BRPI1014338B1 - método para injetar água em uma formação contendo hidrocarbonetos, e, método para preparar uma água com salinidade elevada - Google Patents
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Abstract
sistema e método para injetar água em uma formação contendo hidrocarbonetos, e, método para preparar uma água com salinidade elevada é descrito um sistema compreendendo um poço perfurado dentro de uma formação subterrânea compreendendo hidrocarbonetos; uma instalação de produção em um lado de topo do poço; uma instalação de produção de água conectada a instalação de produção; em que a instalação de produção de água produz água através da remoção de alguns íons multi valentes, em seguida removendo alguns íons monovalentes, e em seguida adicionando de volta alguns íons monovalentes, e em seguida injeta a água dentro do poço.
Description
MÉTODO PARA INJETAR ÁGUA EM UMA FORMAÇÃO CONTENDO HIDROCARBONETOS, E, MÉTODO PARA PREPARAR UMA ÁGUA COM SALINIDADE ELEVADA
Campo da Invenção [001] A presente descrição se refere a sistemas e métodos para a injeção de água dentro de uma formação contendo hidrocarbonetos.
Antecedentes [002] Petróleo acumulado dentro de uma formação subterrânea contendo petróleo é recuperado ou produzido ali através dos poços, chamados poços de produção, perfurados dentro da formação subterrânea. Uma grande quantidade de tal petróleo pode ser deixada nas formações subterrâneas, se produzida apenas pela depleção primária, isto é, onde apenas a energia de formação é usada para recuperar o petróleo. Onde a energia de formação inicial é inadequada ou se tornou depletada, operações suplementares, muitas vezes referidas como operações de recuperação secundária, terciária ou pósprimária melhoradas podem ser empregadas. Em algumas destas operações, um fluido é injetado dentro da formação bombeando o mesmo através de um ou mais poços de injeção perfurados dentro da formação, o petróleo é deslocado dentro da mesma e é movido através da formação, e é produzido a partir de um ou mais poços de produção perfurados dentro da formação. Em uma operação de recuperação particular deste tipo, água do mar, água do campo ou salmoura do campo, pode ser empregada como fluido de injeção e a operação é referida como uma inundação de água. A água de injeção pode ser referida como líquido de inundação ou água de inundação como distinguido da formação in situ, ou da água conata. Fluidos injetados mais tarde podem ser referidos como fluidos de acionamento. Embora a água seja o mais comum, fluidos de injeção e de acionamento podem incluir fluidos gasosos tais como o ar, vapor, dióxido de carbono, e similares.
[003] A água pode ser injetada por si só, ou como um componente de fluidos
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[004] GB Número do Relatório de Patente 1.520.877, depositado em 14 de outubro de 1974, descreve que a recuperação secundária de petróleo a partir de um estrato permeável é efetuada usando como um fluido de acionamento água cujas composições iônicas e/ou concentração iônica foi ajustada em uma planta de dessalinização por osmose reversa de modo que a água é compatível com o estrato e a água conata associada com o mesmo. A água do mar é tratada pela planta de dessalinização por osmose reversa para remover uma proporção principal dos íons divalentes ou de valência superior e para ter a sua concentração iônica ajustada ou pela misturação do filtrado e concentrado em proporções predeterminadas ou através da reciclagem do concentrado de cada ciclo a uma pressão de alimentação mais alta. Partículas tendo um diâmetro de pelo menos 1 mícron podem ser inicialmente removidas por aparelhos de ultrafiltração. GB Número do Relatório de Patente 1.520.877 é incorporada aqui como referência em sua totalidade.
[005] Pedido de Patente U.S. 2003/0230535 descreve um método e poço para a dessalinização da água do aquífero salino, em que a água do aquífero salino flui de uma camada subsuperficial do aquífero diretamente dentro de uma região de sondagem do aquífero de um poço de produção de água dessalinizada em que um conjunto de sondagem de uma ou mais membranas de dessalinização e/ou purificação é disposto, que separa a água do aquífero salino em uma corrente primária de água dessalinizada que é produzida através do poço para a superfície e uma corrente secundária de rejeito de salmoura concentrada, que pode ser descartada dentro de uma zona de descarte de salmoura subsuperficial. O Pedido de Patente U.S. 2003/0230535 é incorporado aqui como referência em sua totalidade.
Petição 870190066336, de 15/07/2019, pág. 7/83 / 25 [006] O pedido de patente PCT publicado co-pendente WO 2007/112254, tendo número de registro do agente TH2869 descreve um sistema compreendendo um poço perfurado dentro de uma formação subterrânea; uma instalação de produção em um lado de topo do poço; uma instalação de produção de água conectada à instalação de produção; em que a instalação de produção de água produz água através da remoção de alguns íons e adicionando um agente que aumenta a viscosidade da água e/ou aumenta a recuperação de hidrocarbonetos da formação, e injeta a água dentro do poço. O pedido de patente co-pendente WO 2007/112254 é incorporado aqui como referência em sua totalidade.
[007] O pedido de patente co-pendente U.S. tendo o número de série 12/425.311, tendo o número de registro do agente TH3740 descreve um sistema compreendendo um poço perfurado dentro de uma formação subterrânea compreendendo hidrocarbonetos; uma instalação de produção em um lado de topo do poço; uma instalação de produção de água conectada à instalação de produção; em que a instalação de produção de água produz água através da remoção de alguns íons multivalentes, em seguida removendo alguns íons monovalentes, e em seguida adicionando de volta alguns íons multivalentes, e em seguida injeta a água dentro do poço. O pedido de patente co-pendente U.S. tendo o número de série 12/425.311 é incorporado aqui como referência em sua totalidade.
[008] Com referência à Figura 1, é ilustrado um sistema da arte antecedente 100. O sistema 100 inclui corpo de água 102, formação subterrânea 104, formação subterrânea 106, e formação subterrânea 108. A instalação de produção de 110 pode ser provida na superfície do corpo de água 102. O poço 112 atravessa o corpo da água 102 e a formação 104, e tem aberturas na formação 106. Uma porção da formação 106 pode ser fraturada e/ou perfurada como mostrado em 114. Petróleo e gás podem ser produzidos a partir de formação de 106 através do poço 112, para a instalação de produção
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110. Gás e líquido podem ser separados um do outro, o gás pode ser armazenado em um armazém de gás 116 e o líquido pode ser armazenado em um armazém de líquido 118.
[009] Existe uma necessidade na arte para sistemas e métodos melhorados para a produção de petróleo e/ou gás a partir de uma formação subterrânea. Em particular, existe uma necessidade na arte para sistemas e métodos para prover uma inundação de água melhorada.
