Способ добычи и отделения нефти

Способ добычи и отделения нефти

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к способу добычи углеводородов из пласта, содержащего углеводороды. В частности, настоящее изобретение относится к способу добычи углеводородов и воды из пласта, содержащего углеводороды, и отделению углеводородов от воды.

Уровень техники

Только часть нефти, присутствующей в нефтеносном пласте, может быть извлечена в результате естественного давления в пласте. Нефть, извлеченная в ходе "первичной" добычи, составляет от 5 до 35% от содержания нефти в пласте. Были разработаны способы повышения нефтеотдачи с целью увеличения количества нефти, которое можно извлечь из нефтеносного пласта сверх того, что извлекается при первичной добыче.

Заводнение, при котором воду закачивают через нагнетательную скважину в нефтеносный пласт, для того, чтобы сделать нефть подвижной и вытеснить ее через пласт с целью добычи из добывающей скважины, является широко используемым методом повышения нефтеотдачи для увеличения количества нефти, которое извлекается из пласта сверх первичной добычи. Недавно было предложено использование заводнения водой, имеющей низкую степень минерализации с целью увеличения количества нефти, извлеченной из пласта, относительно количества нефти, извлеченной при заводнении водой с традиционной, более высокой степенью минерализации. Вода с низкой степенью минерализации может быть использована вместо воды с более высокой степенью минерализации, которая традиционно используется при заводнении в ходе вторичного извлечения, или вода с низкой степенью минерализации может быть использована в процессе третичного извлечения после традиционного заводнения водой с более высокой степенью минерализации для постепенного увеличения извлечения нефти по сравнению с добычей при начальном заводнении.

Вода с низкой степенью минерализации, используемая при заводнении водой с низкой степенью минерализации, имеет меньшую ионную силу, чем погребенная вода, присутствующая в пласте; типичное значение ионной силы равно 0,15 моль/л (М) или меньше, и общее содержание растворенных твердых веществ ("TDS") составляет от 200 частей на миллион ("ч/млн") до 10000 ч/млн, причем содержание поливалентных катионов меньше, чем содержание поливалентных катионов в погребенной воде. Закачивание воды с низкой степенью минерализации в пласт может снижать ионное связывание нефти с пластом внутри пор в пласте за счет расширения двойного слоя, что приводит к снижению адсорбционной способности породы в отношении углеводородов. Это повышает подвижность нефти в пласте за счет того, что смачивание поверхности пор в пласте водой увеличивается, а смачивание поверхности нефтью уменьшается, что обеспечивает возможность удаления подвижной нефти из пор, в которых она оставалась, причем нефть может перемещаться к добывающей скважине для ее добычи из пласта.

В способе повышения нефтеотдачи с использованием заводнения, нефть и воду, а также обычно газ, совместно добывают из пласта. Нефть, воду и газ разделяют в сепараторе, чтобы извлечь нефть из добытой воды и газа. Свободная вода отделяется и удаляется из нефти путем фазового разделения. Однако по меньшей мере часть нефти и часть воды могут быть интенсивно перемешанными с образованием эмульсии. Указанную эмульсию можно обрабатывать в коагуляторе, что помогает разрушить эмульсию за счет того, что частицы воды в эмульсии (эмульсия вода-в-нефти) или нефти в эмульсии (эмульсия нефть-в-воде) подвергаются коалесценции и фазовому разделению. Затем разделенные фазы могут извлекаться раздельно.

Желательно разработать усовершенствованные способы разделения нефти и воды, добытых из нефтеносного пласта с помощью заводнения водой с низкой степенью минерализации в процессе повышения нефтеотдачи.

Раскрытие изобретения

В одном аспекте, настоящее изобретение относится к способу добычи нефти из нефтеносного пласта, в котором:

вводят водную текучую среду, имеющую ионную силу не более 0,15 моль/л (М) и общее содержание растворенных твердых веществ от 200 до 10000 ч/млн, внутрь нефтеносного пласта;

добывают нефть и воду из пласта после введения указанной водной текучей среды внутрь пласта;

смешивают соляной раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ по меньшей мере 10000 ч/млн, и деэмульгатор с нефтью и водой, добытыми из пласта; и

отделяют нефть от смеси нефти, воды, соляного раствора и деэмульгатора.

В другом аспекте, настоящее изобретение относится к способу разделения нефти и воды, добытых из нефтеносного пласта, в который была введена водная текучая среда, имеющая концентрацию ионов не более 0,15 М и общее содержание растворенных твердых веществ от 200 до 10000 ч/млн, в котором:

смешивают соляной раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ больше, чем 10000 ч/млн, и деэмульгатор с по меньшей мере частью нефти и воды, добытых из пласта; и

отделяют нефть от смеси нефти, воды, деэмульгатора и соляного раствора.

