Способ извлечения тяжелой нефти с использованием одной или более мембраны



Способ извлечения тяжелой нефти с использованием одной или более мембраны
Способ извлечения тяжелой нефти с использованием одной или более мембраны
Способ извлечения тяжелой нефти с использованием одной или более мембраны
Способ извлечения тяжелой нефти с использованием одной или более мембраны
Способ извлечения тяжелой нефти с использованием одной или более мембраны
Способ извлечения тяжелой нефти с использованием одной или более мембраны
Способ извлечения тяжелой нефти с использованием одной или более мембраны

 

B01D1/28 - Разделение (разделение твердых частиц мокрыми способами B03B,B03D; с помощью пневматических отсадочных машин или концентрационных столов B03B, другими сухими способами B07; магнитное или электростатическое отделение твердых материалов от твердых материалов или от текучей среды, разделение с помощью электрического поля, образованного высоким напряжением B03C; центрифуги, циклоны B04; прессы как таковые для выжимания жидкостей из веществ B30B 9/02; обработка воды C02F, например умягчение ионообменом C02F 1/42; расположение или установка фильтров в устройствах для кондиционирования, увлажнения воздуха, вентиляции F24F 13/28)

Владельцы патента RU 2472924:

ЭйчПиДи, ЭлЭлСи (US)

Группа изобретений относится к способу извлечения тяжелой нефти. В способе извлечения нефти используется одна или более мембраны для удаления оксида кремния и/или нефти из попутной воды. Один из вариантов способа заключается в извлечении водонефтяной смеси из скважины. Отделяют нефть от водонефтяной смеси с получением нефтепродукта и попутной воды, содержащей растворенный в ней оксид кремния. Смешивают с попутной водой кристаллизующий реагент с получением в попутной воде кристаллов и осаждают растворенный оксид кремния. Направляют попутную воду, содержащую осажденный оксид кремния, на керамическую мембрану. Фильтруют попутную воду при помощи керамической мембраны и получают поток фильтрата. Направляют поток фильтрата в парогенератор и получают пар. Закачивают пар в нагнетательную скважину, инициируя образование водонефтяной смеси. Техническим результатом является повышение эффективности очистки попутной воды и нефтеотдачи. 4 н. и 33 з.п. ф-лы, 7 ил.

 

Перекрестная ссылка на родственные заявки

Приоритетной по отношению к настоящей заявке по 35 U.S.C. §119(е) является предварительная заявка на патент США № 60/968182, поданная 27 августа 2007 г. Эта заявка во всей своей полноте включается в настоящий документ путем ссылки.

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к способу извлечения тяжелой нефти, более конкретно, к способу извлечения нефти, в котором для удаления оксида кремния и остаточной нефти из попутной воды перед процессами обработки воды и производства пара используется мембранный процесс.

Уровень техники

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.

Способы повышения нефтеотдачи (ЕОR) включают термические процессы, направленные на увеличение извлечения тяжелых нефтей из подземных пластов. Одним из широко применяемых способов ЕОR 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, образуя водонефтяную смесь. Смесь нефти и воды выкачивают на поверхность. Нефть отделяют от воды обычными способами, в которых применяются традиционные приемы извлечения нефти, и образуется попутная вода.

По экономическим и экологическим причинам желательно рециркулировать попутную воду. Это осуществляют путем обработки попутной воды с получением питающей воды и направления обработанной питающей воды в парогенератор или бойлер с получением пара. Полный оборот технологической воды включает следующие стадии:

- закачивание пара в нефтеносный пласт,

- конденсация пара с нагреванием нефти, вследствие чего сконденсировавшийся пар смешивается с нефтью с образованием водонефтяной смеси,

- накопление водонефтяной смеси в скважине,

- выкачивание водонефтяной смеси на поверхность,

- отделение нефти от водонефтяной смеси с получением попутной воды,

- обработка попутной воды с получением питающей воды для парогенераторной установки, и

- превращение питающей воды в пар с паросодержанием приблизительно от 70% до 100% для закачивания в нефтеносный пласт.

Парогенераторная установка может иметь различные формы, которые, как правило, включают либо прямоточные парогенераторы (OTSG), либо бойлеры различных типов. Однако обработка попутной воды с образованием относительно чистой питающей воды, пригодной для производства пара, представляет сложности. В частности, обработка попутной воды с целью замедления или предотвращения образования твердых отложений оксида кремния в очистном оборудовании, таком как испарители, и в парогенераторной установке является сложной.

Для решения проблемы образования отложений оксида кремния предложены различные подходы. Известно, что химическая обработка воды с целью осаждения оксида кремния приводит к уменьшению концентрации оксида кремния до уровня, который отвечает условиям производства пара с использованием прямоточных парогенераторов (OTSG). Этот процесс, как правило, называют тепловым известкованием с последующей обработкой методом ионообмена. Выпавший в осадок оксид кремния представляет собой очень мелкие кристаллы размером обычно лишь несколько микрон. Эти мелкие кристаллы оксида кремния трудно рентабельно удалить при помощи традиционных устройств механического разделения, таких как набивные фильтры, центрифуги, гидроциклоны и устройства гравитационного осаждения. Другой способ представляет собой улавливание осадка оксида кремния пульпой гидроксида магния и/или карбоната кальция, которую создают путем добавления извести, оксида магния и кальцинированной соды. Этому процессу, однако, свойственен недостаток, заключающийся в потреблении большого количества химикатов и образовании большого количества отходов пульпы. Используемые в данном способе устройства гравитационного осаждения чувствительны к изменению химизма сырья и легко теряют стабильность работы, создавая проблемы для расположенного далее технологического оборудования.

