EA009398B1 - Способ производства пара высокого давления из отработанной воды - Google Patents

Abstract

Способ, основанный на испарении для генерации пара высокого давления из отработанной воды, полученной в производстве тяжелой нефти. Очищенная от нефти отработанная вода обрабатывается высоким рН/испарителем высокого давления (84), приводимым в действие водяным трубчатым бойлером (110). Пар, производимый испарителем, подходит для способа гравитационного дренажа при помощи пара (SAGO), будучи утилизируемым установками для извлечения тяжелой нефти без применения прямоточных паровых генераторов, которые нуждаются в экстенсивной химической обработке, и без требуемой атмосферной дистилляции, которая требует компрессоров, потребляющих много энергии. Выпуск испарителя может быть дополнительно обработан в кристаллизующем испарителе для обеспечения системы нулевого жидкого стока (ZLD), и большая часть отработанной воды, по меньшей мере 98% входящего потока отработанной воды, может быть получена в форме пара высокого давления.

Description

Область техники, к которой относится изобретение

Этот способ относится в основном к способу и системе испарения воды для обработки отработанных вод и генерации пара высокого качества для операций извлечения нефти из геологических формаций, в которых используют пар высокого давления.

Уровень техники

Для производства пара с целью введения его в нефтеносные формации производители нефти применяют различные средства. Пар, который вводится в геологическую формацию, конденсируется за счет прямого контактного обмена теплом, нагревая, таким образом, нефть и снижая ее вязкость. Конденсированный пар и нефть собираются в добывающей скважине и откачиваются на поверхность. Эта смесь нефть/вода, после того, как от нее отделена нефть, представляет собой то, что в нефтяной промышленности называется «отработанной водой».

Поскольку вода может включать до 90% от каждого барреля смеси нефть/вода, удаленной из формации, извлечение и повторное использование воды необходимо для того, чтобы контролировать цену операции и минимизировать воздействие на окружающую среду, вызванное потреблением природной свежей воды и последующим генерированием удаляемых отходов воды. Если принято решение утилизировать отходы воды, то необходима обработка отработанной воды для уменьшения накипи и/или тенденции к загрязнению воды органическими соединениями. В основном эта обработка необходима для удаления солей жесткости и других ионов, представленных в потоке, предпочтительно почти до нуля. Как понятно специалистам, «жесткость», вызываемая ионами, представляет собой комбинацию солей кальция и магния в воде, используемой в оборудовании для генерации пара, и обычно выражается, как части на миллион (ррт), хотя могут быть использованы другие термины. Хотя считается, что кремнезем не увеличивает величину жесткости, его присутствие также может приводить к проблемам образования накипи, если он представлен в других, нежели минимальных количествах.

Традиционным способом производства пара при увеличении выхода нефти является применение прямоточного генератора пара (ОТ8С), в котором пар генерируется из отработанной питающей воды через трубы, нагреваемые газовыми или нефтяными горелками. Питающая ОТ8С вода может иметь общую концентрацию растворенных солей выше, чем 12000 ррт (как эквивалент СаСО₃), но требует уровня жесткости, близкого к нулю. Этот способ дает пар низкого качества или влажный пар, который состоит на 80% из пара и на 20% из жидкости при манометрическом давлении в интервале от 600 до 2000 фт/дюйм² (4,14-13,79 МПа). Этот пар с 80% качеством отделяется от 20% воды, а затем вводится в формацию. Часть или все 20% сброса рассматриваются как сточные воды. Другой способ, который может быть предложен для получения пара высокого качества, включает применение водяного трубчатого бойлера вместо ОТ8С для генерации пара. Однако водяной трубчатый бойлер нуждается даже в большей предварительной обработке питающей воды, чем ОТ8С для того чтобы гарантировать его нормальное функционирование. Для сравнения требований для воды, питающей бойлеры типа ОТ8С и водяные трубчатые бойлеры, ссылаемся на фиг. 6 и 7. Существуют многочисленные способы получения питающей воды с качеством, требуемым для генерации пара, несколько из которых для иллюстрации в общих чертах рассмотрены ниже.

Смесь нефть/вода, выходящая из эксплуатационной скважины, направляется в первичный сепаратор смеси нефть-вода, где вся нефть в значительной степени отделяется от отработанной воды. Этот сепаратор может включать любой известный аппарат, но обычно он включает одну или более гравитационную ловушку воды (Е\УКО). которая позволяют разделять нефть и воду по весу. Отделенная нефть дополнительно подвергается обработке для окончательного удаления воды, а затем отправляется на хранение.

Отделенная отработанная вода направляется в резервуар с коническим дном, где тяжелым частицам, таким как песок, позволяют осесть, а любой оставшейся нефти подняться вверх для удаления. Если какая-либо значительная часть нефти остается после этой стадии, то для удаления практически всей нефти, присутствующей в отработанной воде, применяется один или более блок газовой флотации. Альтернативно может быть применен связывающий нефть полимер с получением отходов нефть/твердый шлам, которые далее необходимо удалить для обработки.

Далее вода, очищенная от нефти, обрабатывается для повторного использования. Ее состав изменяется, но обычно она содержит в значительных количествах твердые частицы (ТО8), общий органический углерод (ТОС), а также имеет высокую жесткость и кремнезем. Схемы установок для обработки воды, которые ранее использовались до зоны удаления нефти и после инжекции пара в скважину, а также оборудование, которое необходимо или желательно для получения пара высокого качества с давлением 600 фт/дюйм² (4,14 МПа) или выше являются главным усовершенствованием, объясняемым и описанным в этом раскрытии изобретения.

Из фиг. 1, которая обрисовывает обычный процесс уровня техники, используемый для получения пара высокого качества для инжекции в наклонную скважину, видно, что полученная неочищенная вода 6 направляется в зону, где происходит очистка от нефти 8, а затем в обогреваемый известковый умягчитель 310. Такие химикаты 312, как Са(ОН)₂, Иа₂СО₃, МдО, ЫаОН и коагулянт вводятся в известковый умягчитель в зависимости от желаемой реакции, и получается осадок, состоящий из солей жесткости и

- 1 009398 кремнезема. За известковым умягчителем установлен фильтр грубой очистки 324 для удаления малых суспендированных твердых частиц, которые попали в известковый шлам. Затем частично умягченная отработанная вода, еще насыщенная кальцием (в виде Са₂СО₃), дополнительно деионизируется слабокислым катионообменником (\УАС) 18, который в значительной степени удаляет все оставшиеся двухвалентные ионы. Затем умягченная отработанная вода направляется в ОТ8С 230, через трубопровод, который проходит через предварительные нагреватели (4 и 76), и производится пар 80% качества 236. Сепаратор пара 240 удаляет 20% унесенной воды и производит пар высокого качества 100 для инжекции пара в наклонную скважину в процессе закачки пара. Высокотемпературный выпуск из парового сепаратора 96 направляется затем в серию флаш-резервуаров для обеспечения постепенно понижающегося давления пара, используемого для других нужд. Если желателен нулевой жидкий сток, то может быть применено мгновенное испарение 134 в паровом многоступенчатом испарителе и кристаллизаторе 140 для получения системы с нулевым жидким стоком (ΖΕΌ).

Этот способ уровня техники известен в технологии и рассматривается как промышленный стандарт. Однако он имеет несколько недостатков, среди которых следующие:

1. В любом варианте он характеризуется наиболее высокими расходами химикатов;

2. Он имеет наиболее высокую себестоимость из-за требований удаления шлама и осадка солей;

3. ОТ8С ограничен 80% превращения воды в пар;

4. ОТ8С имеет присущие ему проблемы в конструкции, касающиеся смачивания труб, загрязнения и образования накипи;

5. При операциях в холодную погоду шлам из известкового умягчителя становится очень твердым, что затрудняет обслуживание;

6. В случае остановки на техническое обслуживание не по расписанию шлам в известковом умягчителе может легко выпасть в форме, похожей на бетон, и становится слишком твердым для удаления из системы.

Фиг. 2 описывает другой способ уровня техники, в котором известково-содовый умягчитель, фильтр грубой очистки и дочищающий \УАС заменяются механическим паровым компрессорным испарителем (МУС) 244. Очищенная от нефти отработанная вода 14 может быть обработана кислотой, такой как соляная (НС1) для снижения рН и разрушения любых присутствующих негидроксидных щелочей. Любые присутствующие неконденсируемые газы (ЫСС) 58 могут быть удалены в деаэраторе 56. Затем может быть добавлен щелочной агент, такой как гидроксид натрия (ΝαΟΗ) 62 для повышения рН до примерно 10 или более. Испаритель МУС 244 производит дистиллированный поток с низким ТЭ8 246, который применяется для питания ОТ8С 230, и процесс генерирования пара высокого давления для инжекции в наклонную скважину осуществляется таким же образом, как на фиг. 1. В этом случае выпуск 96 из сепаратора пара 240 быстро испаряется в паровой кристаллизатор 252, который концентрирует выпускной рассол 248 из МУС испарителя 244 и таким образом обеспечивает систему ΖΕΌ. Пар с низким ТЭ8. производимый в кристаллизаторе 162, направляют через трубопровод 166, где он комбинируется с жидкой частью 138, выходящей из флаш-резервуара 130, в питающий ОТ8С резервуар для хранения 36.