В дополнительном аспекте, настоящее изобретение относится к способу добычи нефти, в котором:

вводят водную текучую среду, имеющую ионную силу не более 0,15 моль/л и общее содержание растворенных твердых веществ от 200 до 10000 ч/млн, внутрь нефтеносного пласта;

добывают нефть и воду из пласта через добывающую скважину, после введения водной текучей среды внутрь пласта;

вводят деэмульгатор в нефть и воду, добытые из пласта, на или в добывающей скважине с образованием смеси добытой нефти, добытой воды, и деэмульгатора;

смешивают соляной раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ больше, чем 10000 ч/млн с по меньшей мере частью смеси добытой нефти, добытой воды, и деэмульгатора; и

отделяют нефть от смеси нефти, воды, деэмульгатора и соляного раствора.

Краткое описание чертежей

Фигура 1 представляет собой схему ионного фильтра, который может быть использован в способе настоящего изобретения.

Фигура 2 представляет собой схему ионного фильтра, который может быть использован в способе настоящего изобретения.

Фигура 3 представляет собой схему ионного фильтра, который может быть использован в способе настоящего изобретения.

Фигура 4 представляет собой схему системы для добычи и отделения нефти, которая может быть использована в способе настоящего изобретения.

Фигура 5 представляет собой схему устройства разделения нефти и воды, которое может быть использовано в способе настоящего изобретения.

Фигура 6 представляет собой схему устройства разделения нефти и воды, которое может быть использовано в способе настоящего изобретения.

Фигура 7 представляет собой схему устройства разделения нефти и воды, которое может быть использовано в способе настоящего изобретения.

Фигура 8 представляет собой схему устройства разделения нефти и воды, которое может быть использовано в способе настоящего изобретения.

Фигура 9 представляет собой схему системы для добычи и выделения нефти, которая может быть использована в способе настоящего изобретения.

Фигура 10 представляет собой схему размещения скважин для добычи нефти, которая может быть использована в способе настоящего изобретения.

Фигура 11 представляет собой схему размещения скважин для добычи нефти, которая может быть использована в способе настоящего изобретения.

Фигура 12 представляет собой график временной зависимости разделения нефти и воды.

Осуществление изобретения

Было обнаружено, что при использовании процесса повышения нефтеотдачи путем заводнения водой с низкой степенью минерализации, возникает проблема при отделении добытой нефти от воды, которая добывается вместе с нефтью. В частности, было обнаружено, что при использовании заводнения водой с низкой степенью минерализации в процессе повышения нефтеотдачи по меньшей мере часть нефти и воды, добытых из нефтеносного пласта, образуют стойкую эмульсию. Стойкую эмульсию гораздо труднее разрушить и разделить, чем эмульсии нефти/воды, которые образуются с использованием традиционных методов заводнения водой с более высокой степенью минерализации.

Настоящее изобретение относится к выявлению указанной проблемы и выполнению действий для уменьшения или исключения образования стойкой эмульсии нефти/воды. В одном аспекте настоящее изобретение относится к способу, в котором солевой раствор и деэмульгатор смешивают со стойкой эмульсией нефти и воды, чтобы повысить степень минерализации смеси нефти и воды, с целью ослабления эмульсии нефти/воды, так, что можно легче разделить нефть и воду. Затем нефть и воду разделяют и извлекают. Стойкая эмульсия нефти воды может быть добыта из нефтеносного пласта, в котором используется заводнение водой с низкой степенью минерализации в процессе повышения нефтеотдачи.

В другом аспекте, настоящее изобретение относится к способу, в котором водную текучую среду с низкой степенью минерализации вводят внутрь нефтеносного пласта, при этом указанная водная текучая среда с низкой степенью минерализации имеет ионную силу не более 0,15 М и общее содержание растворенных твердых веществ от 200 до 10000 ч/млн. Нефть и воду добывают из пласта после введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь пласта. Солевой раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ по меньшей мере 10000 ч/млн, смешивают с по меньшей мере частью нефти и воды, добытых из пласта, для того, чтобы улучшить разделение воды и нефти, и затем нефть отделяют от смеси нефти, воды и соляного раствора.