[0010] Sumário da Invenção [0011] Um aspecto da invenção provê um sistema compreendendo um poço perfurado dentro de uma formação subterrânea compreendendo hidrocarbonetos; uma instalação de produção em um lado de topo do poço; uma instalação de produção de água conectada à instalação de produção; em que a instalação de produção de água produz água através da remoção de alguns íons multivalentes, em seguida removendo alguns íons monovalentes, e em seguida adicionando de volta alguns íons monovalentes, em seguida injeta água dentro do poço.
[0012] Um aspecto da invenção provê um método compreendendo remover alguns íons multivalentes da água; remover alguns íons monovalentes da água; adicionar alguns íons monovalentes na água; e injetar a água dentro de uma formação subterrânea. Em algumas formas de realização, a água processada é reciclada sendo produzida com óleo e/ou gás e separada, e em seguida reinjetada dentro da formação.
[0013] Outro aspecto da invenção provê um sistema compreendendo um primeiro poço perfurado dentro de uma formação subterrânea; uma instalação de produção em um lado de topo de um primeiro poço; uma instalação de produção de água conectada à instalação de produção; um segundo poço perfurado dentro da formação subterrânea; em que a instalação de produção de água produz água através da remoção de alguns íons, e injeta a água dentro do segundo poço e dentro da formação subterrânea.
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Breve Descrição dos Desenhos [0014] A Figura 1 ilustra um sistema de produção de petróleo e gás da arte antecedente.
[0015] A Figura 2 ilustra um sistema de produção de petróleo e gás.
[0016] A Figura 3 ilustra um sistema de processamento de água.
[0017] A Figura 4 ilustra um sistema de processamento de água.
Descrição Detalhada da Invenção
Figura 2:
[0018] Com referência agora a Figura 2, em uma forma de realização da invenção, o sistema 200 é ilustrado. O sistema 200 inclui o corpo de água 202, a formação 204, a formação 206, e a formação 208. A instalação de produção 210 pode ser provida na superfície do corpo de água 202. O poço 212 atravessa o corpo da água e a formação 202 e a formação 204, e tem aberturas na formação 206. Porções da formação podem ser fraturadas e/ou perfuradas, como mostrado em 214. À medida que petróleo e gás são produzidos a partir da formação 206 eles entram em porções 214, e passam pelo poço 212 para a instalação de produção 210. Gás e líquido podem ser separados e o gás pode ser enviado para o armazém de gás 216, e o líquido pode ser enviado para o armazém de líquido 218, e a água pode ser enviada para a produção de água 230. A instalação de produção 210 é capaz de processar água, por exemplo, do corpo de água 202 e/ou poço 212, que pode ser processada e armazenada na produção de água 230. A água do poço 212 pode ser enviada para a produção de água 230. A água processada pode ser bombeada para o poço 232, para porções fraturadas 234 da formação 206. A água atravessa a formação 206 para auxiliar na produção de petróleo e gás, e em seguida a água, o petróleo e o gás podem ser todos produzidos para o poço 212, para a instalação de produção de 210. A água pode ser em seguida reciclada, por exemplo, retornando à água para a produção de água 230, onde ela pode ser processada, e em seguida reinjetada no poço 232.
Petição 870190066336, de 15/07/2019, pág. 10/83 / 25 [0019] Hidrocarbonetos, tais como petróleo e/ou gás, podem ser recuperados a partir da formação subsuperficial da terra 206 através do furo de poço de produção 212 que penetra formações ou reservatórios contendo hidrocarbonetos. As perfurações podem ser feitas a partir do furo de poço de produção 206 para porções da formação 214 para facilitar o fluxo de hidrocarbonetos das formações contendo hidrocarbonetos para o furo de poço de produção. A água pode ser injetada sob pressão dentro das zonas de injeção 234 formadas na formação de subsuperfície 206 para estimular a produção de hidrocarbonetos através dos poços de produção em um campo. A água pode ser injetada por si só como um componente de fluidos de deslocamento miscíveis ou imiscíveis. A água do mar (para poços além mar e/ou perto da terra) e salmoura produzida a partir das mesmas formações ou próximas (para poços além mar e/ou em terra) pode ser usada como fonte de água. Tal água pode conter quantidades (concentração) de íons precursores, tais como sulfato divalente (SO4 ), que pode formar sais insolúveis quando eles entram em contato com cátions, tais como Ba++, Sr++ e Ca++, residentes nas formações. Os sais resultantes (BaSO4, SrSO4 e CaSO4) podem ser relativamente insolúveis na temperatura e pressão da formação de subsuperfície. Tais sais podem se precipitar da solução. A precipitação dos sais insolúveis pode se acumular e consequentemente tampar as passagens do fluido de subsuperfície. Os efeitos do tamponamento podem ser mais severos em passagens na formação perto do poço de injeção 232 e nos furos de poço de produção 212. A solubilidade dos sais insolúveis pode diminuir ainda à medida que a água de injeção é produzida para a superfície através do poço de produção 212, devido à redução da temperatura e pressão, à medida que o fluido se move para a superfície através do poço de produção. Passagens de fluido na formação ou subsuperfície podem incluir poros na matriz de formação, fraturas, vazios, cavidades, cavidades na rocha, perfurações e passagens de fluido através dos poços, incluindo poços revestidos e não
Petição 870190066336, de 15/07/2019, pág. 11/83 / 25 revestidos, tubulações e outras vias de fluido nos poços. Precipitados podem incluir sais insolúveis, cristais ou incrustações. O tamponamento pode incluir a redução da porosidade e/ou permeabilidade das passagens de fluido e os tubulares usados na produção dos fluidos do poço e processamento destes fluidos. A água de injeção pode incluir qualquer fluido contendo água que é injetada dentro de uma formação de subsuperfície para facilitar a recuperação de hidrocarbonetos a partir de formações subterrâneas.
[0020] Um propósito do poço de injeção 232 é auxiliar o fluxo de hidrocarbonetos do reservatório para o poço de produção 212. Um método é injetar água sob pressão adjacente a uma zona de produção para fazer com que hidrocarbonetos fiquem aprisionados na formação 206 para se moverem em direção ao poço de produção 212.
Figura 3:
[0021] Com referência agora a Figura 3, em algumas formas de realização da invenção, um sistema 300 para a produção de água 330 é ilustrado. A produção de água 330 tem uma entrada de água não processada, por exemplo, água de um corpo de água, de um poço, água do mar, abastecimento de água da cidade, ou outra fonte de água. Em 334 alguns cátions podem ser removidos da água bruta 302, por exemplo, cátions multivalentes, tais como cátions divalentes ou trivalentes. Em 340, cátions monovalentes podem ser removidos da água bruta 302.
