BRPI0611067A2 - processo e aparelho para injetar água em uma formação subterránea contendo petróleo para a recuperação de petróleo, e, uso de cloreto de bário e/ou cloretos de cálcio - Google Patents
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Abstract
PROCESSO E APARELHO PARA INJETAR áGUA EM UMA FORMAçãO SUBTERRáNEA CONTENDO PETRóLEO PARA A RECUPERAçãO DE PETRóLEO, E, USO DE CLORETO DE BARIO E/OU CLORETOS DE CALCIO. Um processo para injetar água em uma formação subterrânea contendo petróleo para recuperação de petróleo, o dito método compreendendo: a) posicionar uma membrana seletiva entre uma solução aquosa e água de formação tendo uma concentração de soluto mais alta do que a solução aquosa, tal que a água passe através da membrana por osmose para diluir a água de formação, b) injetar a água de formação diluída na formação contendo petróleo, c) recuperar a água de formação da formação contendo petróleo, e d) usar pelo menos uma porção da água de formação recuperada na etapa a).
Description
"PROCESSO E APARELHO PARA INJETAR ÁGUA EM UMAFORMAÇÃO SUBTERRÂNEA CONTENDO PETRÓLEO PARA ARECUPERAÇÃO DE PETRÓLEO, E, USO DE CLORETO DE BÁRIOE/OU CLORETOS DE CÁLCIO"
A presente invenção diz respeito a um aparelho e processopara injetar água em uma formação subterrânea contendo petróleo para arecuperação de petróleo.
Nos estágios iniciais da produção de petróleo/óleo, a pressãodentro da formação subterrânea conduz o petróleo ao poço de produção.
Entretanto, com o passar do tempo, a pressão de formação dissipa e a extraçãonatural de petróleo não pode mais ser sustentada.
Para extrair o petróleo remanescente da formação técnicas derecuperação secundária são utilizadas. Uma das técnicas de recuperaçãosecundária mais comuns é injeção de água. Neste método, um poço de injeçãoadicional é perfurado na formação subterrânea em que a água é injetada. Aágua injetada desloca o petróleo na formação, conduzindo-o à superfície. Ainjeção de água requer volumes grandes de água de injeção e, tipicamente, atédez barris de água de injeção são necessários para cada barril de petróleoproduzido.
Onde a injeção de água é usada para deslocar o petróleo daformação, é importante garantir que a água de injeção seja substancialmenteisenta de partículas em suspensão, visto que estas de outro modo acumulariame restringiriam os poros na formação subterrânea. Vários métodos foramdesenvolvidos para remover tais partículas em suspensão da água de injeção.
Na US 2005/0023222, por exemplo, uma membrana de ultra-filtração oumicro-filtração é usada para filtrar a água de injeção antes que ela sejaintroduzida na formação. Na WO 2005/012185, a água de injeção é purificadausando um processo compreendendo uma etapa de osmose direta.
Espécies iônicas na água de injeção também podem reagir comespécies iônicas na água de formação para formar precipitados ou crosta. Porexemplo, ânions de sulfato na água de injeção podem reagir com cátions debário na água de formação para formar um precipitado de sulfato de bárioinsolúvel. Tais precipitados tendem a acumular e bloquear poros na formação,impedindo a recuperação de petróleo. Inibidores de crosta podem seradicionados à água de injeção para reduzir a formação de tais precipitados.Entretanto, está entre os objetivos das formas de realização da presenteinvenção reduzir o risco de formação de crosta adicional.
De acordo com a presente invenção, é fornecido um processopara injetar água em uma formação subterrânea contendo petróleo para arecuperação de petróleo, o dito método compreendendo:
a) posicionar uma membrana seletiva entre uma soluçãoaquosa e água de formação tendo uma concentração de soluto mais alta doque a solução aquosa, de modo que a água passe através da membrana porosmose para diluir a água de formação,
b) injetar a água de formação diluída na formação contendopetróleo,
c) recuperar a água de formação da formação contendopetróleo, e
d) usar pelo menos uma porção da água de formaçãorecuperada na etapa a).
