевые квасцы. Кроме того, этот материал может представлять собой соединение, такое как оксид или комплексный оксид Ti, Al или Si, обладающий определенными свойствами поверхности. Добавление этого материала приводит к формированию в петле рециркуляции солевого раствора испарителя сорбционной суспензии. В сорбционной суспензии имеются такие центры предпочтительной сорбции, что оксид кремния, содержащийся в попутной воде, предпочтительно участвует в сорбции и совместном осаждении с этими кристаллами, а не образовании твердых отложений на теплопередающих поверхностях испарителя.Now, in more detail, we consider the material of the sorption suspension and the formation of the sorption suspension; it is believed that this compound can be added to the associated water before entering the evaporator or in the loop of the saline solution of the evaporator. The material added to the evaporator may be an oxide, such as magnesium oxide, calcium oxide, calcium hydroxide or other metal oxides, such as aluminum oxide or iron oxide. In addition, the material added to form the sorption suspension may be a metal compound, such as magnesium chloride. In addition, the material added to form the sorption suspension may be aluminum alum. In addition, this material may be a compound, such as an oxide or complex oxide of Ti, Al or Si, having certain surface properties. The addition of this material leads to the formation of a sorption suspension in the recirculation loop of the saline solution of the evaporator. In the sorption suspension there are centers of preferred sorption such that the silicon oxide contained in the associated water is preferably involved in sorption and co-precipitation with these crystals, rather than the formation of solid deposits on the heat transfer surfaces of the evaporator.
В случае использования оксида магния, магний добавляют так, чтобы весовое отношение магния к оксиду кремния в попутной воде или солевом растворе сохранялось равным от 0,5:1 до 3:1. В одном из вариантов технологической схемы отношение магния (Mg) к оксиду кремния (SiO2) составляет около 1,0. При добавлении в попутную воду, оксид магния вступает в реакцию с водой с образованием кристаллов гидроксида магния. Оксид магния вызывает увеличение рН попутной воды. Размер кристаллов гидроксида магния, типично, составляет от, примерно, 0,5 до, примерно, 10 мкм. Для облегчения сорбции оксида кремния, рН концентрата или солевого раствора должен равняться, по меньшей мере, 9,2, предпочтительно, соответствовать диапазону 10,2-11,2. Благодаря повышенному вследствие добавления оксида магния рН, растворимость гидроксида магния уменьшается. Существенное количество оксида кремния выводится из раствора посредством сорбции на гидроксиде магния. Оксид кремния, выводимый из раствора, сорбируется на гидроксиде магния. Следовательно, концентрация растворенного оксида кремния уменьшается до относительно низкого уровня. Небольшое оставшееся количество оксида кремния имеет тенденцию оставаться в растворе и не образует твердых отложений.In the case of using magnesium oxide, magnesium is added so that the weight ratio of magnesium to silicon oxide in the associated water or saline solution is kept equal to from 0.5: 1 to 3: 1. In one embodiment of the process flow diagram, the ratio of magnesium (Mg) to silicon oxide (SiO 2 ) is about 1.0. When added to associated water, magnesium oxide reacts with water to form crystals of magnesium hydroxide. Magnesium oxide causes an increase in pH of associated water. The size of the crystals of magnesium hydroxide, typically, is from about 0.5 to about 10 microns. To facilitate sorption of silicon oxide, the pH of the concentrate or saline should be at least 9.2, preferably in the range of 10.2-11.2. Due to the increased pH due to the addition of magnesium oxide, the solubility of magnesium hydroxide is reduced. A significant amount of silicon oxide is removed from the solution by sorption on magnesium hydroxide. Silicon oxide removed from the solution is adsorbed on magnesium hydroxide. Therefore, the concentration of dissolved silica decreases to a relatively low level. The small amount of silicon oxide remaining tends to remain in solution and does not form solid deposits.
В случае добавления в попутную воду с целью формирования сорбционной суспензии оксида кальция или гидроксида кальция, этот материал также добавляют так, чтобы поддерживать весовое отношение кальция к оксиду кремния в попутной воде равным от, приблизительно, 0,5:1 до 3:1. Оксид кальция или гидроксид кальция вступает в реакцию с попутной водой с образованием суспензии кристаллов карбоната кальция. Размер кристаллов карбоната кальция лежит в диапазоне от, примерно, 5 до, примерно, 20 мкм. Для облегчения сорбции оксида кремния, рН концентрата или солевого раствора должен составлять, по меньшей мере, 9,5, предпочтительно, соответствовать диапазону 10,2-11,2. Для регулирования рН с целью интенсификации осаждения кристаллов карбоната кальция добавляют какой-либо химикат, например, карбонат натрия или гидроксид натрия, или некоторую смесь химикатов. Обычно около 90% оксида кремния сорбируется и осаждается совместно с кристаллами карбоната кальция.If added to the associated water to form a sorption suspension of calcium oxide or calcium hydroxide, this material is also added so as to maintain a weight ratio of calcium to silicon oxide in the associated water of about 0.5: 1 to 3: 1. Calcium oxide or calcium hydroxide reacts with associated water to form a suspension of crystals of calcium carbonate. The size of the crystals of calcium carbonate lies in the range from about 5 to about 20 microns. To facilitate sorption of silicon oxide, the pH of the concentrate or saline should be at least 9.5, preferably in the range of 10.2-11.2. To regulate the pH in order to intensify the precipitation of crystals of calcium carbonate add some chemical, for example, sodium carbonate or sodium hydroxide, or some mixture of chemicals. Typically, about 90% of silicon oxide is sorbed and precipitated together with calcium carbonate crystals.
