Способ извлечения нефти, включающий в себя улучшенное умягчение пластовой воды

Изобретение относится к обработке пластовой воды, возникающей вследствие процесса извлечения нефти, и ее использованию для производства пара для извлечения нефти. Технический результат - усовершенствование умягчения с целью удаления жесткости. Способ извлечения нефти из нефтеносного пласта содержит: а. извлечение смеси нефть/вода из нефтеносного пласта; b. отделение нефти от смеси нефть/вода для производства нефти и пластовой воды, обладающей жесткостью; с. направление пластовой воды в установку умягчения для умягчения пластовой воды; d. направление пластовой воды из установки умягчения в испаритель, имеющий теплопередающие трубы, и испарение, по меньшей мере, части пластовой воды для формирования концентрированного рассола и пара; e. конденсацию пара для образования дистиллята; f. направление дистиллята в парогенератор и нагревание дистиллята в парогенераторе с целью производства пара; g. ввод пара, произведенного парогенератором в нагнетательную скважину. Причем стадия с содержит повышение значения рН пластовой воды в установке умягчения и умягчение пластовой воды в установке умягчения и осаждение твердых соединений из пластовой воды. Умягчение пластовой воды в установке умягчения и осаждение твердых соединений в установке умягчения содержит: I. смешивание щелочи с пластовой водой в установке умягчения; II. улучшение умягчения пластовой воды за счет направления, по меньшей мере, части концентрированного рассола, произведенного испарителем, в установку умягчения и смешивания концентрированного рассола с пластовой водой и щелочью в установке умягчения, которое способствует повышению значения pH пластовой воды в установке умягчения. Стадия d содержит протекание осажденных твердых соединений через теплопередающие трубы испарителя без значительного образования осаждения на них. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к системам и способам извлечения нефти из нефтеносных пластов, а конкретнее к способу усовершенствованного умягчения с целью удаления жесткости пластовой воды.

Уровень техники, к которому относится изобретение

Способы увеличения нефтеизвлечения (EOR) используют тепловую энергию для облегчения извлечения нефти, в частности тяжелой нефти, из нефтеносных пластов. Один конкретный способ, широко используемый в Канаде, извлечения тяжелой нефти упоминается как гравитационный дренаж с применением пара (SAGD). В способе SAGD, пар закачивается в нефтеносный пласт. Как правило, несколько тонн пара требуется на каждую тонну извлеченной нефти. В этом способе, пар нагревает нефть в нефтеносном пласте, и это снижает вязкость нефти и способствует притоку нефти в зону сбора. В этом способе, однако, пар конденсируется и смешивается с нефтью с образованием смеси нефть/вода. Смесь нефти и воды прокачивают к поверхности, и нефть отделяют от воды с помощью обычно применяемых способов, которые образуют то, что называют пластовой водой. Важно обработать пластовую воду так, чтобы ее можно было использовать повторно. В устройстве SAGD, пластовую воду обрабатывают или очищают и направляют в парогенератор или котел, который производит пар. В устройстве SAGD, например, полный цикл воды включает в себя: (1) закачивание пара в нефтеносный пласт; (2) конденсацию пара для нагрева нефти, которая приводит к смешиванию конденсированного пара с нефтью с образованием смеси нефть/вода; (3) сбор смеси нефть/вода; (4) откачку смеси нефть/вода к поверхности; (5) отделение нефти от смеси нефть/вода с образованием пластовой воды; (6) обработку пластовой воды путем удаления взвешенных и растворенных твердых веществ с образованием потока питательной воды для парогенератора или котла и (7) превращение питательной воды в пар, который закачивается в нефтеносный пласт. Пластовая вода, как правило, включает в себя значительные концентрации кальциевой жесткости, а также щелочность, особенно когда пластовую воду смешивают с подпиточным рассолом, который обладает высокой жесткостью. Присутствие кальция и щелочности в пластовой воде часто приводит к осаждению соединений карбоната кальция, образующих осаждениеосаждение. В способах, которые используют испарители, например, карбонат кальция, который образует осаждение, может быть серьезной проблемой. Это приводит к тому, что карбонат кальция осаждается с образованием осаждения на теплообменных трубках и поверхностях нагрева предварительного подогревателя, существенно снижая эффективность, и приводя к дорогостоящему и трудоемкому техническому обслуживанию. В прошлом, с образованием осаждения карбоната кальция на испарителях и технологическом оборудовании боролись выше по потоку от испарителя или технологического оборудования путем подкисления и дегазации. Этот способ приводит к уменьшению концентрации щелочности в потоке сточных вод. Тем не менее, подкисление и дегазация имеют свои недостатки. Кислотные издержки могут быть непомерно высокими, если сточная вода имеет высокую концентрацию щелочности. Кроме того, в некоторых исполнениях, когда органические вещества присутствуют в сточных водах, органика осаждается в ответ на подкисление. В других случаях, устройство ионообменного умягчения используется только для устранения жесткости. Этот способ, как правило, приводит к уменьшению концентрации кальция и магния в пластовой воде. При использовании в качестве единственного средства снижения жесткости, ионообменные устройства также имеют свои недостатки. Использование ионообменного умягчения добавляет дополнительную стоимость и образует поток жидких отходов, который часто требует обработки. Кроме того, с практической точки зрения, существует ограничение на концентрацию кальция, подлежащего обработке с помощью ионообменной смолы. Другим вариантом для работы с потоками пластовой воды, имеющими жесткость, является применение хелатирующего вещества или агента внутри испарителя или другого технологического оборудования. Этот хелатирующий агент сохраняет кальций в растворимой форме и, следовательно, предотвращает осаждение. Недостатком здесь является то, что эффективность ограничена, а хелатирующие агенты являются дорогостоящими.