Также известно о химической обработке попутной воды с последующим проведением выпаривания химически обработанной попутной воды, в результате чего образуется дистиллят, представляющий собой питающую воду для OTSG или бойлера. В частности, известно об использовании для получения такого дистиллята испарителя и механического компрессора пара. В соответствии с этим подходом рН попутной воды, подаваемой в испаритель, увеличивают, чтобы обеспечить растворимость оксида кремния. Благодаря этому предотвращается образование твердых отложений на основе оксида кремния на теплопередающих поверхностях испарителя. Однако этому подходу также свойственны недостатки. Добавление щелочи с целью увеличения рН сопряжено с существенными эксплуатационными расходами. Испарители с механической компрессией пара обычно позволяют извлечь из подвергнутой нефтеотделению попутной воды приблизительно 95% воды. Оставшиеся 5% составляют концентрированный поток, который трудно поддается обработке. Его рН обычно выше 12, что делает этот концентрированный поток чрезвычайно опасным. Любая попытка нейтрализовать этот поток вызывает осаждение твердого оксида кремния, который очень трудно отделить от водного раствора. Также известен процесс нейтрализации, в ходе которого выделяются опасные газы, такие как сероводород. Следовательно, этим системам свойственна дорогостоящая эксплуатация и большие затраты на техническое обслуживание.

Сущность изобретения

Настоящее изобретение относится к способу извлечения нефти, в котором используется одна или более мембрана с целью удаления оксида кремния и/или нефти из попутной воды. В одном из вариантов осуществления данный способ включает отделение нефти от попутной воды и осаждение оксида кремния на кристаллах. Попутную воду с осажденным оксидом кремния направляют на мембрану, такую как керамическая мембрана, посредством которой осажденный оксид кремния удаляют из попутной воды. В некоторых случаях может присутствовать остаточная нефть, которая может быть удалена при помощи мембраны.

В одном конкретном варианте осуществления изобретения попутную воду направляют на мембрану, на которой образуется фильтрат, который, в свою очередь, направляют в испаритель. В испарителе образуется дистиллят, который составляет питающую воду бойлера, которую, в свою очередь, направляют в бойлер, вырабатывающий пар для закачивания в нефтеносный пласт.

Другой вариант осуществления настоящего изобретения включает установку обратного осмоса, расположенную между мембраной и испарителем. В установке обратного осмоса из фильтрата, полученного на мембране, образуется высококачественный фильтрат, составляющий питающую воду бойлера. Хвостовые потоки из установки обратного осмоса составляют исходный материал для испарителя. В испарителе образуется дистиллят, составляющий питающую воду бойлера. Фильтрат из установки обратного осмоса подают в бойлер, а хвостовые потоки из установки обратного осмоса испаряют с получением дистиллята, также подаваемого в бойлер.

В настоящее изобретение также входит вариант осуществления, включающий керамическую мембрану, используемую в сочетании с прямоточным парогенератором для выработки пара из попутной воды. Фильтрат керамической мембраны подают в ионообменную установку, поток, выходящий из ионообменной установки, составляет питающую воду для прямоточного парогенератора. Пар из прямоточного парогенератора подвергают туманоулавливанию с целью получения высококачественного пара для закачивания.

В одном из вариантов осуществления настоящее изобретение включает использование процесса испарения. Концентрат из испарителя с рН приблизительно 10,5 или выше нейтрализуют кислотой до рН приблизительно 9 или ниже. Процесс нейтрализации вызывает осаждение оксида кремния. Нейтрализованный концентрат составляет исходный материал для керамической мембраны, где продолжается удаление оксида кремния и остаточной нефти из концентрата испарителя, что облегчает обращение с этим концентратом при окончательном удалении отходов. В данном варианте осуществления изобретения фильтрат керамической мембраны может быть направлен во второй испаритель и/или в установку обратного осмоса с целью дальнейшей очистки перед подачей в бойлер.

Другие цели и преимущества настоящего изобретения станут ясны и очевидны при изучении нижеследующего описания и прилагаемых чертежей, которые лишь поясняют настоящее изобретение.

Краткое описание чертежей

Фиг.1 представляет собой схему, поясняющую основные стадии способа извлечения тяжелой нефти.

Фиг.2 представляет собой схему, отражающую способ извлечения тяжелой нефти, в котором для удаления оксида кремния из попутной воды перед стадией испарения используется керамическая мембрана.

Фиг.3 представляет собой схему способа извлечения тяжелой нефти с использованием обратного осмоса и испарения и керамической мембраны для выработки питающей воды для бойлера.

Фиг.4 представляет собой схему способа извлечения тяжелой нефти с использованием ионообменного разделения и керамической мембраны для выработки питающей воды для прямоточного парогенератора.

Фиг.5 представляет собой схему способа извлечения тяжелой нефти с использованием, по меньшей мере, двух испарителей, установленных последовательно после керамической мембраны по ходу потока.

Фиг.6 представляет собой схему, подобную показанной на фиг.5, но поясняющую альтернативный процесс или способ.

Фиг.7 представляет собой схему способа извлечения тяжелой нефти с использованием процесса кристаллизации и керамической мембраны для фильтрования концентрированного солевого раствора, образующегося в испарителе.

Способ извлечения тяжелой нефти

Настоящее изобретение охватывает способ, предназначенный для использования при извлечении тяжелой нефти с целью очистки попутной воды, направляемой на выработку пара. Извлечение тяжелой нефти, как правило, осуществляют путем закачивания пара в нефтеносные пласты с тяжелой нефтью. Пар нагревает нефть и, вследствие этого, конденсируется. Образующуюся водонефтяную смесь 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.

Попутная вода содержит растворенные органические ионы, растворенные органические кислоты и другие растворенные органические соединения, взвешенные неорганические и органические твердые вещества и растворенные газы. Обычно общее количество взвешенных твердых веществ в попутной воде составляет менее примерно 1000 частей на миллион. Помимо взвешенных твердых веществ, попутная вода после извлечения тяжелой нефти содержит растворенные органические и неорганические твердые вещества в различных соотношениях. Растворенные и взвешенные твердые вещества, в частности, соединения на основе оксида кремния, содержащиеся в попутной воде, потенциально могут засорять очистное и парогенераторное оборудование посредством образования твердых отложений. Следовательно, после отделения нефти от воды желательно осуществлять дополнительную обработку попутной воды с целью удаления из нее взвешенных соединений на основе оксида кремния. Далее в настоящем документе термин «оксид кремния» используется в общем смысле и означает соединения на основе оксида кремния.

Для предотвращения образования твердых отложений оксида кремния и/или засорения очистного и парогенераторного оборудования настоящим изобретением предусматривается, что попутная вода проходит обработку с использованием керамической мембраны с целью, по существу, удаления оксида кремния из попутной воды. Попутную воду, из которой удален оксид кремния, дополнительно очищают при помощи любого из множества способов очистки, включая обратный осмос, испарение и ионообменную обработку, перед тем как направить ее в парогенераторное оборудование. Парогенераторное оборудование может включать, по меньшей мере, бойлеры и прямоточные парогенераторы.