В случае добавления в попутную воду с целью формирования сорбционной суспензии оксидов или комплексных оксидов Ti, Al, Si или подобных им соединений, этот материал добавляют так, чтобы поддерживать весовое отношение металла к оксиду кремния в попутной воде равным от, приблизительно, 0,5:1 до 5:1. Свойства поверхности этих соединений таковы, что оксид кремния удаляется из раствора. Размер взвешенных твердых частиц лежит в диапазоне от, примерно, 5 до, примерно, 100 мкм. В одном из вариантов осуществления изобретения, для облегчения сорбции оксида кремния, рН концентрата или солевого раствора должен составлять, по меньшей мере, 9,5, предпочтительно, соответствовать диапазону 10,2-11,2. Для регулирования рН с целью интенсификации сорбции добавляют какой-либо химикат, например, карбонат натрия или гидроксид натрия, или некоторую смесь химикатов. Обычно, около 90% оксида кремния сорбируется и осаждается совместно с кристаллами карбоната кальция.If added to the associated water in order to form a sorption suspension of oxides or complex oxides of Ti, Al, Si or similar compounds, this material is added so as to maintain the weight ratio of metal to silicon oxide in the produced water equal to approximately 0.5: 1 to 5: 1. The surface properties of these compounds are such that silicon oxide is removed from the solution. The size of the suspended solids lies in the range from about 5 to about 100 microns. In one embodiment, to facilitate sorption of silicon oxide, the pH of the concentrate or saline should be at least 9.5, preferably in the range of 10.2-11.2. To regulate the pH in order to intensify sorption, a chemical is added, for example, sodium carbonate or sodium hydroxide, or some mixture of chemicals. Typically, about 90% of silicon oxide is sorbed and precipitated together with calcium carbonate crystals.
Фиг. 2 поясняет способ обработки попутной воды, каковой способ предусматривает использование описанной выше сорбционной суспензии в сочетании с парой испарителей и парой мембран. В способе, показанном на фиг. 2, имеется два испарителя 110, 112, как правило, расположенных между кристаллизатором и бойлером или парогенератором. Каждый из испарителей 110, 112 снабжен линией рециркуляции солевого раствора 114, 116. Кроме того, испарители 110, 112 снабжены сливными линиями 118, 120 для дистиллята. Предусматривается, что в испарителях 110, 112 обычным образом образуется пар, который конденсируется с образованием дистиллята, который, в свою очередь, выводят из испарителей 110, 112 по сливным линиям 118 и 120. Сливные линии 118 и 120 для дистиллята соединены коммуникационной линией с питательной линией 40 парогенератора, по которой, в свою очередь, дистиллят, образовавшийся в испарителях 110, 112, направляется в парогенератор.FIG. 2 illustrates a method for treating associated water, which method involves the use of the sorption suspension described above in combination with a pair of evaporators and a pair of membranes. In the method shown in FIG. 2, there are two
С испарителями 110, 112 связаны две керамические мембраны 130 и 132. В настоящем описании не приводятся подробности в отношении керамической мембраны, так как, само по себе, это не является предметом настоящего изобретения, и, кроме того, керамические мембраны известны в данной области техники. Для ознакомления с общей технологией керамических мембран можно обратиться к описаниям, приводимым в патентах США №№ 6165553 и 5611931, содержание которых прямо включается в настоящий документ путем ссылки. Керамическая мембрана 130 расположена между испарителями 110 и 112, тогда как мембрана 132 расположена после испарителя 112 по ходу потока. Питательная линия 122 для солевого раствора проходит от линии 114 циркуляции соляного раствора до керамической мембраны 130. Питательная линия 124 для солевого раствора проходит от линии 116 циркуляции солевого раствора до керамической мембраны 132. По обратной линии 140 хвостовой поток одной или обеих керамических мембран 130, 132 направляется в одну или более точку до первого испарителя 110 по технологическому потоку. Как видно на фиг. 2, часть концентрированного солевого раствора, циркулирующего по линиям 114 и 116, направляют на мембраны 130 и 132. На каждой из мембран 130 и 132 образуется хвостовой поток и поток фильтрата. Поток фильтрата керамической мембраны 130 направляют в испаритель 112, тогда как поток фильтрата керамической мембраны 132 сливают в отходы или направляют в другие точки процесса для дальнейшей очистки. Хвосты из линии 140 разделяют на линии 140А и 140В. По линии 140А хвосты возвращают назад по ходу потока в испаритель 110. То есть, по линии 140А хвосты возвращаются в испаритель 110 или в точку до испарителя и после зоны кристаллизации или кристаллизатора по ходу технологического потока. По линии 140В хвосты возвращают в зону кристаллизации или кристаллизатор. Этот