No processo da presente invenção, uma membrana seletiva éposicionada entre uma solução aquosa e água de formação tendo umaconcentração de soluto mais alta do que a solução. A diferença naconcentração de soluto (ou potencial osmótico) entre a solução aquosa e aágua de formação faz com que a água líquida flua através da membranaseletiva por osmose. Partículas em suspensão e/ou solutos dissolvidos nasolução aquosa podem ser impedidos de fluir através da membranaselecionando-se o tamanho de poro da membrana como conseqüência.A água de formação diluída depois é injetada na formaçãocontendo petróleo, preferivelmente na pressão elevada. Uma vez injetada naformação, a água injetada tipicamente entra em contato com a água deformação na formação. Visto que a água injetada é formada pelo menos emparte da água de formação, ela geralmente é compatível com a água deformação na formação. Assim, a formação de crosta vantajosamente pode serreduzida ou eliminada.
A água de formação injetada pode ser usada para deslocar opetróleo da formação e conduzi-lo à superfície. Tipicamente, o petróleodeslocado emerge da formação em mistura com a água de formação.
A água de formação pode ser recuperada por técnicas deseparação convencionais. A água de formação recuperada tipicamentecompreende uma concentração de soluto relativamente alta, visto que elacontém sais dissolvidos da formação. A água de formação recuperada podeser usada diretamente para retirar a água da solução aquosa por osmose (etapaa). Alternativamente, a água de formação recuperada primeiro pode ser prétratada para aumentar sua concentração (potencial osmótico) antes que elaseja usada na etapa de osmose (a). Por exemplo, a água pode ser removida daágua de formação recuperada por técnicas convencionais tais comoevaporação. Alternativa ou adicionalmente, outros solutos (por exemplo, sais)podem ser adicionados à água de formação recuperada. Como uma outraalternativa, a água de formação pode ser passada através de uma membranade filtração, tal como uma membrana de microfiltração, ultrafiltração e/ounanofiltração. A solução residual pode ser recuperada e usada para retirar aágua da solução aquosa por osmose (etapa a).
Qualquer solução aquosa adequada pode ser usada como umafonte de água na etapa (a). Soluções aquosas adequadas incluem água do mar,água doce, tal como água de lago, solo ou rio, e água de correntes residuais deum processo industrial ou agrícola. Comumente, a solução aquosa é água domar.
Qualquer membrana seletiva adequada pode ser usada noprocesso da presente invenção. A membrana pode ter um tamanho de poromédio de 1 a 80 Angstroms, preferivelmente, 5 a 70, por exemplo 10 a 60Angstroms. A membrana pode ter um tamanho de poro médio de até 50Angstroms, por exemplo, até 40 Angstroms. Em uma forma de realização, amembrana tem um tamanho de poro de até 30 Angstroms. O tamanho de poroda membrana é preferivelmente selecionado para ser adequado para removeríons da solução aquosa, que levam à incrustação. Exemplos de tais íonsincluem íons sulfato. Em certos exemplos, também pode ser desejávelseletivamente remover íons monovalentes, tais como cátions de sódio.
Membranas seletivas adequadas incluem membranas integraise membranas compósitas. Exemplos de membranas adequadas incluemmembranas formadas de acetato de celulose (CA) e membranas formadas depoliamida (PA). Membranas de acetato de celulose adequadas incluemmembranas de triacetato de celulose (CTA), tais como aquelas usadas noestudo de McCutcheon et al., Desalination 174 (2005) 1-11. Membranassemi-permeáveis convencionais podem ser utilizadas. Preferivelmente, amembrana é uma membrana seletiva de íon.
A membrana pode ser planar ou tomar a forma de um tubo oufibra oca. Se desejado, a membrana pode ser sustentada em uma estrutura desuporte, tal como um suporte de malha.
Em uma forma de realização, uma ou mais membranastubulares podem ser dispostas dentro de um alojamento ou casca. A soluçãoaquosa pode ser introduzida no alojamento, enquanto que a água de formaçãopode ser introduzida nos tubos (ou vice-versa). Visto que a concentração desoluto da solução aquosa é mais baixa do que aquela da água de formação, aágua difundirá através da membrana da solução aquosa na água de formação.Assim, a água de formação tornar-se-á crescentemente diluída e a soluçãoaquosa, crescentemente concentrada. A água de formação diluída pode serrecuperada do interior dos tubos (ou alojamento, conforme o caso pode ser),enquanto que a solução aquosa concentrada pode ser removida do alojamento(ou tubos, conforme o caso pode ser).