В настоящем документе описаны процессы извлечения нефти с использованием мембран, в частности керамических мембран. При помощи одной или более мембраны из потока отходов может быть удален ряд загрязняющих веществ. В процессах извлечения нефти, например, загрязняющими веществами, которые могут быть эффективным образом удалены при помощи мембран, в частности керамических мембран, являются оксид кремния и остаточная нефть. Для предотвращения образования твердых отложений оксида кремния в очистном и парогенераторном оборудовании описываемые в настоящем документе способы предусматривают обработку попутной воды при помощи керамических мембран с целью, по существу, удаления оксида кремния из попутной воды или из других потоков, таких как поток концентрированного солевого раствора, которые могут образовываться в процессе обработки потока попутной воды. В случае попутной воды, после удаления оксида кремния, попутная вода или другой образовавшийся поток может быть очищена при помощи любого из разнообразных способов очистки, в том числе обратного осмоса, испарения, ионообменной обработки, после чего прошедший обработку поток может быть направлен в парогенераторное оборудование. Парогенераторное оборудование может включать бойлеры, прямоточные парогенераторы и т.д.

Способ настоящего изобретения в целом схематически поясняется фигурой 1, на которой принципиальная схема обозначена цифрой 100. Водонефтяную смесь 70 направляют на разделение, в ходе которого происходит эффективное отделение воды от нефти. Эту стадию обычно называют первичным разделением и осуществляют при помощи различных традиционных способов, таких как гравитационное разделение или разделение центрифугированием. Отделенную воду в некоторых случаях подвергают доочистке от нефти, в ходе которой из воды удаляют еще некоторое количество нефти. Воду, полученную в процессе разделения водонефтяной смеси, называют попутной водой. Попутная вода содержит остаточные количества взвешенных твердых веществ, содержащих оксид кремния, нефтяную эмульсию и растворенные твердые вещества. Попутную воду по линии 20 направляют на керамическую мембрану с целью удаления оксида кремния. Следует отметить, что оксид кремния и остаточную нефть можно удалить одновременно или в несколько приемов при помощи множества керамических мембран. На керамической мембране образуется поток фильтрата 30 и хвостовой поток 60А. Фильтрат керамической мембраны направляют на дальнейшую очистку, такую как процесс испарения. Хвостовой поток 60А после керамической мембраны направляют в линию отходов 60. В ходе дальнейшей очистки происходит очистка фильтрата и образование потока 40 очищенной воды и потока 60В хвостовых потоков или отходов. Очищенную воду направляют на выработку пара, хвостовые потоки процесса очистки направляют в линию 60 отходов. В ходе выработки пара полученный пар закачивают в нефтеносный пласт, где образуется водонефтяная смесь, которую собирают и выкачивают на поверхность, где от нее отделяют нефть.

На фигурах 2-4 показаны различные способы извлечения тяжелой нефти, в которых керамические мембраны использованы для удаления из попутной воды загрязняющих веществ, таких как оксид кремния и нефть. В различных изображенных способах попутную воду, до того как она поступает на керамическую мембрану, подвергают кристаллизации с целью преобразования растворимого оксида кремния в нерастворимый оксид кремния. Как правило, к попутной воде добавляют кристаллообразующее соединение, такое как оксид магния. Кристаллообразующее соединение образует в попутной воде кристаллы, которые адсорбируют оксид кремния, приводя к выведению или вытягиванию оксида кремния из раствора и его адсорбции на образовавшихся кристаллах. Возможно добавление различных кристаллообразующих материалов. В некоторых случаях магний может быть добавлен в форме оксида магния или хлорида магния. В любом случае соединения магния образуют кристаллы гидроксида магния, которые выполняют функцию поглощения оксида кремния из попутной воды, приводя к преобразованию оксида кремния из растворимой формы в нерастворимую. Следует отметить, что, в случае магния, в попутной воде концентрация магния обычно недостаточна для образования значительного количества кристаллов гидроксида магния. Так, в случае использования магния для образования кристаллов, как правило, нужно добавлять магний в попутную воду. Для удаления оксида кремния посредством осаждения или адсорбции к попутной воде также могут быть примешаны другие реагенты или соединения. Например, с попутной водой могут быть смешаны хлорид трехвалентного железа, оксид алюминия, сульфат алюминия, оксид кальция или алюминиевые квасцы. В некоторых случаях растворенный оксид кремния и попутная вода могут быть удалены из раствора путем смешивания с попутной водой соединений, которые обладают поверхностно-активными свойствами. Благодаря поверхностно-активным свойствам оксид кремния может быть выведен из раствора. Примерами таких соединений являются оксиды алюминия, кремния и титана.

рН попутной воды следует поддерживать равным от 9,5 до 11,2, предпочтительно от 10,0 до 10,8, с целью оптимизации осаждения оксида кремния. Для получения надлежащей величины рН может быть добавлено некоторое количество щелочи в форме гидроксида натрия или карбоната натрия. Что касается длительности процесса кристаллизации, нужен лишь такой период времени, который достаточен для предотвращения образования твердых отложений на расположенной далее по технологической линии керамической мембране или мембранах. Это время не обязательно должно быть настолько большим, чтобы вызывать рост крупных кристаллов оксида кремния.

Является эффективным, если в ходе кристаллизации образуется суспензия кристаллов в попутной воде. В случае кристаллов гидроксида магния, эти кристаллы адсорбируют и выводят оксид кремния из раствора, эффективно осаждая оксид кремния. Попутную воду с осажденными кристаллами оксида кремния, а также нерастворенным оксидом кремния, который присутствует в необработанной попутной воде, направляют на керамическую мембрану. На керамической мембране образуется хвостовой поток, содержащий нерастворенный оксид кремния. Фильтрат, образующийся на керамической мембране, направляют далее по технологической линии на дальнейшую очистку или на стадию выработки пара. Часть хвостового потока после керамической мембраны может быть рециркулирована на керамическую мембрану. Как правило, примерно 1-10% воды подаваемого потока проходит через керамическую мембрану как фильтрат. При относительно большом коэффициенте рециркуляции поддерживается относительно высокая скорость поперечного потока через керамическую мембрану, что замедляет засорение. Рециркуляцию хвостового потока продолжают до тех пор, пока концентрация взвешенных твердых веществ в хвостовом потоке не достигнет приблизительно 1-3 вес.%. Когда такое значение концентрации твердых веществ в хвостовом потоке достигнуто, некоторая часть хвостового потока может быть отобрана и направлена, например, на водоотделение. Вода процесса водоотделения может быть возвращена и смешана с попутной водой для продолжения обработки.