возврат может осуществляться непосредственно в зону кристаллизации или в точку до зоны кристаллизации по ходу технологического потока, предпочтительно, после установки разделения водонефтяной смеси. Концентрацию твердых веществ в обратной линии 140 можно отслеживать, и когда концентрация твердых веществ в обратной линии достигает некоторого порогового значения, части хвостового потока могут быть направлены в поток отходов 28, который поступает на водоотделение. Как показано на фиг. 2, в ходе водоотделения образуется поток 60 концентрированных отходов и менее концентрированный поток 29, который рециркулируют в точку технологического потока до зоны кристаллизации. В некоторых случаях может быть предпочтительно рециркулировать только хвостовой поток первой керамической мембраны 130. В этом случае хвостовой поток 142 керамической мембраны 132 может быть слит в отходы или направлен в другие точки или зоны процесса. Отметим, что вокруг первой керамической мембраны 130 имеется байпасная линия 144. Это позволяет направлять солевой раствор линии 122 или его часть в обход первой керамической мембраны и подавать непосредственно во второй испаритель 112.Two
В способе, поясняемом фигурой 2, как описано выше, соединение металла, такое как оксид магния или хлорид магния, смешивают с попутной водой в кристаллизаторе. В одном из примеров, это приводит к образованию гидроксида магния, который осаждается совместно с оксидом кремния, содержащимся в попутной воде. То есть, оксид кремния сорбируется на кристаллах гидроксида магния, которые осаждаются в кристаллизаторе. Таким образом, осажденный оксид кремния, в конце концов, оказывается в солевом растворе, циркулирующем по линии 114. Существенная часть осажденного оксида кремния удаляется посредством первой керамической мембраны 130. Оставшийся в фильтрате мембраны 130 растворимый оксид кремния, в конце концов, оказывается в солевом растворе, циркулирующем по линии 116. Солевой раствор линии 116 подвергают фильтрации при помощи второй керамической мембраны 132, и, в результате, хвостовой поток второй мембраны также может содержать осажденный оксид кремния, равно как и другие взвешенные твердые вещества.In the method illustrated by FIG. 2, as described above, a metal compound, such as magnesium oxide or magnesium chloride, is mixed with associated water in a crystallizer. In one example, this leads to the formation of magnesium hydroxide, which is precipitated together with silica contained in the associated water. That is, silicon oxide is adsorbed on magnesium hydroxide crystals, which are deposited in the mold. Thus, the precipitated silica ultimately ends up in the saline solution circulating through
Постулируется, что процесс с использованием сорбционной суспензии более эффективен, если в попутной воде в кристаллизаторе присутствует существенное количество взвешенных твердых веществ. Следовательно, одной из функций рециркулирования хвостового потока керамических мембран 130, 132 является то, что посредством этого в попутную воду в кристаллизаторе добавляются взвешенные твердые вещества. Постулируется, что благоприятной является концентрация взвешенных твердых веществ в попутной воде в кристаллизаторе от 5000 до 10000 мг/л. Кроме того, постулируется, что еще более желательна концентрация взвешенных твердых веществ порядка от 20000 до 30000 мг/л. Следовательно, система и способ, поясняемые фигурой 2, могут предусматривать наличие различных контрольно-измерительных средств и средств регулирования, обычно применяемых при обработке сточных вод, для регулирования концентрации взвешенных твердых веществ в попутной воде в кристаллизаторе.It is postulated that a process using a sorption suspension is more effective if a significant amount of suspended solids is present in the mold in the associated water. Therefore, one of the functions of recycling the tail flow of the
Фиг. 3 поясняет способ, подобный описанному выше и показанному на фиг. 2. Однако в варианте осуществления, показанном на фиг. 3, предусматривается только одна керамическая мембрана 130, которая расположена после второго испарителя 112 по ходу технологического потока. В этом случае хвостовой поток керамической мембраны 130 рециркулируют по линиям 140 и 140А в испаритель 110 или в точку до испарителя 110 по ходу технологического потока. Кроме того, некоторая часть хвостового потока может быть рециркулирована в кристаллизатор или в точку до кристаллизатора по ходу технологического потока по линии 140В.FIG. 3 illustrates a method similar to that described above and shown in FIG. 2. However, in the embodiment shown in FIG. 3, only one
В способах, описанных выше и показанных на фиг. 2 и 3, мембраны 130, 132 функционируют как устройства разделения. В одном конкретном варианте осуществления изобретения эти мембраны являются керамическими мембранами. Однако следует понимать и учитывать, что эти устройства разделения могут относиться к другим типам мембран или даже другим типам фильтров или устройств разделения, таким как гидроциклон.In the methods described above and shown in FIG. 2 and 3,
