CN104822449A - 用亲二氧化碳水胶囊分散体增大二氧化碳的密度 - Google Patents
用亲二氧化碳水胶囊分散体增大二氧化碳的密度 Download PDFInfo
- Publication number
- CN104822449A CN104822449A CN201380059022.9A CN201380059022A CN104822449A CN 104822449 A CN104822449 A CN 104822449A CN 201380059022 A CN201380059022 A CN 201380059022A CN 104822449 A CN104822449 A CN 104822449A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- capsule
- carbon dioxide
- fluid
- heavy
- functionalization
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 239
- 239000002775 capsule Substances 0.000 title claims abstract description 189
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 130
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title claims abstract description 130
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 title claims abstract description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 13
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 title abstract 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 title abstract 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 34
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 65
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 51
- 238000007306 functionalization reaction Methods 0.000 claims description 40
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 29
- -1 carbon dioxide compound Chemical class 0.000 claims description 28
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 17
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims description 16
- 239000000017 hydrogel Substances 0.000 claims description 10
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 9
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 8
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 7
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 6
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 5
- VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 2,2,2-tetramine Chemical compound NCCNCCNCCN VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 4
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- NAQMVNRVTILPCV-UHFFFAOYSA-N hexane-1,6-diamine Chemical compound NCCCCCCN NAQMVNRVTILPCV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 4
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 4
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 4
- 229960001124 trientine Drugs 0.000 claims description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 3
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims description 3
- 230000003019 stabilising effect Effects 0.000 claims description 3
- ALQLPWJFHRMHIU-UHFFFAOYSA-N 1,4-diisocyanatobenzene Chemical compound O=C=NC1=CC=C(N=C=O)C=C1 ALQLPWJFHRMHIU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- FHVDTGUDJYJELY-UHFFFAOYSA-N 6-{[2-carboxy-4,5-dihydroxy-6-(phosphanyloxy)oxan-3-yl]oxy}-4,5-dihydroxy-3-phosphanyloxane-2-carboxylic acid Chemical compound O1C(C(O)=O)C(P)C(O)C(O)C1OC1C(C(O)=O)OC(OP)C(O)C1O FHVDTGUDJYJELY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical class NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 108010010803 Gelatin Proteins 0.000 claims description 2
- 239000005057 Hexamethylene diisocyanate Substances 0.000 claims description 2
- 239000005058 Isophorone diisocyanate Substances 0.000 claims description 2
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 claims description 2
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims description 2
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 claims description 2
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 2
- 229940072056 alginate Drugs 0.000 claims description 2
- 229920000615 alginic acid Polymers 0.000 claims description 2
- 235000010443 alginic acid Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000008273 gelatin Substances 0.000 claims description 2
- 229920000159 gelatin Polymers 0.000 claims description 2
- 235000019322 gelatine Nutrition 0.000 claims description 2
- 235000011852 gelatine desserts Nutrition 0.000 claims description 2
- RRAMGCGOFNQTLD-UHFFFAOYSA-N hexamethylene diisocyanate Chemical compound O=C=NCCCCCCN=C=O RRAMGCGOFNQTLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- NIMLQBUJDJZYEJ-UHFFFAOYSA-N isophorone diisocyanate Chemical compound CC1(C)CC(N=C=O)CC(C)(CN=C=O)C1 NIMLQBUJDJZYEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 claims description 2
- 235000019422 polyvinyl alcohol Nutrition 0.000 claims description 2
- 229920000036 polyvinylpyrrolidone Polymers 0.000 claims description 2
- 235000013855 polyvinylpyrrolidone Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000001267 polyvinylpyrrolidone Substances 0.000 claims description 2
- 229920002545 silicone oil Polymers 0.000 claims description 2
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims description 2