Считается, что фильтрат керамической мембраны, как правило, характеризуется концентрацией оксида кремния в диапазоне 10-50 частей на миллион и рН от 9,5 до 11,2.

Теперь обратимся к конкретному варианту осуществления настоящего изобретения, поясняемому фигурой 2; он отличается тем, что процесс очистки включает испарение, для осуществления которого фильтрат керамической мембраны направляют на дальнейшую обработку. Процесс испарения может быть реализован с использованием любого из разнообразных испарителей, в том числе, помимо прочего, испарителя с падающей пленкой, испарителя с принудительной циркуляцией, многокорпусного испарителя и испарителя с механической рекомпрессией пара. В результате испарения образуется поток 40 дистиллята и поток 60В отходов. В зависимости от используемого процесса испарения, в испаритель может быть встроена петля рециркуляции концентрированного солевого раствора (не показана). Поток 40 дистиллированной воды направляют в бойлер с целью получения потока 50 пара, закачиваемого в нефтеносный пласт.

До поступления попутной воды на испарение эту попутную воду подвергают процессу кристаллизации, как описано выше, и обработке на керамической мембране или мембранах, как правило, предусмотренной между процессами кристаллизации и испарения. Отметим на фиг. 2 процесс, в ходе которого на керамической мембране образуется хвостовой поток 24, рециркулируемый для дополнительной обработки на этой керамической мембране. Хвостовой поток 24 разделяют на части 24А и 24В. Отметим, что с частью 24А хвостовые потоки возвращаются на керамическую мембрану. То есть, с частью 24А хвостовые потоки возвращаются на керамическую мембрану или в точку до керамической мембраны и после зоны кристаллизации по ходу технологического потока. С частью 24В хвостовые потоки возвращаются в зону кристаллизации. Этот возврат может осуществляться непосредственно в зону кристаллизации или в точку до зоны кристаллизации по ходу технологического потока, предпочтительно после установки разделения водонефтяной смеси. После того как концентрация твердых веществ в хвостовом потоке 24 достигла заданного уровня, части хвостового потока направляют в поток отходов 28, который поступает на водоотделение. В ходе водоотделения образуется поток 60 концентрированных отходов и менее концентрированный поток 29, который рециркулируют в точку технологического потока до процесса кристаллизации. Как описано выше, процесс кристаллизации в сочетании с использованием керамической мембраны или мембран позволяет эффективно удалять растворимый и нерастворимый оксид кремния и в некоторых случаях остаточную нефть из попутной воды, до того как попутная вода поступает на испарение. Это в большинстве случаев замедляет засорение теплопередающих поверхностей испарителей, используемых в процессе испарения.

Фиг.3 поясняет другой вариант осуществления способа извлечения тяжелой нефти. Этот способ подобен изображенному на фиг.2 с тем исключением, что процесс испарения, показанный на фиг.2, заменен процессом обратного осмоса, который осуществляют между обработкой на керамической мембране и в бойлере, а процесс испарения осуществляют между процессом обратного осмоса и обработкой в бойлере. В способе, показанном на фиг.3, поток 30 фильтрата керамической мембраны направляют на обратный осмос. В ходе процесса обратного осмоса образуется поток 40 фильтрата, который направляют в бойлер, а также хвостовой поток 34. Хвостовой поток 34 процесса обратного осмоса направляют в испаритель, где образуется поток 36 дистиллята. Дистиллят из потока 36 дистиллята направляют в бойлер. В ходе испарения образуется поток 60В отходов или сброса, который направляют в поток 60 отходов.

В способе, поясняемом фиг.3, также имеют место основные процессы, описанные выше в отношении кристаллизации и обработки на керамической мембране или мембранах. Попросту говоря, процесс кристаллизации в сочетании с обработкой на керамической мембране или мембранах ведет к удалению значительного количества растворимого и нерастворимого оксида кремния и в некоторых случаях остаточной нефти из попутной воды, до того как попутная вода поступает на обратный осмос и испарение.

Другой вариант осуществления изобретения, как показано на фиг.4, включает ионообменную обработку, являющуюся частью процесса очистки. Фильтрат 40 керамической мембраны направляют на ионообменную обработку, в ходе которой образуется фильтрат 32 ионообменной обработки и хвостовой поток 34 ионообменной обработки. Фильтрат 32 ионообменной обработки подвергают дезаэрации для удаления растворенных газов. Хвостовой поток 34 ионообменной обработки возвращают в поток 20 попутной воды. Дезаэрированный фильтрат ионообменной обработки составляет поток 40 очищенной воды, который направляют в прямоточный парогенератор (OTSG) для получения потока 42 пароводяной смеси. Поток 42 пароводяной смеси направляют на пароотделение, в ходе которого от пара отделяют жидкости и получают поток 44 жидкости и поток 50 пара. Поток 44 жидкости возвращают в поток 20 попутной воды, тогда как поток 50 пара закачивают в нефтеносный пласт.

На фиг.5 показан альтернативный способ очистки попутной воды в ходе извлечения тяжелой нефти. В способе, поясняемом фиг.5, предусматривается наличие двух испарителей 110, 112, как правило, расположенных между стадией кристаллизации и бойлером или парогенератором. Каждый из испарителей 110, 112 включает линию 114, 116 рециркуляции солевого раствора. Кроме того, испарители 110, 112 включают сливные линии 118, 120 для дистиллята. Предусматривается, что в каждом из испарителей 110, 112 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 питающей линией 40 парогенератора, по которой, в свою очередь, дистиллят, образовавшийся в испарителях 110, 112, направляется в парогенератор.