В другом аспекте, настоящее изобретение относится к способу, в котором водную текучую среду с низкой степенью минерализации вводят внутрь нефтеносного пласта, при этом указанная водная текучая среда с низкой степенью минерализации имеет ионную силу не более 0,15 М и общее содержание растворенных твердых веществ от 200 до 10000 ч/млн; нефть и воду добывают из пласта с помощью добывающей скважины после введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь пласта; и деэмульгатор вводят в нефть и воду, добытые из пласта, на или в добывающей скважине с образованием смеси добытой нефти, добытой воды и деэмульгатора. Солевой раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ больше, чем 10000 ч/млн, смешивают с по меньшей мере частью смеси добытой нефти, добытой воды и деэмульгатора, чтобы улучшить разделение воды и нефти, и нефть отделяют от смеси добытой нефти, добытой воды, деэмульгатора и соляного раствора.

Водная текучая среда с низкой степенью минерализации, предусмотренная для введения внутрь нефтеносного пласта, имеет содержание TDS от 200 до 10000 ч/млн и имеет ионную силу не более 0,15 М. Водная текучая среда с низкой степенью минерализации может иметь содержание TDS от 500 до 7000 ч/млн, или от 1000 до 5000 ч/млн, или от 1500 до 4500 ч/млн. Водная текучая среда с низкой степенью минерализации может иметь ионную силу не более 0,1 М или не более 0,05 М, или не более 0,01 М, и может иметь ионную силу от 0,01 до 0,15 М, или от 0,02 М до 0,125, или от 0,03 до 0,1 М. Термин ионная сила, используемый в изобретении, определяется уравнением

где I означает ионную силу, с - это молярная концентрация иона i, z означает валентность иона i и n - это число ионов в исследуемом растворе.

Водная текучая среда с низкой степенью минерализации может иметь ионную силу, которая меньше ионной силы погребенной воды, находящейся в нефтеносном пласте, и/или концентрацию поливалентных катионов, которая меньше концентрации поливалентных катионов погребенной воды, находящейся в нефтеносном пласте, и/или концентрацию двухвалентных катионов, которая меньше концентрации двухвалентных катионов погребенной воды, находящейся в нефтеносном пласте. Отношение ионной силы водной текучей среды с низкой степенью минерализации к ионной силе погребенной воды может быть меньше, чем 1, или может быть меньше, чем 0,9, или может быть меньше, чем 0,5, или может быть меньше, чем 0,1, или может составлять от 0,01 вплоть до (но исключая) 1, или от 0,05 до 0,9, или от 0,1 до 0,8. Отношение содержания поливалентных катионов водной текучей среды с низкой степенью минерализации к содержанию поливалентных катионов в погребенной воде может быть меньше, чем 1, или может быть меньше, чем 0,9, или может быть меньше, чем 0,5, или может быть меньше, чем 0,1, или может составлять от 0,01 вплоть до (но исключая) 1, или от 0,05 до 0,9, или от 0,1 до 0,8. Отношение содержания двухвалентных ионов водной текучей среды с низкой степенью минерализации к содержанию двухвалентных ионов в погребенной воде может быть меньше, чем 1, или меньше, чем 0,9, или меньше, чем 0,5, или меньше, чем 0,1, или от 0,01 вплоть до (но исключая) 1, или от 0,05 до 0,9, или от 0,1 до 0,8.

Водная текучая среда с низкой степенью минерализации может иметь относительно низкое содержание поливалентных катионов и/или относительно низкое содержание двухвалентных катионов. Водная текучая среда с низкой степенью минерализации может иметь концентрацию поливалентных катионов не более 200 ч/млн, или не более 100 ч/млн, или не более 75 ч/млн, или не более 50 ч/млн, или не более 25 ч/млн, или от 1 до 200 ч/млн, или от 2 до 100 ч/млн, или от 3 до 75 ч/млн, или от 4 до 50 ч/млн, или от 5 до 25 ч/млн. Водная текучая среда с низкой степенью минерализации может иметь концентрацию двухвалентных катионов не более 150 ч/млн, или не более 100 ч/млн, или не более 75 ч/млн, или не более 50 ч/млн, или не более 25 ч/млн, или от 1 до 100 ч/млн, или от 2 до 75 ч/млн, или от 3 до 50 ч/млн, или от 4 до 25 ч/млн, или от 5 до 20 ч/млн.

Водная текучая среда с низкой степенью минерализации может быть получена из природного источника. Водная текучая среда с низкой степенью минерализации может быть получена из природного источника, такого как водоносный горизонт, озеро, вода, добытая из нефтеносного пласта, или река, содержащего воду, содержащую суммарно от 200 до 10000 ч/млн растворенных твердых веществ. Водная текучая среда с низкой степенью минерализации может быть получена путем обработки воды из природного источника, такого как водоносный горизонт, озеро, вода, добытая из нефтеносного пласта, или река, причем вода из природного источника имеет содержание TDS от 0 до 200 ч/млн, при этом содержание TDS в воде можно отрегулировать до значения от 200 до 10000 ч/млн путем добавления в воду одной или нескольких солей, например, NaCl и/или CaCl₂.

