Обработка концентрата, получаемого из попутно добываемой воды

Группа изобретений относится к обработке воды, попутно добываемой при добыче нефти. Технический результат – повышение эффективности обработки попутно добываемой воды. По способу предусматривают извлечение нефти. Для этого получают пар. Вводят пар в формацию, содержащую нефть. Отводят смесь воды и нефти из формации. Отделяют попутно добываемую воду из смеси воды и нефти. Обрабатывают попутно добываемую воду с получением дистиллята и концентрата. Используют дистиллят для получения дополнительного количества пара для введения в формацию. Смешивают растворитель и соединения или раствор, содержащие многовалентные катионы, с концентратом. Затем после смешивания вышеупомянутых веществ отделяют осажденные твердые вещества, содержащие одну или более солей, от концентрата. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Область техники

Данное изобретение относится к способу и установке для обработки воды, например, попутно добываемой воды.

Уровень техники

В патенте Канады №2509309 под заглавием «Способ обработки воды при добыче тяжелой нефти с использованием выпаривания суспензии с затравочными кристаллами сульфата кальция», описан способ обработки попутно добываемой воды при добыче тяжелой нефти с использованием испарителя. Попутно добываемую воду сначала обрабатывают на стадии отделения нефти для снижения содержания нефти и смазочных материалов до приблизительно 20 частей на миллион или менее. Отделенную от нефти воду вводят в испаритель для получения дистиллята и отходящего потока испарителя, содержащего концентрированные остаточные твердые вещества. Дистиллят используют, возможно, после дополнительной доочистки, для получения пара в прямоточном парогенераторе или в другом бойлере. Отходящий поток испарителя можно дополнительно обрабатывать в кристаллизаторе.

Описание изобретения

Нижеследующее краткое описание изобретения служит для подготовки читателя к последующему более подробному описанию и не ограничивает или не определяет заявленное изобретение.

Отходящий поток испарителя, используемого для обработки попутно добываемой воды, часто содержит примеси, такие как диоксид кремния, из-за которых отходящий поток не может быть отведен в окружающую среду. Для концентрирования отходящего потока, чтобы снизить объем отводимого потока, можно использовать кристаллизатор. Обычно кристаллизатор предназначен для получения сухих или слегка подсушенных кристаллов, состоящих из твердых веществ, выпадающих в осадок из воды, подаваемой в кристаллизатор. Однако, когда кристаллизатор используют для обработки попутно добываемой воды, в частности попутно добываемой воды при извлечении тяжелой нефти, в кристаллизаторе вместо этого можно получить суспензию. Суспензия содержит соли, например, соли диоксида кремния, которые могут иметь концентрации выше их обычных пределов растворимости в воде, и все же твердые вещества не кристаллизуются и их трудно отделить от суспензии. Вне связи с какой-либо теорией предполагается, что концентрированные органические соединения из попутно добываемой воды, остающиеся в суспензии, препятствуют росту кристаллов и выпадению в осадок даже солей, которые находятся в концентрации пересыщения или диспергированы в суспензии.

В способе и установке по изобретению растворитель и соединение или раствор, содержащий многовалентные катионы, смешивают с концентратом, например, с концентратом, полученным в испарителе или кристаллизаторе. Это обеспечивает возможность образования из твердых веществ в концентрате частиц, которые можно отделить от суспензии. Растворитель можно извлекать перед отделением твердых частиц или после него.

В способе обработки водной смеси по изобретению, например, попутно добываемой воды при извлечении тяжелой нефти, в смесь добавляют растворитель и источник ионов. При необходимости, сначала удаляют воду из смеси с получением концентрата. Смесь может представлять собой, например, соляной раствор, отходящий поток или суспензию, получаемые в одном или более устройств термической обработки. Смесь может содержать одну или более солей, например, соль диоксида кремния, которая может иметь концентрацию пересыщения или находиться в форме дисперсии, и одно или более органических соединений. Источником ионов может быть, например, соль, оксид или гидроксид в твердой форме или в растворе. Твердые вещества, возможно содержащие выпавшие в осадок одну или более солей диоксида кремния и органические соединения, удаляют из смеси. По меньшей мере часть растворителя извлекают из смеси.

Установка для обработки попутно добываемой воды по изобретению включает одно или более устройств для концентрирования, например, устройства термической обработки, смеситель, систему дозирования химических веществ и устройство для разделения жидкой и твердой фаз. Линия сброса или рециркуляции из одного или более устройств для концентрирования соединена со смесителем. Смеситель также находится в сообщении с системой дозирования химических веществ. Устройство для разделения жидкой и твердой фаз встроено в смеситель или расположено ниже по потоку. При необходимости, установка также может дополнительно включать устройство для извлечения растворителя.

Способ и установку используют, например, при обеспечении альтернативных средств обработки попутно добываемой воды или другой воды, содержащей растворенные соли и органические соединения, в частности (а) воды, имеющей общее содержание твердых веществ 10 масс. % или более, при содержании водорастворимых органических веществ 25% или более от общего содержания твердых веществ, или (б) воды, имеющей содержание водорастворимых органических веществ 6 масс. % или более. Способ и установка могут быть объединены со способом и установкой для извлечения тяжелой нефти.

Краткое описание чертежей

На Фиг. 1 представлена технологическая схема системы обработки попутно добываемой воды, объединенной с системой извлечения тяжелой нефти.

