ОБРАБОТКА ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ, В ЧАСТНОСТИ, ПОЛУЧЕННОЙ В СПОСОБЕ ХИМИЧЕСКОГО ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПОЛИМЕРОВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ВЯЗКОСТИ

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к способу обработки пластовой воды, и более конкретно к способу обработки с использованием керамических мембран. Пластовая вода может быть получена в способе химического повышения нефтеотдачи пласта.

Уровень техники

Значительная доля известных запасов нефти связана в пластах, для которых требуются технологии повышения нефтеотдачи (EOR) для эффективного и экономичного извлечения. Эти запасы существуют в ранее неиспользованных месторождениях, а также в месторождениях, где традиционные способы извлечения нефти достигли практического предела.

Среди технологий повышения нефтеотдачи пласта имеются способы вытеснения нефти под действием пара и способы вытеснения без использования пара. Способы вытеснения нефти под действием пара включают технологию опорожнения самотёком с помощью пара (SAGD). Способы вытеснения нефти без использования пара включают в себя, например, заводнение и химическое заводнение.

Заводнение включает вытеснение нефти из нефтеносных пластов путем закачки больших объемов воды в пласты и извлечение полученной в результате смеси нефть-вода наверх для переработки. Обычно, даже после использования такой технологии заводнения на месторождении, по меньшей мере, 40% исходной нефти в пласте (Начальные запасы) остается в пласте.

Было обнаружено, что химическое заводнение является полезным для извлечения дополнительной нефти после того, как другие технологии достигли практического предела, а также в неосвоенных месторождениях. Практические ограничения часто обусловлены ограниченной подачей воды. Хотя при химическом заводнении используется вода, при химической обработке уменьшается потребность в воде, в то время как нефтеотдача увеличивается. Технология химического заводнения включает, например, полимерное заводнение.

Полимерное заводнение включает использование конкретных полимеров, в частности, для повышения извлечения путем регулирования вязкости. Могут быть использованы дополнительные химикаты, такие как поверхностно-активные вещества, (со)растворители, щелочные соединения и/или стабилизирующие соединения. Несмотря на то, что эти химические реагенты могут использоваться отдельно в водных растворах, накоплен значительный опыт использования реагентов в комбинации с водными растворами. Такие комбинированные обработки иногда называют щелочной обработкой поверхностно-активным веществом-полимером (ASP) или обработкой поверхностно-активным веществом-полимером (SP). Для некоторых месторождений, такие обработки использовали с целью дополнительного извлечения от 15% до 30% Начальных запасов в пласте, сверх полученного при заводнении.

Различные полимерные технологии были разработаны для нагнетания в подземные нефтяные месторождения. Например, из WO 2010/133258 известен водный раствор, содержащий анионный или амфотерный водорастворимый полимер и стабилизирующий агент для предотвращения химического разложения, когда полимер вводится в нагнетаемый флюид.

При добыче нефти с применением технологий заводнения или химического заводнения, существует потребность в обработке смеси нефть-вода, извлеченной из нефтеносных пластов. Такие способы обработки имеют целью первичное отделение нефти от воды. Такие способы обработки также направлены на обработку пластовой воды перед удалением и/или перед обратным закачиванием в нагнетательную скважину в качестве воды для нагнетания.

Были разработаны различные способы обработки смеси нефть-вода. ​Известен, например, из WO2014/151641, способ добычи нефти из нефтеносного пласта и обработки пластовой воды, содержащей средство против гипсовых отложений. Указанный способ, в частности, включает стадию направления пластовой воды через керамическую мембрану для удаления нефти из пластовой воды, и для получения потока пермеата и удерживаемого потока (ретентата). До стадии мембранной фильтрации упомянутый способ включает в себя несколько стадий, в том числе извлечение смеси нефть-вода, отделение нефти от смеси нефть-вода, дезактивация средства против гипсовых отложений, необязательно осаждение и отстаивание твердых веществ.

Кроме того, известен, например, из WO2014/151242, способ добычи нефти из нефтеносного пласта. Указанный способ, в частности, включает стадию направления пластовой воды на керамическую мембрану, для получения потоков пермеата, а также ретентата, содержащих взвешенные твердые частицы, затвердевающие компоненты, свободную нефть и эмульгированную нефть. Перед стадией мембранной фильтрации, указанный способ включает в себя извлечение смеси нефть-вода, отделения нефти от смеси нефть-вода, и необязательное проведение ионообменной фильтрации. После стадии мембранной фильтрации указанный способ включает химическую обработку потока пермеата, необязательное смешивание полимерного соединения с потоком пермеата, необязательное смешивание щелочного соединения с потоком пермеата, необязательное смешивание поверхностно-активного соединения с потоком пермеата, необязательное проведение ионообменной фильтрации потока пермеата, и введение потока пермеата в нефтяной пласт.

Из уровня техники известны различные типы керамических мембран. Например, известны керамические мембранные технологии из патентов США №№ 5,611,931 и 6,767,455.

Известны способы извлечения и обработки водонефтяных смесей и пластовой воды, полученной из этих смесей. Обычно обработка пластовой воды оказывается затруднительной, особенно принимая во внимание высокую вязкость пластовой воды. До сих пор способы обработки пластовой воды, полученной в способах химического повышения нефтеотдачи пласта, не были достаточно эффективными. В частности, до сих пор не известны традиционные процессы обработки пластовой воды, полученной в этих процессах, основанные на использовании полимеров, повышающих вязкость. Действительно, известные способы показали ограниченную эффективность, если не отсутствие эффективности, для отделения воды (в пермеате) от взвешенных твердых частиц, свободной нефти, смазки и эмульгированной нефти (в концентрате), при обеспечении рециркуляции полимеров. Обычно такие способы не позволяют получить пермеат, содержащий полимер. Как следствие, такие способы обычно не обеспечивают рециркуляцию большей части полимера, содержащегося в пластовой воде, для последующего повторного введения в нефтеносный пласт.

В других областях техники сталкиваются с аналогичными проблемами, если имеется необходимость извлечения из воды флюида с вязкостью 5 сПз или более. Например, аналогичные проблемы возникают, когда существует необходимость извлечения биополимеров из биомассы.

Краткое изложение изобретения

Настоящее изобретение направлено на обработку пластовой воды, такой как вода, полученная в процессе добычи нефти из нефтеносных геологических пластов, используя усовершенствованный способ химического повышения нефтеотдачи пласта (CEOR). В частности, описаны новые усовершенствования для обработки пластовой воды в способе химического заводнения EOR, для последующего повторного использования воды для улучшенного извлечения нефти.

Настоящее изобретение направлено на создание способа обработки пластовой воды, и способ восстановления такой воды, в котором отсутствуют недостатки, описанные выше. Одной целью настоящего изобретения является обеспечение способа обработки, и способ восстановления такой воды, который обеспечивает возврат, по меньшей мере, части находящегося в пластовой воде полимерного соединения, повышающего вязкость.

Другой целью настоящего изобретения является обеспечение способа обработки, и способ восстановления такой воды, который включает обработку пластовой воды с использованием средства фильтрации, для получения пермеата, в котором находится полимерная композиция.

Другой целью настоящего изобретения является обеспечение способа обработки, и способ восстановления такой воды, в котором, по меньшей мере, часть повышающих вязкость полимерных соединений, предварительно введенных в нефтяной пласт, повторно закачивается в нефтеносный пласт. Другая цель настоящего изобретения состоит в обеспечении способа обработки, и способа восстановления такой воды, который включает обработку пластовой воды с использованием средства фильтрации, причем в указанном способе ограничено, или даже исключается, количество добавляемых химических реагентов в пермеат (или в полученный из него раствор), перед повторным введением в нефтеносный пласт.

Настоящее изобретение относится к способу обработки пластовой воды, полученной в процессе с использованием полимерных соединений, повышающих вязкость, причем указанный способ обработки включает стадии:

получение смеси нефть-вода;

обработка смеси нефть-вода для отделения нефтяного продукта от пластовой воды, причем пластовая вода содержит полимерные соединения, повышающие вязкость;

направление пластовой воды в фильтрующее устройство, где пластовую воду подвергают фильтрации, для получения потока ретентата и пермеата, при этом фильтрующее устройство содержит блок микрофильтрации с керамической мембраной, с диапазоном пропускания частиц приблизительно от 2 мкм до 10 мкм, причем пермеат содержит указанное полимерное соединение, повышающее вязкость, и в котором пермеат, по существу, не содержит твердых взвесей, свободной нефти и эмульгированной нефти.