O fluxo de água através da membrana seletiva pode serinfluenciado por condições térmicas. Assim, as soluções em qualquer lado damembrana podem ser aquecidas ou esfriadas, se desejado. As soluções podemser aquecidas até temperaturas de 30 a 80° C, por exemplo, 40 a 60° C.Alternativamente, as soluções podem ser esfriadas a -20 a 20° C, porexemplo, 7 a 12° C. A solução em um lado da membrana pode ser aquecida,enquanto o outro lado esfriado. O aquecimento ou resfriamento podem serrealizados em cada solução independentemente. Reações químicas tambémpodem ser realizadas em qualquer lado da membrana, se desejado.
Em uma forma de realização preferida da invenção, a soluçãoaquosa está em uma temperatura mais baixa do que a água de formação nooutro lado da membrana. Esta diferença na temperatura aumenta a diferençade potencial osmótico através da membrana e conseqüentemente o fluxo deágua. A diferença de potencial osmótico também pode ser realçada tratando-se a água de formação para aumentar seu potencial osmótico. Etapas detratamento adequadas incluem ajustar o pH da água de formação, adicionarmais sais/solutos à água de formação, aquecer a água de formação, e/ouinduzir reações químicas ou mudanças elétricas na água de formação.Similarmente, pode ser desejável diminuir o potencial osmótico da soluçãoaquosa. Etapas de tratamento adequadas incluem resfriar a solução, removeros sais/solutos da solução, ajustar o pH da solução e/ou induzir reaçõesquímicas ou mudanças elétricas na água de formação.
Para melhorar a eficácia da etapa de osmose, a solução aquosae/ou água de formação também podem ser tratadas para reduzir incrustação eescamação da membrana. Conseqüentemente, os agentes anti-escamação e/ouanti-incrustação podem ser adicionados a uma ou ambas as soluções. Emboranão necessário, pressão pode ser aplicada ao lado da solução aquosa damembrana para aumentar a taxa de fluxo de água através da membrana. Porexemplo, pressões de 1 a 5 bar podem ser aplicadas. Adicional oualternativamente, a pressão no lado da água de formação da membrana podeser reduzida.
As viscosidades da solução aquosa e/ou da água de formaçãotambém podem ser modificadas para melhorar a taxa de fluxo através damembrana. Por exemplo, agentes modificadores de viscosidade podem serutilizados.
O processo da presente invenção pode compreender ainda umaetapa de pré tratamento de remoção de contaminantes, tais como partículasem suspensão e matéria biológica, da solução aquosa (por exemplo, água domar). Em uma forma de realização, tais contaminantes são removidos pormétodos convencionais, tais como filtração. Métodos de filtração adequadosincluem microfiltração, ultrafiltração e nanofiltração. Tais etapas de filtraçãovantajosamente reduzem o risco de incrustação da membrana na etapa deosmose direta (a). Adicional ou alternativamente, agente(s) de ajuste de pH,emulsificador(es), tensoativo(s), agente(s) anti-corrosão, agente(s)antimicrobiano(s) e agente(s) anti-escamação podem ser adicionados àsolução aquosa. Onde água do mar é usada como a solução aquosa, água domar profunda é preferivelmente utilizada visto que ela geralmente contémmenos partículas em suspensão e menos matéria biológica do que a água domar obtida da superfície do oceano. Em algumas aplicações, unidades deosmose submersas podem ser usadas.
Como mencionado acima, a diferença na concentração desoluto (ou potencial osmótico) entre a solução aquosa e a água de formaçãofaz com que a água líquida flua através da membrana seletiva por osmose. Aágua de formação diluída é injetada na formação contendo petróleo paradeslocar o petróleo da formação. Antes da injeção na formação, a água deformação pode ser pré tratada, por exemplo, para remover contaminantes, taiscomo partículas em suspensão e matéria biológica. Em uma forma derealização, tais contaminantes são removidos por métodos convencionais, taiscomo filtração. Métodos de filtração adequados incluem microfiltração,ultrafiltração e nanofiltração. Adicional ou alternativamente, agente(s)antimicrobiano(s), agente(s) anti-corrosão, tensoativo(s), ajustador(es) de pH(por exemplo, para manter o pH abaixo de 4,8 ou acima de 10,5),emulsificador(es), tensoativo(s) e agente(s) anti-escamação podem seradicionados à água de formação. Exemplos de aditivos adequados incluemácidos, tais como ácidos carboxílicos; bases alcalinas, tais como hidróxidos;polímeros, tais como goma xantana, poliacrilamida e dextrina; tensoativos deproteína, lipoproteína, lipídeo e glico-lipídeo; e agentes anti-escamação, taiscomo penta-fosfonato. Estes aditivos podem ser reutilizados no processo dapresente invenção visto que pelo menos parte da água de formação utilizadano processo pode ser reciclada em um circuito fechado.