В то время как этот способ, по-видимому, обеспечивает простой подход для получения воды высокого качества для ОТ8С. он ограничен в применении концентрацией ионов, вызывающих жесткость, таких как кальций и магний, которая должна быть низкой в отработанной неочищенной воде. Если концентрация ионов, вызывающих жесткость, не низкая, то МУС ограничивается получаемым концентрационным фактором, и требуются химикаты для контроля накипи, или он должен работать с затравкой для устранения накипи из сульфата кальция и кремнезема. В процессе работы с затравкой хлорид кальция (СаС1₂) и/или сульфат натрия (№₂8О₄) должны быть добавлены к питающему потоку для гарантии, что в МУС испарителе 244 поддерживается циркулирующая густая водная суспензия кристаллов сульфата кальция (Са8О₄), обычно в виде 3-10% суспендированных твердых частиц (88). Эта циркулирующая суспензия применяется как центры осаждения для входящих ионов кальция и для соосаждения кремнезема. Этот способ работы с затравкой надлежащим образом раскрыт в патенте США 4618429.

Недостатками этой системы являются следующие:

1. Высокое потребление энергии, что обусловлено компрессором испарителя МУС

3. Поставщики оборудования ОТ8С неохотно разрабатывают конструкции, которые генерируют пар с качеством, большим чем 80% даже при наличии питающей воды высокого качества

4. Проблемы смачивания ОТ8С труб

5. Применение ограничено отработанными водами с низким содержанием кальция и магния, что обусловлено высокими требованиями к рН для растворимости кремнезема, и даже когда их содержания низкие, требуется очистка кислотой для поддержания эффективности работы испарителя путем удаления накипи СаСО3, которая осаждается внутри.

6. Испаритель является объектом осаждения накипи из-за низкой растворимости компонентов в питании испарителя, таких как стронций, барий и комплексы металлов, что имеет место при низких значениях рН.

Фиг. 3 является еще одним способом уровня техники, который использует испаритель МУС 244 для предварительной обработки отработанной воды, очищенной от нефти, тем же способом, который пока

- 2 009398 зан на фиг. 2. В этом случае все-таки дистиллят высокого качества 246 из МУС 244 охлаждается в теплообменнике 280 и посылается через трубопровод 284 к обратному осмотическому элементу (ВО) 290, который удаляет из него летучий ТОС. Пермеат ВО 294 является подходящим для применения в многоступенчатом водяном трубчатом бойлере 110, который будет производить пар высокого качества. Необходимость в системе сепаратора пара и в выпускной системе конденсации устраняется. Подобным же образом устраняются проблемы, присущие ОТ8С и обеспечивается большее превращение воды в пар. Выпуск из бойлера направляется в МУС (262). Паровая ΖΕΌ система, представленная на предшествующих фигурах, должна быть устранена в пользу системы МУС, поскольку количество выпуска из водяного трубчатого бойлера недостаточно для питания парового испарителя. В связи с ограничениями компрессора для конечной концентрации требуется также МУС кристаллизатор 268. В некоторых отработанных водах, особенно тех, которые имеют минимальный нелетучий ТОС, не требуется также ВО система 290, и МУС дистиллят 246 направляется к водяному трубчатому бойлеру 110 без какой-либо дальнейшей обработки. Однако этот вариант в большей степени имеет возможности для загрязнения и осаждения накипи в трубчатом бойлере, чем в том случае, когда применяется обработка дистиллята. Преимуществами этой системы являются включение водяного трубчатого бойлера и более низкая себестоимость эксплуатационных расходов, благодаря низкому расходу топлива по сравнению с процессом МУС/ОЫ8С на фиг.

2.

Недостатки этой системы включают:

1. Очень высокое потребление энергии и наиболее высокие требования к электрической инфраструктуре;

2. Высокая общая себестоимость по сравнению с другими вариантами;

3. Требуется множество МУС испарителей (предварительная обработка/выпуск и кристаллизатор), что усложняет процесс;

4. Весь ТОС негоден для предварительной обработки/выпуска и кристаллизаторов МУС, так как вероятно будет вызывать проблемы вспенивания, усложняющие процессы и подвергающие компрессоры МУС риску разрушения;

5. Предварительно обработанный дистиллят испарителя МУС должен быть охлажден до обработки ВО, а затем повторно нагрет.

Суммируя, можно сказать, что конструкции уровня техники, используемые в настоящее время для обработки тяжелых отработанных пластовых вод для генерации пара высокого качества с целью применения в наклонных скважинах для нагнетания пара в пласт, не полностью удовлетворительны, что обусловлено следующим:

1. Способы физико-химической обработки обычно экстенсивны, требуют высокого уровня технического обслуживания и координации процесса и производят большое количество шламов и регенерационных потоков, с которыми необходимо заниматься в соответствии со строгими законами об охране окружающей среды;

2. Большие количества требуемых дорогих обрабатывающих химикатов, которые в некоторых случаях требуют специальных процедур безопасности при обращении с ними;

3. Зависимость от низкой эффективности ОТ8С для генерации пара высокого качества с получением 80% пара и воды для пара и ассоциированных сепаратора пара и систем обращения с выпускным конденсатом;

4. Проблемы, присущие ОТ8С с неудовлетворительной смачиваемостью труб, высокими скоростями переноса тепла и закупоркой труб;

5. Высокие требования к потреблению энергии и электрической инфраструктуре, обусловленные применением компрессоров пара;

6. Обработка всей отработанной воды в соответствии с требованиями Л8МЕ к качеству воды, которая может быть утилизирована в коммерческих водяных трубчатых бойлерах.

Поскольку становится все дороже обрабатывать воду или при ее ограниченном запасе, или в обоих случаях, было бы желательно упростить обработку, необходимую для производства пара высокого качества и давления, и снизить стоимость. В конечном счете, было бы несомненно желательно преодолеть реальности возрастающей трудности обработки воды лучшей эксплуатационной готовностью системы и более длительным временем работы системы, чем это повсеместно достигнуто в настоящее время.

Полагают, что никто до настоящего времени не думал, что вполне реально работать на деионизированной воде с водяным трубчатым бойлером, сопряженным с испарительной системой при высоких рН и при давлениях, которые достаточно высоки, чтобы обеспечить получение пара, непосредственно используемого для нагнетания пара в пласт. Традиционный инженерный подход сводился к конструированию таких систем, как те, что описаны в уровне техники на фиг. 1-3, или к ограничению конечных концентраций солей до уровней, которые не вызывают проблем с накипью.

Таким образом, в индустрии тяжелой нефти существует прежняя нереализованная потребность в направлении усилий на вышеупомянутые недостатки и несоответствие требованиям. Соответственно, было бы полезно направить усилия на проблемы, существующие в практике, которые могли бы помочь охране окружающей среды, а также содействовали бы контролю затрат владельцами нефтепромысловых

- 3 009398 объектов и зон разработки.

Сущность изобретения

Настоящее изобретение обеспечивает новый способ генерации пара высокого давления для отработанной воды, применяющий технологию выпаривания промышленного рассола с высоким содержанием ΤΏ8, которая устраняет потребность в прямоточных генераторах пара и потребляющих энергию компрессорах.

В уникальном процессе для производства пара высокого давления до стадии генерации пара высокого давления (Н1РУар) в очищенную от нефти отработанную воду с низкой жесткостью и низкой негидроксидной щелочностью вводят раствор щелочного агента для повышения рН. В ситуациях, когда в подаваемом потоке отработанной воды имеется накипь, обусловленная негидроксидной щелочностью, используется система ввода кислоты для разрушения щелочности до повышения рН для генерации пара в Н1РУар.

Предпочтительная конструкция, применяемая в настоящем изобретении, предусматривает установку для генерации пара из отработанной воды, которая обеспечивает преодоления ряда важных и серьезных проблем. Во-первых, не требуется применения склонных к проблемам низкоэффективных ОТ8С для производства пара высокого давления. Во-вторых, требования к предварительной обработке отработанной воды до генерации пара высокого давления минимизированы или полностью устранены. Потоки шлама из нагреваемого умягчителя устранены. В-третьих, процесс, как он раскрыт здесь, полностью приводится в действие паром, и здесь нет потребностей в компрессорах, потребляющих много энергии, или в электрической инфраструктуре. В-четвертых, регулируемые уровни многовалентных катионов в комбинации с регулируемыми уровнями негидроксидной щелочности в существенной степени устраняют осаждение формирующих накипь соединений, ассоциированных с анионами сульфата, карбоната или кремниевых кислот. Таким образом, требования к очистке являются минимальными. Это важно с коммерческой точки зрения, поскольку это дает возможность устранить потерю воды в устройстве для обработки воды, которая в другом случае требовала бы нежелательного увеличения размера устройства для обработки с целью приспособления к потерям продукции во время циклов очистки. В пятых, предпочтительно высокие значения рН в условиях работы обеспечивают возможность высокой степени ионизации, для того чтобы достичь ее у различных ионов, которые плохо ионизированы при нейтральных или вблизи нейтральных значений рН в водных растворах, таких как кремнезем, для того чтобы обеспечить для таких ионов возможность концентрирования до высоких уровней перед осаждением. В шестых, другим преимуществом для работы с Н1РУар является применение общепринятых в промышленности водяных трубчатых бойлеров, питание для которых представляет собой не содержащую органику добавляемую воду. В заключение, процесс генерации пара Н1РУар имеет преимущество в виде очень высокого соотношения скорости рециркуляции рассола со скоростью испарения, что приводит к лучшему смачиванию поверхности теплообмена и к более низкой разнице температур, связанной с более низкой скоростью переноса тепла через теплообменную поверхность, чем при работе ОТ8С с той же отработанной водой. Результатом является лучшая конструкция с меньшими возможностями для образования накипи и более высокие допустимые концентрационные факторы.