Авторы настоящего изобретения неожиданно показали, что указанные выше цели могут быть достигнуты путем тщательного выбора типа и характеристик фильтрационной мембраны, которая будет использована. Авторы изобретения показали, что стадия фильтрации позволяет получить с одной стороны отведенный поток, содержащий взвешенные твердые частицы, свободную нефть, консистентную смазку, и эмульгированную нефть, а, с другой стороны, поток пермеата, содержащий воду и химические реагенты, такие как полимеры. Было показано, что такой пермеат содержит достаточное количество химических веществ, таких как полимеры, что дает возможность вновь использовать их для повторного нагнетания в нефтеносный пласт, без необходимости в интенсивной дополнительной обработке пермеата, при ограниченном добавлении дополнительных химических реагентов до повторного нагнетания. До сих пор предполагалось, что известные способы и процессы не позволяют эффективно отделять эмульгированную нефть и все взвешенные твердые вещества от полимера.

Такие результаты были получены путем выбора средства фильтрации, которое представляет собой керамическую мембрану микрофильтрации, и путем тщательного регулирования границы пропускания мембраны (также называемой "порог отсечки"). Действительно, изобретатели показали, что керамическая мембрана должна иметь порог отсечки в диапазоне приблизительно от 2 мкм до 10 мкм, в альтернативном варианте приблизительно от 2 мкм до 8 мкм, в альтернативном варианте приблизительно от 2 мкм до 6 мкм, альтернативно примерно от 2 мкм до примерно 4 мкм, или около 3 мкм.

Обычно считается необходимым, чтобы мембраны, а именно ультрафильтрационные мембраны, обладали меньшим порогом отсечки для обеспечения эффективного отделения нефти от воды, в частности, для обеспечения эффективного отделения эмульгированной нефти от воды. В отличие от этого, специалисты в этой области техники обычно удерживаются от использованием микрофильтрационных мембран, то есть мембран с отсечкой приблизительно от 0,5 мкм, так как ожидается, что эмульгированная нефть, имеющая обычно размер капель в интервале приблизительно от 0,5 мкм до приблизительно 20 мкм, не будет эффективно отделяться от воды, что приведет к получению пермеата, содержащего, по меньшей мере, около 100 ч/млн. эмульгированной нефти.

Однако авторы изобретения неожиданно продемонстрировали, что микрофильтрационные керамические мембраны с меньшим порогом отсечки, то есть, имеющие отсечку меньше, чем 2 мкм, в частности, 1 мкм или меньше, не пригодны для эффективного отделения эмульгированной нефти от полимеров. Полагают, что такие мембраны имеют тенденцию к закупориванию со временем, предотвращая, таким образом, выход полимера из мембраны, причем указанные полимеры удерживаются в ретентате, вместе с нефтью, в том числе с эмульгированной нефтью. В отличие от этого, авторы изобретения также неожиданно показали, что микрофильтрационные керамические мембраны с повышенным порогом отсечки, то есть, имеющие отсечку 2 мкм или более, предпочтительно от 2 мкм до примерно 10 мкм, пригодны для эффективного разделения эмульгированной нефти и всех взвешенных твердых веществ от полимеров. Действительно, был получен обогащенный полимером пермеат, содержащий только следы эмульгированной нефти, то есть, около 20 ч/млн. или меньше, эмульгированной нефти. Не желая быть связанными теорией, авторы полагают, что эмульгированная нефть частично накапливается в мембране, без прохождения через нее, и что такое накопление приводит в действие и усиливает прохождение полимера, вместе с водой, через мембрану. Кроме того, полагают, что при использовании микрофильтрационной керамической мембраны, имеющей порог отсечки в пределах от приблизительно 2 мкм до приблизительно 10 мкм, эмульгированная нефть будет действовать в качестве другого фильтрующего слоя в мембране после накопления, что может усиливать фильтрование полимера через мембрану, и, следовательно, стимулирует отделение полимера от нефти.

Когда настоящий процесс обработки встроен в химический способ повышения нефтеотдачи пластов, для добычи нефти из нефтеносного геологической формации, это позволяет использовать, по меньшей мере, часть пермеата, полученного после стадии фильтрования, для закачивания в нефтеносный пласт, либо путем прямого нагнетания или непрямым введением. Следовательно, это обеспечивает возможность повторного введения полимерных соединений, повышающих вязкость, которые ранее закачивали в нефтеносный пласт, и которые входили в состав экстрагированной смеси нефть-вода, затем отделяли пластовую воду, и затем отфильтрованный пермеат.

С другой стороны, когда настоящий способ извлечения и обработки пластовой воды интегрирован в химический способ повышения нефтеотдачи пластов, это позволяет, таким образом, рециркулировать, по меньшей мере частично, полимерные соединения, повышающие вязкость, которые предварительно закачивают в нефтеносный пласт. Следовательно, это позволяет уменьшить количество новых (или свежих, или нерецикловых) полимерных соединений, повышающих вязкость, необходимых для закачки в нефтеносный пласт. Кроме того, это обеспечивает возможность регулирования вязкости водного раствора, который закачивается в нефтеносный пласт.

Настоящий способ обработки демонстрирует несколько преимуществ, которые являются общими или специфическими для некоторых применений.

Без излишних подробностей, полагают, что этот процесс позволяет ограничить, и даже избежать, засорения мембраны. Действительно, когда полимерные соединения, повышающие вязкость, проходят через микрофильтрационную керамическую мембрану (вместе с пермеатом), ограничивается концентрация полимера и вязкость флюида, подлежащего фильтрации.

При интеграции в способы обработки воды, способ изобретения может быть использован в качестве предварительной обработки, например, перед проведением дополнительной стадии мембранной фильтрации. Это будет способствовать очистке полимерных соединений, повышающих вязкость, до повторного использования их потенциала.

В случае добычи нефти, способ изобретения будет способствовать повышению эффективности обработки и извлечения нефти. В качестве альтернативы, этот способ может быть использован для извлечения биополимеров из биомассы, и, более обобщенно, любого другого флюида с вязкостью выше, чем 5 сПз.

После проведения стадии фильтрования, другие соединения могут быть добавлены в пермеат. Указанные другие соединения могут быть выбраны из группы, состоящей из дополнительных полимерных соединений, повышающих вязкость, поверхностно-активных веществ, растворителей, щелочных соединений, стабилизирующих агентов, и их смесей.

Пластовая вода может быть подвергнута фильтрации через керамическую мембрану, при давлении приблизительно от 0,5x10⁵ до 5x10⁵ Па. Такое давление называется трансмембранным давлением.

Пластовая вода может быть подвергнута фильтрации через керамическую мембрану, при температуре приблизительно от 25^оС до 110°С, предпочтительно приблизительно от 40^оС до 100°С.

Стадия фильтрации через керамическую мембрану, может быть проведена при непрерывной подаче пластовой воды. Во время стадии фильтрации, обратная промывка керамической мембраны может быть осуществлена с регулярными интервалами.

Отведенный поток (или его часть) может быть удален. В качестве альтернативы или параллельно отведенный поток (или его часть) может быть возвращен перед фильтрующим устройством с керамической мембраной в пластовую воду (например, смесь нефть-вода, в случае добычи нефти из нефтеносного геологического пласта) для того, чтобы подвергнуть дополнительной стадии фильтрации с помощью керамической мембраны. В качестве альтернативы или параллельно отведенный поток (или его часть) может быть дополнительно обработан с использованием другого блока обработки, отличающегося от фильтрующего устройства с керамической мембраной.

Блок фильтрации с керамической мембраной может содержать структуру, по меньшей мере, одного монолита с сегментами из пористого материала и необязательно пористую мембрану. Блок фильтрации с керамической мембраной может быть заключен в корпус.

Пермеат может подвергаться последующей обработке. Последующая обработка может заключаться в разведении пермеата водной средой.

Полимерный состав, повышающий вязкость может представлять собой водорастворимый полимер; альтернативно, полимерное соединение, повышающее вязкость, может быть выбрано из группы, состоящей из природных водорастворимых полимеров, полусинтетических водорастворимых полимеров, синтетических водорастворимых полимеров или их смесей; в качестве альтернативы, полимерное соединение, повышающее вязкость, может быть синтетическим водорастворимым полимером.