Сущность изобретения

Настоящее изобретение относится к способу извлечения нефти и обработки полученной пластовой воды, имеющей жесткость. Пластовую воду умягчают путем смешивания одного или нескольких умягчающих реагентов с пластовой водой с целью повышения значения рН пластовой воды. Это приводит к тому, что соединения жесткости осаждаются из пластовой воды. Умягченная пластовая вода направляется в испаритель, который испаряет, по меньшей мере, часть пластовой воды и производит пар и концентрированный рассол. По меньшей мере, часть концентрированного рассола используется для умягчения пластовой воды выше по потоку от испарителя. То есть, по меньшей мере, часть концентрированного рассола направляется в точку выше по потоку от испарителя и смешивается с пластовой воды. Таким образом, умягчающий реагент или реагенты и концентрированный рассол объединяются, чтобы повысить значение рН пластовой воды, и заставляют соединения жесткости осаждаться из нее. В одном варианте осуществления, умягчающим реагентом является щелочь. Щелочь смешивается с пластовой воды выше по потоку от испарителя. Концентрированный рассол из испарителя возвращают в точку выше по потоку от испарителя и смешивают с пластовой водой. В одном примере, щелочь добавляется к пластовой воде в резервуаре умягчения. Концентрированный рассол возвращают обратно в резервуар умягчения, где концентрированный рассол смешивается с пластовой водой и щелочью. В другом варианте осуществления, может не быть необходимости в умягчающем реагенте или реагентах. Концентрированный рассол, возвращенный в точку выше по потоку от испарителя, может быть достаточным для повышения значения рН пластовой воды. Другие задачи и преимущества настоящего изобретения станут явными и очевидными от изучения нижеследующего описания и прилагаемых чертежей, которые лишь иллюстрируют такое изобретение.

Краткое описание чертежей

Фиг.1 представляет собой схематическую иллюстрацию настоящего изобретения, показывающую способ извлечения нефти, который приводит к образованию пластовой воды и ее обработку.