В качестве альтернативы, водная текучая среда с низкой степенью минерализации (или по меньшей мере ее часть) может быть получена путем обработки минерализованной исходной воды с целью получения водной текучей среды с низкой степенью минерализации. Подлежащая обработке минерализованная исходная вода может иметь содержание TDS больше, чем 10000 ч/млн, если водная текучая среда с низкой степенью минерализации, полученная путем обработки минерализованной исходной воды должна иметь содержание TDS от 200 до 10000 ч/млн; или минерализованная исходная вода может иметь содержание TDS больше, чем 5000 ч/млн, если водная текучая среда с низкой степенью минерализации, полученная путем обработки минерализованной исходной воды должна иметь содержание TDS от 200 до 5000 ч/млн. Подлежащая обработке минерализованная исходная вода может иметь содержание TDS по меньшей мере 5000 ч/млн, или по меньшей мере 10000 ч/млн, или по меньшей мере 15000 ч/млн, или по меньшей мере 17500 ч/млн, или по меньшей мере 20000 ч/млн, или по меньшей мере 25000 ч/млн, или по меньшей мере 30000 ч/млн, или по меньшей мере 40000 ч/млн, или по меньшей мере 50000 ч/млн, или от 10000 до 250000 ч/млн, или от 15000 до 200000 ч/млн, или от 17500 до 150000 ч/млн, или от 20000 до 100000 ч/млн, или от 25000 до 50000 ч/млн. Подлежащая обработке минерализованная исходная вода может быть выбрана из группы, состоящей из воды водоносного горизонта, морской воды, слабоминерализованной воды, воды, добытой из нефтеносного пласта, воды из смеси нефти, воды и соляного раствора, образовавшейся при отделении добытой нефти от добытой воды, после отделения нефти от смеси, как описано ниже, и их смеси.

Обратимся теперь к фигуре 1: минерализованная исходная вода, имеющая содержание TDS больше, чем 10000 ч/млн, или имеющая содержание TDS больше, чем 5000 ч/млн, как описано выше, может быть обработана для того, чтобы получить по меньшей мере часть водной текучей среды с низкой степенью минерализации для введения внутрь нефтеносного пласта путем контактирования минерализованной исходной воды 111 с ионным фильтром 113. Часть исходной воды 111 может проходить через ионный фильтр 113 с образованием обработанной воды 115 (пермеата), имеющей пониженную степень минерализации по сравнению с исходной водой 111, причем обработанная вода может иметь содержание TDS меньше, чем 10000 ч/млн, и более предпочтительно от 200 до 10000 ч/млн, и наиболее предпочтительно от 200 до 5000 ч/млн. По меньшей мере часть обработанной воды 115 может быть использована в качестве по меньшей мере части водной текучей среды с низкой степенью минерализации, которую вводят внутрь нефтеносного пласта.

Часть исходной воды может не проходить через ионный фильтр 113 с образованием ретентата 117, имеющего повышенную степень минерализации относительно исходной воды. Ретентат может иметь содержание TDS по меньшей мере 15000 ч/млн, или от 15000 до 250000 ч/млн. По меньшей мере часть ретентата 117 может быть использована в качестве по меньшей мере части соляного раствора, используемого для разделения добытой нефти и воды, как более подробно изложено ниже.

Если пермеат имеет содержание TDS меньше, чем 200 ч/млн, то пермеат можно обрабатывать, чтобы установить содержание TDS в диапазоне от 200 до 5000 ч/млн. Часть ретентата 117 можно добавлять к пермеату, чтобы установить содержание TDS в диапазоне от 200 до 5000 ч/млн.