Новый способ для производства пара высокого давления с высоким качеством из отработанной воды, раскрытый здесь, и различные его воплощения, могут быть применимы в индустрии тяжелой нефти. Такие воплощения особенно выгодны тем, что они потребляют меньше электрической энергии, минимизируют количество отходов, утилизируют выбрасываемое ранее тепло, минимизируют обслуживание и являются превосходными для современных процессов обработки воды, прежде применяемых при извлечении нефти из битуминозных песков и других процессов обработки тяжелой нефти.

Из сказанного выше видно, что одной из значительных и основных целей является создание нового способа, включая его вариации, для обработки отработанных вод, так что такие воды могут быть переработаны и повторно использованы в производстве пара для применения в процессах извлечения тяжелой нефти.

Другой важной целью является упрощение схем технологического процесса путем минимизации числа элементов процесса, необходимых для проведения обработки воды, которое упрощает операции и снижает затраты в процессах извлечения тяжелой нефти.

Другие важные, но более специфические цели заключаются в обеспечении различных воплощений усовершенствованного процесса обработки воды для производства пара высокого качества для применения в наклонной скважине при извлечении тяжелой нефти, которые:

(а) устраняют требования для ОТС8 и отделения пара высокого давления от остаточных горячих конденсатов;

(б) устраняют образование шламов умягчителя;

(в) снижают потребление электрической энергии путем утилизации пара в качестве источника энергии вместо механических паровых компрессоров;

(г) минимизируют требования к работе и эксплуатации;

(д) снижают капитальные и операционные расходы на оборудование для обработки воды и (е) минимизируют химические добавки и связанные с этим требования для работы.

- 4 009398

Другие важные цели, свойства и дополнительные преимущества изобретения будут очевидны специалистам из нижеследующего и из прилагаемой формулы изобретения в сочетании с подробными обсуждениями, приведенными ниже, и сопровождающими чертежами.

Перечень чертежей

С целью сравнения все примеры уровня техники, показанные здесь, включают концепцию нулевого жидкого стока ΖΕΌ как часть иллюстрации, хотя во многих современных установках устранение отходов достигается закачиванием в глубокие скважины. Специалисты признают, что только минимизация выпускного потока без применения обезвоживающего устройства может, в определенных случаях, также квалифицировать систему как ΖΕΌ. Способ выпаривания с высокой эффективностью и получением пара высокого давления, раскрытый здесь, является специфичным по отношению к месту, где отдельные стадии процесса приспосабливают к специфической питающей воде и потребностям клиента. По этой причине все возможные воплощения этого нового способа обработки воды не проиллюстрированы и, как могут оценить специалисты, другие иллюстративные воплощения будут просто отражать вариации и перегруппировку некоторых компонентов, не затрагивая дух или концепцию этого изобретения.

Тот же идентификатор будет приведен в качестве ссылок на идентичные признаки, описанные в каждом из чертежей.

Фиг. 1 представляет собой схематичную диаграмму, которая показывает процесс уровня техники, более точно, обобщенную схему физико-химического процесса обработки воды, применяемой при извлечении тяжелой нефти, осуществляемом при гравитационном дренаже при помощи пара (8ΑΟΌ).

Фиг. 2 - схематическую диаграмму, которая показывает процесс уровня техники, более точно, обобщенную схему, где процесс физико-химической обработки воды заменен процессом механической компрессии пара (МУС) для поставки очищенной воды в ОТ8С, применяемый при извлечении тяжелой нефти, осуществляемом при 8АСЭ.

Фиг. 3 - схематическую диаграмму, которая иллюстрирует процесс уровня техники, в котором дистиллят из способа МУС далее обрабатывается на установке обратного осмоса КО, которая способна заменить ОТ8С с промышленно выполненным бойлером при извлечении тяжелой нефти, осуществляемом при 8ΑΟΌ.

Фиг. 4 - схематическую диаграмму, которая показывает одно воплощение нового процесса генерации пара, раскрытого и заявленного здесь, иллюстрируя применение процесса производства пара высокого давления из отработанных вод с низкой жесткостью и щелочностью при извлечении тяжелой нефти, осуществляемом паром при 8АСЭ.

Фиг. 5 - схематическую диаграмму, которая иллюстрирует другое воплощение нового процесса генерации пара, раскрытого и заявленного здесь, иллюстрируя применение Н1РУар процесса в отработанных водах, классифицируемых как воды с высокой жесткостью и карбонатной щелочностью.

Фиг. 6 - таблицу, которая показывает типичные требования для качества питающей воды для генераторов пара, которые производят пар с давлением 1000 фт/дюйм² (6,89 МПа) или около того для установок ОТ8С.

Фиг. 7 - таблицу, которая показывает типичные требования для качества питающей воды для водяных трубочных бойлеров, которые производят пар с давлением в 1000 фт/дюйм² (6,89 МПа) или около этого.

Фиг. 8 является графиком, который описывает ионизацию кремнезема как функцию рН.

Вышеприведенные фигуры, являющиеся просто иллюстрированными, содержат различные элементы, которые могут быть представлены или изъяты при осуществлении реального процесса в зависимости от обстоятельств. Была сделана попытка представить фигуры способом, который иллюстрирует, по меньшей мере, те элементы, которые значительны для понимания различных воплощений и аспектов изобретения.

Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения

Операции извлечения тяжелой нефти в значительной степени включают способ 8ΑΟΌ для извлечения нефти из битуминозного песка и другие схемы. В этом способе инжектированный пар более эффективно утилизируется как пар 100% качества (то есть, с паром не увлекается жидкость), что контрастирует со старыми способами, в которых для нагнетания в нефтяные пласты использовалась смесь 80% пара/20% воды. Однако ОТ8О для стандартного применения сконструированы для генерации пара 80% качества, который затем требует применения сепараторов пара для удаления воды для получения пара 100% качества, используемого для инжекции в наклонную скважину. Применение ОТ8О для производства пара 100% качества, требуемого для закачивания в пласт, оставляет жидкую часть с высоким давлением и высокой температурой, которую нужно собрать и удалить. В некоторых случаях она может быть использована другими потребителями пара путем применения последовательно размещенных флашрезервуаров, каждый из которых обеспечивает более низкое давление пара, но в конечном итоге приводит к получению жидкости, от которой необходимо избавиться.

Фирмы по извлечению тяжелой нефти в настоящее время рассматривают коммерческие водяные трубчатые бойлеры как средство для того, чтобы генерировать требуемый пар 100% качества. Это становится желаемой стадией, поскольку водяные трубчатые бойлеры сконструированы для обеспечения пара

- 5 009398 высокой чистоты при давлениях, необходимых для нагнетания пара в пласт, в то время как расходы на установку, функционирование и эксплуатацию ниже, чем для ОТ8О, и высокая эффективность водяных трубчатых бойлеров обеспечивает малый выпуск потока, который выбрасывается. Однако применение водяных трубчатых бойлеров требует более экстенсивного процесса предварительной водоочистки, поскольку требования для питающей их воды значительно жестче, чем для ОТ8О. Для сравнения характеристик питающей воды, требуемой для водяных трубчатых бойлеров и ОТ8О, ссылаемся на фиг. 6 и 7. Фирмы признают, что единственным способом достижения качества воды, необходимого для водяных трубчатых бойлеров, является удаление растворенных веществ и ТОС (общий органический углерод), присутствующих в отработанных водах. Этот уровень предварительной обработки требует разделения с использованием мембран и/или процесса выпаривания. Для мембранных систем необходимо охлаждение и последующее нагревание отработанной воды, что обусловлено их температурными ограничениями. К тому же процессы выпаривания, которые были рассмотрены (см. фиг. 2 и 3), потребляют много энергии.

Изобретение, раскрытое здесь, обеспечивает новый интегрированный процесс генерации пара высокого давления из отработанной воды. Энергия, которая обычно могла бы быть применена только один раз для генерации инжектируемого пара, в этом процессе применяется дважды. Первое применение энергии - это генерация пара из воды высокого качества в водяном трубчатом бойлере. Второе применение это генерация инжектируемого пара из отработанной воды. Генерация инжектируемого пара из отработанной воды выполняется за счет утилизации высокого давления, высокой эффективности процесса НгРУар. Это обеспечивает преодоление трудностей, связанных с низкой эффективностью ОТ8О, требованиями для обработки всего потока питающей отработанной воды в соответствии с Л8МЕ стандартами для водяных трубчатых бойлеров, и с высоким потреблением энергии установками МУС. Когда в одном из воплощений в систему включено ΖΕΏ. достигается превращение более чем 98% от потока питающей отработанной воды с наименьшими затратами и с отсутствием жидких потоков, требующих обезвреживания.