[0022] Uma porção da água pode ser desviada 340 pelo conduto 350, por exemplo, de cerca de 5 % a cerca de 75 % em volume, ou de cerca de 10 % a cerca de 50 %, ou de cerca de 20 % a cerca de 40 %. A água processada 303 é em seguida produzida a partir da produção de água 330.
Figura 4:
[0023] Com referência agora a Figura 4, em algumas formas de realização da invenção, o sistema 400 para a produção de água 430 é ilustrado. A produção de água 430 tem uma entrada de água não processada
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402, por exemplo, água do corpo de água de um poço, uma formação subterrânea, água do mar, planta de tratamento de esgoto, abastecimento de água da cidade, ou outra fonte de água. Em 432, a filtração primária pode ser realizada para remover sólidos da água. Em 433 sulfatos (SO4) podem ser removidos. Em 434, alguns cátions divalentes podem ser removidos, por exemplo, de cerca de 60 a cerca de 99 % dos cátions divalentes presentes. Cátions divalentes que podem ser removidos incluem magnésio (Mg), cálcio (Ca), ferro (Fe) e/ou estrôncio (Sr).
[0024] Em algumas formas de realização, 433 e/ou 434 podem ser realizados com sistemas de membranas de nanofiltração.
[0025] Em 436, alguns íons monovalentes podem ser removidos, por exemplo, de cerca de 60 a cerca de 99 % dos cátions presentes, tais como sódio (Na), e/ou potássio (K), junto com os ânions associados, por exemplo, cloreto, fluoreto, e/ou brometo.
[0026] Em 438, alguns cátions monovalentes e/ou divalentes podem ser adicionados de volta à água, por exemplo, adicionando de volta algum sódio, potássio, magnésio, cálcio e/ou estrôncio. A água processada 403 pode ser produzida pela produção de água 430.
[0027] A quantidade de íons retornando para a água em 438 pode ser adaptada ou feita sob encomenda com base na formação e condições do reservatório. Por exemplo, uma ou mais da água não processada 402, permeado de sulfato 433, rejeito de divalente 434, permeado de divalente 434, e/ou rejeito de monovalente 436 pode ser adicionado de volta em 438 para ter uma água com salinidade reduzida, com cátions monovalentes e divalentes suficientes, o que evita o intumescimento da argila da formação. Como argilas diferentes reagem de forma diferente, cada mistura de água pode ser feita sob encomenda para a argila da formação. Por exemplo, para evitar o intumescimento da argila em uma argila do tipo esmectita, cerca de 3 % de água do mar devem ser adicionados (ver Figura 5), enquanto que para evitar o
Petição 870190066336, de 15/07/2019, pág. 13/83 / 25 intumescimento da argila em uma argila do tipo ilita cerca de 0,5 % da água do mar devem ser adicionados (ver Figura 6).
[0028] Em algumas formas de realização, a produção de água 330 e/ou 430 pode usar um sistema com base em membrana, por exemplo, tecnologia de osmose reversa (OR) e/ou nanofiltração (NF), tais como são usadas para dessalinização, filtração e/ou purificação da água do mar.
[0029] A força motriz para a permeação para a separação de membrana pode ser a pressão do líquido através da membrana; esta é definida como a pressão de alimentação menos o permeado ou retro-pressão, menos a diferença entre a pressão osmótica da alimentação e a pressão osmótica do permeado.
[0030] A Pat. U.S. No. 4.723.603 emprega membranas NF para a remoção específica de sulfato da água do mar. Sulfatos podem ser removidos por membranas NF e o permeado NF pode ser rico em cloreto de sódio, mas deficiente em sulfato. Tal água livre de sulfato pode evitar a formação de sulfato de bário, que tem baixa solubilidade e pode causar obstrução. A Pat. U.S. No. 4.723.603 é incorporada aqui como referência em sua totalidade.
[0031] A Pat. U.S. No. 4.341.629 descreve a dessalinização da água do mar usando dois módulos OR, que podem incluir a mesma membrana, por exemplo, uma membrana OR de triacetato de celulose (CTA) com 90 % de rejeição, ou duas membranas diferentes, por exemplo, uma membrana CTA com 80 % de rejeição e uma membrana CTA com 98 % de rejeição. A Pat. U.S. No. 4.341.629 é incorporada aqui como referência em sua totalidade.
[0032] A Pat. U.S. No. 5.238.574 descreve o uso de uma multiplicidade de módulos de membrana OR para processar água do mar. Por exemplo, uma primeira membrana OR de baixa pressão pode ser seguida por uma membrana OR de alta pressão, ou uma série de membranas OR de baixa pressão pode ser usada, tanto para prover permeado de qualidade variada de água como simplesmente para produzir um permeado combinado onde a corrente de
Petição 870190066336, de 15/07/2019, pág. 14/83 / 25 concentrado de um módulo se torna a corrente de alimentação para o próximo módulo em série. A Pat. U.S. No. 5.238.574 é incorporada aqui como referência em sua totalidade.
[0033] Em algumas formas de realização, o sistema 400 pode incluir a água não processada 402, de uma fonte de alimentação aquosa, tal como água do mar do oceano, ou qualquer fonte de água salina tendo alguns íons divalentes e monovalentes, tal como a água produzida a partir de um poço. Como um exemplo, água do mar bruta pode ser retirada do oceano, ou de um poço no mar ou de uma entrada na abertura, e inicialmente é submetida à filtração primária 432 usando uma peneira de partículas grandes (não mostrado), e/ou filtros multimídia, que podem ser tipicamente areia e/ou carvão antracito, opcionalmente seguido por uma filtração em cartucho.
[0034] Em algumas formas de realização, os processos 433, 434, e/ou 436 podem incluir um ou uma pluralidade de cartuchos OR que podem estar localizados a jusante de um ou uma pluralidade de cartuchos NF. Cartuchos OR e/ou cartuchos NF podem ser cartuchos de membrana semipermeável enrolada em espiral, ou cartuchos feitos usando tecnologia de fibra oca tendo características apropriadas de membrana. Por exemplo, E. I. DuPont vende cartuchos OR do tipo fibra fina oca (HFF), que são comercializados pela DuPont como seus cartuchos HFF B-9 e que podem ser usados. Um cartucho de membrana semipermeável enrolada em espiral pode incluir uma pluralidade folhas que são envelopes individuais de material de membrana semipermeável tipo folha que se encaixam ali entre uma camada de material de transporte permeado poroso, tal como um material de folha fibrosa de poliéster. O material da membrana semipermeável pode ser qualquer destes materiais disponíveis comercialmente. Folhas intercaladas entre folhas adjacentes podem ser de comprimentos do material espaçador, que podem ser tecidas ou de outra malha aberta, projetos em cruz tipo tela de filamentos sintéticos, por exemplo, filamentos extrusados em cruz de polipropileno ou
Petição 870190066336, de 15/07/2019, pág. 15/83 / 25 similares tais como aqueles vendidos sob o nome comercial de Vexar e Nalle, que provêm passagens de fluxo para a água de alimentação que está sendo bombeada de uma extremidade a outra extremidade através de um vaso de pressão. Uma disposição de tais folhas alternadas e folhas do espaçador pode ser em seguida enrolado em espiral em torno de um tubo oco tendo uma parede lateral porosa para criar um cartucho cilíndrico circular reto.