Полимерное соединение, повышающее вязкость, может быть получено путем полимеризации мономеров, выбранных из группы, содержащей из неионные мономеры, анионные мономеры, необязательно катионные мономеры, необязательно мономеры, имеющие гидрофобный характер, и их смеси.

Полимерное соединение, повышающее вязкость, может быть выбрано из группы, состоящей из неионогенных полимерных соединений, анионных полимерных соединений, или их смесей; альтернативно, полимерное соединение, повышающее вязкость, может быть анионным полимерным соединением; в качестве альтернативы, анионные полимерные соединения могут иметь анионность в диапазоне приблизительно от 10 до 100 мол. %.

В случае добычи нефти из нефтеносного геологического пласта пермеат, включающий полимерное соединение, повышающее вязкость, может закачиваться непосредственно в нефтеносный пласт. Альтернативно, пермеат, содержащий полимерные соединения для увеличения вязкости, может смешиваться с водным раствором перед введением в нефтеносный пласт. Пермеат может подвергаться последующей обработке, перед введением в нефтеносный пласт. Перед введением в нефтеносный пласт в пермеат могут быть добавлены дополнительные соединения.

Краткое описание чертежей

Фиг. 1 является схематическим представлением способа извлечения нефти, который включает процесс обработки в соответствии с настоящим изобретением, включая необязательные стадии.

Фиг. 2 является схематическим представлением способа извлечения нефти, включающим процесс обработки с использованием контрольного блока (замкнутый контур).

Фиг. 3 является схематическим представлением способа извлечения нефти, включающим процесс обработки с использованием пилотной установки (непрерывной подачи).

На фиг. 4 дано графическое представление проницаемости фильтрата с течением времени через монолитную керамическую мембрану из карбида кремния (SiC) без покрытия для водно-полимерной смеси, содержащей сополимер (акриламид-акрилат натрия) с молекулярной массой в ед. Дальтона (ММ = 7 МДа).

На фиг. 5 дано графическое представление проницаемости фильтрата с течением времени через монолитную керамическую мембрану из SiC без покрытия для водно-полимерной смеси, содержащей сополимер (акриламид-акрилат натрия) с ММ = 15 МДа.

На фиг. 6 дано графическое представление проницаемости фильтрата и удерживания нефти с течением времени на монолитной керамической мембране из SiC без покрытия для смеси нефть-вода, содержащей 600 ч/млн. полимера (ММ 7 МДа).

На фиг. 7 дано графическое представление проницаемости фильтрата с течением времени через монолитную керамическую мембрану из SiC без покрытия для водно-полимерной смеси, содержащей сополимер (акриламид-акрилат натрия) с ММ = 7 МДа в концентрации 600 ч/млн., нефти - 1000 ч/млн., TSS (общее содержание взвешенных твердых веществ) - 50 ч/млн.

На фиг. 8 дано графическое представление проницаемости фильтрата с течением времени через монолитную керамическую мембрану из SiC без покрытия для водно-полимерной смеси, содержащей сополимер (акриламид-акрилат натрия) с ММ = 7 МДа в концентрации 600 ч/млн., нефти - 1000 ч/млн., в отсутствие TSS.

На фиг. 9 дано графическое представление проницаемости фильтрата с течением времени через монолитную керамическую мембрану из SiC без покрытия для пластовой воды, содержащей полимер в концентрации 150 ч/млн., и TSS в концентрации от 20 до 50 ч/млн.

Подробное описание изобретения

Используемый здесь термин "нефть" означает любой тип нефти, а именно легкую нефть, тяжелую нефть и/или битумную нефть.

Используемый здесь термин "водно-нефтяная смесь" означает смесь, которую выделяют непосредственно из нефтеносного пласта.

Используемый здесь термин "пластовая вода" означает продукт, полученный из смеси вода-нефть, который отделяют от нефти.

Используемые здесь термины "закачиваемая вода", "вода затопления", "нагнетаемый поток" и "закачиваемый флюид" могут использоваться взаимозаменяемо, и соответствуют водному раствору для нагнетании в нефтеносный пласт.

Используемые здесь термины "ретентат (поток)", "концентрат (поток)" и "отведенный (поток)" могут использоваться взаимозаменяемо.

Используемый здесь термин "практически не содержащий" означает меньше, чем приблизительно 200 ч/млн., в альтернативном варианте меньше, чем приблизительно 100 ч/млн., альтернативно меньше, чем около 60 ч/млн., в альтернативном варианте меньше, чем приблизительно 40 ч/млн., в альтернативном варианте это означает "не содержащий".

Используемое здесь сокращение "CEOR" означает "химически повышение нефтеотдачи", которое представляет собой термин, обычно используемый в области добычи нефти.

В способе 100, показанном на фиг. 1, в котором процесс обработки встроен в способ добычи нефти, пластовая вода 12, содержащая полимерные соединения для увеличения вязкости, направляется из нефте-водяного сепаратора 130 в фильтрующее устройство 140, содержащее керамическую мембрану (не показана), где пластовая вода обрабатывается на стадии фильтрации. На этой стадии фильтрования, получают поток 16 пермеата, содержащий полимерные соединения, повышающие вязкость, и отведенный поток (или концентрат) 15. Перед фильтрацией с помощью фильтрующего устройства 140, пластовая вода 13 необязательно может быть направлена из нефте-водяного сепаратора 130 в блок 135 предварительной обработки, для получения предварительно обработанной пластовой воды 14 (необязательный этап предварительной обработки). Предварительно обработанная пластовая вода 14 может быть направлена из блока 135 предварительной обработки в фильтрующее устройство 140.

Пластовая вода 12 (или 13), может быть получена из смеси 10 нефть-вода, которую выделяют из нефтеносного пласта 110. Действительно смеси 10 нефть-вода может быть извлечена из нефтеносного пласта 110 с помощью эксплуатационной скважины 120, которая сообщается по текучей среде с нефтеносным пластом 110. Смесь 10 нефть-вода может быть направлена из эксплуатационной скважины 120 в нефте-водяной сепаратор 130, в котором смесь будет подвергнута стадии разделения нефти и воды. После этой стадии разделения смеси, будет получен нефтяной продукт 11, который отводится, и пластовая вода 12.

Пермеат 16 может направляться из фильтрующего устройства в нагнетательную скважину 160 для нагнетания в нефтеносный пласт 110, в виде нагнетаемой воды 19. Перед введением в нефтеносный пласт 110 через нагнетательную скважину 160, пермеат 17 может быть направлен из фильтрующего устройства 140 в установку постобработки 150, для получения дополнительно обработанного пермеата 18 (необязательный этап последующей обработки). Затем дополнительно обработанный пермеат 18 может направляться из установки 150 постобработки в нагнетательную скважину 160, для нагнетания в нефтеносный пласт 110.

Полимерные соединения, повышающие вязкость

Водный раствор, называемый также "закачиваемая вода", содержит полимерные соединения, повышающие вязкость (здесь называются "полимеры"). Эти полимеры предназначены для увеличения извлечения путем регулирования вязкости. Действительно, такие полимеры при добавлении в водный раствор для нагнетания, имеют тенденцию к увеличению вязкости раствора, что улучшает коэффициент подвижности водного раствора по отношению к нефти. Повышение вязкости водного раствора может уменьшить образование языков вязкости, где более текучий водный раствор и более густая нефть образуют "язык" водного раствора, перемещающийся без захвата нефти в потоке водного раствора. Увеличение вязкости нагнетаемого водного раствора снижает вероятность образования указанных "языков" и приводит к повышенной добыче нефти из пласта. Полимер обычно добавляют до тех пор, пока его концентрация в водном растворе для нагнетания увеличивает вязкость до величины вязкости нефти в нефтеносном пласте.

Это позволяет получить отношение подвижности близкое к 1, чтобы обеспечить лучшее вытеснение нефти из породы с помощью воды путем исключения образования языков через нефтяные карманы. Могут также существовать проблемы вязкости, связанного пласта, такие как проницаемость пласта. Как правило, отношение подвижности нефти и воды является фактором контроля для добавления полимера, когда проницаемость пласта находится в интервале между приблизительно 10 миллиДарси (мД) и 10000 мД, в качестве альтернативы, приблизительно от 50 мД до 10000 мД.