Antes da injeção na formação, a água de formação tambémpode ser pré tratada por desaeração para remover ar e outros gases da água deformação. Isto reduz ou impede o risco de atividade bacteriana aeróbicadurante o processo de injeção.
A água de formação pode ser injetada na formação contendopetróleo na pressão elevada para conduzir o petróleo da formação à superfície.Pressões de 100 a 4200 psi (689 kPa a 29 MPa), preferivelmente 200 a 4000psi (1,4 a 27,6 MPa), mais preferivelmente 300 a 3500 psi (2,1 a 24,1 MPa)podem ser utilizadas. O fluxo de água através da membrana seletiva na etapade osmose (a) pode ser usado para pressurizar a solução, embora meios depressurização adicionais também possam ser necessários.
Tipicamente, petróleo é forçado à superfície em mistura comágua de formação. A água de formação pode ser recuperada do petróleo portécnicas de separação convencionais. Em uma forma de realização, a misturade petróleo e água de formação é deixada sedimentar em um vaso deseparação. Depois de um período de tempo, a água de formação mais densasepara-se do petróleo como uma camada mais baixa. Os agentesdesemulsificantes podem ser adicionados às misturas de petróleo/água deformação para auxiliar a etapa de separação.
A água de formação recuperada tipicamente compreende umaconcentração de soluto relativamente alta, devido à presença de saisdissolvidos da formação. A água de formação recuperada pode ser usadadiretamente para retirar a água da solução aquosa por osmose (etapa a).Alternativamente, a água de formação primeiro pode ser pré tratada paraaumentar sua concentração antes que ela seja usada na etapa de osmose (a).Por exemplo, a água pode ser removida da água de formação recuperada portécnicas convencionais tais como evaporação.
Alternativa ou adicionalmente, a água de formação pode serpassada através de uma membrana de filtração, tal como uma membrana denanofiltração. A solução residual pode ser recuperada e usada para retirar aágua da solução aquosa por osmose (etapa a).
Alternativa ou adicionalmente, solutos podem ser adicionadosà água de formação antes da etapa de osmose (a).
Qualquer soluto adequado pode ser adicionado à água deformação. Preferivelmente, o(s) soluto(s) são selecionados de modo aproduzir uma composição de injeção que é compatível com a água deformação na formação. Solutos adequados incluem haletos (por exemplo,fluoretos, cloretos, brometos) aldeídos (por exemplo, formaldeídos), acetatos,e hidróxidos (por exemplo, hidróxido de sódio e hidróxido de cálcio). Solutospreferidos são sais, tais como cloreto de cálcio e cloreto de bário. Espécies desoluto que são prováveis formar precipitados com soluto(s) na água deformação na formação, tais como sulfatos, são preferivelmente evitadas. Defato, como será descrito abaixo, tais solutos podem ser removidos, porexemplo, por filtração (por exemplo, nanofiltração). Os solutos podem seradicionados na forma pura, por exemplo, como um sólido ou líquido, oucomo uma solução, tal como um uma solução concentrada.
Antes que a água de formação recuperada seja usada pararetirar a água da solução aquosa por osmose (etapa a), a água de formaçãorecuperada também podem ser submetida a outras etapas de pré tratamento.Em uma forma de realização, por exemplo, a água de formação recuperada épré tratada para remover contaminantes, tais como partículas em suspensão ematéria biológica. Ions indesejáveis, que de outro modo levariam àescamação, também podem ser removidos. Tais contaminantes podem serremovidos por métodos convencionais, tais como filtração. Métodos defiltração adequados incluem microfiltração, ultrafiltração e nanofiltração. Ananofiltração pode ser particularmente adequada para remover íons, tais comosulfatos, que de outro modo levariam à escamação. Adicional oualternativamente, agente(s) antimicrobiano(s), ajustador(es) de pH,emulsificador(es) e agente(s) anti-escamação podem ser adicionados àsolução aquosa. Exemplos de aditivos adequados incluem ácidos, tais comoácidos carboxílicos; bases alcalinas, tais como hidróxidos; polímeros, taiscomo goma xantana, poliacrilamida e dextrina; tensoativos de proteína,lipoproteína, lipídeo e glico-lipídeo; e agentes anti-escamação, tais comopenta-fosfonato.