Подробное описание изобретения

На Фиг. 1 представлена система 10 обработки воды в сочетании с системой 12 извлечения тяжелой нефти, например битума. Система 12 извлечения тяжелой нефти содержит бойлер 14, нагнетательную скважину 16, эксплуатационную скважину 18 и сепаратор 20 для отделения воды от нефти. Бойлер 14 может представлять собой, например, прямоточный парогенератор (ПТПГ) или котел пакетного типа. Бойлер 14 вырабатывает пар 22, который поступает в нагнетательную скважину 16. Нагнетательная скважина 16 подводит пар 22 к геологической формации 24, содержащей тяжелую нефть, например, битум из районов нефтеносных песков провинции Альберта, Канада. Пар 22 повышает текучесть битума в формации 24, и затем его конденсируют. Получают смесь 26 нефти и воды и отводят из эксплуатационной скважины 18. Смесь 26 нефти и воды подают в сепаратор 20 для отделения воды от нефти. Полученную нефть 28 удаляют из сепаратора 20 для отделения воды от нефти для дальнейшей переработки. Попутно добываемую воду 30, которая остается после удаления полученной нефти 28 из смеси 26 нефти и воды, направляют в систему 10 обработки воды для дополнительной обработки. Система 12 извлечения тяжелой нефти может представлять собой, например, систему гравитационного дренажа с применением пара (ГДПП) или систему циклической паростимуляции (ЦПС).

Система 10 обработки воды содержит блок 50 отделения нефти, испаритель 52, возможно кристаллизатор 54 и систему 56 обработки отходящего потока. В блок 50 отделения нефти подают попутно добываемую воду 30 и дополнительно удаляют нефть, например, эмульгированную нефть, из попутно добываемой воды 30 с получением отделенной от нефти воды 58. Блок 50 отделения нефти может представлять собой, например, блок флотации растворенным газом, блок фильтрации через скорлупу грецкого ореха, смеситель с полимером для удаления нефти, блок с сорбентом, блок с мембраной или другое устройство. Подходящие испаритель 52 и кристаллизатор 54 выпускает GE Ionics, Inc. При необходимости, можно использовать другие типы устройств для концентрирования, такие как устройство мембранной фильтрации, устройство мембранной дистилляции, устройство электродиализа, ионообменное устройство или обессоливатель. Система 10 обработки воды также может быть использована для обработки других типов воды.

Отделенную от нефти воду 58 далее обрабатывают в испарителе 52, возможно, после промежуточных стадий обработки. Однако, устройство для умягчения воды посредством теплого известкования не требуется выше по потоку от испарителя 52, и предпочтительно его не обеспечивают. Испаритель 52, например, может представлять собой испаритель с механической рекомпрессией пара (МКП или МРП). Испаритель 52 может быть с затравкой или без затравки и в нем можно использовать падающую пленку или другое внутреннее средство. Испаритель 52 может быть снабжен сопутствующим оборудованием, используемым, например, для изменения pH отделенной от нефти воды или удаления газа или снижения щелочности отделенной от нефти воды 58. В испарителе 52 удаляют пары воды из отделенной от нефти воды 58. Удаляемые пары воды, когда их конденсируют, образуют дистиллят 60, который возвращают в бойлер 14 для повторного использования в системе 12 извлечения тяжелой нефти, возможно после дополнительной обработки.

Испаритель 52 также содержит контур 62 рециркуляции соляного раствора. Отходящий поток 64 испарителя можно отводить из контура 62 рециркуляции соляного раствора или непосредственно из испарителя 52. Отходящий поток 64 испарителя имеет высокую концентрацию различных примесей, которые присутствовали в отделенной от нефти воде 58. В частности, отходящий поток 64 испарителя имеет высокую концентрацию диоксида кремния. При отсутствии избирательного осаждения кристаллов, регулируемом pH, высокой температуре или других условиях, поддерживаемых в испарителе 52, диоксид кремния в отходящем потоке 64 испарителя может образовывать накипь. Таким образом, отходящий поток 64 испарителя не подходит для отведения в различных местах. Отходящий поток 64 может иметь общее содержание твердых веществ (ОТВ) 100000 ppm (частей на миллион) или более, общее содержание растворенных веществ (ОРТВ) 50000 ppm или более, содержание водорастворимых органических твердых веществ (ВРО) 20000 ppm или более и содержание диоксида кремния 10000 ppm или более. Содержание ВРО обычно приблизительно в два раза больше общего содержания органических соединений (ООС). Отходящий поток 64 испарителя особенно трудно обрабатывать, когда (а) общая концентрация твердых веществ составляет 10 масс. % или более и концентрация водорастворимых органических веществ (ВРО) составляет 25% или более от общей концентрации твердых веществ или (б) концентрация водорастворимых органических веществ составляет 6 масс. % или более.

В системе 10 обработки воды отходящий поток 64 испарителя дополнительно обрабатывают в кристаллизаторе 54. Кристаллизатор 54 обеспечивает удаление паров воды из отходящего потока 64 испарителя, которые, когда их конденсируют, образуют второй дистиллят 66. Второй дистиллят 66 можно возвращать в бойлер 14 для повторного использования в системе 12 извлечения тяжелой нефти, возможно после дополнительной обработки.