[0035] Um cartucho de separação enrolado em espiral é descrito na Pat U.S. No. 4.842.736, a descrição da qual é incorporada aqui como referência, que provê uma pluralidade de passagens para a alimentação em espiral que se estendem axialmente de uma extremidade a outra extremidade do último cartucho, passagens através da qual o líquido de alimentação sendo tratado flui em uma direção axial. Internamente dentro dos envelopes de membrana, o líquido permeante flui ao longo de uma via em espiral interna em um material veículo até que ele alcance o tubo central poroso onde ele é coletado e através do qual ele flui em seguida axialmente para a saída.
[0036] Em algumas formas de realização, os cartuchos OR e/ou cartuchos NF podem ser selecionados de modo a realizar a função desejada total de produzir uma corrente de água processada tendo as concentrações iônicas desejadas da água do mar ou similar. Elementos ou cartuchos de OR podem ser selecionados dentre membranas semipermeáveis apropriadas da variedade de membrana compósita de poliamida, na qual um filme fino de poliamida pode ser formado interfacialmente sobre um suporte poroso de polisulfona ou similar que pode ser por sua vez ser formado sobre um material de forro altamente poroso e fibroso. Membranas OR podem ser projetadas para rejeitar mais do que cerca de 95 % dos sais dissolvidos, por exemplo, cerca de 98 % ou mais.
[0037] Membranas OR apropriadas disponíveis comercialmente incluem aquelas que são vendidas como AG8040F e AG8040-400 pela Osmonics; Séries SW30 e LE pela Dow-FilmTec, como Desal-11 pela Desalination
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Systems, Inc.; como ESPA pela Hydranautics; como ULP pela Fluid Systems, Inc.; e como ACM pela TriSep Corporation.
[0038] Membranas NF podem ser empregadas que são projetadas para rejeitar seletivamente íons divalentes ou maiores, e os elementos ou cartuchos NF que são usados podem rejeitar um mínimo de cerca de 80 %, por exemplo, mais do que cerca de 90 %, ou cerca de 95 %, ou cerca de 98 % dos íons divalentes ou maiores em uma alimentação aquosa. A membrana NF também pode pelo menos reduzir moderadamente o teor de íon monovalente, por exemplo, menos do que cerca de 70 %, ou menos do que cerca de 50 %, ou menos do que cerca de 30 %, ou menos do que cerca de 20 % do teor de íon monovalente. Membranas NF apropriadas disponíveis comercialmente podem ser vendidas ou em forma de folha ou em cartuchos enrolados em espiral acabados, e incluem aquelas vendidas como Seasoft 8040DK, 8040DL, e Sesal DS-5 pela Osmonics; como Séries NF200 e NF-55, NF-70 e como NF90 pela Dow-Film Tec; como DS-5 e DS-51 pela Desalination Systems, Inc., como ESNA-400 pela Hydranautics, e como TFCS pela Fluid Systems, Inc.
[0039] Em algumas formas de realização, um método mecânico, tal como passar a água não processada 402 através de uma membrana de nanofiltração, pode ser usada para remover íons da água na superfície antes de injetar a mesma dentro do furo de poço e/ou adicionar um agente 440. A água do mar podem conter de cerca de 2700 a cerca de 2800 ppm de SO4 divalente. O processo da membrana de nanofiltração 433 pode reduzir esta concentração para de cerca de 20 a cerca de 150 ppm. Uma redução de 99 % no teor de sulfato pode ser alcançável.
[0040] Em algumas formas de realização, produtos químicos e/ou aditivos podem ser injetados dentro da água não tratada 402 para inibir o crescimento in situ de cristais da precipitação dos sais insolúveis. Uma variedade de aditivos são injetados na água de injeção na superfície ou diretamente dentro de um poço de injeção. Poços de produção podem ser
Petição 870190066336, de 15/07/2019, pág. 17/83 / 25 também frequentemente tratados com o retro-fluxo de aditivos contendo salmoura fresca para evitar o tamponamento das passagens.
[0041] Em algumas formas de realização, a água salgada pode ser processada 433, 434, e/ou 436 por destilação instantânea de múltiplos estágios, destilação de múltiplos efeitos, osmose reversa e/ou destilação por compressão de vapor. Tecnologias de membrana têm sido usadas no prétratamento da água salgada para reduzir o alto teor iônico da água salgada com relação à água doce. Membranas seletivas de íon podem ser usadas as quais evitam seletivamente que certos íons passem através dela, enquanto ao mesmo tempo permitem que a água e outros íons de passem através dela. A seletividade de uma membrana pode ser uma função das propriedades particulares da membrana, incluindo o tamanho dos poros ou carga elétrica da membrana. Consequentemente, qualquer das membranas seletivas de íon conhecidas comercialmente disponíveis, que atendem a estes critérios podem ser usadas. Por exemplo, uma membrana de poliamida é particularmente efetiva para evitar seletivamente que íons sulfato, cálcio, magnésio e bicarbonato passem através dela, e poderia ser usada para os processos 433 e/ou 434. Uma membrana de poliamida tendo o nome comercial SR90-400 (Film Tec Corporation) ou CTC-1 Hydranautics pode ser usada.
[0042] Em algumas formas de realização da invenção, a água não processada 402 contendo uma alta concentração de íons de dureza (por exemplo, cátions divalentes) é passada através de uma membrana seletiva de íon 434 para formar uma água salgada amolecida tendo uma concentração reduzida de íons de dureza. A água salgada amolecida é alimentada para um sistema de dessalinização 436. Em seguida, alguns dos íons de dureza podem ser adicionados de volta na água em 438.