В способах, показанных на фиг. 2 и 3, время пребывания в кристаллизаторе может быть различным. В одном из вариантов осуществления изобретения время пребывания составляет, приблизительно, от десяти до, приблизительно, сорока минут, и в течение этого времени попутную воду и кристаллизующий реагент или реагенты тщательно перемешивают. Кроме того, в этих вариантах осуществления данного способа рН попутной воды может быть различным, однако, при типичных условиях, может изменяться от рН, приблизительно равного 9,2, до рН, приблизительно равного 10,5, в одном предпочтительном варианте рН попутной воды может изменяться от, примерно, 9,7 до, примерно, 10,0. В тех случаях, когда кристаллизующий реагент представляет собой, например, оксид магния или хлорид магния, отношение магния к SiO2 составляет, примерно, от 0,5 до 3,0, предпочтительно, около 1,0, выраженное как количество в частях на миллион Mg к количеству в частях на миллион SiO2. Количество хвостов, рециркулируемое в вариантах, показанных на фиг. 2 и 3, может быть различным. В одном из примеров осуществления в точки выше по ходу технологического потока может быть рециркулировано, приблизительно, 60% хвостового потока. Постулируется, что предпочтительная степень рециркуляции может составлять, приблизительно, от 20% до 40%.In the methods shown in FIG. 2 and 3, the residence time in the mold may be different. In one embodiment, the residence time is from about ten to about forty minutes, and during this time, the associated water and crystallizing reagent or reagents are thoroughly mixed. In addition, in these embodiments of this method, the pH of the associated water may vary, however, under typical conditions, may vary from a pH of approximately 9.2 to a pH of approximately 10.5, in one preferred embodiment, the pH of the associated water may vary from about 9.7 to about 10.0. In cases where the crystallizing reagent is, for example, magnesium oxide or magnesium chloride, the ratio of magnesium to SiO 2 is from about 0.5 to 3.0, preferably about 1.0, expressed as a quantity in parts per million Mg to ppm SiO 2 . The number of tails recycled in the embodiments shown in FIG. 2 and 3 may be different. In one embodiment, approximately 60% of the tail stream may be recycled to points upstream of the process stream. It is postulated that the preferred degree of recirculation may be from about 20% to 40%.
Обратимся к фиг. 4, на которой показан другой способ с использованием сорбционной суспензии. В этом способе сорбционную суспензию используют в сочетании с испарителем. Однако, в случае способа, показанного на фиг. 4, кристаллизатор расположен после испарителя 202 по ходу технологического потока и, в частности, в боковом потоке 210, соединенном с линией 206 рециркуляции солевого раствора. То есть, как показано на фиг. 4, попутную воду, получаемую после разделения водонефтяной смеси, направляют по линии 204 в испаритель 202. В испарителе 202 образуется пар, который конденсируется и в виде дистиллята поступает по линии 208 в парогенератор. Кроме того, в испарителе 202 образуется концентрированный солевой раствор, который непрерывно рециркулируют через испаритель по линии рециркуляции 206. Боковой поток 210 соединен с линией рециркуляции 206 и осуществляет функцию направления части солевого раствора, циркулирующего по линии 206, в кристаллизатор. Сюда добавляют кристаллизующий реагент, такой как оксид магния или хлорид магния, а также щелочь, такую как гидроксид натрия, и смешивают с солевым раствором. В данном варианте осуществления способа настоящего изобретения, с концентрированным солевым раствором могут быть смешаны различные реагенты, предназначенные для осаждения из концентрированного солевого раствора различных загрязняющих примесей, таких как оксид кремния.Turning to FIG. 4, which shows another method using a sorption suspension. In this method, a sorption suspension is used in combination with an evaporator. However, in the case of the method shown in FIG. 4, the mold is located downstream of the