Способ, поясняемый фигурой 5, включает две керамические мембраны 130, 132. Керамическая мембрана 130 расположена между испарителями 110 и 112, тогда как мембрана 132 расположена после испарителя 112 по ходу потока. Питающая линия 122 для солевого раствора проходит от линии 114 циркуляции солевого раствора до керамической мембраны 130. Питающая 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 точку до испарителя 110 по технологическому потоку. Как видно на фиг.5, 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. Хвостовые потоки из линии 140 разделяют на линии 140А и 140В. По линии 140А хвостовые потоки возвращают назад по ходу потока в испаритель 110. То есть, по линии 140А хвостовые потоки возвращаются в испаритель 110 или в точку до испарителя и после зоны кристаллизации по ходу технологического потока. По линии 140В хвостовые потоки возвращают в зону кристаллизации. Этот возврат может осуществляться непосредственно в зону кристаллизации или в точку до зоны кристаллизации по ходу технологического потока, предпочтительно после установки разделения водонефтяной смеси. После того как концентрация твердых веществ в хвостовом потоке 140 достигла заданного уровня, части хвостового потока направляют в поток отходов 28, который поступает на водоотделение. В ходе водоотделения образуется поток 60 концентрированных отходов и менее концентрированный поток 29, который рециркулируют в точку технологического потока до процесса кристаллизации. Хвостовой поток керамической мембраны 132 может быть возвращен или рециркулирован по линии 142 или линии 140.

На фиг.6 показан способ, подобный описанному выше и поясняемому фигурой 5. Однако в варианте осуществления изобретения, показанном на фиг.6, предусматривается только одна керамическая мембрана 130, которая расположена после двух испарителей 110, 112 по ходу технологического потока. В этом случае хвостовой поток керамической мембраны 130 рециркулируют по линии 140 в испаритель 110 или в точку до испарителя 110 по ходу технологического потока. Кроме того, некоторая часть хвостового потока может быть рециркулирована в зону кристаллизации или в точку до зоны кристаллизации по ходу технологического потока по линии 140В.

На фиг.7 представлен альтернативный способ 200 удаления оксида кремния, нефти и других растворенных и взвешенных твердых веществ в процессе извлечения нефти. В этом примере осуществления способа исходный поток поступает в испаритель 202 по линии 204. По линии 204 попутная вода из сепараторов водонефтяной смеси, в том числе обычного нефтеотделения, направляется в испаритель 202. В испарителе 202 образуется пар и концентрированный солевой раствор. Концентрированный солевой раствор рециркулируют по линии 206 через испаритель. В испарителе 202 образуется пар, который конденсируется с образованием дистиллята, о котором идет речь выше, этот дистиллят направляют по линии 208 в парогенератор, вырабатывающий пар для закачивания в нефтеносный пласт. Для удаления растворенного оксида кремния, остаточной нефти и других загрязняющих примесей, по меньшей мере, часть солевого раствора, циркулирующего в линии 206 рециркуляции солевого раствора, подвергают обработке. В этом случае предусматривается линия 210 обработки солевого раствора, соединенная коммуникационной линией с линией 206 рециркуляции солевого раствора. В линии 210 обработки солевого раствора предусматривается наличие кристаллизатора 212 и керамической мембраны 214, расположенной после кристаллизатора. Определенное количество солевого раствора, циркулирующего в линии 206, выпускают и направляют в линию 210 обработки солевого раствора. Этот солевой раствор подвергают осаждению и кристаллизации в кристаллизаторе 212. В одном из примеров в солевой раствор добавляют кристаллизующий реагент, такой как оксид магния или хлорид магния, и смешивают его с солевым раствором при помощи мешалки, имеющейся в кристаллизаторе. Кроме того, на этой стадии возможно регулирование рН путем добавления щелочи, такой как гидроксид натрия. В любом случае оксид магния или хлорид магния при смешивании с солевым раствором образует гидроксид магния. Гидроксид магния и оксид кремния совместно осаждаются в кристаллизаторе 212. Концентрированный солевой раствор, содержащий осажденный оксид кремния, затем направляют далее по технологическому потоку на керамическую мембрану 214. На керамической мембране 214 образуется поток фильтрата, который направляют далее по технологическому потоку от керамической мембраны 214 по линии 210 и добавляют в концентрированный солевой раствор, где он смешивается или соединяется с концентрированным солевым раствором для дальнейшей рециркуляции через испаритель 202. На керамической мембране 214 также образуется хвостовой поток, который направляют в хвостовую линию 216. Хвостовой поток может быть слит в отходы, возвращен на керамическую мембрану 214 или возвращен в кристаллизатор 212. В некоторых случаях может оказаться желательным увеличить концентрацию взвешенных твердых веществ в солевом растворе, который поступает в кристаллизатор 212. Это может быть осуществлено путем выборочного регулирования количества хвостовых потоков, подаваемых в линию 216В. В некоторых случаях может оказаться желательным поддерживать концентрацию взвешенных твердых веществ в солевом растворе, который поступает в кристаллизатор 212, на уровне 10000 мг/л или выше. В других случаях может оказаться желательным поддерживать даже более высокую концентрацию взвешенных твердых веществ, порядка от 20000 до 30000 мг/л. Кроме того, поскольку хвостовой поток, отводимый с керамической мембраны 214, включает несколько частей 216А, 216В и 216С, часть хвостовых потоков также может быть возвращена на керамическую мембрану или слита в отходы по линии 216С. Также может оказаться желательным направить в отходы часть концентрированного солевого раствора, которая составляет часть потока фильтрата, образующегося на керамической мембране 214. Это осуществляют посредством линии 218, которая идет от линии 210 обработки солевого раствора в линию отходов.

В настоящем изобретении для, по существу, удаления оксида кремния из попутной воды используется керамическая мембрана как часть процесса очистки воды, в результате которого образуется пар для закачивания в нефтеносные пласты. В описанных вариантах осуществления изобретения керамическая мембрана применяется раньше других процессов очистки по ходу технологического потока. Отмечается, однако, что очистка посредством керамической мембраны может быть применена в таком процессе в целом где-либо еще с целью удаления нефти и других нежелательных загрязняющих примесей из воды.