Из кристаллизатора 54 также выходит отходящий поток 68 кристаллизатора. Отходящий поток 68 кристаллизатора имеет еще более высокую концентрацию диоксида кремния и других растворенных твердых веществ по сравнению с отходящим потоком 64 испарителя. При определенных условиях в кристаллизаторе 54 получают осадок твердых веществ, который легко высушить. Однако в других ситуациях, в частности, когда обрабатывают попутно добываемую воду 30 из операции извлечения нефти с закачкой пара или воды, в кристаллизаторе 54 вместо этого получают отходящий поток 68 кристаллизатора в форме суспензии с высокой концентрацией твердых веществ. Диоксид кремния и другие растворенные твердые вещества могут присутствовать в суспензии в концентрации пересыщения или в диспергированном состоянии, но они не выпадают в осадок и не отстаиваются из суспензии. Например, отходящий поток 68 кристаллизатора может иметь общее содержание твердых веществ (ОТВ) 40 масс. % или более или 50 масс. % или более. Испаритель 52 и кристаллизатор 54 представляют собой типы устройств термической обработки, альтернативно называемые дистилляторами. При необходимости, на одной или более стадиях можно использовать альтернативные устройства термической обработки для получения суспензии, подобной отходящему потоку 68 кристаллизатора.

В системе 10 обработки воды отходящий поток 68 кристаллизатора обрабатывают в системе 56 обработки отходящего потока. При необходимости, в системе 56 обработки отходящего потока можно непосредственно обрабатывать отходящий поток 64 испарителя, и кристаллизатор 54 может быть исключен. Также при необходимости, система 56 обработки отходящего потока может быть расположена внутри контура 62 рециркуляции соляного раствора. В этом случае отходящий поток 68 испарителя может отсутствовать или расход отходящего потока 68 испарителя может быть снижен. Степень извлечения диоксида кремния может составлять 98% или 99% или более, независимо от того, обрабатывают ли в системе 56 обработки отходящего потока отходящий поток 68 кристаллизатора или непосредственно отходящий поток 64 испарителя. Однако, степень извлечения ТВ и ВРО возрастают и количество растворителя относительно объема отделенной от нефти воды 58 снижается по мере увеличения содержания ТВ в отходящем потоке или соляном растворе.

Отходящие потоки 64, 68 или соляной раствор 62 могут иметь содержание водорастворимых органических соединений (ВРО) 3 масс. % или более, или общее содержание органического углерода (ООУ) 2 масс. % или 2,2 масс. % или более. При этих условиях диоксид кремния и другие соли не выпадают в осадок самопроизвольно, даже если они находятся в концентрации пересыщения.

В примере, показанном на Фиг. 1, отходящий поток 68 кристаллизатора подают в систему 56 обработки отходящего потока. Показанная система 56 обработки отходящего потока включает реакционную емкость 70, систему 72 дозирования растворителя, систему 98 дозирования ионов и систему 74 извлечения растворителя. Ионы, предпочтительно многовалентные катионы металлов, добавляют из системы 98 дозирования ионов в отходящий поток 68 кристаллизатора. В отходящий поток 68 кристаллизатора также добавляют растворитель из системы 72 дозирования растворителя. При необходимости, система 72 дозирования химических веществ может включать устройства объединенной подачи ионов и растворителя. Все три реагента смешивают в реакционной емкости 70. Реакционная емкость 70 может представлять собой, например, один или более смесительных баков или емкостей, или один или более трубопроводов с проточным перемешиванием. Источником ионов может быть, например, соль, оксид, гидроксид, полимер или их раствор. Ионы могут присутствовать в форме соединения, которое необязательно находится в растворенном или диссоциированном состоянии в отходящем потоке 68 кристаллизатора. Источник ионов может не требоваться, хотя он может все же быть предпочтительным при обработке некоторых концентратов, получаемых из отделенной от нефти попутно добываемой воды 58. Однако, дополнительные ионы могут по меньшей мере ощутимо повышать эффективность процесса при обработке воды, имеющей (а) общее содержание твердых веществ 10 масс. % или более, при содержании водорастворимых органических веществ (ВРО) 20% или более от общего содержания твердых веществ, или (б) содержание ВРО 6 масс. % или более. По меньшей мере одно из этих условий может быть соблюдено при обработке отходящего потока 68 кристаллизатора.

Образуется осадок твердых веществ 76, который отстаивают и удаляют из реакционной емкости 70, которая в этом случае действует как встроенный блок разделения жидкой и твердой фаз. Альтернативно, осажденные твердые вещества 76 удаляют с помощью устройства для разделения жидкой и твердой фаз, такого как центрифуга, фильтр, фильтр-пресс, гидроциклон или осветлитель. В другом варианте растворитель извлекают из отходящего потока 68 кристаллизатора перед удалением осажденных твердых веществ 76 или после него. Однако предпочтительно отделять твердые вещества перед извлечением растворителя, поскольку это может повысить количество органических соединений, удаляемых с осажденными твердыми веществами 76.

Масса добавляемого растворителя может быть равна или больше, чем масса обрабатываемой смеси (т.е. концентрата, отходящего потока 64, 68 или соляного раствора 62 и т.д.). Растворитель можно добавлять в обрабатываемую смесь в массовом отношении растворителя к смеси от 3:1 до 15:1 или от 6:1 до 15:1. Соль можно добавлять в молярном отношении двухвалентных ионов или эквивалента (например, Са++ ионов или эквивалента) к диоксиду кремния от 0,25:1 до 4:1 или от 0,5:1 до 2:1, например, приблизительно от 1:1 до 1,2:1. Кальций, например, можно добавлять в растворе или в виде твердого соединения, такого как соль, оксид, гидроксид или полимер. Подходящие соединения кальция включают CaCl2, Ca(NO3)2, СаО, Ca(OH)2.