Описание типовой системы и способа

Способ, описанный здесь, представляет собой способ извлечения нефти, в частности тяжелой нефти, такой как извлекают посредством SAGD способов, из нефтяных скважин и нефтеносных пластов. Тяжелую нефть, как правило, удаляют путем закачивания пара в нефтеносные подземные пласты. Пар нагревает нефть в нефтеносном пласте и при этом конденсируется пар. Это образует смесь нефть/вода. Смесь нефть/вода качают к поверхности. Способ разделения нефти и воды проходит, когда нефть отделяется от смеси. Это оставляет то, что называется пластовой водой. Пластовая вода повторно используется для образования пара, который направляется обратно в нефтеносный пласт. Перед тем, как пластовая вода может быть повторно использована с целью образования пара, ее обрабатывают. Это происходит потому, что пластовая вода часто включает в себя взвешенные твердые частицы, растворенные твердые вещества и растворенные газы. Большинство пластовых вод имеет жесткость. Основной причиной жесткости является присутствие поливалентных ионов, таких как кальций (Са2+) и магний (Mg2+). Концентрации жесткости в пластовой воде могут варьироваться. При относительно высоких концентрациях, жесткость создает серьезные проблемы, поскольку она покрывает осаждением технологическое оборудование, такое как поверхности теплообмена в испарителях и связанных с ними предварительных подогревателях. Как обсуждалось здесь, система и способ обработки пластовой воды влечет за собой использование парогенераторов, испарителей, а также другого технологического оборудования. Способ, описанный здесь, имеет целью избежать значительного образования осаждения технологического оборудования, в частности поверхностей теплообменных трубок испарителей и подогревателей. Как обсуждается дополнительно ниже, когда жесткость в пластовой воде вызывает беспокойство, значение рН пластовой воды повышают выше по потоку от испарителя. Это заставляет соединения жесткости, такие как карбонат кальция и гидроксид магния, осаждаться из пластовой воды. Ссылаясь на Фиг.1, здесь показана система извлечения нефти и способ, который обозначают, как правило, номером 10. Смесь нефть/вода 20 собирают из нефтяной скважины 42 и качают к поверхности. Смесь нефть/вода направляют в сепаратор для разделения нефти и воды 22. Это обычно называют способом первичного разделения нефти и воды. Могут быть использованы различные традиционные системы разделения нефти и воды. Например, гравитационные или центробежные сепараторы могут быть использованы для разделения смеси нефть/вода с получением нефтепродукта и отделенной воды. Нефтепродукт может быть дополнительно обработан и продан. Отделенная вода направляется в установку обезмасливания 24, где удаляется дополнительная нефть. Различные устройства обезмасливания, такие как системы пневматической флотации, могут быть использованы. В некоторых случаях, обезмасленный полимер добавляют в воду, отделенную посредством сепаратора для разделения нефти и воды 22. Выход или вытекающий поток из установки обезмасливания 24 упоминается как пластовые воды. Это именно эта пластовая вода, которую обрабатывают и кондиционируют перед тем, как повторно использовать для получения пара. Пластовая вода из установки обезмасливания 24 направляется через предварительный подогреватель 26, где пластовая вода нагревается. Различные типы предварительных подогревателей могут быть использованы. В одном варианте осуществления, предварительный подогреватель 26 включает в себя теплообменник, через который проходит пластовая вода. Различные источники тепла могут быть использованы для подачи тепла в предварительный подогреватель 26. В одном варианте осуществления, поток дистиллята, произведенный испарителем ниже по потоку, направляется через предварительный подогреватель 12 для нагревания пластовой воды, проходящей через него. Из предварительного подогревателя 26, пластовая вода направляется в деаэратор 28, который удаляет кислород, углекислый газ и другие неконденсируемые газы из пластовой воды, проходящей через деаэратор. Следует отметить, что предварительный нагрев и деаэрация пластовой воды не являются обязательными. Ниже по потоку от деаэратора 28 находится установка умягчения 30. Пластовая вода из деаэратора 28 направляется на установку умягчения, которая обычно включает в себя один или несколько резервуаров, имеющих смесители для смешивания одного или нескольких умягчающих реагентов с пластовой водой, чтобы умягчить пластовую воду. В одном варианте осуществления, реагент умягчения является щелочью, которая, как правило, гидроксид натрия. В этом варианте осуществления, значение рН пластовой воды повышают до значения от приблизительно 10 до приблизительно 11. В других вариантах осуществления, могут быть использованы другие умягчающие реагенты. Например, установка умягчения 30 может использовать умягчение известью или кальцинированной содой. Как будет обсуждаться более подробно ниже, способ умягчения, реализованный с помощью установки умягчения 30, усиливается посредством рециркуляции части концентрированного рассола, произведенного посредством испарителя 34 ниже по потоку от установки умягчения 30. Концентрированный рассол имеет относительно высокое значение рН и смешивается с пластовой водой и умягчающим реагентом в установке умягчения 30 для повышения значения рН пластовой воды. Таким образом, следует иметь в виду, что в одном варианте осуществления, повышение значения рН пластовой воды в установке умягчения 30 осуществляют путем смешивания как умягчающего реагента, так и части концентрированного рассола с пластовой водой. Следует иметь в виду, что, когда умягчающий реагент или реагенты используются, умягчающий реагент или реагенты могут быть введены в различных точках выше по потоку от испарителя. В предпочтительном варианте осуществления, тем не