В приведенном выше описании упоминается бойлер и OTSG. Отмечается, что для выработки пара, предназначенного для закачивания в нефтеносный пласт, могут быть применены различные системы и процессы. Например, упоминается предварительная заявка на патент № 60/890889, поданная 21 февраля 2007 г., содержание которой прямо включается в настоящий документ путем ссылки.

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. Такие керамические мембраны, применимые в описываемых в настоящем документе способах, могут относиться к различным типам. В некоторых случаях керамическая мембрана может относиться к типу, для которого характерно образование и потока фильтрата, и хвостового потока. С другой стороны, керамические мембраны могут относиться к тупиковому типу, для которого характерно образование только потока фильтрата, а концентрат, время от времени, промывают обратным потоком или иным образом удаляют с мембраны.

Структура и материалы керамических мембран, а также характеристики потока через керамические мембраны различны. Когда керамические мембраны используют для очистки попутной воды, эти керамические мембраны проектируют так, чтобы они выдерживали относительно высокие температуры, так как часто попутная вода, подвергаемая фильтрации на керамических мембранах, имеет температуру приблизительно 90°С или выше.

Обычно керамические мембраны обладают асимметричной структурой, образованной, по меньшей мере, двумя, чаще всего тремя слоями с различной пористостью. Действительно, перед нанесением активного, микропористого верхнего слоя формируют промежуточный слой с размером пор меньше, чем в слое подложки, и больше, чем в слое микрофильтрационного разделения. Макропористая подложка обеспечивает механическую прочность фильтра.

Из керамических мембран часто образуют асимметричный многоканальный элемент. Такие элементы группируют в корпусе, полученные мембранные модули могут выдерживать высокие температуры, крайнюю степень кислотности или щелочности и высокое рабочее давление, что делает их пригодными для множества вариантов использования там, где полимерные и другие неорганические мембраны не могут быть использованы. Существуют мембраны с разным размером пор, отвечающие конкретным требованиям, предъявляемым к фильтрации, и охватывающие диапазоны микрофильтрации, ультрафильтрации и нанофильтрации от 1 микрона до 250 Дальтон MWCO (молекулярновесовая граница пропускания фильтра).

В настоящее время керамические мембраны охватывают широкую гамму материалов (от альфа-алюминия до циркона). Самые распространенные мембраны изготавливают из оксидов Al, Si, Ti или Zr, при этом оксиды Ti и Zr более устойчивы, чем оксиды Al и Si. В некоторых более редких случаях в качестве основных элементов используют Sn или Hf. Каждый из оксидов в растворе имеет отличающийся поверхностный заряд. Другие мембраны могут быть образованы из смешанных оксидов каких-либо двух из упомянутых элементов или некоторых дополнительных соединений, присутствующих в незначительной концентрации. Также имеются полимерные покрытия для керамических мембран, снижающие засорение.

Обычно керамические мембраны эксплуатируют в режиме фильтрации в перекрестном потоке. Преимуществом этого режима является поддержание высокой скорости фильтрации мембранными фильтрами по сравнению с режимом прямоточной фильтрации, свойственным обычным фильтрам. Фильтрация в перекрестном потоке представляет собой непрерывный процесс, в ходе которого исходный поток движется параллельно (тангенциально) фильтрующей поверхности мембраны и преобразуется в два выходящих потока.

Небольшая доля исходного потока, называемая фильтрат или пермеат, отделяется как очищенная жидкость, проходящая через мембрану. Оставшаяся часть исходного потока, называемая концентрат или ретентат, содержит частицы, не прошедшие сквозь мембрану.

Разделение происходит под действием перепада давления на мембране или трансмембранного давления. Параллельное течение исходного потока в сочетании с турбулентностью пограничного слоя, порождаемой движением перекрестного потока, непрерывно смывает частицы и другой материал, который бы, в противном случае, накапливался на поверхность мембраны.

Конечно, настоящее изобретение может быть осуществлено иначе, чем 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.

1. Способ извлечения нефти из нефтяной скважины, включающий: а. извлечение водонефтяной смеси из скважины; b. отделение нефти от водонефтяной смеси с получением нефтепродукта и попутной воды, содержащей растворенный в ней оксид кремния; с. смешивание с попутной водой кристаллизующего реагента с получением в попутной воде кристаллов и осаждение растворенного оксида кремния; d. направление попутной воды, содержащей осажденный оксид кремния, на керамическую мембрану; е. фильтрацию попутной воды при помощи керамической мембраны и получение потока фильтрата; f. направление потока фильтрата в парогенератор и получение пара; и g. закачивание пара в нагнетательную скважину, инициирующее образование водонефтяной смеси.

2. Способ по п.1, включающий до направления потока фильтрата с керамической мембраны в парогенератор обработку потока фильтрата в ионообменной установке.

3. Способ по п.1, включающий до направления потока фильтрата с керамической мембраны в парогенератор обработку потока фильтрата в установке обратного осмоса.

4. Способ по п.1, включающий до направления потока фильтрата с керамической мембраны в парогенератор дополнительную обработку потока фильтрата с керамической мембраны при помощи испарителя и получение дистиллята, который направляют в парогенератор.

5. Способ по п.1, в котором при фильтрации попутной воды на керамической мембране образуется хвостовой поток, обогащенный осажденным оксидом кремния, и каковой способ включает смешивание, по меньшей мере, части хвостового потока с керамической мембраны с попутной водой до керамической мембраны по ходу технологического потока.

6. Способ по п.5, включающий смешивание, по меньшей мере, части хвостового потока с попутной водой в точке до керамической мембраны по ходу технологического потока с целью увеличения концентрации взвешенных твердых веществ в попутной воде и смешивание кристаллизующего реагента с попутной водой с повышенной концентрацией взвешенных твердых веществ.

7. Способ по п.1, включающий поддержание концентрации взвешенных твердых веществ в попутной воде до керамической мембраны по ходу технологического потока на уровне, по меньшей мере, 10000 мг/л.

8. Способ по п.1, в котором на керамической мембране образуется хвостовой поток, обогащенный осажденным оксидом кремния, каковой способ включает смешивание достаточного количества хвостового потока с попутной водой в точке до керамической мембраны по ходу технологического потока с целью поддержания концентрации взвешенных твердых веществ в попутной воде в точке до керамической мембраны по ходу технологического потока на уровне, по меньшей мере, 10000 мг/л.