Ионный фильтр 113 может быть системой на основе мембраны с использованием мембранных блоков ионного разделения, выбранных из группы, состоящей из нанофильтрационных мембранных блоков, мембранных блоков обратного осмоса, и их комбинаций. Нанофильтрационный мембранный блок может содержать одну или несколько нанофильтрационных мембран, эффективных для преимущественного или селективного удаления поливалентных ионов, в том числе двухвалентных ионов, из исходной воды, так что обработанная вода может содержать меньше, чем 80%, или меньше 90%, или меньше 95% поливалентных ионов, по отношению к исходной воде, поступающей в нанофильтрационные мембраны (мембрану), причем ретентат может содержать соответственно повышенное количество поливалентных ионов относительно исходной воды. Одна или несколько нанофильтрационных мембран в нанофильтрационном мембранном блоке также может умеренно снижать содержание одновалентных ионов в исходной воде, поступающей в нанофильтрационные мембраны (мембрану), при этом обработанная вода может содержать меньше, чем 20%, или меньше, чем 30%, или меньше, чем 50%, или меньше, чем 70% одновалентных ионов, по отношению к исходной воде, поступающей в нанофильтрационные мембраны (мембрану), причем ретентат может содержать соответственно повышенное количество одновалентных ионов относительно исходной воды. Нанофильтрационные мембраны могут быть сформированы из заряженных полимерных материалов (например, имеющих функциональные группы карбоновой кислоты, сульфоновой кислоты, амина, или амида) включая полиамидные, ацетилцеллюлозные, пиперазиновые, или замещенные пиперазиновые мембраны, в которых тонкий слой мембраны, различающий ионы, нанесен на толстый слой пористого материала, который является промежуточным слоем между различающим слоем и материалом подложки. Подходящие коммерчески доступные нанофильтрационные мембраны в форме листа или в форме скрученной спирали, которые могут быть использованы в нанофильтрационных мембранных блоках ионного фильтра 13, включают (без ограничения указанным) SEASOFT 8040DK, 8040DL и SEASAL DS-5, которые доступны на фирме GE Osmonics, Inc., 5951 Clearwater Drive, Minnetonka, MN 55343, США; серии NF200, и NF-55, NF-70, и NF-90, которые доступны на фирме Dow FilmTec Corp., 5239 W. 73^rd St., Minneapolis, MN, 55345, США; DS-5 и DS-51, доступные на фирме Desalination Systems, Inc., 760 Shadowridge Dr., Vista, CA, 92083, США; ESNA-400, доступные на фирме Hydranautics, 401 Jones Road, Oceanside, CA 92508, США; и TFCS, доступные на фирме Fluid Systems, Inc., 16619 Aldine Westfield Road, Houston, TX 77032, США.

Мембранный блок обратного осмоса, который может быть использован в ионном фильтре 113, может содержать одну или несколько мембран обратного осмоса, которые эффективны для удаления по существу всех ионов, включая одновалентные ионы, из исходной воды, поэтому обработанная вода может содержать меньше, чем 85%, или меньше, чем 90%, или меньше, чем 95%, или меньше, чем 98% ионов, по отношению к исходной воде, поступающей на мембрану (мембраны) обратного осмоса, причем ретентат может содержать соответственно повышенное количество ионов по сравнению с исходной водой. Мембраны обратного осмоса могут представлять собой модули в виде скрученной спирали или полых волокон, и могут быть асимметричными мембранами, полученными из единственного полимерного материала, такими как асимметричные ацетилцеллюлозные мембраны, или тонкопленочными композиционными мембранами, полученными из первого и второго полимерного материала, такого как поперечно сшитые ароматические полиамиды в комбинации с полисульфоном. Подходящие коммерчески доступные мембраны обратного осмоса, которые могут быть использованы в мембранных блоках обратного осмоса в ионном фильтре 113, включают (без ограничения указанным) AG8040F и AG8040-400, доступные на фирме GE Osmonics; серии SW30 и LF, доступные на фирме Dow FilmTec Corp.; DESAL-11, доступные на фирме Desalination Systems, Inc.; ESPА, доступные на фирме Hydranautics; ULP, доступные на фирме Fluid Systems, Inc.; и ACM, доступные на фирме TriSep Corp., 93 S. La Patera Lane, Goleta, CA 93117, США.

Обычно, когда минерализованная исходная вода 111 фильтруется, чтобы снизить содержание TDS в исходной воде и получить обработанную воду 115, необходимо приложить давление через ионный фильтр 113, чтобы преодолеть осмотическое давление через мембрану. Приложенное через ионный фильтр 113 давление может составлять по меньшей мере 2,0 МПа, или по меньшей мере 3,0 МПа, или по меньшей мере 4,0 МПа, и может составлять не более 10,0 МПа, или не более 9,0 МПа, или не более 8,0 МПа, и может находиться в диапазоне от 2,0 до 10,0 МПа, или от 3,0 до 9,0 МПа. Давление, приложенное через нанофильтрационную мембрану в ионном фильтре 113, может быть в нижней части диапазона давления относительно давления, приложенного через мембраны обратного осмоса. Давление, приложенное через нанофильтрационный мембранный блок ионного фильтра 113, может находиться в диапазоне от 2,0 до 6,0 МПа, а давление, приложенное через мембранный блок обратного осмоса ионного фильтра 113, может находиться в диапазоне от 4,0 до 10,0 МПа. Если ионный фильтр 113 образован из мембранных блоков (нанофильтрации, обратного осмоса, или обоих типов) сгруппированных последовательно, то давление, приложенное через каждую мембрану мембранных блоков, может быть меньше, чем для предыдущих мембранных блоков по меньшей мере на 0,5 МПа, поскольку требуется меньшее давление на преодоление осмотического давления пермеата предыдущих мембранных блоков.