Сегодняшнее состояние отрасли генерации пара с помощью ОТ8О или с помощью водяных трубчатых бойлеров ограничено тем, как много воды может быть возвращено после удаления накипи, вызванной ионами, жесткости или кремнезема, которые находятся в этих потоках отходов, ТОС и максимальным количеством растворенного твердого (ТЭЗ), допускаемыми в питающем потоке. Добавки дорогих агентов, предотвращающих образование накипи, или методы, контролирующие образование накипи, полезны, но имеют ограничения на практике. Испарители, которые применяются как промышленные концентраторы рассолов, обеспечивают преодоление ограничений в области ТО8 при их сооружении в части пропускания твердых частиц и смачивания поверхностей теплообмена. Они также могут работать с высокой ТОС нагрузкой, но летучие ТОС уносятся с генерируемым паром, который при конденсации проходит к любым расположенным ниже потребителям производимого дистиллята, вызывая образование накипи и/или проблемы закупорки.

Настоящее изобретение обеспечивает новый способ преодоления этих ограничений и регенерации большего количества отработанной воды для генерирования пара, чем было возможно ранее, за счет обеспечения высоких значений рН свободной от накипи окружающей среды, при высоком давлении, высокой эффективности процесса Н1РУар, который включает высокую растворяющую способность промышленных концентратов рассола. Летучий ТОС не является проблемой, поскольку он выносится с паром высокого давления и посылается в скважину для инжекции пара. Кроме того, процесс Н1РУар не требует какой-либо дополнительной энергии для производства инжектируемого пара высокого давления по сравнению с традиционными ОТ8О системами и использует значительно меньше энергии, чем современные МУС выпаривающие технологии.

Хотя может показаться, что непрактично применять пар для генерации пара, эта практика имеет положительные преимущества, когда применяется таким образом, как это раскрыто здесь. Исключительно важным является тот факт, что промышленный испаритель высокого давления и водяной трубчатый бойлер оба работают в условиях, которые были созданы изначально; то есть ТЭ8 испаритель с высокой концентрирующей способностью для рассола связан с водяным трубчатым бойлером высокого давления и высокой чистоты воды по стандартам Л8МЕ. Это приводит к надежности оборудования и снижает затраты. Снижение затрат может быть доведено до более низких нижних эксплуатационных расходов, поскольку отсутствуют требования для механических испарительных компрессоров и ниже эксплуатационные расходы на предварительную обработку воды, т.к. отсутствуют требования для экстенсивного кондиционирования воды, связанные с превращением отработанной воды до воды с качеством Л8МЕ стандарта.

Отличительные черты, которые характеризуют высокое давление, высокую эффективность конструкции испарителя способа (НгРУар), являются следующими: [0079] генерация пара высокого качества при давлениях в интервале от 200 до 1600 фт/дюйм² (1,37-11,03 МПа) без применения ОТ8О низкой эффективности.

Соотношение выпаривания к рециркуляции отработанной воды внутри элемента НгРУар является очень низким, таким образом, поверхность теплообмена остается очень хорошо смачиваемой и способность к образованию накипи вдоль поверхности с сухими пятнами является минимальной.

- 6 009398

Наиболее низкое потребление энергии и наиболее низкие расходы на электрическую инфраструктуру, поскольку не требуются электроприводы для паровых компрессоров.

Время доказало запас прочности конструкции испарителя с высоким ΤΏ8 и с высоким уровнем органики.

Устранение потоков из известкового умягчителя, с которыми трудно работать в холодном климате.

Упрощенный способ предварительной обработки для удаления нефти из отработанной воды до генерации пара.

Очень высокая растворимость анионов слабых кислот, таких как кремнезем, когда работа происходит при высоких значениях рН.

Очень высокие достижимые концентрационные факторы (выход, который может быть достигнут девяносто процентов (90%) или выше).

Частота очистки существенно снижена.

Устраняется добавление ингибиторов образования накипи.

Возможность коррозии снижается благодаря работе при высоких значениях рН, что позволяет, таким образом, применять для конструкции дешевые материалы.

Сниженные общие эксплуатационные расходы по сравнению с традиционными способами получения отработанной воды и системами генерации пара.

Сниженные общие амортизационные расходы по сравнению с традиционными системами получения отработанной воды и генерации пара.

Способ Н1РУар является специфичным по отношению к месту. Стадии индивидуального процесса подобраны так, чтобы соответствовать определенной отработанной воде в данном месте. Невзирая на различия в способе предварительной обработки для различных мест, один параметр способа является общим для всех применений, а именно тот, при котором Н1РУар система работает при наиболее высоком возможном рН выпуска. Этот фактор дает возможность циркулирующему раствору обеспечить низкий коррозионный потенциал, устойчивость к высоким концентрациям кремнезема и среду, не загрязняющую поверхность теплообмена органикой.

Как видно из различных фигур, питающий поток отработанной воды 14 обычно будет содержать растворимые и нерастворимые, органические и неорганические компоненты. Неорганические компоненты могут быть солями, такими как хлорид натрия, сульфат натрия, хлорид кальция, карбонат кальция, фосфат кальция, хлорид бария, сульфат бария и другие подобные соединения. Могут быть также включены металлы, такие как медь, никель, свинец, цинк, мышьяк, железо, кобальт, кадмий, стронций, магний, бор, хром и подобные. Органические компоненты - это растворенные и эмульгированные углеводороды, такие как бензол, толуол, фенол и подобные.

Отработанная вода, утилизированная для производства пара, дополнительно включает окись кремния (известную также как кремнезем или 8ίΘ₂) в одной или другой форме в зависимости от рН, и другие разновидности, представленные в воде. Для систем выпаривания должно быть устранено осаждение накипи из кремнезема на поверхности теплообмена. Это связано с тем, что (а) кремнезем образует относительно твердую накипь, которая снижает продуктивность испарителя, (б) ее обычно достаточно трудно удалить, (в) процесс удаления накипи связан с тратой нежелательных количеств чистящих химикатов и (г) циклы очистки приводят к нежелательным и непродуктивным периодам простоя оборудования. Таким образом, независимо от уровня кремнезема во входящей неочищенной питающей воде, осуществление традиционных процессов испарения без метода контроля накипи, такого как предпочтительное осаждение шлама на затравке, в основном предполагает концентрацию 8ίΘ₂ в потоке с высоким уровнем твердых частиц до уровня, не существенно превышающего 150 ррт кремнезема (как 8ίΘ₂). Это требует, чтобы системы выпаривания работали при пониженных концентрационных факторах (скорость извлечения) для предотвращения повышения концентрации кремнезема в выпускном потоке до концентраций, превышающих предел растворимости. Система с осаждением шлама на затравке может быть приспособлена к концентрационным факторам, которые превышают растворимость кремнезема, но зависят от управления процессами осаждения на затравке и все еще склонны к образованию накипи на поверхностях переноса тепла.

Всем понятно, что растворимость кремнезема увеличивается с увеличением рН, и что кремнезем достаточно хорошо растворим при высоких рН водных растворов. Увеличение растворимости кремнезема в основном пропорционально изменению в ионизации, поскольку увеличение ионизации приводит к появлению растворимого силиката иона как доминирующего вида. Растворимость не прямо пропорциональна рН, поскольку даже не диссоциированный кремнезем демонстрирует некоторую растворимость в водных растворах, обычно примерно от ста двадцати (120) ррт до ста шестидесяти (160) ррт, в зависимости от температуры и других факторов. Для сравнения, было показано, что растворимость кремнезема при рН 11 превышает одну тысячу пятьсот (1500) ррт при температуре окружающей среды; растворимость кремнезема увеличивается при повышении температуры и рН.

Кремнезем очень слабо ионизирован в нейтральных или в близких к нейтральным растворах и в основном считается, что он существует в виде не диссоциированной (мета/орто) кремниевой кислоты (Н₄§Ю₄) в большинстве природных вод с рН выше или около 8. Сообщалось, что значение константы

- 7 009398 диссоциации (рКа) для первой стадии диссоциации составляет около 9,7, т.е. кремниевая кислота ионизирована примерно на пятьдесят (50%) при рН 9,7; другие пятьдесят (50%) при этом рН остаются в виде недиссоциированной (орто) кремниевой кислоты. Графическое представление соотношения между рН и процентом ионизации кремниевой кислоты показано на фиг. 8. Ясно, что было бы преимуществом в случае, если желательна ионизация кремниевой кислоты, работать при рН выше 10, и более предпочтительно при рН выше 111, и еще более предпочтительно при рН выше 12, где молекулы кремниевой кислоты полностью представлены в виде растворимого силикатного иона.

Таким образом, повышение рН процесса НтРУар обеспечивает основную выгоду от увеличенной растворимости кремниевой кислоты. Для получения максимальной пользы от ионизации кремниевой кислоты при высоких рН, НтРУар система должна работать при рН таких высоких, насколько это возможно. Предпочтительно испарительная система работает при рН примерно 10,5 или выше, и более предпочтительно при рН 11 и более.

Путем поддержания жесткости и негидроксидной щелочности на уровне, который эффективно предотвращает образование накипи при рН, избранных для НтРУар способа, концентрация δίθ₂ в выпускном потоке может быть успешно увеличена до по меньшей мере 5500 ррт, или более. Это достигается повышением рН отработанной воды, питающей НтРУар систему, и без применения химикатов, ингибирующих образование накипи кремнезема, или контролирующих ее методов.