менее, желательно смешивать или добавлять умягчающий реагент или реагенты с пластовой водой ниже по потоку от деаэратора 28. Как правило, повышение значения рН пластовой воды до диапазона рН от приблизительно 10 до приблизительно 11 имеет эффект снижения пределов растворимости соединений жесткости, таких как карбонат кальция и гидроксид магния. Это приводит к осаждению этих соединений жесткости из пластовой воды. Устраняя жесткость пластовой воды, накипеобразование из-за жесткости в оборудовании ниже по потоку избегают или значительно уменьшают. В частности, выдвинута гипотеза, что, используя осаждение соединений жесткости выше по потоку от технологического оборудования, осажденные соединения жесткости будут стремиться течь через технологическое оборудование, такое как теплообменные трубки испарителя 34, без существенного накипеобразования на его поверхностях. Существенное повышение значения рН пластовой воды выше по потоку от испарителя имеет и другие преимущества. Пластовая вода обычно имеет значительную концентрацию диоксида кремния или соединений на основе диоксида кремния. Это не редкость найти присутствие диоксида кремния в пластовой воде на уровне около 200 мг/л (как SiO2). Повышением значения рН пластовой воды до диапазона 10-11 решается вопрос осаждения двуокиси кремния в дополнение к осаждению осаждения. Добавление умягчающего реагента, такого как щелочь, к пластовой воде и повышение значения рН пластовой воды приводит к увеличению растворимости диоксида кремния. То есть, растворимость диоксида кремния увеличивается, по существу, с увеличением значения рН. В способе Фиг.1, значение рН пластовой воды поднимают в достаточном объеме таким образом, что диоксид кремния или соединения на основе диоксида кремния в пластовой воде остаются в растворе, когда пластовая вода проходит через испаритель 34. Следует иметь в виду, что на практике может быть некоторое количество суспендированного диоксида кремния в концентрированном рассоле, произведенном в испарителе 34. Тем не менее, в соответствие со способом, предусмотренным в настоящем документе, это было бы минимальным, поскольку большинство или в некоторых случаях большинство диоксида кремния должно оставаться в растворе и в конечном итоге уходить со сбросом испарителя. В качестве варианта, система обработки 10, показанная на Фиг.1, может включать в себя ионообменную установку ниже по потоку от установки умягчения 30. При применении, пластовая вода из установки умягчения 30 направляется на ионный обмен, такой как слабокислотный катионный обмен, который может работать в нескольких режимах. Например, при работе в натриевом режиме, ионообменная установка работает с целью устранения жесткости. Когда ионообменная установка работает в водородном режиме, она работает с целью одновременного устранения как жесткости, так и щелочности. В любом случае, в способе, описанном на Фиг. 1, если была бы необходимость использовать ионообменную установку ниже по потоку от установки умягчения 30, она бы выполняла функцию очистки по той причине, что она была бы разработана с целью устранения, по меньшей мере, части остаточной жесткости, появившейся после того, как пластовая вода была подвергнута размягчению в установке умягчения 30. Ниже по потоку от установки умягчения 30 или выше по потоку от ионообменной установки, если она применяется, находится испаритель 34. Для того чтобы разрешить вопросы, связанные с производительностью, может быть предусмотрен ряд испарителей. В любом случае, испаритель 34 вырабатывает пар и концентрированный рассол. Пар конденсируется с образованием дистиллята 34А. Концентрированный рассол собирают в отстойнике 34С и пропускают повторно через испаритель 34 с помощью насоса 304Е, который качает концентрированный рассол через линию рециркуляции рассола 34D. Часть концентрированного рассола направляется в качестве сброса испарителя через линию 34B на установку обработки сброса испарителя 44. Дистиллят испарителя 34А является, по существу, чистым. В дистилляте 34А может быть небольшое количество растворенных твердых веществ, порядка 10 мг/л или менее. В любом случае, дистиллят 34А проводят через предварительный подогреватель 26 и направляют в парогенератор 36, где дистиллят превращают в пар. Могут быть использованы различные типы парогенераторов. Например, парогенератор 36 может включать в себя обычный котел или котел пакетного типа. Кроме того, парогенератор 36 может быть прямоточным теплоутилизационным парогенератором (OTSG), который используется с сепаратором пар/вода для отделения пара от пароводяной смеси, полученной с помощью OTSG. Парогенератор 36 производит поток пара 38, который направляют из парогенератора в нагнетательную скважину 40. В изображенном варианте осуществления, нагнетательная скважина 40 находится на расстоянии от нефтяной скважины 42, которая, на самом деле, производит смесь нефть/вода 20. Обычным способом, пар, введенный в нагнетательную скважину 40, мигрирует горизонтально в область вокруг нефтяной скважины 42, когда пар входит в контакт с нефтью в нефтяной скважине или нефтеносном пласте и конденсируется с целью снижения вязкости нефти и, как правило, активации нефти на образование смеси нефть/вода 20, упомянутой выше. Испаритель 34, показанный на Фиг.1, может быть различных типов. Например, испаритель 34 может представлять собой вертикальный испаритель с падающей пленкой, испаритель с принудительной циркуляцией жидкости, горизонтальный испаритель или испаритель с поднимающейся пленкой. В случае вертикального испарителя с падающей пленкой, он же включает в себя ряд вертикальных трубок, отстойник 34С для сбора и хранения концентрированного рассола, линию рециркуляции 34D, ведущую от отстойника до верхней части испарителя, для слива рассола в верхние концы вертикальных трубок и насоса 34E, расположенного в линии рециркуляции