[0043] Microfiltração (MF), Ultrafiltração (UF), nanofiltração (NF) e osmose reversa (OR) são todos os processos de separação acionados por pressão que permitem que uma faixa ampla de moléculas neutras ou iônicas
Petição 870190066336, de 15/07/2019, pág. 18/83 / 25 seja removida a partir de fluidos. A microfiltração pode ser usada para a remoção de partículas em suspensão maior do que cerca de 0,1 microns. A ultrafiltração pode ser usada para excluir moléculas dissolvidas com um peso molecular maior do que cerca de 5.000. Membranas de nanofiltração podem ser usadas para passar pelo menos alguns sais, mas tendo rejeição alta a compostos orgânicos tendo pesos moleculares maiores do que aproximadamente 200 Daltons. Membranas de osmose reversa podem ser usadas para a rejeição alta de quase todas as espécies. Enquanto NF e OR são ambas capazes de excluir sais, elas tipicamente diferem em seletividade. Membranas NF comumente passam íons monovalentes embora mantendo rejeição alta de íons divalentes. Em contraste, as membranas de osmose reversa são relativamente impermeáveis a quase todos os íons, incluindo íons monovalentes, tais como íon sódio e cloreto. Membranas NF têm sido algumas vezes descritas como membranas OR “soltas”. Uma membrana apropriada capaz de remover os sais dissolvidos da água é a membrana de acetato de celulose, com seletividade resultante de uma camada discriminante fina que é suportada sobre uma camada mais porosa, espessa do mesmo material. Outra membrana apropriada é feita de piperazina ou piperazina substituída. Outras membranas apropriadas incluem polímeros tais como as membranas comerciais NF FilmTec NF40.
[0044] Em algumas formas de realização, um cartucho do filtro enrolado em espiral pode ser usado para incorporar grandes quantidades de membrana OR ou NF em um volume pequeno. Tal elemento pode ser feito enrolando folhas de espaçador de alimentação, folhas de membrana, e folhas de espaçador permeado ao redor de um tubo permeado perfurado.
[0045] Em algumas formas de realização, a polimerização interfacial pode ser usada para fazer membranas de compósito de filme fino para separações por OR e NF. Este processo é comumente realizado como uma policondensação entre aminas e ou cloretos ácidos ou isocianatos.
Petição 870190066336, de 15/07/2019, pág. 19/83 / 25 [0046] Membranas de osmose reversa podem ter rejeição alta a virtualmente todos os íons, incluindo sódio e cloreto. Membranas NF são frequentemente caracterizadas como aquelas tendo uma passagem substancial de moléculas neutras tendo pesos moleculares menores do que 200 daltons e íons monovalentes. Membranas NF ainda possuem comumente rejeição alta a íons divalentes devido a interações de carga. Membranas tendo uma série de propriedades entre OR e NF podem também ser produzidas. Além de rejeição alta a pelo menos uma espécie, membranas comerciais, frequentemente possuem alta permeabilidade à água.
[0047] Em algumas formas de realização, membranas para OR e/ou NF podem ser membranas com base em piperazina, onde pelo menos 60 % dos monômeros contendo aminas incorporados no polímero podem ser moléculas de piperazina ou derivadas de piperazina. Um exemplo típico de uma membrana com base em piperazina é a membrana NF FilmTec 40, que foi feita colocando em contato piperazina e TMC na presença de um receptor de ácido, N,N-dimetilpiperazina. As membranas NF comerciais FilmTec NF-45 e SR90 foram feitas por processos similares, com produtos químicos adicionais adicionados à água e/ou fase orgânica. Uma propriedade particularmente útil de algumas membranas é a capacidade de remover seletivamente algumas moléculas enquanto retendo as outras. Por exemplo, a indústria de laticínios tem usado membranas com base em piperazina para concentrar moléculas neutras grandes (soro de leite e lactose), enquanto removendo minerais. Em outros casos é desejado passar sais monovalentes enquanto mantendo a rejeição alta de íons divalentes.
[0048] Em algumas formas de realização, os processos 334, 433, e/ou 434 podem usar um ou uma série de dispositivos NF, tal como uma membrana. Em algumas formas de realização, os processos 334 e/ou 436 podem usar um ou mais dispositivos OR, tal como uma membrana.
[0049] Em algumas formas de realização da invenção, a água processada
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303 e/ou 403 pode ser combinada com um ou mais dos aromáticos, por exemplo, benzeno, tolueno, ou xileno; turpentina; tetralina; hidrocarbonetos clorados, por exemplo, tetracloreto de carbono ou cloreto de metileno; ou outros hidrocarbonetos, por exemplo, hidrocarbonetos C5-C10 e/ou álcoois; vapor ou compostos de enxofre, por exemplo, sulfeto de hidrogênio, e em seguida injetada dentro de uma formação para a recuperação aumentada de petróleo. Por exemplo, uma mistura de água processada com um agente para aumentar a viscosidade misturado com álcool, pode ser injetada dentro da formação.
[0050] A redução do nível de cátions monovalentes e/ou divalentes de uma água de injeção pode alcançar um ou mais dos seguintes benefícios:
Quando petróleo está fixado à superfície da argila pela ponte de cálcio para a argila e a gota de petróleo, a adição de água de baixa salinidade pode fazer com que o cálcio se difunda dentro da solução em bruto e libere a gota de óleo;
Quando petróleo está fixado à superfície da argila pela ponte de cálcio para a argila e a gota do petróleo, a adição de água de baixa salinidade pode fazer com que outro íon substitua o cálcio fixado à argila, e libere a gota de petróleo fixada ao cálcio pela troca de íon multivalente;
A adição de água de baixa salinidade pode fazer com que o reservatório úmido com petróleo se converta em um reservatório úmido com água e libere o petróleo;
Recuperação aumentada de petróleo para um reservatório, e Recuperação aumentada de petróleo para um reservatório de alta salinidade. [0051] A adição de cátions multivalentes para uma água de injeção pode alcançar um ou mais dos seguintes benefícios:
Intumescimento reduzido da argila;
Recuperação aumentada de petróleo para um reservatório; e
Recuperação aumentada de petróleo para um reservatório de
Petição 870190066336, de 15/07/2019, pág. 21/83 / 25 alta salinidade.