Полимерные соединения, повышающие вязкость могут быть водорастворимыми полимерами; альтернативно, они могут быть выбраны из группы, состоящей из природных водорастворимых полимеров, полусинтетических водорастворимых полимеров, синтетических водорастворимых полимеров или их смесей.

Природные водорастворимые полимеры могут быть выбраны из группы, состоящей из ксантановой камеди, гуаровой камеди, склероглюкана, сизофилана, производных целлюлозы, таких как карбоксиметилцеллюлоза, или их смесей.

В конкретном варианте осуществления, полимерное соединение, повышающее вязкость, может быть синтетическим, водорастворимым полимером. Синтетические водорастворимые полимеры могут быть получены полимеризацией неионных мономеров и анионных мономеров.

Неионные мономеры могут быть выбраны из группы, состоящей из акриламида, метакриламида, N-моно-производных акриламида, N-моно-производных метакриламида, N,N-производных акриламида, N,N-производных метакриламида, эфиров акриловой кислоты, эфиров метакриловой кислоты, и их смесей. Предпочтительно, неионный мономер является акриламидом.

Анионные мономеры могут быть выбраны из группы, состоящей из мономеров, содержащих карбоксильную функцию, мономеры, имеющие сульфокислотную функцию, мономеры, имеющие функции фосфоновой кислоты, их солей, и их смесей, или из группы, состоящей из акриловой кислоты, акриламида трет-бутилсульфоновой кислоты (ATBS), их солей и их смесей. Соли могут быть выбраны из группы, состоящей из солей щелочных металлов, щелочноземельных металлов, аммониевых солей и их смесей.

Кроме неионных мономеров и анионных мономеров, могут быть использованы другие мономеры, включая катионные мономеры, мономеры, имеющие гидрофобные характеристики, и/или альтернативные мономеры. Водорастворимый полимер может быть получен путем полимеризации, по меньшей мере, одного неионного мономера, по меньшей мере, одного анионного мономера, необязательно, по крайней мере, одного катионного мономера, и/или необязательно, по меньшей мере одного мономера, имеющего гидрофобный характер в пределах приблизительно от 0,001 мол.% до 0,1 мол.%.

Катионные мономеры могут быть выбраны из группы, состоящей из диметиламиноэтилакрилата (ДМАЭА) кватернизованного или превращенного в соль, диметиламиноэтилметакрилата (ДMAЭMA) кватернизованного или превращенного в соль, хлорида диаллилдиметиламмония (ХДАДMA), хлорида акриламидопропилтриметиламмония (ХААПТМА), хлорида метакриламидопропилтриметиламмония (ХМAПТМА), и их смесей.

Мономер, имеющий гидрофобный характер, может быть выбран из группы, состоящей из эфиров (мет)акриловой кислоты, имеющей алкильную, арилалкильную или этоксилированную цепочку; производных (мет)акриламида, имеющих алкильную, арилалкильную или диалкильную цепочки; катионных аллильных производных; гидрофобных анионных или катионных (мет)акрилоильных производных; анионных или катионных мономеров производных (мет)акриламида, несущих гидрофобную цепочку, и их смесей.

Дополнительные мономеры – от альтернативных до неионных мономеров, анионные мономеры, катионные мономеры, или мономеры, имеющие гидрофобный характер, могут быть выбраны, например, из N-винилпирролидона (NVP), акрилоилморфолина (AМ), или их смесей.

Повышающие вязкость полимерные соединения могут быть линейными или структурированными. Под термином "структурированный" подразумевается не только полимер, состоящий из одной линейной цепи фрагментов молекул (то есть, полимеризованные мономеры), но и полимер, имеющий форму звезды, гребенки, или полимер, содержащий боковые группы цепей, находящиеся на главной цепи.

Полимеризация может быть осуществлена с использованием любой подходящей технологии полимеризации, хорошо известной в данной области техники. Подходящие способы включают в себя технологии, включающие стадии полимеризации, выбранные из группы, состоящей из полимеризации в растворе, суспензионной полимеризации, полимеризации в геле, полимеризации с осаждением, эмульсионной полимеризации (водной или обращенной) или мицеллярной полимеризации, предпочтительно выбранные из группы, состоящей из обращенной эмульсионной полимеризации или полимеризации в геле.

В предпочтительном варианте осуществления стадия полимеризации является свободно-радикальной полимеризацией. Под "свободно-радикальной полимеризацией" подразумевается стадия полимеризации, которая проводится под действием ультрафиолетового излучения, азо-инициаторов, окислительно-восстановительных инициаторов, термического инициирования и их комбинаций. В качестве альтернативы, также являются возможными контролируемая радикальная полимеризация (CRP), или полимеризация в матрице.

В случае необходимости, после стадии полимеризации может следовать стадия выделения, например, путем распылительной сушки или осаждения, чтобы получить порошок полимера. Например, технология распылительной сушки описана в "Справочнике распылительной сушки" ("Spraydrying handbook" автор K. Masters).

Полимеризация обычно представляет собой свободнорадикальную полимеризацию, предпочтительно путем обращенной эмульсионной полимеризации или гелевой полимеризации. Под свободнорадикальной полимеризацией, авторы подразумевают свободнорадикальную полимеризацию под действием УФ-излучения, азо-инициаторов, окислительно-восстановительного или термического инициирования, а также технологии контролируемой радикальной полимеризации (CRP), или полимеризации в матрице.

Повышающее вязкость полимерное соединение может быть неионным или анионным; предпочтительным является повышающее вязкость полимерное соединение, имеющее анионность в диапазоне приблизительно от 10 мол. % до 100 мол. %. Такой диапазон анионности представляет интерес для обеспечения усиления потенциала вязкости воды в течение длительного времени, в частности, за счет межмолекулярных связей, особенно в том случае, когда водная среда является солевым рассолом.

Полимер может иметь молекулярную массу в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 30 МДа, предпочтительно от приблизительно 7 до приблизительно 25 МДа.

Пластовая вода

Пластовая вода содержит полимерные соединения, повышающие вязкость. Пластовая вода может иметь вязкость в диапазоне приблизительно от 1 мПа.с до 500 мПа.с, альтернативно приблизительно от 3 мПа·с до 200 мПа·с, альтернативно приблизительно от 3 мПа·с до 100 мПа·с.

Пластовая вода может иметь температуру в диапазоне приблизительно от 5°C до 110°C, предпочтительно приблизительно от 40°C до 100°С.

Пластовая вода может содержать приблизительно от 50 до 5000 ч/млн., предпочтительно приблизительно от 100 до 2000 ч/млн., более предпочтительно приблизительно от 200 до 1000 ч/млн. полимеров в расчете на всю пластовую воду.

Стадия фильтрации

Способ обработки настоящего изобретения также включает стадию направления пластовой воды в фильтрующее устройство, где пластовая вода подвергается фильтрации, для получения потоков ретентата и пермеата. Этот этап называется в изобретении "стадия фильтрации".

Керамическая мембрана

Фильтрующее устройство содержит микрофильтрационную керамическую мембрану (также обозначается как блок микрофильтрационной керамической мембраны, называемый здесь как "блок фильтрации"). После фильтрации получают поток ретентата и поток пермеата.

Блок фильтрации имеет диапазон отсечки приблизительно от 2 мкм до 10 мкм, альтернативно приблизительно от 2 мкм до 8 мкм, в альтернативном варианте приблизительно от 2 мкм до 6 мкм, альтернативно приблизительно от 2 мкм до 4 мкм, в альтернативном варианте, порог отсечки около 3 мкм. Такой специфический диапазон отсечки показал преимущество в том, что можно получить поток пермеата, содержащий полимерные соединения, повышающие вязкость. Кроме того, указанный специфический диапазон отсечки позволяет получить пермеат, практически не содержащий взвешенных твердых частиц, свободной нефти и/или эмульгированной нефти.

Пермеат, полученный после фильтрования, включает соединения, повышающие вязкость. Пермеат, полученный после фильтрования, практически не содержит суспендированных твердых веществ, свободной нефти и эмульгированной нефти.

Блок фильтрации может включать структуру, по меньшей мере, из одного монолитного сегмента из пористого материала. Пористый материал, образующий монолитные сегменты, предпочтительно представляет собой керамический монолит. Керамический пористый материал может быть выбран из группы, состоящей из SiC.