Например, для осаждения загрязняющих примесей могут быть добавлены различные соединения, такие как оксид магния, хлорид магния, оксид кальция, оксид алюминия, оксид трехвалентного железа и другие осаждающие реагенты. Как описано выше, в случае добавления оксида магния или хлорида магния, образуется гидроксид магния, который осаждается вместе с оксидом кремния, существенно снижая концентрацию растворенного оксида кремния в солевом растворе. Солевой раствор, содержащий осажденный оксид кремния, выводят из кристаллизатора через боковой поток 210. Часть солевого раствора, содержащего осажденный оксид кремния, может быть направлена в отходы по линии 218. От одного варианта данного способа к другому описанные выше переменные процесса, такие как время пребывания, рН и т.д., могут варьироваться. Вообще, описанные выше переменные процесса, которые применимы к данному способу, поясняемому фигурой 4, как правило, одинаковы.For example, various compounds can be added to precipitate contaminants, such as magnesium oxide, magnesium chloride, calcium oxide, alumina, ferric oxide, and other precipitating agents. As described above, when magnesium oxide or magnesium chloride is added, magnesium hydroxide is formed, which precipitates together with silicon oxide, substantially reducing the concentration of dissolved silicon oxide in the saline solution. Saline containing precipitated silica is discharged from the crystallizer through a
Обратимся к фиг. 5, на которой показан способ с использованием сорбционной суспензии, аналогичный отраженному на фиг. 4, за исключением того, что мембрана 214 расположена в боковом потоке 210 после кристаллизатора по ходу технологического потока. В этом случае концентрированный солевой раствор с осажденным оксидом кремния направляют на мембрану 214, такую как керамическая мембрана. На мембране 214 образуется хвостовой поток, который отводят от мембраны по линии 216. Хвосты из линии 216 могут быть избирательно направлены в отходы по линии 216С или могут быть возвращены по любой из или обеим линиями 216А или 216В. Хвостовой поток 216 обогащен взвешенными твердыми веществами, и весь этот хвостовой поток или его часть может быть возвращена на сторону подачи мембраны 214. Весь или часть этого же хвостового потока может быть возвращена в кристаллизатор с тем, чтобы увеличить концентрацию взвешенных твердых веществ в кристаллизаторе.Turning to FIG. 5, which shows a method using a sorption suspension similar to that shown in FIG. 4, except that the
ПримерExample
Испытания опытного масштаба были проведены с образцом попутной воды. Целью этих испытаний было выявление тенденции образования твердых отложений. Определенные количества оксида магния и гидроксида натрия смешали с попутной водой с целью моделирования способа с использованием сорбционной суспензии. Испытание осуществляли при степени извлечения, приблизительно, 97%, что означает, что масса дистиллята, производимого в единицу времени одним испарителем, составляла, приблизительно, 97% от массы питательной воды, подаваемой в единицу времени в испаритель 202. Опытные испытания осуществили с использованием однотрубного испарителя с падающей пленкой, в котором имелся испарительный корпус, теплообменник с падающей пленкой, насос для рециркуляции солевого раствора с приводом с регулируемой скоростью, поверхностный конденсатор для технологического пара, приемники для пара и технологического конденсата, питательный резервуар и питательный насос с приводом с регулируемой скоростью.Tests of a pilot scale were carried out with a sample of associated water. The purpose of these tests was to identify the tendency to form solid deposits. Certain amounts of magnesium oxide and sodium hydroxide were mixed with associated water in order to simulate the method using a sorption suspension. The test was carried out at a recovery rate of approximately 97%, which means that the mass of distillate produced per unit time by one evaporator was approximately 97% of the mass of feed water supplied per unit time to
Сырье, используемое в данных опытных испытаниях, представляло собой образец попутной воды. Результаты анализа образца попутной воды приведены в таблице 1, помещенной ниже.The raw materials used in these pilot trials were a sample of associated water. The results of the analysis of a sample of associated water are shown in table 1 below.
**ТОС - общее содержание органического углерода
***СОD - химическая потребность в кислороде
****TIC - общее содержание неорганического углерода* ppm - parts per million
** CBT - total organic carbon content
*** СОD - chemical oxygen demand
**** TIC - total inorganic carbon content
Опытные испытания осуществляли на протяжении ряда дней. Образец попутной воды обработали 510 частей на миллион MgO и 25 частей на миллион NaOH. Заданная степень извлечения снова составляла 97%.Experimental tests were carried out over a number of days. A sample of produced water was treated with 510 ppm MgO and 25 ppm NaOH. The desired recovery ratio was again 97%.
В опытном испарителе предварительно создали суспензию при помощи оксида магния и гидроксида натрия. Полученная суспензия содержала 1,3% магния в форме Mg(OH)2. Часть этой смеси использовали для загрузки опытного испарителя.In the experimental evaporator, a suspension was previously created using magnesium oxide and sodium hydroxide. The resulting suspension contained 1.3% magnesium in the form of Mg (OH) 2 . Part of this mixture was used to load the experimental evaporator.