Новому способу, раскрытому здесь, отводится место между зоной отделения нефти 8 на различных фигурах, и скважиной для инжекции пара, применяемой для нагнетания в пласт пара в установках для извлечения нефти. Сепарированная и очищенная от нефти отработанная вода 14, обычно с остаточной нефтью 10-20 ррт, анализируется на потенциал образования накипи из карбоната кальция с использованием индекса накипи, такого как индекс насыщения Ланжелье, индекс Стиффа-Дэвиса и других таблиц растворимости. Эти индексы, как известно обычным специалистам, для которых предназначено это описание, используют как входящую информацию о кальции, магнии, щелочности, рН и температуре работы для определения, какое количество накипи, если какие-либо ионы, вызывающие накипь, присутствуют в отработанной воде, должно быть убрано, чтобы обеспечить работу без накипи. Другие таблицы, основанные на сульфате кальция и кремнеземе, также используются для определения уровней растворимости и концентрационных факторов, достижимых с этими соединениями в потоке из отработанной воды. После определения потенциала жесткости отработанной воды выбирается воплощение этого нового способа, который будет гарантировать работу без накипи при требуемом концентрационном факторе.

Обращаясь к фиг. 4 и 5, вслед за любым кондиционированием отработанной воды, как определено подходящими индексами и таблицами растворимости, раскрытый здесь высоко эффективный Н1РУар84 должен работать таким образом, что рН выпуска составляло приблизительно, но предпочтительно не выше чем 12,5. Выбранное значение рН, основанное на количестве кремнезема в потоке питающей отработанной воды, вместе с требуемым концентрационным фактором может быть ниже, но не ниже, чем 10,5 в зависимости от специфичных по отношению к месту условий конструирования.

Фиг. 4 представляет НтРУар процесс, как он должен быть включен в 8ΆΟΌ с обычной отработанной водой, характеризующейся низкой жесткостью и низкой щелочностью. Необходимая предварительная обработка и кондиционирование до процесса НтРУар выполняется путем добавления кислоты 52, такой как серная кислота или соляная кислота, когда это необходимо и/или уместно, для снижения рН, достаточного для превращения связанного щелочного карбоната в газообразную двуокись углерода. Двуокись углерода вместе с другими неконденсируемыми газами N00, такими как кислород или азот удаляются затем в Н1РУар деаэраторе 56. После деаэратора 56 поток питающей отработанной воды кондиционируется путем добавления каустика 62, такого как гидроксид натрия или гидроксид калия, до предварительно выбранного значения рН до Н1РУар процесса 84.

В НтРУар процессе 84 обработанная и кондиционированная вода 78 смешивается с концентрированным потоком с высоким содержанием твердых частиц на линии 88 и разбавляет его. Этот поток рециркулирует с помощью рециркуляционного насоса высокого давления 90, и его малая часть удаляется как НтРУар выпуск через линию 96 при каждом прохождении через НтРУар 84. Растворенные вещества в отработанной питающей воде концентрируются в НтРУар 84 путем удаления воды из разбавленного рециркулирующего раствора на линии 94, когда он проходит через поверхность теплообмена. Как описано на фиг. 4, в НтРУар применяется тонкопленочное испарение, где рециркулирующий поток, изображенный линией 94, тонко распределяется поперек внутренней, или первой, поверхности множества теплообменных труб. Малая часть воды удаляется из разбавленного рециркулируемого потока в форме пара, движимого паром высокого давления на линии 124, который конденсируется снаружи труб, переносящих тепло. Вода, которая была удалена, в форме высокотемпературного пара при высоких давлениях, необходимых для инжекции, содержащая обычно менее чем 10 ррт нелетучих растворенных веществ, направляется через линию 100 прямо к скважине для инжекции пара.

Коммерческий водяной трубчатый бойлер 110, работающий на питающей воде высокого качества по Ά8ΜΕ стандартам, поставляет пар высокого давления через линию 124, которая требуется для приведения в действие высокоэффективного НтРУар 84, где пар высокого давления переносит тепло путем конденсации на другой поверхности названного множества теплообменных поверхностей. Конденсиро

- 8 009398 ванный пар опускается под своей тяжестью на дно трубчатой теплообменной поверхности и собирается как конденсат пара 120, а затем возвращается в коммерческий водяной трубчатый бойлер 110, в который подается энергия, и конденсат возвращается в паровую форму для поддержания процесса выпаривания.

Малый выпуск потока из бойлера, представленный линией 114, из водяного трубчатого бойлера 110 направляется в Н1РУар. Выпускной поток 114 необходим для предотвращения накопления ΤΏ8 в бойлере, обусловленного продувкой и требованием к получающейся добавляемой воде, и обычно составляет менее чем 2% от емкости бойлера.

Добавляемая вода из водяного трубчатого бойлера 110 может быть получена любым из различных способов производства деионизированной воды. Как изображено на фиг. 4, добавляемая вода поставляется через линию 204 с помощью высокопроизводительного КО элемента 200 (обычно более чем 90%), который работает на воде высокого качества или на воде из скважины. В этих обстоятельствах КО элемент 200 обеспечивает пермеат высокого качества по стандарту Л8МЕ, который вместе с химической программой 112 промышленного стандартного традиционного бойлера высокого давления гарантирует работу водяного трубчатого бойлера 110. В других воплощениях КО элемент 200 может быть заменен на ионообменную колонку различных типов для обеспечения воды стандарта Л8МЕ, требуемого для водяного трубчатого бойлера 110.

Только что описанный новый Н1РУар способ производит пар высокого качества при давлениях, зависящих от конструкции, обычно в интервале от 200 до 1600 фт/дюйм² (1,38-11,03 МПа), который удовлетворяет требованиям для пара 100% качества, необходимого для 8ΆΟΌ операций, при снижении цены, по сравнению со способами ОТ8С и МУС. Идеален, как изображено на фиг. 4 и 5, только один поток, выпуск Н1РУар 96 нужен для обслуживания. Выпуск из Н1РУар 84, как представлено линией 96, может быть ликвидирован за счет нагнетания в глубокую скважину после мгновенного испарения 130 при атмосферном давлении в областях, где это дозволено и/или возможно, за пределами очистных сооружений для удаления отходов или предпочтительно ΖΕΌ системой. Мгновенно испарившийся пар 134 посылается затем к холодильнику 30 для переработки.

Описание воплощений с ΖΕϋ

На фиг. 5 показано альтернативное воплощение настоящего изобретения для Н1РУар способа с высоким давлением и высокой эффективностью на отработанной воде. Эта схема последовательности технологических операций для отработанной воды, полученной в процессе закачивания пара в пласт, и в которой жесткость и карбонатная щелочность достаточно высоки, так что требуется прекондиционирование для их снижения до приемлемых количеств для работы Н1РУар. Иллюстрирована также концепция ΖΕΌ, для того чтобы дополнительно понять все варианты способа.

Поток 2, выходящий из скважины, содержащий смесь нефти и воды (например, 75% воды и 25% нефти) при обычной температуре около 330° Р (165,6°С), движется к зоне отделения нефти 8 после прохождения через предварительный нагреватель отработанной воды 4. После того как нефть в основном удалена, обычно до остаточного содержания 10-20 ррт способами, обсуждавшимися выше, отработанная вода, теперь при температуре около 190°Р (87,8°С), перемещается через линию 14 к зоне деионизации 18, которая включает \УЛС. работающую в натриевой форме. В \УЛС концентрация ионов кальция и магния снижается до уровней, при которых не образуется накипь, путем замены их на ионы натрия.

После удаления кальция и магния в зоне деионизации 18 умягченная отработанная вода 24 движется к контактному конденсатору 30. В конденсаторе 30 отработанная вода смешивается с паром и конденсирует пар из кристаллизационной ступени 162 многоступенчатой ΖΕΌ системы.

После конденсатора 30 смешанный поток 34 переносится в промежуточный резервуар для хранения 36, куда добавляется дистиллят 186 из ΖΕΌ системы.

Выпуск 42 из промежуточного резервуара для хранения 36 теперь при температуре около 205°Р (96,1°С) сжимают для подавления кипения, и он проходит через линию 42 через предварительный нагреватель отработанной воды 4, который добавляет примерно 100°Р (37,8°С) к потоку, а затем к дегазификатору 56 через трубопровод 50. Добавляется кислота 52 (когда необходимо и когда определено по различным индексам накипи) к выходящему потоку 50 из предварительного нагревателя 4 отработанной воды для усиления разрушения негидроксидной щелочности. Добавляется достаточное количество кислоты для снижения рН, чтобы связанные карбонаты превратились в свободный газ двуокись углерода. Затем двуокись углерода, которая появилась вследствие добавления кислоты, удаляется вместе с другими N00 58, такими как кислород и азот, предпочтительно в дегазификаторе флаш-типа 56, хотя может быть применен также дегазификатор с проточной вентиляцией проточного типа.

Для понижения рН предпочтительно используется либо соляная (НС1), либо серная (Н₂8О₄) кислота, хотя другие кислоты также будут работать. В других воплощениях, где различные индексы накипи показывают, что не требуется удаление щелочности для работы без накипи при повышенных значениях рН, добавление кислоты 52 и дегазификатор 56 не применяются.