Растворитель предпочтительно способен растворять одно или более чем одно водорастворимое органическое соединение, присутствующее в обрабатываемой смеси. Органические соединения обычно включают широкий диапазон углеводородов с длиной цепью или маслянистых веществ, которые трудно анализировать в полном объеме. Однако, может быть достаточно, чтобы растворитель растворял одно или более органических соединений, которые составляют значительную часть от общего количества органических соединений. Растворитель также должен быть способен к образованию раствора или другой смеси с водой при определенных условиях, но при этом необходимо, чтобы его можно было извлекать из воды при других условиях или при обработке. Условия могут различаться, например, по температуре, давлению или pH. Обработка может представлять собой, например, декантацию, фильтрацию, дистилляцию, мембранную дистилляцию или отпарку паром. Одним особенно пригодным растворителем является диизопропиламин (ДИПА).

Оставшуюся смесь 78 отходящего потока и растворителя подают в систему 74 извлечения растворителя. Показанная система 74 извлечения растворителя представляет собой бак для разделения жидкостей (декантации) с нижним выходом, соединенным с потоком 90 сточного соляного раствора, и верхним выходом, соединенным с потоком 92 извлеченного растворителя. Смесь 78 отходящего потока и растворителя поступает в систему 74 извлечения растворителя и ее нагревают до температуры, при которой растворитель отделяется от воды. В случае ДИПА данная температура составляет приблизительно 70°C или 74°C, или более. Жидкий извлеченный растворитель 92 откачивают из верхнего выхода. Сточный соляной раствор 90 откачивают из нижнего выхода. Насосы (не показаны) регулируют с использованием исходных данных от датчика уровня для поддержания границы раздела растворитель-вода между нижним выходом и верхним выходом. Декантацию нельзя использовать для разделения всех растворителей, но она является предпочтительной, когда это возможно, поскольку она более энергетически эффективна чем, например, дистилляция. Однако, дистилляция или другие способы извлечения растворителя могут быть предпочтительными для других растворителей.

Система 74 извлечения растворителя обеспечивает разделение смеси 78 отходящего потока и растворителя на извлеченный растворитель 92 и сточный соляной раствор 90. Извлеченный растворитель 92 может содержать воду, например, до 10 масс. % воды. Например, когда используют ДИПА, вода присутствует в извлеченном растворителе 92, отобранным при декантации. Количество воды в извлеченном ДИПА изменяется в зависимости от рабочей температуры системы извлечения растворителя. ДИПА, отделенный декантацией при приблизительно 74°C, обычно содержит от 6 до 7 масс. % воды. Присутствие воды в извлеченном растворителе 92 увеличивает объем растворителя, добавляемого в реакционную емкость 70, на единицу обработанной смеси, но не препятствует извлечению осажденных твердых веществ 76. Когда используют ДИПА, сточный соляной раствор 90 может содержать от 6000 ppm до 10000 ppm ДИПА. Сточный соляной раствор предпочтительно обрабатывают для удаления этого растворителя, независимо от того, сливают ли обработанный сточный соляной раствор 90 или возвращают в испаритель 52. В примере, показанном на Фиг. 1, растворитель, присутствующий в сточном соляном растворе 90 удаляют в отпарной колонне 98, например, в отпарной колонне с использованием пара или в отпарной колонне с использованием горячего воздуха. Обработанный сточный соляной раствор 90 возвращают в испаритель 52 или термический кристаллизатор 54. Извлеченный растворитель возвращают в систему 72 дозирования растворителя.

Отходящий поток 68 кристаллизатора может иметь более высокую температуру, чем температура, требующаяся или желательная для реакционной емкости. ДИПА, например, не смешивается с водой при температуре выше приблизительно 70°C, и он легче смешивается при более низких температурах, даже при таких как температуры от -5 до 5°C. Однако охлаждение требует затрат энергии и предпочтительно, при условии надлежащего извлечения твердых частиц, эксплуатировать реакционную емкость при температуре от приблизительно 10°C до 50°C. Отходящий поток 68 кристаллизатора является вязким и липким, и его трудно охлаждать с использованием обычного оборудования, такого как теплообменник. Вместо этого потока в теплообменнике 88 охлаждают растворитель до температуры, достаточно низкой для того, чтобы поддерживать требуемую температуру в реакционной емкости 70, несмотря на тепло, выделяющееся из отходящего потока 68 кристаллизатора, тепло, выделяющееся в результате смешивания растворителя и отходящего потока 68 кристаллизатора, и тепло, выделяющееся в результате кристаллизации солей. При необходимости, тепло отбираемое в теплообменнике 88, можно использовать для нагрева смеси 78 отходящего потока и растворителя в системе 74 извлечения растворителя или на пути к ней.

Осажденные твердые вещества 76 включают органические соединения и могут включать растворитель. Осажденные твердые вещества 76 можно обрабатывать для удаления растворителя или органических соединений, или того и другого, если требуется соблюдать требования отведения или сброса, относящиеся к осажденным твердым веществам. Например, осажденные твердые вещества 76 можно высушивать, нагревать, вакуумировать, внедрять в цемент или промывать водой или другим растворителем.

Сточный соляной раствор 90 можно сливать или подавать рециклом в систему 10 отработки воды, например, подавать обратно в испаритель 52 или кристаллизатор 54. Поскольку органические соединения могут препятствовать работе системы 10 обработки воды и остаточное количество органических соединений может присутствовать в сточном соляном растворе 90, может быть предпочтительна обработка сточного соляного раствора 90 перед подачей его рециклом в систему 10 обработки воды. Например, в сточный соляной раствор 82 можно добавлять химические вещества для окисления органических соединений. Альтернативно или дополнительно органические соединения можно подвергать биологическому разложению или отфильтровывать. В еще одном варианте органические соединения можно извлекать в соответствии с их ценностью в качестве промышленных химических веществ.