Обратимся теперь к фигуре 2, где ионный фильтр 113 может быть образован первым ионным мембранным блоком 119 и одним или несколькими вторыми ионными мембранными блоками 121, сгруппированными последовательно, причем каждый ионный мембранный блок может быть нанофильтрационным мембранным блоком или мембранным блоком обратного осмоса. Минерализованная исходная вода 111, имеющая содержание TDS больше, чем 10000 ч/млн или больше, чем 5000 ч/млн, как описано выше, может контактировать с первым ионным мембранным блоком 119, чтобы пропустить по меньшей мере часть минерализованной исходной воды через первый ионный мембранный блок с получением пермеата 123, имеющего пониженное содержание TDS относительно минерализованной исходной воды, при этом пермеат может иметь содержание TDS по меньшей мере 1000 ч/млн, или по меньшей мере 2500 ч/млн, или по меньшей мере 5000 ч/млн, или по меньшей мере 7000 ч/млн, или по меньшей мере 10000 ч/млн. Часть минерализованной исходной воды может не проходить через первый ионный мембранный блок 119, образуя первичный ретентат 125, который имеет повышенную степень минерализации относительно исходной воды. Пермеат 123 может последовательно контактировать с "каждым из вторых ионных мембранных блоков 121, чтобы пропустить по меньшей мере часть пермеата через каждый из вторых ионных мембранных блоков с образованием потока обработанной воды 115, имеющей пониженную степень минерализации относительно пермеата и минерализованной исходной воды, причем обработанная вода может иметь содержание TDS меньше, чем 10000 ч/млн, и предпочтительно от 200 до 5000 ч/млн. По меньшей мере часть обработанной воды 115 может быть использована в качестве по меньшей мере части водной текучей среды с низкой степенью минерализации, которую вводят внутрь нефтеносного пласта.

Часть пермеата 123 может не проходить через каждый из одного или нескольких вторых ионных мембранных блоков 121 с образованием одного или нескольких вторичных ретентатов 127. Первичный ретентат 125, один или несколько вторичных ретентатов 127, или комбинация первичного ретентата 125 и одного или нескольких вторичных ретентатов 127 могут быть использованы в качестве ретентата 117 из ионного фильтра 113, при этом ретентат 117 имеет повышенную степень минерализации относительно исходной воды 111 и может иметь содержание TDS по меньшей мере 15000 ч/млн, или от 15000 до 250000 ч/млн. По меньшей мере часть ретентата 117 может быть использована в качестве по меньшей мере части соляного раствора, используемого для разделения добытой нефти и воды, как более подробно изложено ниже.

Если пермеат имеет содержание TDS меньше, чем 200 ч/млн, то пермеат можно обрабатывать, чтобы установить содержание TDS в диапазоне от 200 до 5000 ч/млн. Часть первичного ретентата или одного или нескольких вторичных ретентатов можно добавлять в пермеат, чтобы установить содержание TDS в диапазоне от 200 до 5000 ч/млн.