В каждом монолите имеется множество каналов. Блок фильтрации может содержать один монолитный сегмент. Альтернативно, блок фильтрации может содержать комплект монолитных сегментов. Монолитные сегменты могут иметь поперечное сечение круглой, квадратной, шестиугольной, прямоугольной, треугольной формы или любое другое подходящее поперечное сечение.

Блок фильтрации может также содержать пористую мембрану. Пористая мембрана может наноситься на стенки каналов монолитного сегмента. При наличии пористой мембраны, пористый монолит функционирует в качестве носителя пористой мембраны. Предпочтительно пористая мембрана (если она имеется) является керамической. Керамическая пористая мембрана может быть выбрана из группы, состоящей из SiC, TiO₂, Al₂O₃. Альтернативно, пористая мембрана может отсутствовать в блоке фильтрации.

Фильтрующее устройство может иметь корпус, в котором расположен блок фильтрации. Корпус может также включать в себя зону фильтрации пермеата. При наличии, фильтрационная зона пермеата может находиться в пространстве между блоком фильтрации и корпусом.

Пластовая вода может быть подвергнута фильтрации через керамическую мембрану при давлении приблизительно от 0,5x10⁵ до 5x10⁵ Па. Пластовая вода может быть подвергнута фильтрации через керамическую мембрану при температуре в интервале приблизительно от 25°С до 110°С.

Фильтрация через керамическую мембрану может осуществляться в условиях непрерывной подачи. Во время стадии фильтрации через керамическую мембрану, мембрана может подвергаться обратной промывке.

Пермеат

Пермеат, полученный после фильтрации пластовой воды, содержит полимерные соединения для увеличения вязкости. Поэтому стадия разделения и последующий этап фильтрации позволяют рециркулировать повышающие вязкость полимерные соединения в пермеате, которые предварительно были закачены в нефтеносный пласт. Кроме того, пермеат содержит водный носитель, предпочтительно воду.

Стадия предварительной обработки

После стадии разделения и перед стадией фильтрования, способ обработки изобретения может дополнительно включать предварительную обработку 135, с использованием традиционных средств. Указанные традиционные приемы могут быть выбраны из:

- механического разрушения или химического разложения с целью снижения вязкости водного флюида;

- коалесценции, флотации, деэмульгирования, обработки в гидроциклоне, чтобы увеличить размер капель нефти; и/или

- самоочистки фильтрационной установки для уменьшения общего количества суспендированных твердых веществ в потоке.

Стадия последующей обработки

Способ обработки согласно изобретению может также включать стадию постобработки, по меньшей мере, части пермеата. Этот этап называется в изобретении "стадия последующей обработки". Таким образом, на этой стадии получается обработанный поток пермеата (также называемый постобработанный поток пермеата).

Стадия последующей обработки может состоять в добавлении водной среды в пермеат - в таком случае, стадия последующей обработки заключается в разбавлении. Водная среда может быть водой. При проведении этой стадии обработанный пермеат также может называться разбавленным пермеатом.

Кратность разбавления пермеата водной средой может находиться в диапазоне приблизительно от 1: 100 до 10: 1, предпочтительно приблизительно от 1: 10 до 5: 1.

На стадии последующей обработки обрабатывают, по меньшей мере, приблизительно 10 масс. %, альтернативно по меньшей мере около 25%, альтернативно по меньшей мере около 50%, альтернативно по меньшей мере около 60%, альтернативно по меньшей мере около 70%, альтернативно по меньшей мере около 80%, альтернативно по меньшей мере около 90%, альтернативно, приблизительно 100% пермеата, полученного после фильтрации.

Стадия последующей обработки может включать комбинацию полимерного соединения для повышения вязкости и пермеата. Цель состоит в том, чтобы увеличить вязкость пермеата и восстановить подходящую вязкость для нагнетания. Тип полимерного соединения, повышающего вязкость, является таким же, как описано ранее. Количество повышающего вязкость полимерного соединения может составлять приблизительно от 100 ч/млн. до 10000 ч/млн., альтернативно приблизительно от 200 ч/млн. до 5000 ч/млн., альтернативно приблизительно от 500 ч/млн. до 4000 ч/млн. полимерных соединений, повышающих вязкость, в расчете на весь пермеат.

Комбинация может заключаться в добавлении полимерного соединения, повышающего вязкость, в виде раствора, в виде дисперсии или в форме частиц для пермеата. Обычно количество повышающего вязкость полимерного соединения, добавляемого в пермеат, который содержит рециклированное полимерное соединение, повышающее вязкость, меньше, чем количество повышающего вязкость полимерного соединения, содержащееся в первоначально нагнетаемом растворе.

Когда полимерное соединение, повышающее вязкость находится в виде частиц, это соединение может быть растворено в водной среде в диспергирующем устройстве. Пермеат, или его разбавленный вариант, может быть использован как водная среда, которая применяется в устройстве диспергирования полимера, чтобы получить водный раствор полимерного соединения, повышающего вязкость. Примером диспергирующего устройства является Блок расслаивания полимера (PSU), описанный в патенте США № 8,186,871, который обеспечивает получение концентрированного водного раствора полимера с использованием повышающего вязкость полимерного соединения в виде порошка.

Стадия последующей обработки может также включать стадию доочистки, такую как фильтрование через фильтр из скорлупы орехов или эквивалентное средство.

Стадия улучшения

После стадии фильтрования через керамическую мембрану, пермеат (или его часть) может быть подвергнут обработке на стадии улучшения. Будет получен улучшенный поток пермеата. Стадия улучшения может осуществляться путем добавления подходящих дополнительных соединений.

Другие соединения могут быть добавлены в пермеат до его введения в нефтеносный пласт. Другие соединения, которые будут добавлены, могут быть выбраны из группы, состоящей из полимерных соединений, дополнительно повышающих вязкость, поверхностно-активных веществ, щелочных соединений, ингибиторов образования отложений, хелатообразующих соединений, стабилизаторов, поглотителей кислорода или их смесей. Эти соединения были описаны выше.

Когда процесс обработки является частью способа извлечения, стадия улучшения может осуществляться до стадии повторного введения.

Может существовать необходимость добавления в пермеат, и/или в водный раствор полимерных соединений, дополнительно повышающих вязкость. Такое дополнительное добавление может потребоваться, если:

(1) часть полимерных соединений, присутствующих в пермеате, была термически, химически и/или механически разрушена в процессе вытеснения из нефтеносного пласта; и/или

(2) необходимо отрегулировать вязкость нагнетаемого водного раствора и/или пермеата.

Водный раствор

Водный раствор для нагнетания содержит полимерные соединения, повышающие вязкость, и водный носитель. Водный носитель может быть водой. Водный раствор может иметь вязкость по Брукфилду в диапазоне приблизительно от 1,5 мПа·с до 600 мПа·с, альтернативно приблизительно от 5 мПа·с до 300 мПа·с. Вязкость по Брукфильду измеряется с помощью вискозиметра Брукфильда при 25°С с соответствующей насадкой.

Водный раствор может содержать приблизительно от 100 ч/млн. до 10000 ч/млн., альтернативно приблизительно от 200 ч/млн. до 5000 ч/млн., альтернативно приблизительно от 500 ч/млн. до 4000 ч/млн. полимерных соединений, повышающих вязкость, в расчете на все количество водного раствора.

Водный раствор может содержать дополнительные соединения. Указанные дополнительные соединения могут быть выбраны из группы, включающей щелочные агенты, поверхностно-активные вещества, стабилизирующие соединения, и их смеси.

Щелочные агенты

Щелочной агент может быть выбран из группы, состоящей из гидроксидов щелочных металлов, гидроксида, карбоната, бикарбоната аммония, и их смесей. Например, щелочным агентом может быть карбонат натрия.