Весь обработанный сточный соляной раствор 90 можно возвращать в систему 10 обработки воды. Однако, в некоторых случаях, предпочтительно удалять часть или весь сточный соляной раствор 90 из системы 10 обработки воды, возможно после обработки сточного соляного раствора 90, если требуется соблюдать какие-либо нормативы по отведению или сбросу отходов. Таким путем сточный соляной раствор 82 обеспечивает дополнительное выведение водорастворимых органических соединений из системы 10 обработки воды, чтобы замедлить накопление каких-либо органических соединений или сильно растворимых солей, которые неэффективно удаляют с осажденными твердыми веществами 76 или с помощью какого-либо другого способа в системе 10 обработки воды.

Возможно, испаритель 52 или кристаллизатор 54 (или другие устройства для концентрирования) можно эксплуатировать так, что вода (т.е. соляной раствор, концентрат или отходящий поток), поступающая в систему 56 обработки отходящего потока, имеет одну или более следующих характеристик:

а) содержание ОТВ от приблизительно 12 до 66 масс. % или более; б) содержание ОРТВ от приблизительно 7 до 44 масс. % или более; в) содержание ОРС от приблизительно 2,2 до 8,8 масс. % или более; г) содержание ВРО от приблизительно 3 до 22 масс. % или более; д) содержание диоксида кремния от приблизительно 1,5 до 6,0 масс. %; е) pH 9 или более, 11 или более, или 13 или более, и ж) содержание ВРО 20% или более, 25% или более, или 30% или более от содержания ОТВ.

Ионы, добавляемые в систему 56 обработки отходящего потока, предпочтительно включают ион Са++. Не ограничиваясь какой-либо теорией полагают, что Са++ образует комплексы с водорастворимыми органическими соединениями, выпадающие в осадок, так что водорастворимые органические соединения можно извлекать из отходящего потока 64 испарителя или отходящего потока 68 кристаллизатора. Воду экстрагируют в фазу растворителя, в которой образуется осадок водорастворимых органических соединений и CaSiO3, который легко отстаивать и отделять от смеси растворителя и воды, в частности смеси ДИПА и воды. Альтернативно можно использовать другие многовалентные катионы, такие как Mg++, Al+++, Fe+++, в растворе или в виде соединений, таких как их твердые соли, оксиды, гидроксиды или полимеры.

Способ, осуществляемый в системе обработки воды, включает стадию смешивания растворителя и источника ионов с обрабатываемой водой, такой как соляной раствор, отходящий поток или концентрат. Смесь или раствор, отходящий поток или концентрат обрабатывают на стадии разделения жидкой и твердой фаз для удаления твердых веществ. При необходимости, может быть добавлена стадия разделения жидкостей для извлечения по меньшей мере части растворителя.

Пример

Из попутно добываемой воды при операции ГДПП в районах нефтеносных песков провинции Альберта, Канада, удаляли нефть и обрабатывали в испарителе. Отбирали отходящий поток испарителя. Отходящий поток имел следующую концентрацию примесей и характеристики: общее количество органического углерода (ООУ) - 22000 ppm; pH при температуре 20°C - 13,7; общее содержание растворенных твердых веществ (ОТВ) - 132000 ppm; ОРТВ - 84000 ppm; содержание диоксида кремния - 14700 ppm; содержание водорастворимых органических соединений (ВРО) - 48000 ppm; содержание натрия - 36300 ppm; содержание кальция - 170 ppm; р-щелочность (в виде CaCO3) - 34400 ppm (определяют титрованием до рН=8,3 с использованием фенолфталеина в качестве индикатора); t-щелочность (в виде СаСО3) - 49300 ppm (определяют титрованием до рН=4,5 с использованием смешанного индикатора (бромкрезол зеленый/метиловый красный) и содержание серы - 4800 ppm. ОТВ определяли посредством высушивания образца при температуре 105°C и рассчитывали путем деления массы высушенного образца на его исходную массу. ОРТВ определяли посредством высушивания образца при температуре 550°C и рассчитывали путем деления массы высушенного образца на его исходную массу. ВРО рассчитывали как разность между ОТВ и ОРТВ.

Получали четыре образца с отходящим потоком испарителя. Образец А содержал 54 г изопропиламина (ИПА), 9 г отходящего потока испарителя и не содержал дополнительную соль. Образец В содержал 54 г ИПА, 9 г отходящего потока испарителя и 1 г 40% раствора CaCl2. Образец С содержал 54 г ДИПА, 9 г отходящего потока испарителя и не содержал дополнительную соль. Образец D содержал 54 г ДИПА, 9 г отходящего потока испарителя и 1 г 40% раствора CaCl2. Растворитель и отходящий поток для каждого образца выливали в широкогорлый сосуд и встряхивали для смешивания компонентов образца. Затем добавляли раствор хлорида кальция в случае образцов В и D. После небольшого периода ожидания при температуре 25°C, содержание каждого сосуда с образцом отфильтровывали в вакууме через фильтр с размером пор 5 мкм. Из образца А собирали 0,40 г твердых веществ на фильтровальной бумаге. Из образца В собирали 0,48 г твердых веществ на фильтровальной бумаге. Из образца С собирали 0,03 г твердых веществ на фильтровальной бумаге. Из образца D собирали 2,18 г твердых веществ на фильтровальной бумаге. Жидкость из каждого образца, прошедшую через фильтровальную бумагу, собирали в емкость и затем нагревали. Жидкость из образцов А и В не разделялась на фазу растворителя и водную фазу. В случае образцов С и D, ДИПА отделялся от воды при температуре приблизительно 70°C в емкости. Отделенная из образца D вода была светлее, чем вода отделенная из образца С. Снижение ОТВ составляло: образец А - 16%; образец В - 19,2%; образец С - 1,2%; образец D - 87,2%.