Обратимся теперь к фигуре 3, где ионный фильтр 113 может быть образован первым ионным мембранным блоком 129 и вторым ионным мембранным блоком 131, расположенными параллельно, причем первый ионный мембранный блок может содержать одну или несколько нанофильтрационных мембран или одну или несколько мембран обратного осмоса, или их комбинацию, и второй ионный мембранный блок может содержать одну или несколько нанофильтрационных мембран, одну или несколько мембран обратного осмоса, или их комбинацию. Часть 133 минерализованной исходной воды 111, как описано выше, может контактировать с первым ионным мембранным блоком 129, и часть указанной части 133 минерализованной исходной воды может проходить через первый ионный мембранный блок 129 с образованием первого пермеата 135, имеющего пониженное содержание TDS относительно минерализованной исходной воды 111. Первый пермеат 135 может иметь содержание TDS меньше, чем 10000 ч/млн, или меньше, чем 7000 ч/млн, или меньше, чем 5000 ч/млн, или от 1000 до 5000 ч/млн. Часть указанной части 133 минерализованной исходной воды может не проходить через первый ионный мембранный блок 129 с образованием первого ретентата 137, имеющего содержание TDS больше, чем в минерализованной исходной воде 111. Первый ретентат 137 может иметь содержание TDS по меньшей мере 15000 ч/млн, или по меньшей мере 20000 ч/млн, или по меньшей мере 25000 ч/млн, или по меньшей мере 30000 ч/млн, или по меньшей мере 40000 ч/млн, или по меньшей мере 50000 ч/млн. Отдельная часть 139 минерализованной исходной воды 111 может контактировать со вторым ионным мембранным блоком 131, причем часть указанной части 139 минерализованной исходной воды может проходить через второй ионный мембранный блок 131 с образованием второго пермеата 141, имеющего пониженное содержание TDS относительно минерализованной исходной воды 111. Второй пермеат может иметь содержание TDS меньше, чем 10000 ч/млн, или меньше, чем 7000 ч/млн, или меньше, чем 5000 ч/млн, или от 200 до 5000 ч/млн. Часть указанной части 139 минерализованной исходной воды может не проходить через второй ионный мембранный блок 131 с образованием второго ретентата 143, имеющего содержание TDS по меньшей мере 15000 ч/млн, или по меньшей мере 20000 ч/млн, или по меньшей мере 25000 ч/млн, или по меньшей мере 30000 ч/млн, или по меньшей мере 40000 ч/млн, или по меньшей мере 50000 ч/млн. По меньшей мере часть первого и второго пермеатов 135 и 141 можно объединять с образованием обработанной воды 115, имеющей содержание TDS меньше, чем 10000 ч/млн, или меньше, чем 7000 ч/млн, или меньше, чем 5000 ч/млн, или от 200 до 10000 ч/млн, или от 500 до 5000 ч/млн, при этом по меньшей мере часть обработанной воды 115 может быть использована в качестве водной текучей среды с низкой степенью минерализации, вводимой внутрь нефтеносного пласта. Первый ретентат 137, его часть, второй ретентат 143, его часть, комбинация первого ретентата 137 и второго ретентата 143, или комбинация их частей, могут быть использованы в качестве по меньшей мере части соляного раствора, используемого для разделения добытой нефти и воды, как более подробно изложено ниже.

В варианте осуществления, первый ионный мембранный блок 129 может состоять из одной или нескольких нанофильтрационных мембран, и второй ионный мембранный блок 131 может состоять из одной или нескольких мембран обратного осмоса. Второй пермеат 141, прошедший через второй ионный мембранный блок 131, может иметь содержание TDS меньше, чем 200 ч/млн, обеспечиваемый за счет того, что в одной или нескольких мембранах обратного осмоса второго ионного мембранного блока 131 удаляются по существу все растворенные твердые вещества из минерализованной исходной воды 111. Первый пермеат 135, прошедший через нанофильтрационные мембраны, может иметь достаточное количество одновалентных ионов, чтобы иметь содержание TDS по меньшей мере 200 ч/млн, или по меньшей мере 500 ч/млн, или по меньшей мере 1000 ч/млн, с тем результатом, что объединенные первый и второй пермеаты имеют содержание TDS по меньшей мере 200 ч/млн, но меньше, чем 10000 ч/млн. Если объединенные первый и второй пермеаты имеют содержание TDS меньше, чем 200 ч/млн, тогда можно добавлять часть первого ретентата или второго ретентата к объединенному первому и второму пермеатам, чтобы установить содержание TDS в диапазоне от 200 до 5000 ч/млн.

В способе настоящего изобретения, водную текучую среду с низкой степенью минерализации, которая может быть получена из природного источника или может быть получена путем обработки исходной воды, имеющей содержание TDS больше, чем 10000 ч/млн или больше, чем 5000 ч/млн, как описано выше, можно вводить внутрь нефтеносного пласта. Этот нефтеносный пласт может быть образован из пористого материала матрицы, нефти и погребенной воды. Нефтеносный пласт содержит нефть, которая может быть отделена и добыта из пласта после введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь пласта.