Поверхностно-активные вещества

Поверхностно-активные вещества могут быть выбраны из группы, состоящей из анионных поверхностно-активных веществ, цвиттерионных поверхностно-активных веществ и их смесей; альтернативно, из группы, состоящей из алкилсульфатов, алкилэфирсульфатов, арилалкилсульфатов, арилалкилэфирсульфатов, алкилсульфонатов, алкилэфирсульфонатов, арилсалкилсульфонатов, арилалкилэфирсульфонатов, алкилфосфатов, алкилэфирфосфатов, арилалкилфосфатов, арилалкилэфирфосфатов, алкилфосфонатов, алкилэфирфосфонатов, арилалкилфосфонатов, арилалкилэфирфосфонатов, алкилкарбоксилатов, алкилэфиркарбоксилатов, арилалкилкарбоксилатов, арилалкилэфиркарбоксилатов, алкилполиэфиров, арилалкилполиэфиров, и их смесей.

В настоящем изобретении термин "алкил" понимается как углеводородная группа, насыщенная или ненасыщенная, содержащая от 6 до 24 атомов углерода, разветвленная или неразветвленная, линейная или необязательно содержащая одно или несколько циклических звеньев, которые необязательно могут содержать один или несколько гетероатомов (O, N, S). Арилалкильная группа определяется как указанная выше алкильная группа, включающая одно или несколько ароматических колец, причем указанные ароматические кольца необязательно содержат один или несколько гетероатомов (O, N, S).

Стабилизирующие соединения

Стабилизирующие соединения (стабилизирующие агенты) могут быть соединениями для подходящей защиты полимерных соединений, повышающих вязкость, например от термической, химической и/или механической деструкции. Примеры подходящих стабилизирующих агентов приводятся в патентной заявке РСТ WО 2010/133258, которая включена в изобретение как ссылка.

Способ CEOR

Способ обработки согласно изобретению может быть интегрирован в способ извлечения, например, в способ химического повышения нефтеотдачи пласта (CEOR). Такой способ может использоваться для извлечения нефти из нефтеносных геологических пластов.

Указанный способ химического повышения нефтеотдачи пласта может быть реализован с использованием полимерных соединений, повышающих вязкость. Указанный способ с использованием полимерных соединений, повышающих вязкость, может включать стадии:

- закачивание водного раствора в нефтеносный пласт, причем указанный водный раствор содержит полимерные соединения для увеличения вязкости;

- извлечение смеси нефть-вода, полученной из указанного нефтяного пласта;

- обработка смеси нефть-вода для отделения нефтяного продукта от пластовой воды, причем пластовая вода содержит полимерные соединения, повышающие вязкость;

- направление пластовой воды в фильтрующее устройство, где пластовую воду подвергают фильтрации, для получения потока ретентата и потока пермеата, причем фильтрующее устройство содержит блок микрофильтрационной керамической мембраны, имеющей диапазон отсечки приблизительно от 2 мкм до 10 мкм, где пермеат содержит упомянутое полимерное соединение, повышающее вязкость, и где пермеат, практически не содержит взвешенные твердые частицы, свободную нефть и эмульгированную нефть;

- закачивание пермеата в нефтеносный пласт.

Стадия закачивания

Способ CEOR может включать стадию нагнетания водного раствора в нефтеносный пласт. Этот этап называется здесь "стадией закачивания".

Стадия извлечения

Кроме того, способ CEOR может включать стадию извлечения нефте-водяной смеси, полученной из нефтеносного пласта. Этот этап называется здесь "стадия извлечения". Смесь нефть-вода содержит нефть, которая первоначально находилась в нефтеносном пласте, и водный раствор, который закачивается в нефтеносный пласт.

Стадия разделения

Кроме того, способ CEOR может включать стадию обработки смеси нефть-вода для отделения нефтяного продукта от пластовой воды. Этот этап называется здесь "стадия разделения". Указанная стадия разделения может быть выполнена с использованием любых подходящих систем, например, систем, содержащих резервуары разделения (например, такие, как резервуары без пластин и/или сепараторы с наклонными пластинами), гидроциклона, систем барботажной флотации с использованием воздуха, систем с использованием флотации растворенным воздухом, систем, содержащих фильтрующие стенки скорлупы орехов, систем на основе блока коалесценции и фильтры.

Стадия повторного закачивания

Кроме того, способ CEOR может включать стадию закачивания пермеата в нефтеносный пласт. Этот этап называется здесь "стадии повторного закачивания". Пермеат может быть введен в ту же самую нагнетательную скважину, в которую предварительно закачивают водный раствор (сравните со стадией закачивания). В качестве альтернативы, пермеат может вводиться в различные нагнетательные скважины.

В зависимости от реализации предполагается, что пермеат может закачиваться непосредственно в нефтеносный пласт (прямое введение); улучшенный пермеат может вводиться после того, как пермеат подвергается дальнейшей обработке (стадия улучшения, затем прямое введение); пермеат может смешиваться со "свежим" водным раствором перед нагнетанием (стадия смешивания, затем стадия закачивания); улучшенный пермеат может смешиваться со "свежим" водным раствором перед нагнетанием (стадия улучшения, затем стадия смешения, затем стадия закачивания); пермеат смешивается со свежим водным раствором, затем улучшается и затем закачивается.

Прямое нагнетание

Обработанный пермеат может закачиваться непосредственно в нефтеносный пласт. Следовательно, в этом варианте осуществления изобретения водный раствор для нагнетания содержится в пермеате. Как подробно описано ниже, всякий раз, когда любой этап улучшения осуществляют до нагнетания, улучшенный пермеат может закачиваться непосредственно в нефтеносный пласт.

Стадия смешивания и/или стадия совместного закачивания

До нагнетания в нефтеносный пласт, альтернативно прямому нагнетанию, пермеат может смешиваться с водным раствором. В этом варианте осуществления, после смешивания пермеата с водным раствором, полученную смесь можно нагнетать в нефтеносный пласт. Как подробно описано ниже, всякий раз, когда любой этап улучшения осуществляют до нагнетания, улучшенный пермеат может смешиваться с водным раствором.

Способы CEOR

Способы CEOR включают в себя любой способ, в котором пермеат закачивается в нефтеносный пласт. Способ CEOR может быть выбран из группы, состоящей из способа повышения нефтеотдачи пласта, способа стимуляции коллектора, способа защитной адсорбции, или способа снижения захватывания в процессе заводнения.

Способ повышения нефтеотдачи пласта (EOR) включает непрерывное и длительное закачивание раствора, содержащего полимер, для того, чтобы охватить коллектор раствором от нагнетательной скважины до добывающей скважины. Цель состоит в том, чтобы обрабатывать не зону коллектора, а весь коллектор для максимально возможного извлечения нефти. Для этой цели необходимо ввести гораздо больший объем водного раствора, который, как правило, составляет от 50% до 500% или даже больше от объема пор.

В эксплуатационной скважине или скважинах извлекается водная, нефтяная и иногда газообразная смесь.

Способ стимуляции коллектора включает в себя процесс заводнения, управление мобильностью, процесс закупоривания, причем указанный способ отличается тем, что нагнетается содержащий полимер раствор, который ограничен в объеме, чтобы создать локализованное явление в коллекторе, в частности, для заводнения, герметизации зон с высокой проницаемостью, для «перекрывания водоносных горизонтов», блокирования зон, где нежелательная вода поступает в подземный пласт. Закачивание обычно осуществляют или с помощью нагнетательной скважины, или эксплуатационной скважины в течение очень короткого периода времени в несколько дней, и, как правило, менее одного месяца, и объемов, составляющих менее 5% от объема пор коллектора. Объем пор соответствует объему, который не занят породой в коллекторе, который обеспечивает корреляцию с проницаемостью зоны. Обычно, полимерное соединение, повышающее вязкость, сшивается сшивающим агентом (органическими ионами или ионами металлов) до закачивания в нефтеносный пласт, или в ходе закачивания. Полученный сшитый полимер образует гель.

Способ защитной адсорбции включает стадию химического повышения нефтеотдачи пласта, на которой пермеат закачивается в нефтеносный пласт, чтобы адсорбировать полимерное соединение на внутренней поверхности коллектора. Полимерное соединение адсорбируется на поверхности и действует в качестве расходуемого вещества. Эта стадия обычно выполняется в начале процесса CEOR при низкой концентрации полимерного соединения в закачиваемом флюиде и обеспечивает уменьшение адсорбции полимерного соединения, повышающего вязкость, в течение последующего нагнетания.