Одна предупредительная мера, которая должна быть соблюдена, заключается в том, что жесткость и негидроксидные формы щелочности должны быть в отработанной воде на уровнях, не вызывающих образование накипи, до доведения рН для работы Н1РУар при выбранных условиях. Как только эти условия доступны, то желаемое увеличение рН может быть выполнено с любым подходящим щелочным

- 9 009398 агентом, таким как гидроксид натрия (ΝαΟΗ) или гидроксид калия (КОН). Если эта предварительная обработка была проведена тщательно, то НтРУар система может безопасно работать при очень высоких уровнях рН, для того чтобы использовать преимущества вышеупомянутой растворимости кремниевой кислоты и устойчивости к коррозии.

Обработанная и кондиционированная отработанная вода сжимается до выбранного рабочего давления насосом высокого давления 70, обычно до 1000 фт/дюйм² (6,9 МПа) или более, и направляется в НгРУар систему 84 через теплообменник выпускного пара 76. Щелочной агент 62 (основание) добавляют механическим распылением жидкого раствора для увеличения рН отработанной питающей воды 66 до предварительного выбранного уровня. рН отработанной воды повышается до выбранного значения по меньшей мере около 10,0, или предпочтительно в ряду между 10 и 11, или иначе выше 11, и наиболее предпочтительно до 12 или более и поддерживается на выбранном для работы уровне в Н1РУар процессе.

Работа Н1РУар 84 и водяного трубчатого бойлера 110 была подробно описана выше, и мы не будем повторяться здесь, поскольку в самом процессе здесь нет изменений, даже с другими включенными воплощениями, описанными здесь.

Добавляемая вода для водяного трубчатого бойлера 110 подается через линию 204 высокопроизводительным КО элементом 200 обычно более чем 90%, который работает на дистилляте высокого качества из многоступенчатой ΖΕΌ системы. В этих обстоятельствах КО элемент 200 обеспечивает проходящую воду высокого качества по стандарту Л8МЕ, которая вместе с химической программой промышленного стандартного традиционного бойлера высокого давления 112 гарантирует работу водяного трубчатого бойлера 110. Негодный поток из КО элемента 200 направляется через линию 208 к кристаллизационной ступени 162 ΖΕΌ системы.

Выпуск НгРУар высокого давления и высокой эффективности, представленный линией 96, направляется через теплообменник выпуска 76, где он отдает тепло входящей отработанной питающей воде с линии 74. Охлажденный выпуск на линии 104 при обычной температуре 500°Е (260°С) и при 90% или менее потоке входящей отработанной воды, содержащей концентрированные растворенные вещества, изначально присутствующие в отработанной воде 14 вместе с любыми химикатами, применяемыми для понижения и повышения рН, может быть удален стандартным методом, применяемым на местах. Этот метод включает мгновенное испарение для получения низкотемпературного пара для других целей, и затем удерживание жидкой части на месте в прудах-испарителях, перевозки к местам хранения или инжекции в глубокие скважины.

В предпочтительном воплощении, описанном здесь, выпускной поток, изображенный как линия 104, направляется к многоступенчатой ΖΕΌ системе, как показано на фиг. 5, где достигается увеличение извлечения. Первая стадия ΖΕΌ способа включает мгновенное испарение выпуска 104 до более низкого давления в флаш-резервуаре 130. Флаш-резервуар 130 разделяет жидкий выпуск ШрУар 104 на пар более низкой температуры линии 134 и жидкий поток 138, который направляет к ступени (1) 142, которая представляет первичный концентратор-испаритель. Ступень (1) 142 является первой ступенью из ступеней (1), (2), и так далее до ступени (Ν) (где Ν является положительным целым числом, равным количеству ступеней) для успешного получения серий потоков пара более низкого давления, который применяется для обеспечения выпаривания. Первые ступени ΖΕΌ процесса постепенно концентрируют выпуск из испарителя 84 до кристаллизации раствора в ступени (Ν) 162. Концентрационные ступени 1, 2 и так далее могут быть испарителями с поднимающейся и опускающейся пленкой, в то время как Ν ступень или кристаллизатор обычно является кристаллизатором многократной принудительной циркуляции.

Растворенные вещества в рециркулирующем выпускном потоке, как представлено линией 138, концентрируются путем удаления воды из рециркулирующего раствора, когда он проходит над теплообменной поверхностью ступени 142. Как изображено на фиг. 5, в испарителе используется испарение с опускающейся пленкой, где рециркулирующий пар, изображенный линией 138, распределяется поперек внутренней поверхности множества теплообменных труб. Малая часть воды удаляется из рециркулирующего потока в форме пара, движимого мгновенно испаренным паром в линии 134, который переносит тепло путем конденсации снаружи теплообменных труб. Конденсирующийся пар опускается под действием силы тяжести ко дну трубочной теплообменной поверхности и собирается как конденсированный поток 160.

Поток конденсата 160 направляется через ступень (2) 152, где он соединяется с дистиллятом 170 из ступени (2) 152 и затем направляется через ступень (Ν) 162. Комбинированный дистиллят/конденсат 166 из всех ступеней направляется затем к теплообменнику дистиллята 182 и затем в хранение 36 через линию 186.

Пар, производимый в ступени (1) 142, собирается и направляется к ступени (2) 152 через линию 144 для обеспечения движущей силы для выпаривания. Линия 148 представляет концентрированный выпуск из ступени (1) 142, который рециркулирует поперек поверхности теплообмена в ступени (2) 152, как было описано для предыдущей ступени. Генерированный пар 154 направляется к ступени (Ν) 162, где он конденсируется и нагревает рециркулирующий раствор в теплообменнике с принудительной циркуляцией. Выпуск из ступени (2) 158 рециркулирует через теплобменник в ступень (Ν) и затем мгновенно испа

- 10 009398 ряется в камеру, где высококонцентрированные растворенные вещества выпадают в осадок из раствора.

Линия 178 представляет концентрированный выпуск из ступени (Ν) 162, содержащий осажденные осадки, от которых затем можно избавиться, либо посылая их в места хранения отходов для уничтожения, либо предпочтительно в устройство для обезвоживания осадков. Типичное устройство для обезвоживания состоит из различного типа фильтр-прессов или центрифуг, в которых суспендированные осадки удаляются из смешанного раствора путем фильтрации или силы центрифугирования. Обезвоженные осадки могут быть затем отправлены либо для уничтожения на место хранения отходов или в некоторых случаях для продажи из-за их ценности как неорганических солей. Фильтрат затем посылают назад в кристаллизационную ступень (Ν) для дальнейшей обработки. В других устройствах, если они применимы, выпуск 178 посылают на сушку распылением и любая вода удаляется из смешанного раствора путем применения тепла, приводя к получению различных типов солей без потерь.

Пар, производимый в кристаллизационной ступени (Ν) 162, направляется через трубопровод 174 к конденсатору 30, где он обеспечивает прямой контакт с входящей очищенной от нефти отработанной водой 14 до промежуточного резервуара для хранения 36.

Конечная стадия в нашем новом способе включает отбор части конденсата с низким содержанием растворенных веществ и потока дистиллята 186 для применения в качестве питания КО 196 после прохождения через теплообменник 192. Высококачественное питание КО 196, которое не имеет какой-либо летучей органики, позволяет КО элементу 200 обеспечить пермеат стандарта Ά8ΜΕ для питания водяного трубчатого бойлера 110.

Следует отметить, что применение конструкции трубчатого тонкопленочного понижающего испарителя для оборудования 84, 142 и 152 приведено только для целей, дающих возможность специалистам в этой области понять процесс выпаривания и не направлено на ограничение способа такой конструкцией. Те, кто хорошо знаком с этой областью, поймут, что другие конструкции, такие, например, как выпарной аппарат (испаритель) с поднимающейся пленкой, или простой механический испаритель с принудительной циркуляцией, могут быть применены с соответствующими преимуществами и/или недостатками, которые могут быть присущи альтернативным конструкциям.

В других воплощениях, для того, чтобы соответствовать химии отделенной обработанной воды, могут быть применены различные формы удаления жесткости, если они удовлетворяют требованиям получения свободной от накипи среды для Н1РУар. Эти формы включают натриевую форму сильнокислотного катионообменника (8АС) или частичное удаление жесткости применением 8АС обменного процесса с последующей тонкой очисткой натриевой формой \УАС или 8АС. Преимущества, полученные путем 8АС обмена, заключаются в применении хлорида натрия (№С1) в качестве регенеранта по сравнению с двустадийным процессом регенерации натриевой формы \УАС. который требует применения кислоты и щелочи для достижения эффекта регенерации желаемой натриевой формы. Недостатками 8АС способа являются пониженная эффективность из-за того, что требуется избыток хлорида натрия для регенерации, приводящей к 10-15% увеличению по сравнению с \УАС способом количества потока отходов для утилизации, и ограничения удаления жесткости в применениях с ΤΌ8 выше, чем 3000 ррт. Однако имеется область применения, где легкость применения и относительная дешевизна цены хлорида натрия делает 8АС способ лучшим выбором по сравнению с \УАС способом до тех пор, пока выходящий поток удовлетворяет требования среды без накипи для Н1РУар способа.

В еще одном воплощении отработанная вода 14 сначала обрабатывается в ионообменном элементе УАС, работающим в водородной форме, где жесткость и бикарбонатная щелочность удаляются одновременно. Для этих случаев, где жесткость отработанной воды 14 выше, чем щелочность, работа \УАС элемента должна быть облегчена путем добавления источника щелочности, такого как водный раствор карбоната натрия (№₂СО₃).