[0052] Água pode ser comumente injetada dentro de formações subterrâneas contendo hidrocarbonetos elas próprias ou como um componente de fluidos de deslocamento miscíveis ou imiscíveis para recuperar hidrocarbonetos da mesma. Água não processada 302 e/ou 402 pode ser obtida a partir de diversas fontes, incluindo salmoura produzida a partir da mesma formação, salmoura produzidas a partir de formações remotas, ou água do mar. Todas estas águas podem ter um teor iônico alto em relação à água doce. Alguns íons presentes na água não processada 302 e/ou 402 podem beneficiar a produção de hidrocarbonetos, por exemplo, certas combinações e concentrações de cátions e ânions, incluindo K+, Na+, Cl-, Br-, e/ou OH-, pode estabilizar a argila para graus variados em uma formação suscetível a danos na argila a partir de intumescimento ou migração de partículas. Outros íons (ou os mesmos íons que beneficiam a produção de hidrocarbonetos) presentes na água não processada 302 e/ou 402 podem produzir efeitos nocivos in situ, por exemplo, ânions SO4- divalentes na água de injeção podem ser particularmente problemáticos porque SO4- pode formar sais com cátions já presentes na formação, tais como Ba++. Os sais resultantes podem ser relativamente insolúveis nas temperaturas e pressões da formação. Consequentemente, eles podem se precipitar da solução in situ. A solubilidade dos sais diminui ainda à medida que a água de injeção pode ser produzida para a superfície com os hidrocarbonetos devido à diminuição de temperatura e pressão no poço de produção. Os precipitados dos sais insolúveis podem se acumular nas passagens subterrâneas dos fluidos como estruturas cristalinas, que essencialmente tampam as passagens e reduzem a produção de hidrocarbonetos. Os efeitos do tamponamento podem ser mais severos nas passagens localizadas na formação perto dos furos de poço e em poços de produção, onde pode ser mais difícil para os fluidos produzidos circundarem as passagens bloqueadas. A remoção de ânions SO4- divalentes da água de
Petição 870190066336, de 15/07/2019, pág. 22/83 / 25 injeção pode reduzir também o nutriente disponível para o crescimento de bactérias redutoras de sulfato em ambientes de subsuperfície para mitigar a acidez do reservatório.
[0053] Em algumas formas de realização da invenção, a água processada ou uma mistura de água processada 303 e/ou 403 pode ser injetada dentro da formação 206, produzida a partir da formação 206, e em seguida recuperada a partir do petróleo e gás, por exemplo, por uma centrífuga ou separador por gravidade, e em seguida processando a água na produção de água 230, em seguida a água processada ou uma mistura de água processada 303 e/ou 403 pode ser reinjetada dentro da formação 206.
[0054] Em algumas formas de realização da invenção, a água processada ou uma mistura de água processada 303 e/ou 403 pode ser injetada dentro de uma formação contendo petróleo 206, opcionalmente precedida por e/ou seguida por uma lavagem, tal como com a água do mar, uma solução de tensoativo, um fluido de hidrocarbonetos, uma solução de salmoura ou água doce.
[0055] Em algumas formas de realização da invenção, a água processada ou uma mistura de água processada 303 e/ou 403 pode ser usada para melhorar a recuperação de petróleo. A água processada ou uma mistura de água processada 303 e/ou 403 pode ser utilizada para acionar ou empurrar a inundação contendo agora petróleo para fora do reservatório, desse modo, “varrendo” o petróleo bruto para fora do reservatório. O petróleo pode ser recuperado no poço de produção 212 espaçado separadamente do poço de injeção 232 à medida que a água processada ou uma mistura de água processada 303 e/ou 403 empurra o petróleo para fora dos poros na formação 206 e para o poço de produção 212. Uma vez que o petróleo/fluido acionado alcança a superfície, ele pode ser colocado dentro de tanques de retenção 218, permitindo que o petróleo se separe da água através das forças naturais da gravidade.
Petição 870190066336, de 15/07/2019, pág. 23/83 / 25 [0056] A quantidade de petróleo recuperado pode ser medida como uma função do petróleo original no local (OOIP). A quantidade de petróleo recuperado pode ser maior do que cerca de 5 % em peso do petróleo original no local, por exemplo, 10 % ou mais em peso do petróleo original no local, ou 15 % ou mais em peso do petróleo original no local.
[0057] O processo e o sistema podem ser utilizáveis para a recuperação por deslocamento de petróleo a partir de formações contendo petróleo. Tal recuperação encerra métodos em que o petróleo pode ser removido de uma formação contendo petróleo através da ação de um fluido de deslocamento ou um gás.
[0058] Outros usos para a água processada ou uma mistura de água processada 303 e/ou 403 preparada pelo processo e sistema da invenção incluem tratamentos de injeção perto do furo de poço, e injeção ao longo dos interiores dos dutos para promover o transporte no oleoduto de petróleo bruto de alta viscosidade. A água processada ou uma mistura de água processada 303 e/ou 403 pode ser usada também como aditivos de fluido de fratura hidráulica, produtos químicos para o desvio de líquidos e perda de aditivos circulação, para mencionar uns poucos.
Exemplos:
[0059] Uma alimentação de água do mar tendo a composição química seguinte foi submetida a uma primeira disposição de nanofiltração (NF), uma segunda disposição NF, e um sistema de disposição duplo de osmose reversa (OR). Os vários permeados e correntes de rejeito das composições químicas das disposições NF e OR também estão especificados abaixo. Todas as concentrações são expressas em partes por milhão (ppm).
Petição 870190066336, de 15/07/2019, pág. 24/83 / 25
| Água do mar | Rejeito NF Disposição 1 Disposição 2 | Permeado NF combinado | |||
| alimentação | Mg | 2672,8 | 5111,2 | Mg | 41,8 |
| 1290 Mg | Ca | 863,4 | 1642,1 | Ca | 20,3 |
| 412 Ca | Na | 14205,3 | 17402,9 | Na | 8621,8 |
| 10800 Na | K | 551,8 | 627,1 | K | 310,7 |
| 399 K | SO4 | 5636,6 | 10887 | SO4 | 6,7 |
| 2715 SO4 | HCO3 | 299,6 | 561 | HCO3 | 12,5 |
| 142 HCO3 | Cl | 27349,4 | 36825,2 | Cl | 13734,9 |
| 19420 Cl | tds | 51538,9 | 73056,5 | Tds | 22748,7 |
| 35178tds |
Figura 5:
[0060] Com referência agora a Figura 5, um diagrama da salinidade da água de injeção para argilas esmectita (montmorilonita) é mostrado. Na região B, existe um dano severo da argila. Por exemplo, se o permeado OR com as concentrações acima foi injetado, pode ocorrer o intumescimento da argila. A Região A não tem danos, a Região C tem um nível pequeno, mas aceitável de danos e a Região D é a área de transição da Região B para a Região A, com níveis de diminuição de danos se movendo de B para A.
| Rejeito OR | Permeado OR | ||
| Mg | 122,1 | Mg | 0,6 |
| Ca | 58,1 | Ca | 0,3 |
| Na | 25079,6 | Na | 130 |
| K | 900 | K | 4,6 |
| SO4 | 19,6 | SO4 | 0,1 |
| HCO3 | 36,2 | HCO3 | 0,2 |
| Cl | 39912 | Cl | 206 |
| tds | 66128,6 | Tds | 342 |
[0061] Começando com o permeado OR na Região B, para se mover para a Região A, uma pequena quantidade de rejeito NF 2, rejeito NF 1, e/ou água do mar pode ser adicionada ao permeado OR. Por exemplo, 0,3 % (em volume) do rejeito 2 da disposição de NF, 1 % do rejeito 1 da disposição de NF, 3 % da alimentação de água do mar, ou 80 % do rejeito da OR adicionado ao permeado da OR colocaria a mistura na região A onde nenhum dano iria ocorrer.