Способ снижения захватывания в процессе заводнения также рассматривается как способ химического повышения нефтеотдачи пласта, поскольку в нем подразумевается закачивание пермеата. Полимерное соединение действует как средство снижения захватывания, и уменьшает усилие (давление закачивания), необходимое для закачивания жидкости в нефтеносный пласт. Обычно в способе снижения захватывания предполагается использование низкой концентрации полимерного соединения в закачиваемом флюиде.

Примеры

Различные типы керамических мембран были сопоставлены с целью оценки их пригодности и эффективности для выделения полимера из нефти. В частности, оценивается их пригодность и эффективность для получения отведенного потока, содержащего, в частности, суспендированные твердые вещества, свободную нефть, смазку, эмульгированную нефть; и поток пермеата, содержащий полимер.

Пример 1. Сравнение концентрации полимера

Испытывали влияние концентрации полимеров в водном растворе на их проницаемость через различные керамические мембраны.

Были испытаны следующие полимеры:

- сополимер акриламида с акрилатом натрия, с молекулярной массой 7 МДа (в последующем обозначается как "7 МДа полимер"),

- сополимер акриламида с акрилатом натрия, с молекулярной массой 15 МДа (в последующем "15 МДа полимер").

Были испытаны четыре различные концентрации полимера, а именно 200 ч/млн., 600 ч/млн., 600 ч/млн. разложившегося полимера (за исключением испытания 7 МДа полимера на монолитной SiC мембране без покрытия) и 1000 ч/млн. В случае применения, полимер разлагают, под действием высокого давления, с последующим сбросом давления.

Были испытаны следующие керамические мембраны:

- монолитная керамическая SiC мембрана без покрытия, имеющая диапазон отсечки приблизительно от 5 до 10 мкм;

- стандартная микрофильтрационная керамическая мембрана из TiО₂, имеющая отсечку приблизительно 0,1 мкм.

Испытания фильтрования проведены при следующих экспериментальных условиях:

- рассол: общее количество растворенных солей (TDS) 4830, двухвалентных солей - 115 TDS, карбонатных - 1310 TDS.

- температура: 38°С

- термомеханическая обработка: при l бар

- скорость концентрата: 3 м/с

Изменение проницаемости при фильтрации на SiC монолитной керамической мембране без покрытия с течением времени для 7 МДа полимера показано на фиг. 4. Изменение проницаемости при фильтрации на SiC монолитной керамической мембране без покрытия с течением времени для 15 МДа полимера показано на фиг. 5.

Из этих экспериментов видно, что испытуемая SiC монолитная керамическая мембрана без покрытия обладает отличной проницаемостью для обоих 7 МДа и 15 МДа полимеров, причем проницаемость уменьшается по мере того, как увеличивается концентрация полимера, и проницаемость увеличивается с течением времени. За исключением разности шкалы в соответствии с проницаемостью из-за различия в диапазоне отсечки, аналогичные наблюдения сделаны для испытуемой стандартной керамической мембраны MF TiО₂, то есть, показано, что проницаемость уменьшается по мере того, как увеличивается концентрация полимера. Кроме того, было показано, что при одинаковой концентрации полимера, проницаемость разложившегося полимера выше, чем исходного полимера.

На обеих мембранах было показано, что проницаемость имеет тенденцию к увеличению с течением времени. Не желая быть связанными теорией, авторы полагают, что мембрана не является полностью смоченной (увлажненной) в начале экспериментов и что проницаемость увеличивается по мере того, как мембрана становится полностью смоченной; что полимер медленно разлагается из-за рециркуляции пермеата, а также концентрата в питающий резервуар; и что концентрация полимера уменьшается в процессе испытания.

Пример 2. Удерживание нефти на керамической мембране (замкнутый контур)

Была испытана эффективность проницаемости керамической мембраны в зависимости от периодического добавления нефти.

На фиг. 2 схематически показана пилотная установка. В пилотной установке 200, показанной на фиг. 2, питающая вода направляется из питающего резервуара 210, с помощью рециркуляционного насоса 220, в фильтрующее устройство 230, где эта вода подвергается фильтрации. После этой стадии фильтрования, получают поток пермеата и отводимый поток, причем оба потока подают в питающий резервуар 210. К фильтрующему устройству прилагают трансмембранное давление (не показано).

Был испытан следующий полимер: ​сополимер акриламида с акрилатом натрия с молекулярной массой 7 МДа (в последующем обозначается как «7 МДа полимер»), при концентрации 600 ч/млн.

Были испытаны следующие керамические мембраны:

- монолитная керамическая SiC мембрана без покрытия, имеющая диапазон отсечки приблизительно от 5 до10 мкм.

Фильтрование было проведено при следующих экспериментальных условиях:

- рассол: общее количество растворенных солей (TDS) 4830, двухвалентных - 115 TDS, карбонатных - 1310 TDS,

- температура: 38°С,

- термомеханическая обработка: при l бар,

- скорость концентрата: 3 м/с,

- фильтрацию проводят приблизительно в течение 500 мин;

- промывку осуществляют приблизительно от 100 мин до 350 мин в течение 0,75 сек каждые 6 мин;

- сырую нефть равномерно добавляют в питающий резервуар.

Изменение проницаемости при фильтрации с течением времени показано на фиг. 6.

Было показано, что проницаемость является стабильной во времени (приблизительно между 3500 л/(час.м².бар) и 4500 л/(час.м².бар)). Также было показано, что в начале содержание нефти является очень низким, затем достигает максимума приблизительно 70 ч/млн. Очевидно, что эта максимальная концентрация была достигнута после пуска импульса обратной промывки. В отличие от этого, когда импульс обратной промывки прекращается, концентрация нефти снова уменьшается до значения приблизительно 13 ч/млн.

Не желая быть связанными какой-либо теорией, авторы полагают, что нефть поглощается мембраной, приводя к снижению концентрации нефти в питающем резервуаре, в то время как степень прохождения полимера через мембрану составляет приблизительно от 90% до 100%.

Очистку на месте (CIP) осуществляют после каждого испытания, используя очищающий раствор (раствор поверхностно-активного вещества с нейтральным рН). Очистка CIP позволяет очищать керамическую мембрану, в частности, путем удаления из керамической мембраны соединений и материалов, накопленных в монолите. Очистка CIP позволяет восстановить проницаемость на уровне, эквивалентном новому монолиту (фильтрующего устройства).

Пример 3. Удерживание нефти на керамической мембране (непрерывная подача)

Была испытана эффективность проницаемости керамической мембраны при непрерывном извлечении пермеата и концентрата. На фиг. 3 схематически показана пилотная установка. В пилотной установке 300, показанной на фигуре 3, питающая вода направляется в питающий резервуар 310. Затем питающая вода непрерывно направляется из питающего резервуара 310, с помощью рециркуляционного насоса 320, в фильтрующее устройство 330, где эта вода подвергается фильтрации. На этой стадии фильтрования получают поток пермеата и отведенный поток. Отведенный поток направляется обратно из фильтрующего устройства в питающий резервуар 310. К фильтрующему устройству прилагают трансмембранное давление (не показано).

Были испытаны следующие соединения:

- 7 МДа полимер при концентрации 600 ч/млн.

- Нефть в концентрации 1000 ч/млн.;

- Общее содержание взвешенных твердых веществ - концентрация 50 ч/млн. и размер частиц приблизительно от 100 до 150 мкм.

Были испытаны следующие керамические мембраны:

- монолитная керамическая SiC мембрана без покрытия, имеющая диапазон отсечки приблизительно от 5 до 10 мкм.

Фильтрование было проведено при следующих экспериментальных условиях:

- Рассол: общее количество растворенных солей (TDS) 4830, двухвалентных - 115 TDS, карбонатных - 1310 TDS.

- Термомеханическая обработка: при l бар

- Скорость концентрата: 3 м/с

- Температура: 25°С;

- Непрерывное извлечение пермеата и концентрата;

- Регулярное добавление свежего раствора в питающий резервуар.

Проницаемость фильтрации с течением времени показана на фиг. 7.

Было показано, что проницаемость уменьшается с течением времени, хотя отсутствует концентрирование сырья во время испытания. Не желая быть связанными какой-либо теорией, авторы полагают, что такое уменьшение может быть обусловлено накоплением нефти в мембране, в сочетании с более низкой температурой, чем для испытаний, приведенных выше, что ухудшает прохождение воды через мембрану, и, следовательно, ухудшает прохождение полимеров через мембрану.