рассола, для откачки рассола из отстойника в верхнюю часть испарителя, где рассол сливается в трубки. Когда рассол сливается в верхние концы трубок, рассол образует тонкую пленку рассола, которая падает вниз вдоль внутренних поверхностей трубок. Трубки нагреваются, приводя к испарению части рассола и образованию пара, а также в способе рассол концентрируется и попадает в отстойник 34С. Испаритель 34, в этом примере, является механическим испарителем с термокомпрессией вторичного пара (MVR). Произведенный пар получают с помощью компрессора 35 и сжимают, производя пар, который направляется к наружной стороне трубок, снова нагревая тонкую пленку рассола, падающую вниз вдоль внутренней поверхности труб. Пар конденсируется и производит дистиллят 34А, который направляют в парогенератор 36. Небольшая часть концентрированного рассола тратится, как сброс испарителя 34В. В некоторых случаях, поток сброса испарителя 34B подходит для одноразового использования путем закачивания в глубокие скважины. В других случаях, как было отмечено выше, сброс испарителя 34В направляется на установку обработки сброса испарителя. Здесь сброс испарителя может быть дополнительно сконцентрирован или подвергнут процессу кристаллизации в кристаллизаторе, который может производить вариант пониженного жидкого выброса, или даже нулевого жидкого выброса, когда сушилка (такая как двухбарабанная сушилка, например) используется после кристаллизатора. В других случаях, сброс испарителя может быть подвергнут процессу осаждения диоксида кремния с последующим процессом удаления взвешенных твердых частиц, который удаляет взвешенные твердые частицы из него. После этого, обработанный поток сброса испарителя могут быть утилизирован путем его закачивания в глубокие скважины. Как уже кратко обсуждалось выше, настоящее изобретение включает в себя улучшение умягчения. Улучшение включает в себя направление, по меньшей мере, части концентрированного рассола из испарителя 34 на установку умягчения 30. Как показано на Фиг.1, в одном варианте осуществления, насос 48 используется для направления части концентрированного рассола через линию 46 на установку умягчения 30. Здесь рассол из испарителя 34 смешивается с водой и реагентом умягчения или реагентами умягчения для повышения значения рН пластовой воды и заставляет соединения жесткости осаждаться из пластовой воды. Концентрированный рассол, произведенный испарителем 34, имеет относительно высокое значение рН за счет предварительной обработки (добавления щелочи, например) пластовой воды, которая имеет место выше по потоку от испарителя 34. Таким образом, реагент умягчения или реагенты и концентрированный рассол смешиваются для повышения значения рН пластовой воды, которое, в одном из вариантов осуществления, повышают до диапазона от приблизительно 10 до приблизительно 11. Применение, по меньшей мере, части концентрированного рассола в установке умягчения 30 улучшает общий способ умягчения. Кроме того, смешивание концентрированного рассола с пластовой воды в установке умягчения 30 уменьшает количество умягчающих реагентов, необходимых для повышения значения рН до желаемого уровня. Это особенно полезно, когда реагент умягчения является щелочью потому, что щелочное умягчение, как правило, дороже, чем некоторые другие способы умягчение, такие как умягчение известью и кальцинированной содой. Количество возвращенного в оборот концентрированного рассола будет варьироваться в зависимости от потока пластовой воды на установку умягчения 30 и других факторов. В одном варианте осуществления, концентрированный рассол, направленный на установку умягчения 30, составляет от примерно 1% до примерно 5%, по объему, от пластовой воды, направленной на установку умягчения 30. Регулирование значением рН на установке умягчения 30 может быть выполнено различными способами, как очевидно специалистам в данной области техники. Например, в случае щелочи, добавление щелочи и поток концентрированного рассола могут быть отрегулированы или установлено соотношение к подаваемому потоку на установку умягчения 30 с точными корректировками, сделанными для добавления щелочи и/или количества подачи концентрированного рассола на установку умягчения 30. В одном из вариантов осуществления, может и не быть необходимости в добавлении умягчающего реагента или реагентов в пластовую воду. В этом варианте осуществления, концентрированного рассола, возвращенного обратно в выбранную точку в процессе работы выше по потоку от испарителя, может быть достаточным для повышения значения рН пластовой воды до желаемого уровня. Как было отмечено выше, концентрированный рассол из испарителя 34 может быть введен в пластовую воду в различные точки выше по потоку от испарителя. Например, концентрированный рассол может быть введен в пластовую воду у предварительного подогревателя 26 или выше по потоку от предварительного подогревателя 26. Существует много преимуществ у способа, описанного выше. Во-первых, возвращение в оборот концентрированного рассола помогает в повышении значения рН пластовой воды на установке умягчения 30. Это означает, что требуется меньшее количество реагента умягчения, и это особенно важно в щелочном умягчении. Кроме того, возвращение в оборот концентрированного рассола на установку умягчения 30 может ускорить способ умягчения, уменьшая размер и, следовательно, стоимость резервуара умягчения или резервуаров. Настоящее изобретение может, конечно, быть проведено иными способами, чем те, которые конкретно изложены в настоящем документе, не отступая от основных характеристик изобретения. Настоящие варианты осуществления должны быть рассмотрены во всех отношениях как иллюстративные, а не ограничительные, и все изменения, подпадающие под значение и диапазон эквивалентности прилагаемой формулы изобретения, предназначены для включения в них.