В отделенной из образца D воде также снижение содержания диоксида кремния составляло 99,5%; снижение содержания натрия составляло 80,2%; снижение содержания серы составляло 75,4% и снижение содержания ВРО содержания 48,7%. Осадок из образца D был заметно черного цвета, что предположительно вызвано удалением органических соединений.

В другом испытании использовали ионы магния, а не ионы кальция, с ДИПА. Твердые вещества успешно осаждались, хотя они были более липкими, и их было труднее обезводить, чем в случае использования ионов кальция.

Дополнительные испытания с ДИПА, но без добавления солей, не позволяли получить значительное количество осадка при массовом отношении растворитель/подача от 6:1 до 15:1 при температуре окружающей среды (от 10 до 25°C).

В другом испытании отходящий поток кристаллизатора с содержанием ОТВ 66 масс. % и содержанием ВРО 22 масс. % обрабатывали с использованием ДИПА при массовом отношении растворителя к подаче (отходящему потоку) 6:1 и ионов Са++ в молярном отношении к диоксиду кремния 1:1. Получали твердый легко обезвоживаемый осадок, который, по визуальным наблюдениям, содержал по меньшей мере большую часть твердых веществ исходного отходящего потока.

Другие испытания осуществляли с отходящим потоком испарителя, описанном выше, при его исходной концентрации (образец Е), концентрированным в 2 раза (образец F) и концентрированным приблизительно в 4 раза (образец G) от его исходной концентрации. ДИПА использовали при массовом отношении растворитель к подаче 6:1. Добавляли ионы Са++ при молярном отношении к диоксиду кремния 1:1. Смешанные образцы выдерживали при температуре 10°C в течение 15 мин перед их разделением посредством фильтрации в вакууме через фильтр с размером пор 5 мкм. Растворитель отделяли от воды посредством нагревания до температуры приблизительно 70°C. Снижение ОТВ составляло приблизительно 83% для образца Е; 85% для образца F и 88% для образца G. Вследствие повышения концентрации ОТВ в подаваемом отходящем потоке образцов E-G, концентрация ОТВ в обработанной воде росла от образца Ε до образца G, но все еще составляла менее 6 масс. % для образца G. Содержание ВРО в отходящем потоке образца G составляло 24 масс. % перед обработкой и приблизительно 9 масс. % после обработки, или снижение содержания ВРО составляло приблизительно 60%.

Дополнительные испытания с использованием отходящих потоков попутно добываемой воды при ГДПП нефтяных песков охватывали отходящий поток испарителя (образец Н) с приблизительно 13 масс. % ОТВ и приблизительно 5 масс. % ВРО; другой отходящий поток испарителя (образец I) с приблизительно 25 масс. % ОТВ и приблизительно 10 масс. % ВРО и концентрат первого отходящего потока испарителя (образец J) с приблизительно 54 масс. % ОТВ и приблизительно 22 масс. % ВРО. Образцы обрабатывали, в общем как описано выше, с использованием ДИПА при массовом отношении растворителя к подаче (отходящему потоку) 6:1 и ионов Са++ при молярном отношении к диоксиду кремния 1:1. Степень извлечения ОТВ составляло 62% для образца Н; 79% для образца I и 95% для образца J. Степень извлечения ВРО составляла 67% для образца Н; 88% для образца I и 97% для образца J. Степень извлечения диоксида кремния составляла 99,6% для образца Н, 99,7% для образца I и 99,9% для образца J.

В данном описании изобретения использованы примеры для раскрытия сущности изобретения, а также для обеспечения возможности специалисту в данной области техники осуществить на практике данное изобретение. Объем защиты изобретения определен формулой изобретения и может включать другие примеры реализации, которые могут представляться возможными для специалиста в данной области техники.

1. Способ извлечения нефти, включающий следующие стадии,

а) получение пара;

б) введение пара в формацию, содержащую нефть;

в) отведение смеси воды и нефти из формации;

г) отделение попутно добываемой воды из смеси воды и нефти;

д) обработку попутно добываемой воды с получением дистиллята и концентрата;

е) использование дистиллята для получения дополнительного количества пара для введения в формацию;

ж) смешивание растворителя и соединения или раствора, содержащего многовалентные катионы, с концентратом, и

з) после стадии ж), отделение осажденных твердых веществ, содержащих одну или более солей, от концентрата.

2. Способ по п. 1, в котором нефть представляет собой тяжелую нефть или битум.

3. Способ по п. 1, в котором стадии (а), (б) и (в) входят в состав операции гравитационного дренажа с применением пара - ГДПП или циклической паростимуляции - ЦПС.

4. Способ по п. 1, в котором стадия (д) включает обработку попутно добываемой воды в испарителе с получением соляного раствора или отходящего потока испарителя, где концентрат включает соляной раствор, отходящий поток испарителя, или дополнительное концентрирование отходящего потока испарителя.

5. Способ по п. 1, в котором растворитель включает диизопропиламин.