Onde uma membrana de microfiltração é utilizada na presenteinvenção, qualquer membrana de microfiltração adequada pode ser usada.Tipicamente, tais membranas têm poros que são de 1000 a 100.000Angstroms, preferivelmente 5000 a 70.000 Angstroms em tamanho. Taismembranas podem ser capazes de remover certas bactérias do meio sobtratamento.
Onde uma membrana de ultrafiltração é utilizada na presenteinvenção, qualquer membrana de ultrafiltração adequada pode ser usada.Tipicamente, tais membranas têm poros que são de 20 a 1000 Angstroms,preferivelmente 50 a 800 Angstroms em tamanho. Tais membranas podem sercapazes de remover certas bactérias do meio sob tratamento, assim comocertas macromoléculas.
Onde membranas de nanofiltração são utilizadas no processoda presente invenção, qualquer membrana de nanofiltração adequada pode serusada. Tipicamente, tais membranas têm poros que são de 5 a 20 Angstroms,preferivelmente 10 a 15 Angstroms em tamanho.
Membranas de nanofiltração adequadas incluem membranasde poliamida reticuladas, tais como membranas de poliamida aromáticareticuladas. As membranas podem ser fundidas como uma "camada de pele"no topo de um suporte formado, por exemplo, de uma folha de polímeromicroporoso. A membrana resultante tem uma estrutura compósita (porexemplo, uma estrutura compósita de película fina). Tipicamente, aspropriedades de separação da membrana são controladas pelo tamanho deporo e carga elétrica da "camada de pele". As membranas podem seradequadas para a separação de componentes que são de 0,01 a 0,001 mícronsem tamanho e pesos moleculares de 100 gmol"1 ou acima, por exemplo, 200gmol"1 e acima.
Assim como partículas de filtração de acordo com o tamanho,membranas de nanofiltração também podem filtrar partículas de acordo comsuas propriedades eletrostáticas. Por exemplo, em certas formas de realização,a carga da superfície da membrana de nanofiltração pode ser controlada parafornecer propriedades de filtração desejadas. Por exemplo, o interior de pelomenos alguns dos poros da membrana de nanofiltração pode sernegativamente carregado, restringindo ou impedindo a passagem de espéciesaniônicas, particularmente ânions multivalentes, tais como sulfatos. Asuperfície da membrana de nanofiltração pode ser similarmente carregada.Exemplos de membranas de nanofiltração adequadas incluemDesal-5 (Desalination Systems, Escondido, Califórnia), membranas NF 70,NF 50, NF 40 e NF 40 HF (FilmTech Corp., Minneapolis, Minn), membranaSU 600 (Toray, Japão) e membranas NRT 7450 e NTR 7250 (Nitto Electric,Japão).
As membranas de nanofiltração podem ser empacotadas comomódulos de membrana. Membranas enroladas em espiral, e membranastubulares, por exemplo, confinadas em uma casca podem ser utilizadas.Alternativamente, as membranas podem ser fornecidas como uma placa ouem uma estrutura.
Em uma forma de realização da presente invenção, o processocompreende
dissolver pelo menos um soluto em água para fornecer umasolução de condução tendo uma concentração de soluto mais alta do que olíquido,
posicionar uma membrana seletiva entre a solução aquosa e asolução de condução, de modo que a água passe através da membrana porosmose para diluir a solução de condução,
injetar a solução de condução diluída na formação contendopetróleo, fazendo com que a solução misture com a água de formação naformação,
recuperar a água de formação da formação contendo petróleo, e
usar a água de formação recuperada na etapa a) do processo.