1. Способ извлечения нефти из нефтеносного пласта, содержащий:

а. извлечение смеси нефть/вода из нефтеносного пласта;

b. отделение нефти от смеси нефть/вода для производства нефти и пластовой воды, обладающей жесткостью;

с. направление пластовой воды в установку умягчения для умягчения пластовой воды;

d. направление пластовой воды из установки умягчения в испаритель, имеющий теплопередающие трубы, и испарение, по меньшей мере, части пластовой воды для формирования концентрированного рассола и пара;

e. конденсацию пара для образования дистиллята;

f. направление дистиллята в парогенератор и нагревание дистиллята в парогенераторе с целью производства пара;

g. ввод пара, произведенного парогенератором в нагнетательную скважину;

причем стадия с содержит повышение значения рН пластовой воды в установке умягчения и умягчение пластовой воды в установке умягчения и осаждение твердых соединений из пластовой воды;

причем умягчение пластовой воды в установке умягчения и осаждение твердых соединений в установке умягчения содержит:

I. смешивание щелочи с пластовой водой в установке умягчения; и

II. улучшение умягчения пластовой воды за счет направления, по меньшей мере, части концентрированного рассола, произведенного испарителем, в установку умягчения и смешивания концентрированного рассола с пластовой водой и щелочью в установке умягчения, которое способствует повышению значения pH пластовой воды в установке умягчения,

причем стадия d содержит протекание осажденных твердых соединений через теплопередающие трубы испарителя без значительного образования осаждения на них.

2. Способ по п.1, в котором поток концентрированного рассола в установку умягчения составляет от примерно 1% до примерно 5% от объема потока пластовой воды в установку умягчения.

3. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя осаждение из пластовой воды в установке умягчения или из концентрированного рассола карбоната кальция, чтобы уменьшить тенденцию твердых соединений образовывать осаждение в теплопередающих трубах испарителя.



 

Похожие патенты:

Изобретение может быть использовано в нефтяной отрасли для обработки пластовой воды, применяемой для заводнения нефтяного пласта. Способ включает стадию получения пластовой воды, содержащей смесь нефть-вода, извлекаемой из нефтеносного пласта, причем пластовая вода содержит полимерные соединения, повышающие вязкость.