6. Способ по п. 1, в котором многовалентные катионы включают кальций.

7. Способ по любому из пп. 1-6, дополнительно включающий стадии извлечения растворителя из смеси с концентратом и смешивания извлеченного растворителя с дополнительным количеством концентрата.

8. Способ по п. 7, дополнительно включающий стадию удаления остатка концентрата из процесса после стадий извлечения растворителя и отделения осажденных твердых веществ.

9. Способ по п. 7, дополнительно включающий обработку органических соединений в остатке концентрата и возвращение обработанного концентрата в процесс на стадию (д) или выше по потоку.

10. Установка для обработки попутно добываемой воды, содержащая:

а) одно или более устройств термической обработки, предназначенных для обработки попутно добываемой воды и получения соляного раствора, отходящего потока или суспензии в линии рециркуляции или сброса;

б) смеситель, находящийся в сообщении с линией рециркуляции или сброса;

в) систему подачи растворителя, находящуюся в сообщении со смесителем;

г) систему подачи многовалентных катионов, находящуюся в сообщении со смесителем;

д) устройство для разделения жидкой и твердой фаз.

11. Установка по п. 10, в которой устройство для разделения жидкой и твердой фаз встроено в смеситель или расположено ниже по потоку от него.

12. Установка по п. 10, включающая два или более устройств термической обработки, соединенных последовательно.

13. Установка по п. 11, в которой устройства термической обработки включают испаритель и кристаллизатор.

14. Установка по любому из пп. 10-13, дополнительно включающая систему извлечения растворителя, расположенную ниже по потоку от смесителя.

15. Установка по п. 14, дополнительно включающая систему обработки, предназначенную для окисления или удаления органических соединений, расположенную ниже по потоку от системы извлечения растворителя.

16. Способ обработки попутно добываемой воды при извлечении тяжелой нефти, включающий следующие стадии:

а) удаление нефти из попутно добываемой воды;

б) обработку отделенной от нефти попутно добываемой воды в испарителе с получением концентрата;

в) добавление диизопропиламина и соединения или раствора, содержащего кальций, в концентрат, и

г) отделение твердых веществ от концентрата.

17. Способ по п. 16, дополнительно включающий, после стадии (в), стадию извлечения диизопропиламина из концентрата.

18. Способ по п. 17, дополнительно включающий стадию обработки концентрата для извлечения или окисления одного или более органических соединений в суспензии и возвращение обработанного концентрата на стадию (б) или выше по потоку.

19. Способ по любому из пп. 16-18, в котором концентрат имеет (а) общее содержание твердых веществ 10 масс. % или более и содержание водорастворимых органических веществ, составляющее 25% или более от общего содержания твердых веществ, или (б) содержание водорастворимых органических веществ 6 масс. % или более.



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к способу обработки и жидкости для обработки для увеличения проницаемости пластов органогенного сланца. Способ обработки включает обработку пласта органогенного сланца жидкостью для обработки.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано при разработке инновационных технологий добычи нефти и газа из обводненных скважин на месторождениях с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами углеводородов.

Изобретение относится к способам удаления растворенных газов из сырьевого потока испарителя. Способ добычи нефти из нефтяной скважины, в котором осуществляют: извлечение водонефтяной смеси из скважины; разделение водонефтяной смеси с образованием нефтепродукта и добытой воды; направление добытой воды через деаэратор; после направления добытой воды через деаэратор, направление добытой воды в испаритель и образование концентрированного рассола и пара; конденсацию пара с образованием дистиллята; направление дистиллята в парогенератор и производство пара; введение по меньшей мере части пара в нагнетательную скважину; десорбцию растворенного газа из добытой воды выше по потоку от испарителя с помощью направления пара из испарителя через деаэратор; поддержание давления пара в деаэраторе ниже атмосферного давления и перед поступлением добытой воды в деаэратор нагревание добытой воды до температуры выше температуры насыщенного пара в деаэраторе, и устанавливают давление и температуру пара в деаэраторе путем подвергания пара, направляемого из испарителя в деаэратор, падению давления в месте между испарителем и деаэратором.

Группа изобретений относиться к обработке попутно добываемой воды. Технический результат – улучшение качества обработки попутно добываемой воды, возможность повторного использования в системе извлечения тяжелой нефти.

Изобретение относится к технологиям снижения выбросов попутного нефтяного газа из нефтедобывающих скважин. Технический результат - исключение попадания попутного нефтяного газа в атмосферу.

Изобретение относится к устройству освоения и эксплуатации нефтегазовых месторождений с помощью шахтно-скважинного газотурбинно-атомного комплекса. Шахтно-скважинный газотурбинно-атомный нефтегазодобывающий комплекс (комбинат) содержит шахтные стволы для вскрытия нефтегазоносной залежи, подземные горно-подготовительные выработки выемочно-добычных скважинных блоков, добычные скважины с проводимыми в продуктивном пласте горизонтальными участками, пробуренные с дневной поверхности или из подземных горно-подготовительных выработок.