[0062] Em outras formas de realização, misturas de dois ou mais do rejeito 2 da disposição de NF, rejeito 1 da disposição de NF, alimentação de água do mar, e rejeito da OR poderiam ser adicionadas ao permeado da OR
Petição 870190066336, de 15/07/2019, pág. 25/83 / 25 para alcançar os mesmos efeitos.
Figura 6:
[0063] Com referência agora a Figura 6, um diagrama da salinidade da água de injeção para argilas ilita é mostrado. Na região B, existem danos severos na argila. Por exemplo, se o permeado da OR com as concentrações acima foi injetado, o intumescimento da argila iria ocorrer. A Região A não tem danos, A Região C tem um nível pequeno, mas aceitável de danos e a Região D é a área de transição da Região B para a Região A, com níveis de diminuição de danos se movendo de B para A.
[0064] Começando com permeado da OR na Região B, para se mover para a Região A, uma pequena quantidade de rejeito 2 da NF, rejeito 1 da NF, água do mar, rejeito da OR, e/ou permeado NF combinado poderia ser adicionada ao permeado da OR. Por exemplo, 0,1 % (em volume) do rejeito 2 da disposição da NF, 0,2 % de rejeito 1 da disposição da NF, 0,4 % da alimentação de água do mar, 40 % do permeado da NF combinado, ou 20 % de rejeito da OR adicionados ao permeado da OR colocariam a mistura na Região A onde nenhum dano iria ocorrer.
[0065] Em outras formas de realização, misturas de dois ou mais do rejeito 2 da disposição da NF, rejeito 1 da disposição da NF, alimentação da água do mar, permeado NF combinado e rejeito da OR poderiam ser adicionadas ao permeado da OR para alcançar os mesmos efeitos.
Formas de realização ilustrativas:
[0066] Em uma forma de realização, é descrito um sistema compreendendo um poço perfurado dentro de uma formação subterrânea compreendendo hidrocarbonetos; uma instalação de produção em um lado de topo do poço; uma instalação de produção de água conectada à instalação de produção; em que a instalação de produção de água produz água através da remoção de alguns íons multivalentes, em seguida, removendo alguns íons monovalentes, e em seguida adicionando de volta alguns íons monovalentes, e
Petição 870190066336, de 15/07/2019, pág. 26/83 / 25 em seguida injeta a água no poço.
[0067] Em uma forma de realização, é descrito um sistema compreendendo um primeiro poço perfurado dentro de uma formação subterrânea compreendendo hidrocarbonetos; uma instalação de produção em um lado de topo de um primeiro poço; uma instalação de produção de água conectada à instalação de produção; um segundo poço perfurado dentro da formação subterrânea; em que a instalação de produção de água produz água através da remoção de alguns íons multivalentes, em seguida removendo alguns íons monovalentes, e em seguida, adicionando de volta alguns íons monovalentes, e injeta a água dentro do segundo poço e dentro da formação subterrânea.
[0068] Em algumas formas de realização, o primeiro poço está a uma distância de 50 metros a 2000 metros do segundo poço. Em algumas formas de realização, a formação subterrânea está abaixo de um corpo de água. Em algumas formas de realização, a instalação de produção está flutuando sobre um corpo de água, tal como uma plataforma de produção. Em algumas formas de realização, o sistema inclui também um fornecimento de água e um aparelho de bombeamento de água, adaptado para bombear água para a instalação de produção de água. Em algumas formas de realização, a instalação de produção de água tem uma entrada de água com um valor total de sais dissolvido de pelo menos 15.000 partes por milhão, expresso como cloreto de sódio dissolvido. Em algumas formas de realização, o sistema inclui também adicionar de volta alguns íons multivalentes. Em algumas formas de realização, adicionar de volta alguns íons monovalentes compreende misturar a água com alguma água do mar e/ou água produzida. Em algumas formas de realização, a remoção de alguns íons multivalentes compreende submeter à água a pelo menos um nanofiltro. Em algumas formas de realização, remover alguns íons monovalentes compreende submeter à água a pelo menos uma membrana de osmose reversa. Em algumas formas de realização, adicionar de volta alguns íons monovalentes compreende misturar
Petição 870190066336, de 15/07/2019, pág. 27/83 / 25 a água com alguma água de rejeito da osmose reversa. Em algumas formas de realização, adicionar de volta alguns íons monovalentes compreende misturar a água com alguma água de rejeito da osmose reversa.
[0069] Em uma forma de realização, é descrito um método compreendendo remover alguns íons multivalentes da água; remover alguns íons monovalentes da água; adicionar alguns íons monovalentes na água; e injetar a água dentro de uma formação subterrânea. Em algumas formas de realização, a água reciclada é processada sendo produzida com óleo e/ou gás e separada, e em seguida é reinjetada dentro da formação. Em algumas formas de realização, um ou mais dos aromáticos, hidrocarbonetos clorados, outros hidrocarbonetos, água, dióxido de carbono, monóxido de carbono, ou misturas dos mesmos são misturados com a água processada antes de serem injetados na formação. Em algumas formas de realização, a água processada é aquecida antes de ser injetada dentro da formação. Em algumas formas de realização, remover alguns íons multivalentes da água compreende remover alguns cátions divalentes. Em algumas formas de realização, outro material é injetado dentro da formação após a água processada ter sido injetada. Em algumas formas de realização, o outro material é selecionado dentre o grupo consistindo de ar, a água produzida, água salgada, água do mar, água doce, vapor, dióxido de carbono, e/ou misturas dos mesmos. Em algumas formas de realização, a água processada é injetada de 10 a 100 bars acima da pressão do reservatório. Em algumas formas de realização, o petróleo na formação subterrânea antes da água ser injetada tem uma viscosidade de 0,1 cp a 10,000 cp. Em algumas formas de realização, a formação subterrânea tem uma permeabilidade 5 a 0,0001 Darcy. Em algumas formas de realização, a entrada de água tem um valor total de sais dissolvidos de pelo menos 15,000 partes por milhão, expresso como cloreto de sódio dissolvido, antes de remover quaisquer íons da água. Em algumas formas de realização, adicionar alguns íons monovalentes na água compreende misturar a água com pelo
Petição 870190066336, de 15/07/2019, pág. 28/83 / 25 menos um de água do mar e água produzida. Em algumas formas de realização, remover alguns íons multivalentes da água compreende submeter à água a pelo menos um nanofiltro. Em algumas formas de realização, remover alguns íons monovalentes da água compreende submeter à água a pelo menos uma membrana de osmose reversa. Em algumas formas de realização, adicionar alguns íons monovalentes na água compreende misturar a água com uma corrente de permeado do nanofiltro. Em algumas formas de realização, adicionar alguns íons monovalentes na água compreende misturar a água com uma corrente de rejeito da osmose reversa.