Пористый материал матрицы пласта может быть образован из одного или нескольких пористых материалов матрицы, выбранных из группы, состоящей из пористой минеральной матрицы, пористой скальной породы, и комбинации пористой минеральной матрицы и пористой скальной породы. Пласт может содержать один или несколько минералов, поверхность которых имеет суммарный отрицательный электрический заряд, приводящий к отрицательному электрокинетическому потенциалу (дзета-потенциалу) в условиях пласта (температура, давление, значение рН и степень минерализации). Повышение содержания минералов, имеющих отрицательный электрокинетический потенциал, в пласте, коррелирует с увеличением степени извлечения нефти при использовании водной текучей среды с низкой степенью минерализации в качестве средства извлечения нефти. Выражение "условия пласта", используемое в изобретении в контексте электрокинетического потенциала, определяется как температура и давление в пласте, и значение рН и степень минерализации воды в пласте. Температура пласта может находиться в диапазоне от 5 до 275°С, или от 50 до 250°С; давление пласта может находиться в диапазоне от 1 до 100 МПа; значение рН воды в пласте может находиться в диапазоне от 4 до 9, или от 5 до 8; и степень минерализации воды в пласте может находиться в диапазоне содержания TDS от 2000 о 300000 ч/млн. "Электрокинетический потенциал" можно рассчитать по данным измерения электрофоретической подвижности, в котором электрический ток пропускается с помощью электродов через водную суспензию, по существу состоящую из коллоидных частиц минерала пласта, и определения направления и скорости движения коллоидной системы. Электрокинетический потенциал одного или нескольких минералов пласта может находиться в диапазоне от -0,1 до -50 мВ, или от -20 до -50 мВ. Пласт может содержать по меньшей мере 0,1%, или по меньшей мере 1%, или по меньшей мере 10%, или по меньшей мере 25%, или от 1 до 60%, или от 5 до 50%, или от 10 до 30% по меньшей мере одного минерала, имеющего отрицательный электрокинетический потенциал. Для определения количества указанных минералов в пласте можно использовать измерения дифракции рентгеновских лучей, титрование поверхностного заряда, и измерения фильтрационного потенциала относительно породы пласта.

Горная порода и/или минеральный пористый материал матрицы пласта может быть образован из песчаника и/или карбоната, выбранного из доломита, известняка, и их смесей, при этом известняк может быть микрокристаллическим или кристаллическим известняком. Если пласт образован из пористой карбонатной породы, этот пласт может содержать немного мела или мел может отсутствовать в пласте, так как нефтеносные пласты, содержащие значительные количества мела, не обладают особенной чувствительностью к извлечению нефти с использованием заводнения водой с низкой степенью минерализации.

Минералы, которые могут формировать минеральный пористый материал матрицы, имеющий отрицательный электрокинетический потенциал, могут представлять собой глины или соединения переходных металлов. Глины, имеющие отрицательный электрокинетический потенциал, которые могут формировать по меньшей мере часть минерального пористого материала матрицы, включают бентонитовые глины, бентонитовые/иллитные глины, монтмориллонитные глины, иллитные глины, иллитные/слюдяные глины, пирофиллитовые глины, глауконитовые глины, и каолинитовые глины. Минералы - соединения переходных металлов, имеющие отрицательный электрокинетический потенциал, которые могут формировать по меньшей мере часть минерального пористого материала матрицы, включают карбонаты и оксиды, например, оксид железа, сидерит, и плагиоклазовый полевой шпат.

Пористый материал матрицы может быть консолидированным материалом матрицы, в котором по меньшей мере большая часть, и предпочтительно по существу вся горная порода и/или минерал, которые формируют материал матрицы является консолидированным, так что горная порода и/или минерал образуют массу, в которой по существу вся горная порода и/или минерал являются неподвижными когда сквозь них проходит нефть, водная текучая среда с низкой степенью минерализации или другая текучая среда. Предпочтительно по меньшей мере 95 мас.% или по меньшей мере 97 мас.%, или по меньшей мере 99 мас.%, горной породы и/или минерала остаются неподвижными, когда сквозь них проходит нефть, водная текучая среда с низкой степенью минерализации или другая текучая среда, с тем результатом, что любое количество горной породы или минерального материала, перемещаемое при прохождении нефти, водной текучей среды с низкой степенью минерализации или другой текучей среды, является недостаточным, чтобы привести пласт в состояние, непроницаемое для потока нефти, водной текучей среды с низкой степенью минерализации или другой текучей среды через пласт. В качестве альтернативы, пористый материал матрицы может быть неуплотненным материалом матрицы, в котором по меньшей мере большая часть, или по существу вся горная порода и/или минерал, который формирует материал матрицы, является неуплотненным. Независимо от того, сформирован ли пласт из консолидированной минеральной матрицы, неуплотненной минеральной матрицы, или их комбинации, этот пласт может иметь проницаемость от 0,00001 до 15 Дарси или от 0,001 до 1 Дарси.

Нефтеносный пласт может быть подземным пластом. Подземный пласт может быть образован из одного или нескольких пористых материалов матрицы, описанных выше, при этом пористый материал матрицы может быть расположен ниже перекрывающих пород, на глубине в диапазоне от 50 до 6000 м, или от 100 до 4000 м, или от 200 до 2000 м, под земной поверхностью. Подземный пласт может быть пластом под мо