Регенерация смолы осуществляется благодаря применению традиционно доступной и эффективной по цене кислоты. Специалистам хорошо известно, что регенерация \УАС ионообменной смолы может происходить достаточно эффективно до почти стехиометрического уровня (в основном, но не более чем примерно 120% от идеальных уровней). Предпочтительно может быть использована соляная кислота, поскольку в таком случае был бы получен хорошо растворимый хлорид кальция, и процесс регенерации не представлял бы потенциальной опасности образования нерастворимых осадков сульфатов, таких как сульфат кальция, даже с сильными кислотами. Однако благодаря применению постадийной регенерационной процедуры, то есть благодаря применению низкой концентрации кислоты с последующей высокой концентрацией кислоты, становится возможным реально применять другие кислоты, включая серную кислоту (Н₂8О₄), в то же время избегая нежелательных осадков на смоле. Таким образом, ионы жесткости солюбилизируются с образованием растворимых солей, которые затем элюируются из смолы.

Экономика генерации пара И1РУар

Экономический анализ систем уровня техники в сравнении с предпочтительным воплощением (фиг. 5) нового способа, раскрытого здесь, был предпринят для дополнительной демонстрации снижения расходов, которые могут быть получены при генерации пара высокого давления. Исследование включает четыре системы, как подробно описано на фиг. 1, 2, 3 и 5 вместе с последующими допущениями во всех случаях процесса.

- 11 009398

Анализ входящей воды, как мг/л СаСО₃, за исключением рН и где отмечено:

Кальций (Са)	13	Бикарбонат	188
Магний (М§)	5	Карбонат (СО3)	0,3
Натрий (Ла)	1579	Сульфат (БОД	0,3
Калий (К)	0,51	Хлорид (С1)	1410
Кремнезем (5ίΟ2)	180	Железо (Общее как мг/л иона)	1,1
ΤΌ5	2179 как мг/л иона
рН	7,3	Температура	80°С
Нефть Допущения:	10-20 мг/л	Скорость потока	3750 г <14,21

:³/мин)

Допущения:

Отработанная вода из скважины доступна при температуре 164°С для применения в различных способах с целями теплообмена.

Все системы являются системами с нулевым стоком жидкости (ΖΤΌ).

Прямоточный генератор пара (ОТБС) имеет соотношение для превращения воды в пар, равное 80%. Водяной трубчатый бойлер функционирует с 2% выпуском.

Допущения для эксплуатационных расходов:

Цена извести и оксида магния одинакова.

ОТБС и водяной трубчатый бойлер функционируют с одинаковой эффективностью для превращения абсорбированного тепла топлива. Потребление топлива на единицу тепла, перенесенного к воде, одинаково для ОТБС и водяного трубчатого бойлера во всех случаях.

Допущения для амортизационных затрат:

Объем поставки для всех случаев включает все оборудование, инструменты, арматуру, трубопровода и металлоконструкции, показанные на схемах последовательности технологических операций.

Оборудование и затраты, не включенные в рассчитанную стоимость:

Резервуары для хранения воды.

Контрольные системы (программируемые контроллеры, системы сбора данных и тому подобное). Центры управления трансформаторами, распределительными подстанциями и тому подобное. Стоимость установки оборудования.

Стоимость фундаментов, подземной системы труб, систем питания и тому подобное.

Срок службы установки 30 лет.

Таблица 1. Энергоносители

	ФИГ.1	ФИГ.2	ФИГ.З	ФИГ.5
Энергия (кв- ч/час	3871	18665	19289	3528

Таблица 2. Потребление химикатов (Фунты в день как 100% химикаты)

	ФИГ.1	ФИГ.2	ФИГ.З	ФИГ.5
Соляная кислота (НС1)	6500	6200	6200	8000
Гидроксид натрия (ПаО11)	7000	10200	12200	12100
Известь(Са(ОН)2)	7695	-	-	-
Окись магния (М^О)	12000	-	-	-
Коагулянт	50	-	-	-
К.0 антинакипин	-	-	200	-

Таблица 3. Соотношение амортизационных затрат

	ФИГ.1	ФИГ.2	ФИГ.З	ФИГ.5
Амортизационные затраты	1Д	1,25	1,3	1,0

Таблица 4. Шлам и солевой осадок

	ФИГ.1	ФИГ.2	ФИГ.З	ФИГ.5
Тонны/день	115	63,5	64,7	65,7

- 12 009398

Таблица 5. Оборудование для стадий процесса, необходимых для генерации пара

	ФИГ.1	ФИГ.2	ФИГ.З	ФИГ.5
Нагреваемый известковый умягчитель	X
Фильтр грубой очистки	X
Ионообменная система	X			X
Механический компрессор пара		X	X
Первичная обратноосмотическая система			X
Охладитель отработанной воды			X
Испаритель отработанной ВОДЫ		X	X	X
Насос высокого давления для отработанной воды	X	X	X	X
0Т8О	X	X
Сепаратор пара для пара 100% качества	X	X
Водяной трубчатый бойлер			X	X

Как можно видеть в табл. 1 и 3, потребление энергии и амортизационные затраты ниже, когда высокоэффективный Н1РУар способ генерации пара, представленный здесь, включен в способ извлечения нефти путем нагнетания пара. Если учитывать наиболее низкие цены наряду с другими преимуществами Н1РУар способа, такими как сниженная сложность работы, небольшое количество оборудования для процесса, как показано в табл. 6, и повышенная устойчивость к коррозии, то становится очевидным, что способ, как он предложен здесь, является эффективным по стоимости, новым, и представляет собой новый подход к преодолению ограничений и проблем вышеупомянутого сегодняшнего состояния уровня техники.

Преимущества конструкции и работы Н1РУар способа

Множество характерных и желательных преимуществ, обеспечиваемых конструкцией и работой Н1Уар способа, были перечислены выше. Подробное объяснение таких преимуществ включает:

(A) Меньшее количество оборудования, используемого в способе.

Из табл. 5 можно видеть, что в Н1РУар способ включено меньше единиц оборудования, чем в другие способы генерации пара. В предпочтительном воплощении, как изображено на фиг. 5, Н1РУар способ состоит только из испарителя высокого давления и связанного с ним коммерческого водяного трубчатого бойлера как источника тепла для осуществления процесса выпаривания. Эта особенность снижает сложность переработки отработанной воды для генерации пара и приводит к сокращению времени работы и обслуживания.

Устранение требований для ΘΤ8Ο несет с собой дополнительные преимущества, главным из которых является конструкция для получения эффективного пара с низким содержанием воды. Недостаток конструкции ΘΤ8Ο основан на плохой смачиваемости поверхностей теплообмена, представленных в современном оборудовании, которая, в свою очередь, приводит к тому, что трубы выгорают при высоких температурах, что обусловлено сухими пятнами и закупоркой труб. Н1РУар, напротив, создан для вод с высокой соленостью и большой вероятностью образования накипи, которые, по необходимости, требуют, чтобы поверхности теплообмена были полностью увлажнены все время. Таким образом, скорость рециркуляции воды над поверхностями теплообмена значительно больше, чем скорость генерации пара, гарантируя отсутствие сухих пятен и минимизацию образования накипи.

(B) Сниженные капитальные затраты.

Сниженный потенциал коррозии, который является следствием функционирования Н1РУар способа при высоких рН в концентрированном циркулирующем растворе, позволяет применять материалы с меньшей стоимостью для теплообменных труб или пластин, и других смачиваемых поверхностей, которые контактируют с концентрированным раствором, такие как стенки отстойников. Это важное преимущество, поскольку стоимость этих материалов вносит существенный вклад в амортизационные расходы

- 13 009398 испарителя. В большинстве случаев применение дорогих типа дуплекс и АЬбХЫ (6% минимум молибдена) коррозионно-стойких сталей, которые обычно применяются в растворах с высокой концентрацией хлоридных солей, может быть устранено в пользу более низкокачественных материалов, таких как углеродная сталь. Кроме того, меньшее количество оборудования способа приводит к уменьшению цен на оборудование и установку инфраструктуры.

(С) Сниженная эксплуатационная стоимость.

Н1РУар способ имеет существенные преимущества над другими способами выпаривания, т.к. в нем не требуются потребляющие много энергии механические компрессоры либо в фазе генерации пара, либо в ΖΕΌ зоне. Новая конструкция, раскрытая здесь, работает полностью на тепле и тепле, извлеченном из выпускного потока. Другие системы требуют ввода больших количеств электрической энергии для работы.

Эксплуатационные расходы устройства с отработанной водой также снижены, что обусловлено минимизацией или исключением дорогостоящих патентованных антинакипинов и/или диспергаторов. Дополнительная экономия может быть обнаружена благодаря устранению потребности в операции осаждения на заборе в устройствах, где ионы кальция и сульфата имеют высокую концентрацию в питающем потоке отработанной воды. Вместе со стоимостью испарителей с затравками кристаллов сульфата кальция имеется также убыточная стоимость, связанная с введенными химикатами хлорида кальция и/или сульфата натрия для обеспечения достаточного количества осаждаемых ионов для поддержания затравки во многих устройствах. Дополнительная экономия может быть получена за счет снижения частоты очистных операций, менее дорогих чистящих агентов, меньшего времени простоя для очистки и отсутствия требований для дорогих физических операций очистки. И еще дополнительно, если включен ΖΕΌ вариант, исключается цена выпуска отходов вместе с требованием для добавляемой свежей воды, для того чтобы поддерживать поток процесса.