Изобретение относится к способу добычи и отделения нефти. Способ добычи нефти, в котором пропускают минерализованную исходную воду, имеющую общее содержание растворенных твердых веществ («TDS») больше, чем 5000 ч/млн, через ионный фильтр для образования обработанной воды, имеющей пониженную степень минерализации по сравнению с исходной водой, при этом часть исходной воды не проходит через ионный фильтр с образованием ретентата, имеющего повышенную степень минерализации по сравнению с исходной водой, используют по меньшей мере часть обработанной воды, имеющей пониженную степень минерализации, в качестве водной текучей среды, имеющей ионную силу не более 0,15 моль/л и общее содержание растворенных твердых веществ от 200 до 10000 ч/млн, вводимой внутрь нефтеносного пласта, добывают нефть и воду из пласта после введения водной текучей среды внутрь пласта, смешивают деэмульгатор и соляной раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ больше, чем 10000 ч/млн, с по меньшей мере частью нефти и воды, добытых из пласта, и отделяют нефть от смеси нефти, воды, деэмульгатора и солевого раствора, причем по меньшей мере часть ретентата используют в качестве по меньшей мере части указанного соляного раствора.

Группа изобретений относится к обработке воды и, в том числе, обработки попутной воды при извлечении нефти. Технический результат – повышение эффективности обработки воды.

Изобретение относится к области добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения и может быть использовано в газодобывающей и газоперерабатывающей отраслях промышленности.

Изобретение относится к композициям для извлечения нефти. Композиция для извлечения нефти содержит: димерное неионогенное поверхностно-активное вещество приведенной структурной формулы I или его региоизомер и/или тримерное неионогенное поверхностно-активное вещество приведенной формулы II и диоксид углерода.

Изобретение относится к управлению расходом и/или давлением нагнетаемой текучей среды. Техническим результатом является согласованное управление нагнетанием текучей среды.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение охвата обрабатываемого пласта тепловым воздействием, сокращение сроков прогрева обрабатываемого пласта, снижение энергетических затрат на реализацию способа, увеличение коэффициента нефтеизвлечения.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти, увеличение продолжительности эксплуатации месторождения с одновременным снижением затрат на прогрев пласта на 25%.

Изобретение относится к устройствам и способам, применяемым для нагревания формаций. Технический результат заключается в уменьшении или исключении потенциальных проблем в ходе производства, компоновки и/или монтажа изолированных проводников.

Изобретение относится к устройствам и способам, применяемым для нагревания формаций. Технический результат заключается в уменьшении или исключении потенциальных проблем в ходе производства, компоновки и/или монтажа изолированных проводников.

Изобретение относится к извлечению битума из подземных локаций. Технический результат - более низкая концентрация и более высокая термальная стабильность используемых добавок, отсутствие загрязнения почвы.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - снижение затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя к забою добывающих скважин, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – исключение непроизводительной эксплуатации и нагрева водонасыщенных зон пласта, создание локальной гидродинамической связи между скважинами и расширение ее вдоль горизонтальных стволов парных скважин, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на элементы насоса.

Изобретение относится к техническим средствам для тепловой обработки продуктивного пласта и подъема продукции из скважин со сверхвязкой нефтью и природными битумами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности технологии парогравитационного дренирования в залежи с наклоном кровли продуктивного пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину, повышение охвата паротепловым воздействием, снижение негативных последствий ухода пара вверх по структуре и ускорение достижения термогидродинамической связи.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - интенсификация отбора нефти, сокращение времени прогрева межскважинного пространства пласта, быстрое устранение прорывов теплоносителя в добывающую скважину с одновременным упрощением и удешевлением реализации способа. Способ разработки залежи битуминозной нефти термическим воздействием на пласт включает бурение нагнетательной скважины с размещением в горизонтальной плоскости термонагнетательного участка в нижней части продуктивного пласта и вертикальной добывающей скважины. Добывающую скважину располагают у забоя нагнетательной скважины на расстоянии, исключающем прорыв пара. Обсадную колонну нагнетательной скважины вскрывают от кровли продуктивного пласта до забоя. Горизонтальный ствол оснащают технологической колонной с выходом на расстоянии не менее длины горизонтального ствола от забоя и пакером, изолирующим межтрубное пространство горизонтального ствола от межтрубного пространства наклонного и вертикального участков нагнетательной скважины. Закачку пара производят через термонагнетательный участок - горизонтальный ствол нагнетательной скважины, нагнетая пар по технологической колонне. Вытеснение продукции пласта от наклонного и/или вертикального участков нагнетательной скважины производят закачкой горячей воды по межтрубному пространству. Отбор продукции осуществляют насосом из добывающей скважины. При нагреве продукции в добывающей скважине до температуры возможного прорыва пара выход технологической колонны удаляют от забоя горизонтального ствола на расстояние, исключающее прорыв пара в добывающую скважину. Причем технологическую колонну и пакер могут соединять при помощи скользящей посадки с возможностью смещения выхода технологической колонны в горизонтальном стволе добывающей скважины без извлечения пакера. По мере увеличения отбора продукции пласта из добывающей скважины отделенную попутно добываемую с продукцией воду начинают использовать в качестве горячей воды для вытеснения от наклонного и/или вертикального участков нагнетательной скважины. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.

Группа изобретений относится к обработке воды, попутно добываемой при добыче нефти. Технический результат – повышение эффективности обработки попутно добываемой воды. По способу предусматривают извлечение нефти. Для этого получают пар. Вводят пар в формацию, содержащую нефть. Отводят смесь воды и нефти из формации. Отделяют попутно добываемую воду из смеси воды и нефти. Обрабатывают попутно добываемую воду с получением дистиллята и концентрата. Используют дистиллят для получения дополнительного количества пара для введения в формацию. Смешивают растворитель и соединения или раствор, содержащие многовалентные катионы, с концентратом. Затем после смешивания вышеупомянутых веществ отделяют осажденные твердые вещества, содержащие одну или более солей, от концентрата. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 1 ил.

Наверх