Qualquer soluto adequado pode ser adicionado para fornecer asolução de condução. Preferivelmente, o(s) soluto(s) são selecionados demodo a produzir uma composição de injeção que é compatível com a água deformação na formação. Solutos adequados incluem haletos (por exemplo,fluoretos, cloretos, brometos), aldeídos (por exemplo, formaldeídos), acetatose hidróxidos (por exemplo, hidróxido de sódio e hidróxido de cálcio). Solutospreferidos são sais, tais como cloreto de cálcio e cloreto de bário. Espécies desoluto que são prováveis formar precipitados com soluto(s) na água deformação na formação, tais como sulfatos, são preferivelmente evitadas. Ossolutos podem ser adicionados na forma pura, por exemplo, como um sólidoou líquido, ou como uma solução, tal como uma solução concentrada.
Adicional ou alternativamente, agente(s) antimicrobiano(s),agente(s) anti-corrosão, ajustador(es) de pH (por exemplo, para manter o pHabaixo de 4,8 ou acima de 10,5), emulsificador(es), tensoativo(s) e agente(s)anti-escamação podem ser usados para formar a solução de condução.Exemplos de aditivos adequados incluem ácidos, tais como ácidoscarboxílicos; bases alcalinas, tais como hidróxidos; polímeros, tais comogoma xantana, poliacrilamida e dextrina; tensoativos de proteína,lipoproteína, lipídeo e glico-lipídeo; e agentes anti-escamação, tais comopenta-fosfonato. Estes aditivos podem ser reutilizados no processo da presenteinvenção eles serão reciclados em um circuito fechado.
Em um outra forma de realização da invenção, a água deformação pode ser misturada com uma outra solução aquosa antes ou depoisda etapa de osmose. A outra solução aquosa pode ser uma corrente residual.Exemplos de correntes residuais incluem soluções de salmoura concentradasde usinas de dessalinização, tais como usinas de dessalinização térmica e/ouosmose reversa; e soluções de purgação de usinas de energia. Esta etapa demistura, portanto, pode fornecer um modo de usar soluções residuais que deoutro modo teriam que ser dispostas.
Preferivelmente, impurezas, tais como partículas em suspensãoe impurezas biológicas, são removidas desta outra solução antes que a soluçãoseja introduzida na formação contendo petróleo. Mais preferivelmente, estasimpurezas são removidas antes que a outra solução seja misturada com a águade formação. Antes que a outra solução seja misturada com a formação,também pode ser desejável garantir que a outra solução seja compatível com aágua de formação. Por exemplo, íons, tais como íons sulfato, que sãoprováveis formar precipitados insolúveis com íons na água de formaçãopodem ser removidos, por exemplo, por nanofiltração.
De acordo com um outro aspecto da presente invenção, éfornecido um aparelho para injetar água em uma formação subterrâneacontendo petróleo para a recuperação de petróleo, o dito aparelhocompreendendo:
um alojamento compreendendo uma membrana seletiva paraseparar uma solução aquosa da água de formação tendo uma concentração desoluto mais alta do que a solução aquosa e configurada para permitir que aágua da solução aquosa passe através da membrana por osmose para diluir aágua de formação,
meios para injetar a água de formação diluída na formaçãocontendo petróleo,
meios para recuperar a água de formação da formaçãocontendo petróleo, e
meios para introduzir a água de formação recuperada noalojamento.
Estes e outros aspectos da presente invenção agora serãodescritos com referência à Figura 1, que representa um diagrama esquemáticode um aparelho para realizar um processo de acordo com uma forma derealização da presente invenção.
A Figura 1 representa um aparelho para injetar água em umaformação subterrânea contendo petróleo (não mostrado). O aparelho 10compreende um alojamento 12 compreendendo uma membrana seletiva 14. Oaparelho também compreende uma unidade de nanofiltração 16.
Usualmente, a água do mar é introduzida no alojamento 12 emum lado da membrana seletiva 14 por intermédio da linha 18. Agua deformação é introduzida no alojamento 12 no lado oposto da membranaseletiva 14 por intermédio da linha 20. A água de formação tem umaconcentração de soluto mais alta do que a água do mar. Conseqüentemente, aágua flui do lado da água do mar lado da membrana 14 ao lado da água deformação da membrana 14 por osmose. A água de formação diluída é retiradado alojamento 12 por intermédio da linha 22, enquanto que água do marconcentrada é retirada do alojamento 12 por intermédio da linha 24 e édevolvida ao oceano.
A água de formação diluída é usada como água de injeção paradeslocar o petróleo de uma formação contendo petróleo e conduzi-lo àsuperfície. Tipicamente, o petróleo deslocado emerge da formação em misturacom a água de formação.