Таким образом, можно видеть, что цели, указанные выше, включая те, которые становятся очевидными из предшествующего описания, достигнуты с высокой эффективностью, и поскольку в выполнении описанного выше способа и в конструировании подходящего аппарата, в котором способ осуществляется на практике для производства желаемого продукта, могут быть сделаны определенные изменения, понятно, что изобретение может быть воплощено в других конкретных формах без отклонения от духа или его существенных характеристик. Например, в то время как конструкции для испарителя с опускающейся пленкой вместе со способами регулирования щелочности и жесткости были проиллюстрированы и описаны, другие воплощения также возможны для достижения результатов способа, раскрытого здесь. Таким образом, будет понятно, что вышеприведенное описание характерных воплощений изобретения были представлены только для целей иллюстрации и обеспечения понимания изобретения, и не являются исчерпывающими или ограничивающими, или не ограничивают изобретение точными формами раскрытия. Напротив, изобретение распространяется на все модификации, эквиваленты и альтернативы, попадающие под дух и рамки изобретения, как оно выражено в приложенной формуле изобретения. Таким образом, формула изобретения будет распространяться на способы и конструкции, описанные здесь, и не только на эквиваленты и конструктивные эквиваленты, но также на эквиваленты конструкций или способов. Таким образом, объем изобретения, как указано в приложенной формуле изобретения, включает варианты имеющихся воплощений, которые, тем не менее, описаны в широком смысле и изменяются предусмотренной редакцией пунктов формулы изобретения или их эквивалентов.

Claims (34)

1. Способ генерации пара для инжекции в скважину в способе извлечения нефти путем нагнетания пара в пласт, который включает:

(а) нагревание потока очищенной от нефти отработанной воды, содержащего воду, растворенные вещества и растворенные газы, причем названные растворенные вещества дополнительно включают по меньшей мере один вид молекул, которые имеют низкий уровень ионизации в растворе при значениях рН, близких к нейтральным, (б) увеличение рН названного нагретого потока отработанной воды для поддержания растворимости названных видов молекул при выбранном концентрационном факторе, (в) сжимание и направление названного потока из отработанной воды к циркулирующему в испарителе отработанной воды концентрированному рассолу, причем названный испаритель имеет множество поверхностей теплообмена, (г) распределение названного циркулирующего рассола поперек первой поверхности по меньшей мере одной из названного множества поверхностей теплообмена для того, чтобы генерировать пар, подходящий для инжекции в выбранную геологическую формацию для флюидизации нефти, (д) выпускание, по меньшей мере, некоторого количества названного рассола как выпускного потока испарителя, (е) распределение пара от водяного трубчатого бойлера поперек второй поверхности по меньшей мере одной из названного множества теплообменных поверхностей для конденсации названного пара в

- 14 009398 виде конденсата, (ж) возвращение названного конденсата в названный водяной трубчатый бойлер для производства пара и (з) выпускание, по меньшей мере, некоторого количества названного конденсата как выпуска бойлера к испарителю отработанной воды.

2. Способ по п.1, где названные растворенные вещества дополнительно включают катионы жесткости в количестве, которое вызывает осаждение накипи на названной первой поверхности названных поверхностей теплообмена при названном выбранном концентрационном факторе.

3. Способ по п.1, где названный поток отработанной воды дополнительно включает, по меньшей мере, компоненты, создающие негидроксидную щелочность.

4. Способ по п.1, где рН увеличивают до значений между 10 и 11 и поддерживают в названном, циркулирующем в испарителе рассоле.

5. Способ по п.1, где рН увеличивают до значений между 11 и 12 и поддерживают в названном, циркулирующем в испарителе рассоле.

6. Способ по п.1, где рН увеличивают до значений между 12 и 13 и поддерживают в названном, циркулирующем в испарителе рассоле.

7. Способ по п.1, где рН увеличивают до значений, больших чем или, по меньшей мере, равных около 13 и поддерживают в названном циркулирующем в испарителе рассоле.

8. Способ по п.1, где стадию повышения рН осуществляют путем добавления водного раствора неорганического основания, причем названное основание выбирают из группы, состоящей из гидроксида натрия и гидроксида калия.

9. Способ по п.3, где часть или практически всю негидроксидную щелочность удаляют из названного потока отработанной воды.

10. Способ по п.9, где стадия удаления названной негидроксидной щелочности дополнительно включает понижение рН названного потока отработанной воды для удаления, по меньшей мере, некоторого количества свободной двуокиси углерода.

11. Способ по п.10, где стадию доведения рН выполняют путем добавления соляной или серной кислоты.

12. Способ по п.1, где названный испаритель отработанной воды включает испаритель с опускающейся пленкой, работающий как единичный элемент или работающий параллельно для генерации названного пара и названного выпуска пара.

13. Способ по п.1, где названный испаритель отработанной воды включает испаритель с поднимающейся пленкой или термосифонный испаритель, работающий как единичный элемент или работающий параллельно для генерации названного пара и названного выпускного потока.

14. Способ по п.1, где названные поверхности теплообмена являются трубчатыми.

15. Способ по п.14, где названные поверхности теплообмена работают в вертикальном положении.

16. Способ по п.14, где названные поверхности теплообмена работают в горизонтальном положении.

17. Способ по п.14, где названные поверхности теплообмена сконструированы для усиления теплообмена.

18. Способ по п.1, где названный испаритель отработанной воды включает опускающуюся пленку и поднимающуюся пленку в комбинированном способе, работая как единичный элемент или работая параллельно для генерации названного пара и названного выпускного потока.

19. Способ по п.14, где названный циркулирующий рассол нагревается внутри труб.

20. Способ по п.14, где названный циркулирующий рассол нагревается снаружи труб.

21. Способ по п.1, дополнительно включающий распределение названного циркулирующего рассола поперек первой поверхности теплообмена по меньшей мере одной из названного множества теплообменных труб для генерации пара.

22. Способ по п.21, дополнительно включающий сбор названного пара и направление его для инжекции в скважину в выбранной геологической формации для производства смеси нефти и воды.

23. Способ по п.21, где названный генерированный пар имеет давление в интервале от 200 до 1600 фт/дюйм² (1,37-11,03 МПа).

24. Способ по п.1, дополнительно включающий стадию обработки названного выпускного потока отработанной воды из испарителя в способе с нулевым жидким стоком.

25. Способ по п.1, дополнительно включающий стадию инжекции названного выпускного потока из испарителя отработанной воды в глубокую скважину для захоронения.

26. Способ по п.24, где названный нулевой жидкий сток включает многоступенчатое паровое концентрирование и процесс кристаллизационного испарения, для того чтобы генерировать (а) пар высокого качества и (б) шлам из суспендированных твердых частиц и раствора.

27. Способ по п.1, дополнительно включающий введение в названный водяной трубчатый бойлер деионизированной добавляемой воды для производства названного пара и выпускного потока с высоким содержанием растворенных веществ.

- 15 009398

28. Способ по п.27, где названную деионизированную кондиционированную добавляемую воду производят на обратном осмотическом элементе.

29. Способ по п.26, дополнительно включающий обезвоживание названного полученного шлама из суспендированных твердых частиц в фильтр-прессе или ленточном фильтре и дополнительно включающий рециклизацию фильтрата в кристаллизационную ступень многоступенчатого испарителя.

30. Способ по п.24, где названный нулевой жидкий сток включает паровой процесс кристаллизации-испарения для генерации (а) пара высокого качества и (б) шлама из суспендированных твердых частиц и раствора и дополнительно включает обезвоживание названного шлама из суспендированных твердых частиц в фильтр-прессе или на ленточном фильтре и рециклизацию фильтрата ко входу в кристаллизатор-испаритель.

31. Способ по п.27, где названную деионизированную добавляемую воду производят ионообменным элементом.

32. Способ по п.28 или 31, где названная питающая вода, используемая в качестве деионизированной добавляемой воды, является свежей водой.

33. Способ по п.2, где часть или практически все катионы жесткости удаляют в зоне деионизации.

34. Способ по п.1, где названный вид молекул является молекулами кремнезема.

Фиг. 1

Г⁶

Соль

Фиг. 2

- 16 009398

Фиг. 3

Фиг. 4

- 17 009398

Хлориды <1000 мг/л Жесткость (как СаСОз) <0.5 мг/л норма <1.0 мг/л максимум Нефть и смазка <0.5 мг/л норма <1.0 мг/л максимум ΊΌ3 <2500 мг/л Кремнезем (как 81О2) <80 мг/л Т88 <1.0 мг/л Железо (как Ее) <0.1 мг/л РН 9.0-10.0 Н_г5 <0.1 мг/л Кислород НОЛЬ

Фиг. 6

Питающая вода Жесткость (как СаСОз) <0.05 мг/л Нелетучие ТОС (как С) <0.20 мг/л Нефть и смазка <0,20 мг/л Медь (как Си) <0.01 мг/л рН 8.8-9.6 Бойлерная вода Кремнезем (какЗЮД <6 мг/л

Фиг. 7