Проницаемость может быть восстановлена после очистки с помощью различных очищающих растворов, таких как раствор поверхностно-активного вещества с нейтральным значением рН, лимонная кислота и гипохлорит натрия (не показано).

Пример 4. Удерживание нефти на керамической мембране (непрерывная подача)

Была испытана эффективность проницаемости керамической мембраны при непрерывном извлечении пермеата и концентрата. На фиг. 3 схематически показана пилотная установка.

Были испытаны следующие соединения:

- 7 МДа полимер при концентрации 600 ч/млн.

- Нефть в концентрации 1000 ч/млн.;

- Взвешенные твердые вещества отсутствуют.

Были испытаны следующие керамические мембраны:

- монолитная керамическая SiC мембрана без покрытия, имеющая диапазон отсечки приблизительно от 5 до10 мкм.

Фильтрование было проведено при следующих экспериментальных условиях:

- Рассол: общее количество растворенных солей (TDS) 4830, двухвалентных - 115 TDS, карбонатных - 1310 TDS.

- Термомеханическая обработка: при l бар

- Скорость концентрата: 3 м/с

- Температура: 40°С;

- Непрерывное извлечение пермеата и концентрата;

- Регулярное добавление свежего раствора в питающий резервуар в моменты времени 13, 21, 32, 48, 65, 85, 105 и 130 мин.

Изменение проницаемости фильтрации с течением времени показана на фигуре 8.

Было показано, что проницаемость медленно уменьшается в течение первой части испытания, хотя проницаемость остается стабильной при меньшем значении во время второй части испытания. Не желая быть связанными какой-либо теорией, авторы полагают, что, в течение первой части испытания, накопление нефти внутри мембраны приводит к снижению проницаемости. Однако через некоторое время достигается устойчивое состояние, в котором создается другой фильтрующий слой из накопленной нефти с постоянной проницаемостью. Концентрация нефти в пермеате оказывается стабильной, на уровне около 20 ч/млн. В противоположность этому, концентрация нефти в ретентате не является стабильной, что, как полагают, обусловлено периодическим добавлением партий сырья из питающего резервуара. Альтернативное или дополнительное объяснение может заключаться в том, что увеличение концентрации нефти может быть вызвано накоплением и высвобождением нефти из мембраны.

Проницаемость может быть восстановлена после двойной очистки с помощью раствора поверхностно-активного вещества с нейтральным значением рН (не показано).

Пример 5. Обработка реальной пластовой воды (замкнутый контур)

Была испытана эффективность проницаемости керамической мембраны, через контур рециркуляции пермеата и концентрата. На фиг. 2 схематически показана пилотная установка.

Была испытана пластовая вода следующего состава:

- Концентрация полимера – 150 ч/млн.;

- Общая концентрация взвешенных твердых веществ TSS приблизительно от 20 до 50 ч/млн.;

Были испытаны следующие керамические мембраны:

- монолитная керамическая SiC мембрана без покрытия, имеющая диапазон отсечки приблизительно от 5 до10 мкм.

Фильтрование было проведено при следующих экспериментальных условиях:

- Термомеханическая обработка: при l бар

- Скорость концентрата: 3 м/с

- Температура: 35°С;

- Рециркуляция пермеата и концентрата (замкнутый контур);

- Одно из испытаний проведено в тупиковом режиме в течение 5 мин, в моменты времени 19, 30, 47 и 58 мин.

Изменение проницаемости фильтрации во времени показано на фиг. 9.

Было продемонстрировано, что проницаемость медленно уменьшается в течение первой части испытания, хотя проницаемость остается стабильной при меньшем значении во время второй части испытания.

Пример 6. Способ химического повышения нефтеотдачи пласта

Способ химического повышения нефтеотдачи пласта моделируют с использованием системы заводнения керна путем закачивания водного раствора, содержащего сополимер акриламида с акрилатом натрия с молекулярной массой 15 МДа (стадия 1). Пластовую воду фильтруют с помощью керамической мембраны согласно изобретению, чтобы получить пермеат (стадия 2), и этот пермеат используют для приготовления нового водного раствора, в котором растворяют свежий полимер (стадия 3). В конце закачивается полученный водный раствор (стадия 4).

Стадия 1. Закачивание водного раствора, содержащего сополимер акриламида с акрилатом натрия с молекулярной массой (15 МДа)

Закачивают поток заводнения керна со следующими характеристиками:

- Температура: 50°С

- Средняя проницаемость: 1200 мДарси, песчаник

- Плотность нефти: 22° API.

Водный раствор, содержащий полимер, имеет следующий состав и свойства:

- NaCl: 3300 мг/л

- KСl: 70 мг/л

- CaСl₂•2H₂О: 150 мг/л

- MgС1₂•6H₂О: 85 мг/л

- Na₂SO₄: 30 мг/л

- NаHCO₃: 100 мг/л

- Растворенный кислород: 20 ч/млрд.

- Общее содержание взвешенных твердых веществ: 5 ч/млн.

- pH: 7,5

- Концентрация полимера: 1000 ч/млн.

- Вязкость 25 сПз.

- Фильтрационное соотношение 1: 1.

Коэффициент извлечения составляет 38%. Без добавления 1000 ч/млн. полимера, коэффициент извлечения составляет только 25%.

Стадия 2. Фильтрация пластовой воды с керамической мембраной согласно изобретению

На стороне пластовой воды потока, заводняющего керн, полимер получается вместе с водой. Пластовая вода, содержащая полимер, имеет следующие характеристики:

- NaСl: 3000-3500 мг/л

- KСl: 50-100 мг/л

- CaСl₂•2H₂О: 120-170 мг/л

- MgС1₂•6H₂О: 60-100 мг/л

- Na₂SO₄: 25-40 мг/л

- NаHCO₃: 40-100 мг/л

- Растворенный кислород: 20 ч/млрд.

- pH: 7,5

- Общее содержание взвешенных твердых веществ: 10-15 ч/млн. со средним размером 10 мкм

- Концентрация нефти в воде: 300-700 ч/млн. со средним размером частиц 12,5 мкм

- Концентрация полимера: 500 ч/млн.

- Вязкость 3,5 сПз.

Пластовую воду фильтруют на SiC монолитной керамической мембране без покрытия, имеющей диапазон отсечки приблизительно от 5 до 10 мкм, и получают пермеат, который имеет следующие характеристики:

Концентрация полимера: 500 ч/млн.

- NaСl: 3000-3500 мг/л

- KСl: 50-100 мг/л

- CaСl₂•2H₂О: 120-170 мг/л

- MgС1₂•6H₂О: 60-100 мг/л

- Na₂SO₄: 25-40 мг/л

- NаHCO₃: 40-100 мг/л

- Растворенный кислород: 20 ч/млрд.

- pH: 7,5

- Общее содержание взвешенных твердых частиц: 5 ч/млн., со средним размером - 10 мкм

- Концентрация нефти в воде: 5-20 ч/млн.

- Концентрация полимера: 500 ч/млн.

- Вязкость: 3,5 сПз.

Полимер, первоначально содержащийся в пластовой воде, находится в фильтрате и может быть возвращен для нового закачивания.

Стадия 3. Получение новых загущенных водных растворов для закачивания

Готовят два различных водных раствора с пермеатом.

Новый водный раствор А получают путем растворения в пермеате 1000 ч/млн. свежей порции сополимера акриламида с акрилатом натрия с молекулярной массой 15 МДа. Получают раствор с вязкостью 32 сПз и фильтрационным соотношением 1: 1.

Новый водный раствор B получают путем растворения в пермеате 700 ч/млн. свежей порции сополимера акриламида с акрилатом натрия с молекулярной массой 15 МДа. Получают раствор с вязкостью 25 сПз и фильтрационным соотношением 1: 1.

Стадия 4. Закачивание новых загущенных водных растворов А и В.

Проводят такую же стадию 1 заводнения керна с новыми загущенными водными растворами А и В. Были получены следующие коэффициенты извлечения.

Способ настоящего изобретения обладает тем преимуществом, что часть полимера подвергается рециркуляции для нового закачивания. Можно снизить расход полимера (от 1000 ч/млн. до 700 ч/млн.), чтобы получить тот же самый коэффициент извлечения, или можно повысить коэффициент извлечения (от 38% до 43%) при сохранении одинакового расхода полимера (1000 ч/млн.).