A mistura é recuperada e deixada sedimentar em um tanque deseparação. Depois de um período de tempo, a água de formação mais densasepara-se do petróleo como uma camada mais baixa.
A água de formação é recuperada e introduzida na unidade defiltração 16. Nesta unidade 16, a água de formação é passada através de umamembrana 24 (por exemplo, uma membrana de microfiltração, ultrafiltraçãoe/ou nanofiltração), que separa as impurezas indesejáveis do restante dasolução. A solução tratada tem uma alta concentração de soluto que é maisalta do que a concentração de soluto da água do mar. A solução tratada éreciclada ao alojamento 12 por intermédio da linha 20.
Claims (13)
1. Processo para injetar água em uma formação subterrâneacontendo petróleo para a recuperação de petróleo, caracterizado pelo fato deque compreende:a) posicionar uma membrana seletiva entre uma soluçãoaquosa e água de formação tendo uma concentração de soluto mais alta doque a solução aquosa, de modo que a água passe através da membrana porosmose para diluir a água de formação,b) injetar a água de formação diluída na formação contendopetróleo,c) recuperar a água de formação da formação contendopetróleo, ed) usar pelo menos uma porção da água de formaçãorecuperada na etapa a).
2. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizadopelo fato de que a solução aquosa é água do mar, água doce ou uma correnteresidual de um processo agrícola ou industrial.
3. Processo de acordo com a reivindicação 1 ou 2,caracterizado pelo fato de que a água de formação é tratada por filtração antesda injeção na formação contendo petróleo.
4. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicaçõesprecedentes, caracterizado pelo fato de que compreende ainda a etapa deremover a água de pelo menos uma porção da água de formação recuperadaantes de reciclar a dita porção de água de formação recuperada à etapa a).
5. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicaçõesprecedentes, caracterizado pelo fato de que compreende ainda introduzir pelomenos um aditivo selecionado de agentes antimicrobianos, agentes anti-corrosão, tensoativos, emulsificadores, inibidores de crosta e estabilizadoresde pH à formação contendo petróleo.
6. Processo de acordo com a reivindicação 5, caracterizadopelo fato de que o pelo menos um aditivo é adicionado à água de formaçãoantes que ela seja introduzida na formação contendo petróleo.
7. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicaçõesprecedentes, caracterizado pelo fato de que, antes da etapa a), pelo menos umsoluto é adicionado à água de formação para aumentar sua concentração desoluto adicionalmente em relação ao líquido.
8. Processo de acordo com a reivindicação 7, caracterizadopelo fato de que o soluto é selecionado de cloreto de bário e/ou cloreto decálcio.
9. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicaçõesprecedentes, caracterizado pelo fato de que compreende:dissolver pelo menos um soluto em água para fornecer umasolução de condução tendo uma concentração de soluto mais alta do que olíquido,posicionar uma membrana seletiva entre a solução aquosa e asolução de condução, de modo que a água passe através da membrana porosmose para diluir a solução de condução,injetar a solução de condução diluída na formação contendopetróleo, fazendo com que a solução misture com água de formação naformação,recuperar a água de formação da formação contendo petróleo, eusar a água de formação recuperada na etapa a) do processo.
10. Processo de acordo com a reivindicação 9, caracterizadopelo fato de que o soluto é selecionado de cloreto de bário e/ou cloreto decálcio.
11. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicaçõesprecedentes, caracterizado pelo fato de que uma corrente residual de umprocesso industrial é misturada com a água de formação antes ou depois daetapa a).
12. Aparelho para injetar água em uma formação subterrâneacontendo petróleo para a recuperação de petróleo, caracterizado pelo fato deque compreende:um alojamento compreendendo uma membrana seletiva paraseparar uma solução aquosa da água de formação tendo uma concentração desoluto mais alta do que a solução aquosa e configurada para permitir que aágua da solução aquosa passe através da membrana por osmose para diluir aágua de formação,meios para injetar a água de formação diluída na formaçãocontendo petróleo,meios para recuperar a água de formação da formaçãocontendo petróleo, emeios para introduzir a água de formação recuperada noalojamento.
13. Uso de cloreto de bário e/ou cloretos de cálcio,caracterizado pelo fato de ser como aditivos para fluidos de injeção para arecuperação de petróleo de formações rochosas contendo petróleo.
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