Опытные испытания осуществляли в течение, примерно, 340 часов, на протяжении этого времени коэффициент теплопередачи теплообменника с падающей пленкой немного изменялся, но его определяемое значение последовательно составляло, приблизительно, от 0,9 до 1,0 исходного коэффициента теплопередачи. Спустя, приблизительно, 340 часов проведения испытаний, трубу испарителя с падающей пленкой осмотрели. В верхней части трубы обнаружили нормальное изменение цвета, остальная часть трубы оказалась чистой. Химическую очистку осуществили посредством циркуляции через испаритель слабой кислоты в течение трех часов при 160ºF (71ºС). После промывки кислотой трубу снова осмотрели и обнаружили, что изменение цвета устранено. И коэффициент теплопередачи, и чистота трубы, обнаруженная после испытания, указывают на то, что оксид магния обеспечивает эффективное регулирование тенденции к образованию твердых отложений оксида кремния для данного образца попутной воды при номинальной степени извлечения дистиллята 97%.Experimental tests were carried out for approximately 340 hours, during which time the heat transfer coefficient of the heat exchanger with the falling film changed slightly, but its determined value consistently amounted to approximately 0.9 to 1.0 of the initial heat transfer coefficient. After approximately 340 hours of testing, the falling film evaporator tube was inspected. A normal color change was found in the upper part of the pipe, the rest of the pipe was clean. Chemical purification was carried out by circulation through a weak acid evaporator for three hours at 160 ° F (71 ° C). After washing with acid, the pipe was inspected again and found that the color change was eliminated. Both the heat transfer coefficient and the purity of the pipe, found after the test, indicate that magnesium oxide provides effective control of the tendency to form solid deposits of silicon oxide for a given associated water sample with a nominal degree of distillate recovery of 97%.
Был осуществлен анализ концентрата, полученного в ходе опытного испытания с использованием оксида магния. Концентрация растворенного оксида кремния (SiO2) за период испытания изменялась от 4 до 21 части на миллион. рН концентрата изменялся от, приблизительно, 9,86 до, приблизительно, 10,24. Общее количество взвешенных твердых веществ, выраженное в процентах относительно количества концентрата, соответствовало диапазону от, приблизительно, 1,5 до 3,9.An analysis was carried out of the concentrate obtained during the pilot test using magnesium oxide. The concentration of dissolved silicon oxide (SiO 2 ) during the test period ranged from 4 to 21 parts per million. The pH of the concentrate varied from about 9.86 to about 10.24. The total amount of suspended solids, expressed as a percentage relative to the amount of concentrate, corresponded to a range of from about 1.5 to 3.9.
Термины «направление» или «направлять» используются в настоящем документе для описания материала или потока, которые направляют в какую-либо зону процесса, как напрямую, так и косвенно. Например, термин «направление, по меньшей мере, части потока солевого раствора во второй испаритель» означает, что поток солевого раствора направляют во второй испаритель либо непосредственно, либо косвенно.The terms “directing” or “directing” are used in this document to describe a material or stream that is sent to any part of the process, either directly or indirectly. For example, the term “directing at least a portion of the saline stream to the second evaporator” means that the saline stream is directed to the second evaporator either directly or indirectly.
Конечно, настоящее изобретение может быть осуществлено иначе, чем конкретно изложено в настоящем документе, без отступления от существенных признаков настоящего изобретения. Описанные варианты осуществления изобретения во всех отношениях следует рассматривать как пояснительные и не имеющие ограничительного характера, а все изменения, подпадающие под определение и диапазон эквивалентности прилагаемой формулы изобретения, считаются включаемыми в него.Of course, the present invention may be practiced otherwise than specifically set forth herein, without departing from the essential features of the present invention. The described embodiments of the invention in all respects should be considered explanatory and not restrictive, and all changes falling within the definition and range of equivalence of the attached claims are considered to be included in it.
Claims (22)
a. 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;
d. смешивание с попутной водой или концентрированным солевым раствором оксида магния или хлорида магния с получением гидроксида магния,
причем оксид магния или хлорид магния добавляют дозированно так, чтобы поддерживать весовое отношение магния к оксиду кремния равным от, приблизительно 0,5:1 до приблизительно 3,0:1;
e. совместное осаждение гидроксида магния и оксида кремния из попутной воды или концентрированного солевого раствора;
f. конденсацию пара с получением дистиллята;
g. направление дистиллята в парогенератор и нагревание дистиллята в парогенераторе с получением пара;
h. закачивание пара в нагнетательную скважину, инициирующее образование водонефтяной смеси.1. A method of extracting oil from an oil well, including:
a. extracting the oil-water mixture from the well;
b. separation of oil from the oil-water mixture to obtain an oil product and associated water containing silicon oxide dissolved in it;
c. directing the associated water to the evaporator and obtaining steam and concentrated saline;
d. mixing with associated water or a concentrated saline solution of magnesium oxide or magnesium chloride to obtain magnesium hydroxide,
moreover, magnesium oxide or magnesium chloride is added in a dosage so as to maintain a weight ratio of magnesium to silicon oxide of from about 0.5: 1 to about 3.0: 1;
e. co-precipitation of magnesium hydroxide and silicon oxide from associated water or concentrated saline;
f. steam condensation to obtain a distillate;
g. directing the distillate to the steam generator and heating the distillate in the steam generator to produce steam;
h. injection of steam into the injection well, initiating the formation of a water-oil mixture.