Группа изобретений относится к обработке воды, попутно добываемой при добыче нефти. Технический результат – повышение эффективности обработки попутно добываемой воды.

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.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для необратимой внутрипластовой молекулярной модификации глубокозалегаемых тяжелых углеводородов.

Группа изобретений относится к добыче природных битумов, тяжелых и высоковязких нефтей. Технический результат - повышение нефтеотдачи пластов, формирование высокопроницаемой внутрипластовой реторты, постоянное восстановление проницаемости околоскважинной зоны.

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано в способах разработки месторождений с карбонатными и терригенными коллекторами, содержащими, в том числе высоковязкую нефть, а также месторождений с низким газовым фактором.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к электронагревателям, применяемым для тепловой обработки насосно-компрессорных труб (НКТ) с целью ликвидации парафиновых и гидратных отложений в эксплуатационных скважинах и, в частности, для восстановления неработающих заблокированных скважин.

Изобретение относится к добыче нефтепродуктов из тяжелых нефтяных или битумных пластов подземных месторождений. Технический результат - экономически обоснованное повышение нефтеотдачи, увеличение степени извлечения битума и/или тяжелой нефти.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти или битумов. Технический результат - повышение эффективности вытеснения высоковязкой нефти в отдаленных от буровой галереи участках разрабатываемого блока путем равномерного прогрева пласта по всему интервалу нагнетательной скважины, а также ограничение прорыва пара в буровую галерею и уменьшение прогрева пород вблизи буровой галереи.

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для очистки счетчика количества жидкости, применяющегося для измерений массы и массового расхода нефти в составе нефтегазовой смеси.

Изобретение относится к модулю генерации ультра-сверхкритического рабочего агента, подаваемого в нефтесодержащие пласты для повышения их отдачи. Техническим результатом является создание высокопроизводительного модуля генерации ультра-сверхкритического рабочего агента.

Изобретение относится к термостойкому взрывчатому составу, применяемому для проведения взрывных работ, изготовления перфорационных систем и ремонта в глубоких нефтяных скважинах в условиях повышенных температур и давлений.

Изобретение относится к области нефтедобычи. Технический результат – обеспечение плавных изменений капилярно-пористой структуры пласта и текучести углеводородного сырья, использование одной скважины, облегчение доставки оборудования к месту прогрева, в части разработки эффективных способов освоения залежей горючих сланцев, с высоким выходом жидких углеводородов.

Изобретение может быть использовано при добыче нефти, газа для промышленно-бытового потребления для опреснения морской воды, а также любой соленой или пластовой воды химическими реагентами.

Изобретение относится к обработке пластовой воды, возникающей вследствие процесса извлечения нефти, и ее использованию для производства пара для извлечения нефти. Технический результат - усовершенствование умягчения с целью удаления жесткости. Способ извлечения нефти из нефтеносного пласта содержит: а. извлечение смеси нефтьвода из нефтеносного пласта; b. отделение нефти от смеси нефтьвода для производства нефти и пластовой воды, обладающей жесткостью; с. направление пластовой воды в установку умягчения для умягчения пластовой воды; d. направление пластовой воды из установки умягчения в испаритель, имеющий теплопередающие трубы, и испарение, по меньшей мере, части пластовой воды для формирования концентрированного рассола и пара; e. конденсацию пара для образования дистиллята; f. направление дистиллята в парогенератор и нагревание дистиллята в парогенераторе с целью производства пара; g. ввод пара, произведенного парогенератором в нагнетательную скважину. Причем стадия с содержит повышение значения рН пластовой воды в установке умягчения и умягчение пластовой воды в установке умягчения и осаждение твердых соединений из пластовой воды. Умягчение пластовой воды в установке умягчения и осаждение твердых соединений в установке умягчения содержит: I. смешивание щелочи с пластовой водой в установке умягчения; II. улучшение умягчения пластовой воды за счет направления, по меньшей мере, части концентрированного рассола, произведенного испарителем, в установку умягчения и смешивания концентрированного рассола с пластовой водой и щелочью в установке умягчения, которое способствует повышению значения pH пластовой воды в установке умягчения. Стадия d содержит протекание осажденных твердых соединений через теплопередающие трубы испарителя без значительного образования осаждения на них. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Наверх