9. Способ по п.1, включающий смешивание оксида магния или хлорида магния с попутной водой с получением гидроксида магния и совместное осаждение гидроксида магния и оксида кремния из попутной воды до фильтрации попутной воды на керамической мембране.

10. Способ по п.9, включающий поддержание рН попутной воды равным от приблизительно 9,8 до приблизительно 10,8.

11. Способ по п.10, включающий увеличение рН попутной воды путем добавления в попутную воду щелочи.

12. Способ по п.1, в котором на керамической мембране образуется хвостовой поток, обогащенный осажденным оксидом кремния, каковой способ включает: а. смешивание оксида магния или хлорида магния с попутной водой с получением гидроксида магния и совместное осаждение гидроксида магния и оксида кремния из попутной воды до фильтрации попутной воды на керамической мембране; b. поддержание рН попутной воды равным от приблизительно 9,8 до приблизительно 10,8; и с. смешивание достаточного количества хвостового потока с попутной водой в точке до керамической мембраны по ходу технологического потока с целью поддержания концентрации взвешенных твердых веществ в попутной воде в точке до керамической мембраны по ходу технологического потока на уровне, по меньшей мере, 10000 мг/л.

13. Способ по п.1, включающий поддержание концентрации оксида кремния в потоке фильтрата на уровне менее 50 млн-1.

14. Способ по п.1, включающий удаление, по меньшей мере, 85% оксида кремния из попутной воды путем фильтрации попутной воды при помощи керамической мембраны.

15. Способ по п.1, включающий смешивание кристаллизующего реагента с попутной водой в зоне кристаллизации, расположенной до керамической мембраны по ходу технологического потока, и рециркулирование, по меньшей мере, части хвостового потока с керамической мембраны, в том числе рециркулирование первой порции хвостового потока, в точку между зоной кристаллизации и керамической мембраной и рециркулирование второй порции хвостового потока в зону кристаллизации.

16. Способ извлечения нефти из нефтяной скважины, включающий: а. извлечение водонефтяной смеси из скважины;
b. отделение нефти от водонефтяной смеси с получением нефтепродукта и попутной воды, содержащей растворенный в ней оксид кремния; с. направление попутной воды в зону кристаллизации; d. смешивание с попутной водой в зоне кристаллизации кристаллизующего реагента с получением в попутной воде кристаллов и осаждение растворенного оксида кремния; е. направление попутной воды, содержащей осажденный оксид кремния, на керамическую мембрану, расположенную после зоны кристаллизации по ходу технологического потока; f. фильтрацию попутной воды при помощи керамической мембраны и получение потока фильтрата и хвостового потока, обогащенного осажденным оксидом кремния; g. разделение хвостового потока, по меньшей мере, на два потока, первый хвостовой поток и второй хвостовой поток; h. рециркуляцию первого хвостового потока на керамическую мембрану; i. рециркуляцию второго хвостового потока в зону кристаллизации; j. направление потока фильтрата в парогенератор и получение пара; и k. закачивание пара в нагнетательную скважину, инициирующее образование водонефтяной смеси.

17. Способ по п.16, в котором попутная вода содержит взвешенные твердые вещества, и каковой способ включает поддержание концентрации взвешенных твердых веществ в зоне кристаллизации на уровне приблизительно 10000 мг/л или выше.

18. Способ по п.16, в котором попутная вода содержит взвешенные твердые вещества, и каковой способ включает регулирование концентрации взвешенных твердых веществ в зоне кристаллизации путем регулирования притока второго хвостового потока в зону кристаллизации.

19. Способ по п.16, включающий варьирование притока второго хвостового потока таким образом, чтобы поддерживать концентрацию взвешенных твердых веществ в зоне кристаллизации на уровне приблизительно 10000 мг/л или выше.

20. Способ извлечения нефти из нефтяной скважины, включающий: а. извлечение водонефтяной смеси из скважины; b. отделение нефти от водонефтяной смеси с получением нефтепродукта и попутной воды, содержащей растворенный в ней оксид кремния; с. удаление из попутной воды загрязняющих примесей путем фильтрации попутной воды при помощи мембраны и получение потока фильтрата и хвостового потока, обогащенного загрязняющими примесями; d. направление потока фильтрата в парогенератор и получение пара; и е. закачивание пара в нагнетательную скважину, инициирующее образование водонефтяной смеси.

21. Способ по п.20, включающий: а. осаждение растворенного оксида кремния из попутной воды до фильтрации попутной воды на мембране; и b. рециркуляцию, по меньшей мере, части хвостового потока и смешивание этой части рециркулируемого хвостового потока с попутной водой в точке до керамической мембраны по ходу технологического потока с целью повышения концентрации взвешенных твердых веществ в попутной воде до керамической мембраны по ходу технологического потока.

22. Способ по п.21, включающий: а. смешивание оксида магния или хлорида магния с попутной водой с получением гидроксида магния и совместное осаждение гидроксида магния и оксида кремния из попутной воды до фильтрации попутной воды на керамической мембране; и b. смешивание достаточного количества хвостового потока с попутной водой в точке до керамической мембраны по ходу технологического потока с целью поддержания концентрации взвешенных твердых веществ в попутной воде в точке до керамической мембраны по ходу технологического потока на уровне, по меньшей мере, 10000 мг/л.

23. Способ по п.22, включающий направление потока фильтрата с керамической мембраны в ионообменную установку, установку обратного осмоса или испаритель.

24. Способ по п.23, включающий поддержание концентрации оксида кремния в потоке фильтра на уровне менее 50 млн-1.

25. Способ по п.20, в котором попутная вода содержит соли жесткости в форме ионов кальция или магния, каковой способ включает удаление ионов кальция или магния из попутной воды путем фильтрации попутной воды при помощи мембраны с получением потока фильтрата и хвостового потока, обогащенного ионами кальция или магния.

26. Способ по п.20, в котором попутная вода содержит и оксид кремния, и остаточную нефть, каковой способ включает удаление из попутной воды, и оксида кремния, и остаточной нефти путем фильтрации попутной воды при помощи одной или более керамической мембраны с получением потока фильтрата и хвостового потока, обогащенного оксидом кремния и остаточной нефтью.