a. направление попутной воды, содержащей осажденный оксид кремния, в первый испаритель и испарение попутной воды с образованием первого потока солевого раствора и первого потока дистиллята;
b. направление, по меньшей мере, части первого потока солевого раствора во второй испаритель и испарение, по меньшей мере, части первого потока солевого раствора с получением второго потока солевого раствора и второго потока дистиллята.4. The method according to claim 1, in which magnesium oxide or magnesium chloride is mixed with associated water, causing co-precipitation of magnesium hydroxide and silicon oxide in associated water; which method includes:
a. directing the associated water containing precipitated silica to the first evaporator and evaporating the associated water to form a first saline stream and a first distillate stream;
b. directing at least a portion of the first saline stream to a second evaporator; and evaporating at least a portion of the first saline stream to obtain a second saline stream and a second distillate stream.
a. направление попутной воды в первый испаритель и получение первого потока солевого раствора и первого потока дистиллята;
b. направление первого потока солевого раствора в устройство разделения и разделение первого потока солевого раствора на поток фильтрата и поток, обогащенный взвешенными твердыми веществами;
c. рециркулирование, по меньшей мере, части потока, обогащенного взвешенными твердыми веществами, в первый испаритель;
d. направление потока фильтрата, полученного в устройстве разделения, во второй испаритель и получение второго потока солевого раствора и второго потока дистиллята.8. The method according to claim 1, in which there are two evaporators, and the first separation device is located between the two evaporators, which method includes:
a. directing the associated water to the first evaporator and obtaining a first stream of saline solution and a first stream of distillate;
b. directing the first saline stream to a separation device and separating the first saline stream into a filtrate stream and a stream enriched with suspended solids;
c. recycling at least a portion of the stream enriched with suspended solids to the first evaporator;
d. directing the filtrate stream obtained in the separation device to a second evaporator and obtaining a second saline stream and a second distillate stream.
a. рециркулирование концентрированного солевого раствора по линии рециркуляции солевого раствора, соединенной с первым испарителем;
b. направление, по меньшей мере, части концентрированного солевого раствора из линии рециркуляции солевого раствора в боковой поток;
c. смешивание с концентрированным солевым раствором в боковом потоке оксида магния или хлорида магния и образование в концентрированном солевом растворе в боковом потоке гидроксида магния;
d. совместное осаждение гидроксида магния и оксида кремния из концентрированного солевого раствора.14. The method according to claim 1, including:
a. recycling the concentrated saline solution through a saline recirculation line connected to the first evaporator;
b. directing at least a portion of the concentrated saline from the saline recirculation line to the side stream;
c. mixing with concentrated brine in a side stream of magnesium oxide or magnesium chloride and forming in a concentrated saline in a side stream of magnesium hydroxide;
d. co-precipitation of magnesium hydroxide and silicon oxide from concentrated saline.
a. 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;
d. рециркуляцию концентрированного солевого раствора по линии рециркуляции солевого раствора, соединенной с испарителем;
e. направление солевого раствора из линии рециркуляции солевого раствора в боковой поток, снабженный смесительным резервуаром;
f. смешивание осаждающего реагента с концентрированным солевым раствором в смесительном резервуаре бокового потока;
g. осаждение оксида кремния из концентрированного солевого раствора бокового потока;
h. направление концентрированного солевого раствора на мембрану в боковой поток и фильтрацию концентрированного солевого раствора с получением потока фильтрата и хвостового потока, обогащенного взвешенными твердыми веществами;
i. возврат, по меньшей мере, части концентрированного солевого раствора, содержащего осажденный оксид кремния, из бокового потока в линию рециркуляции солевого раствора;
j. конденсацию пара, получаемого в испарителе, с образованием дистиллята;
k. направление дистиллята в парогенератор, нагревание дистиллята в парогенераторе и получение пара;
l. закачивание пара в нагнетательную скважину, инициирующее образование водонефтяной смеси.19. A method of extracting oil from an oil well, including:
a. extracting the oil-water mixture from the well;
b. separation of oil from the oil-water mixture to obtain an oil product and associated water containing silicon oxide dissolved in it;
c. directing the associated water to the evaporator and obtaining steam and concentrated saline;
d. recirculating the concentrated saline solution through a saline recirculation line connected to the evaporator;