[0070] Em uma forma de realização, é descrito um método de preparação de uma água de alta salinidade para injeção em um processo de recuperação melhorado de petróleo, compreendendo remover alguns sulfatos da água; remover alguns íons divalentes da água; remover alguns íons monovalentes da água; adicionar alguns íons monovalentes na água; e em seguida injetar a água dentro de uma formação subterrânea contendo petróleo. Em algumas formas de realização, o método inclui também adicionar de volta alguns dos íons divalentes removidos antes da injeção da água. Em algumas formas de realização, o método inclui também adicionar alguns íons divalentes na água antes de injetar a água.
[0071 ] Em uma forma de realização, é descrito um método de preparação de uma água de alta salinidade para injeção em um processo de recuperação melhorado de petróleo, compreendendo remover alguns íons da água com um processo de nanofiltração; remover alguns íons adicionais da água com um processo de osmose reversa; adicionar alguns íons monovalentes na água; e em seguida injetar a água dentro de uma formação subterrânea contendo petróleo. Em algumas formas de realização, o método inclui também adicionar de volta alguns dos íons removidos antes de injetar a água, pela adição de uma porção de uma corrente de permeado da nanofiltração e/ou uma porção de uma corrente de rejeito da osmose na água.
Petição 870190066336, de 15/07/2019, pág. 29/83 / 25 [0072] Os versados na arte irão apreciar que muitas modificações e variações são possíveis em termos das formas de realização, configurações, materiais e métodos descritos sem se desviar de seu espírito e escopo. Consequentemente, o escopo das reivindicações anexas nas partes que se seguem e seus equivalentes funcionais não devem ser limitados pelas formas de realização em particular descritas e ilustradas neste documento, à medida que estes são meramente exemplares por natureza.
Claims (20)
1. Método para injetar água em uma formação contendo hidrocarbonetos que compreende remover alguns íons multivalentes da água, caracterizado pelo fato de que:
remover alguns íons multivalentes da água compreende remover alguns cátions divalentes;
remover alguns íons monovalentes da água;
adicionar alguns íons monovalentes na água; e injetar a água dentro de uma formação subterrânea.
2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a água processada é reciclada sendo produzida com óleo e/ou gás e separada, e em seguida é reinjetada dentro da formação.
3. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que um ou mais de aromáticos, hidrocarbonetos clorados, outros hidrocarbonetos, água, dióxido de carbono, monóxido de carbono, ou misturas dos mesmos são misturados com a água processada antes de ser injetada na formação.
4. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 3, caracterizado pelo fato de que a água processada é aquecida antes de ser injetada dentro da formação.
5. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 4, caracterizado pelo fato de que outro material é injetado dentro da formação após a água processada ter sido injetada.
6. Método de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que o outro material é selecionado dentre um grupo consistindo de ar, água produzida, água salgada, água do mar, água doce, vapor, dióxido de carbono, e/ou misturas dos mesmos.
7. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 6, caracterizado pelo fato de que a água processada é injetada de 10 a 100
Petição 870190066336, de 15/07/2019, pág. 31/83
2 / 3 bars acima da pressão do reservatório.
8. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 7, caracterizado pelo fato de que o petróleo na formação subterrânea antes da água ser injetada tem uma viscosidade de 0,1 p a 10,000 cp.
9. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 8, caracterizado pelo fato de que a formação subterrânea tem uma permeabilidade 5 a 0,0001 Darcy.
10. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 9, caracterizado pelo fato de que a entrada de água tem um valor total de sais dissolvidos de pelo menos 15,000 partes por milhão, expresso como cloreto de sódio dissolvido, antes da remoção de quaisquer íons da água.
11. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 10, caracterizado pelo fato de que adicionar alguns íons monovalentes na água compreende misturar a água com pelo menos um de água do mar e água produzida.
12. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 11, caracterizado pelo fato de que remover alguns íons multivalentes da água compreende submeter à água a pelo menos um nanofiltro.
13. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 12, caracterizado pelo fato de que remover alguns íons monovalentes da água compreende submeter à água a pelo menos uma membrana de osmose reversa.
14. Método de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que adicionar alguns íons monovalentes na água compreende misturar a água com uma corrente de permeado do nanofiltro.
15. Método de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que adicionar alguns íons monovalentes na água compreende misturar a água com uma corrente de rejeito da osmose reversa.
16. Método para preparar uma água com salinidade elevada
Petição 870190066336, de 15/07/2019, pág. 32/83
3 / 3 para injeção em um processo de recuperação de petróleo intensificado, caracterizado pelo fato de que compreende:
remover alguns sulfatos da água;
remover seletivamente alguns íons divalentes da água;
remover seletivamente alguns íons monovalentes da água; adicionar alguns íons monovalentes na água; e em seguida injetar a água dentro de uma formação subterrânea contendo petróleo.
17. Método de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que compreende ainda adicionar de volta alguns dos íons divalentes removidos antes de injetar a água.
18. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 16 ou 17, caracterizado pelo fato de que compreende ainda adicionar alguns íons divalentes na água antes de injetar a água.
19. Método para preparar uma água com salinidade elevada para injeção em um processo de recuperação de petróleo intensificado que compreende remover alguns íons da água com um processo de nanofiltração, caracterizado pelo fato de que:
remover alguns íons da água com um processo de nanofiltração compreende remover alguns cátions divalentes da água;
remover alguns íons adicionais da água com um processo de osmose reversa;
adicionar alguns íons monovalentes na água; e em seguida injetar a água dentro de uma formação subterrânea contendo petróleo.
20. Método de acordo com a reivindicação 19, caracterizado pelo fato de que compreende ainda adicionar de volta alguns dos íons removidos antes de injetar a água pela adição de uma porção de uma corrente de permeado da nanofiltração e/ou uma porção de uma corrente de rejeito da osmose reversa na água.
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