27. Способ по п.20, в котором попутная вода содержит оксид кремния, каковой способ включает добавление к попутной воде одного или более оксида металла и использование этого одного или более металла для сорбции оксида кремния; и удаление сорбированного оксида кремния из попутной воды путем фильтрации попутной воды при помощи одной или более мембраны с получением потока фильтрата и хвостового потока, обогащенного сорбированным оксидом кремния.

28. Способ по п.20, включающий удаление загрязняющих примесей из попутной воды путем смешивания с соединением, обладающим поверхностно-активными свойствами, которое извлекает загрязняющие примеси из раствора.

29. Способ по п.28, в котором указанное соединение выбрано из группы, в которую входят оксиды алюминия, кремния и титана.

30. Способ по п.20, в котором загрязняющие примеси включают растворенный оксид кремния, каковой способ включает смешивание с попутной водой реагента или соединения с целью извлечения оксида кремния из раствора, и в котором указанное соединение выбрано из группы, в которую входят оксид магния, хлорид магния, хлорид трехвалентного железа, оксид трехвалентного железа, сульфат алюминия и оксиды алюминия, кремния и титана.

31. Способ извлечения нефти из нефтяной скважины, включающий: а. извлечение водонефтяной смеси из скважины; b. отделение нефти от водонефтяной смеси с получением нефтепродукта и попутной воды, содержащей растворенный в ней оксид кремния; с. направление попутной воды в испаритель и получение пара и концентрированного солевого раствора с растворенным в нем оксидом кремния; d. смешивание с солевым раствором реагента или соединения, обуславливающего извлечение оксида кремния из раствора; е. направление солевого раствора, содержащего извлеченный из раствора оксид кремния, на керамическую мембрану и фильтрацию солевого раствора с получением хвостового потока и потока фильтрата; f. смешивание, по меньшей мере, части потока фильтрата с солевым раствором, содержащим растворенный оксид кремния; g. рециркуляцию или слив в отходы, по меньшей мере, части хвостового потока; h. конденсацию пара с получением дистиллята; i. направление дистиллята в парогенератор, нагревание дистиллята в парогенераторе и получение пара; и j. закачивание пара в нагнетательную скважину.

32. Способ по п.31, включающий непрерывную рециркуляцию солевого раствора через испаритель и отведение, по меньшей мере, некоторого количества солевого раствора и направление отведенного солевого раствора в зону осаждения и через керамическую мембрану с целью удаления из него осажденного оксида кремния.

33. Способ по п.31, включающий смешивание с солевым раствором кристаллизующего реагента с целью образования в солевом растворе кристаллов и осаждение растворенного оксида кремния из солевого раствора; затем направление солевого раствора, содержащего осажденный оксид кремния, на керамическую мембрану и получение хвостового потока, обогащенного осажденным оксидом кремния.

34. Способ по п.33, включающий смешивание с солевым раствором, содержащим растворенный оксид кремния, оксида магния или хлорида магния с образованием гидроксида магния и совместное осаждение гидроксида магния и оксида кремния из солевого раствора до фильтрации солевого раствора на керамической мембране.

35. Способ по п.34, включающий рециркуляцию достаточного количества хвостового потока и смешивание этого хвостового потока с солевым раствором в точке до керамической мембраны по ходу технологического потока с целью поддержания концентрации взвешенных твердых веществ в солевом растворе в точке до керамической мембраны по ходу технологического потока на уровне, по меньшей мере, 10000 мг/л.

36. Способ по п.31, в котором солевой раствор рециркулируют по линии рециркуляции, и в котором зона осаждения и керамическая мембрана расположены в боковом потоке, который соединен с линией рециркуляции солевого раствора таким образом, что поток фильтрата, образующийся на керамической мембране, возвращается и смешивается с этим солевым раствором.

37. Способ по п.31, включающий слив в отходы части хвостового потока, образующегося на керамической мембране, с тем, чтобы удалить взвешенные твердые вещества из солевого раствора, и, кроме того, слив в отходы части потока фильтрата, с тем, чтобы удалить, по меньшей мере, некоторое количество оксида кремния из потока фильтрата.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к тепловой обработке призабойной зоны скважин, и может быть использовано в нефтегазодобывающей и горнорудной промышленности.

Изобретение относится к нефтегазодобыче, а именно к термогазохимическому способу обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) и устройству, с помощью которого оно осуществляется.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам (пороховым генераторам), предназначенным для обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) высокотемпературными газами, выделяющимися при сгорании твердых топливных элементов (ТТЭ).
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти. .

Изобретение относится к горному делу и может применяться для тепловой обработки продуктивного пласта высоковязкой нефти, восстановления гидравлической связи пласта со скважиной, увеличения нефтеотдачи пластов с высоковязкой нефтью и дебита скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения тяжелой нефти или битума. .

Изобретение относится к области контроля за разработкой нефтяных месторождений и может быть применено при термических способах разработки нефтяных залежей. .

Изобретение относится к технике и технологии подготовки углеводородного газа и может быть использовано в газовой, нефтяной и других отраслях промышленности на существующих и вновь проектируемых установках подготовки и переработки углеводородных газов.

Изобретение относится к области устройств сепарации газов и может найти применение при очистке технологических газов от капельной влаги и механических примесей в трубопроводных коммуникациях технологических установок.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для удаления сероводорода из попутного нефтяного газа. .

Изобретение относится к теплоэнергетике и может быть использовано в процессах очистки дымовых газов от оксидов азота с утилизацией кислого конденсата в форме азотной кислоты.

Изобретение относится к области очистки от диоксида серы отходящих технологических газов производств, работающих на серосодержащем сырье, и может быть использовано на заводах металлургической и химической промышленности, а также и на предприятиях энергетического комплекса.

Изобретение относится к области добычи природного газа и подготовки газа к дальнему транспорту, в частности к обеспечению оптимального ведения комплекса технологических процессов регенерации метанола из водометанольного раствора (BMP) на газодобывающих предприятиях.

Адсорбер // 2464070
Изобретение относится к технике очистки газов адсорбентами, а именно к газоочистному оборудованию, и может найти применение в химической, металлургической и других отраслях промышленности для очистки газовых смесей.

Изобретение относится к устройствам для проведения процесса сушки фосфатидных эмульсий растительных масел
Наверх