e. directing the saline from the saline recirculation line to a side stream provided with a mixing tank;
f. mixing the precipitating reagent with concentrated saline in a side stream mixing tank;
g. precipitation of silicon oxide from a concentrated saline solution of the side stream;
h. directing the concentrated brine to the membrane in a side stream and filtering the concentrated brine to form a filtrate stream and a tail stream enriched with suspended solids;
i. returning at least a portion of the concentrated saline containing precipitated silica from the side stream to the saline recirculation line;
j. condensation of the vapor produced in the evaporator to form a distillate;
k. the direction of the distillate in the steam generator, heating the distillate in the steam generator and receiving steam;
l. injection of steam into the injection well, initiating the formation of a water-oil mixture.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US96818007P | 2007-08-27 | 2007-08-27 | |
| US60/968,180 | 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 |
|---|---|
| RU2010111793A RU2010111793A (en) | 2011-10-10 |
| RU2479713C2 true RU2479713C2 (en) | 2013-04-20 |
Family
ID=40387762
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010111793/03A RU2479713C2 (en) | 2007-08-27 | 2008-08-27 | Method for removing silicon oxide at extraction of heavy oil (versions) |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN101835954B (en) |
| BR (1) | BRPI0815845B1 (en) |
| RU (1) | RU2479713C2 (en) |
| WO (1) | WO2009029653A1 (en) |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2954950B1 (en) | 2010-01-06 | 2012-02-24 | Total Sa | STEAM PRODUCTION AND ITS APPLICATION TO ASSISTED HYDROCARBON RECOVERY |
| CN104271879A (en) * | 2012-03-22 | 2015-01-07 | 纳幕尔杜邦公司 | 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 (en) * | 2016-02-04 | 2017-08-11 | 通用电气公司 | Technique and system for preparing the method and apparatus of steam and oil recovery comprising it from output current |
| WO2017180548A1 (en) * | 2016-04-14 | 2017-10-19 | 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 |
| RU2215871C2 (en) * | 2001-05-03 | 2003-11-10 | Аква-Пьюэр Вентчерс Инк. | Method of removal of polluting impurities from incoming flow |
| US6733636B1 (en) * | 1999-05-07 | 2004-05-11 | Ionics, Inc. | Water treatment method for heavy oil production |
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 |
| AU8351698A (en) * | 1997-07-23 | 1999-02-16 | 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 |
| 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 |
| ZA200605249B (en) * | 2003-11-26 | 2008-01-30 | Aquatech Int Corp | Method for production of high pressure steam from produced water |
-
2008
- 2008-08-27 RU RU2010111793/03A patent/RU2479713C2/en active
- 2008-08-27 CN CN200880113363.9A patent/CN101835954B/en active Active
- 2008-08-27 BR BRPI0815845-2A patent/BRPI0815845B1/en not_active IP Right Cessation
- 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 |
| RU2215871C2 (en) * | 2001-05-03 | 2003-11-10 | Аква-Пьюэр Вентчерс Инк. | Method of removal of polluting impurities from incoming flow |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BRPI0815845B1 (en) | 2018-06-12 |
| RU2010111793A (en) | 2011-10-10 |
| CN101835954A (en) | 2010-09-15 |
| CN101835954B (en) | 2013-07-31 |
| BRPI0815845A2 (en) | 2015-02-24 |
| BRPI0815845A8 (en) | 2015-12-29 |
| WO2009029653A1 (en) | 2009-03-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7905283B2 (en) | Process for removing silica in heavy oil recovery | |
| US7681643B2 (en) | Treatment of brines for deep well injection | |
| RU2479713C2 (en) | Method for removing silicon oxide at extraction of heavy oil (versions) | |
| US7150320B2 (en) | Water treatment method for heavy oil production | |
| US7077201B2 (en) | Water treatment method for heavy oil production | |
| US8047287B2 (en) | Process for recovering heavy oil utilizing one or more membranes | |
| RU2472924C2 (en) | Extraction method of heavy oil using one or more membranes | |
| US20080190607A1 (en) | Process for Recovering Heavy Oil | |
| RU2564034C2 (en) | Method and device for separation of multi-charge cations from monoethyleneglycol | |
| CA2744738C (en) | Control of scale formation in produced water evaporators | |
| US9938813B2 (en) | Oil recovery process including enhanced softening of produced water | |
| CA2949133C (en) | Process for treating waters produced or collected from the oil extraction in mining operations and reducing the tendency of calcium scaling of process equipment | |
| CA2863015A1 (en) | Water treatment process for recycling produced water from heavy oil recovery to serve as boiler feed water | |
| 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 | |
| EA029252B1 (en) | Process for treating brine recovered from a coal seam gas operation | |
| CA2567171C (en) | Treatment of brines for deep well injection | |
| CN108883950A (en) | With the method for magnesia processing recovered water |
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 |