- DVKJHBMWWAPEIU-UHFFFAOYSA-N toluene 2,4-diisocyanate Chemical compound CC1=CC=C(N=C=O)C=C1N=C=O DVKJHBMWWAPEIU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 5
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 21
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 10
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 4
- 229920001661 Chitosan Polymers 0.000 description 3
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 3
- 238000005204 segregation Methods 0.000 description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 3
- 238000001246 colloidal dispersion Methods 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000012948 isocyanate Substances 0.000 description 2
- 150000002513 isocyanates Chemical group 0.000 description 2
- 239000004816 latex Substances 0.000 description 2
- 229920000126 latex Polymers 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 2
- 208000004880 Polyuria Diseases 0.000 description 1
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000001252 acrylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical group 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 125000000118 dimethyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 230000035619 diuresis Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 125000003709 fluoroalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- UJMWVICAENGCRF-UHFFFAOYSA-N oxygen difluoride Chemical compound FOF UJMWVICAENGCRF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 1
- 229920002689 polyvinyl acetate Polymers 0.000 description 1
- 239000011118 polyvinyl acetate Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000002210 silicon-based material Substances 0.000 description 1
- 229920005573 silicon-containing polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 125000003944 tolyl group Chemical group 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/594—Compositions used in combination with injected gas, e.g. CO2 orcarbonated gas
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J13/00—Colloid chemistry, e.g. the production of colloidal materials or their solutions, not otherwise provided for; Making microcapsules or microballoons
- B01J13/02—Making microcapsules or microballoons
- B01J13/06—Making microcapsules or microballoons by phase separation
- B01J13/14—Polymerisation; cross-linking
- B01J13/16—Interfacial polymerisation
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J13/00—Colloid chemistry, e.g. the production of colloidal materials or their solutions, not otherwise provided for; Making microcapsules or microballoons
- B01J13/02—Making microcapsules or microballoons
- B01J13/06—Making microcapsules or microballoons by phase separation
- B01J13/14—Polymerisation; cross-linking
- B01J13/18—In situ polymerisation with all reactants being present in the same phase
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J13/00—Colloid chemistry, e.g. the production of colloidal materials or their solutions, not otherwise provided for; Making microcapsules or microballoons
- B01J13/02—Making microcapsules or microballoons
- B01J13/20—After-treatment of capsule walls, e.g. hardening
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
- Y02P90/70—Combining sequestration of CO2 and exploitation of hydrocarbons by injecting CO2 or carbonated water in oil wells
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Manufacturing Of Micro-Capsules (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
本发明主要涉及从储层中采油的领域。更具体地涉及使用如下方法从砂岩和碳酸盐储层中采油，该方法用于制备井下用胶囊分散体，该方法包括提供含有重液的胶囊的步骤，各胶囊具有限定了内部区域的胶囊壁，该胶囊壁具有外侧。通过将亲二氧化碳化合物加至胶囊外侧从而使所述胶囊功能化。然后通过将所述功能化胶囊加入超临界二氧化碳中而制备分散体，从而得到在超临界二氧化碳中的稳定胶囊分散体。
Description
技术领域
本发明主要涉及从储层中采油的领域。更具体地涉及从砂岩和碳酸盐储层中采油。
背景技术
二氧化碳驱油工艺是从砂岩和碳酸盐储层中采油的重要的提高石油采收率的方法。大约三分之一的原油地质储量是通过一次和二次开采工艺开采的。但是，这种方法在水驱之后通常留下三分之二的油被困在储层中的作为残油。另外5％-20％的油可以通过二氧化碳驱油工艺开采。然而，由于存在若干问题，使得难以提高采油率以超过这一比例。首先，由于注入的二氧化碳与储层中的地层流体之间的密度差异，使得存在注入二氧化碳的重力超覆。更轻的二氧化碳趋于上升至储层的顶部，从而绕过一些残油。这导致储层下部的采油率较低。这个问题在厚地层中尤其严重。第二个问题是由注入二氧化碳的较低密度造成的粘性指进。在储层条件下，一般密度的二氧化碳的粘度在0.05至0.1cP范围内，这比残油和盐水的粘度低很多。由此产生的不利的流度比导致了粘性指进。这引起二氧化碳的早期突破、高二氧化碳利用系数、低波及系数、以及低总采油率。第三个问题是储层地质特征和非均质性，包括可影响提高二氧化碳开采驱油工艺的波及系数的高渗透性条带和裂缝。尽管水气交替工艺表现出了在一定程度上提高了二氧化碳的流动性，但是水气交替方法没有完全克服这些问题。
提高二氧化碳的密度和粘度可缓解许多这些问题，并且得到与常规二氧化碳提高采油率方法相比大大提高的采油率。二氧化碳的密度可通过混入更重的相容材料而提高。然而，用此方法获得的成功有限，部分原因是之前使用的分子密度不够高。
此外，已知的方法使用表面活性剂发泡或者在二氧化碳反胶束中产生水。尽管产生泡沫解决了粘度的问题，却未解决密度的问题。尽管研究结果证明了表面活性剂产生的二氧化碳泡沫对于二氧化碳泡沫驱油中的流动性控制是有效的方法，但是在现场应用中却难以维持所述泡沫的长期稳定性。
另外，即使确定了二氧化碳增稠剂，无论其是聚合物还是小分子，操作者均会面临需要在中试试验中实施该技术的操作上的局限。几乎所有的潜在二氧化碳增稠剂在环境温度下均是固体，而且必须使用将粉末引入二氧化碳流中的手段，可首先将增稠剂溶解在有机溶剂中以形成浓缩、粘稠且可泵送的溶液。
由于胶束的性质，反胶束担载少量水和大量表面活性剂。换言之，因为胶束的高面积-体积比，胶束几乎不担载有效负荷(payload)。
胶囊型二氧化碳体系通过传送大量重液(dense liquid)例如水或重质填料从而解决了密度的问题。与反胶束相比，胶囊的表面-体积比小得多，从而可以将更多的有效负荷加至所述胶囊型二氧化碳体系，并且使用这样的体系可以实现更大的密度提高。
由于胶囊上二氧化碳的曳力以及胶囊上亲二氧化碳分子的固有粘度，因此胶囊型二氧化碳体系还解决了粘度的问题。
发明内容
通过阅读对下面优选实施方案的说明，本发明的特征和优点对于本领域的技术人员将是显而易见的。
本发明的某些实施方案涉及制备用于井下的胶囊分散体的方法，所述方法包括提供含有重液的胶囊。各胶囊均具有限定内部区域的胶囊壁。该胶囊壁还具有外侧。通过将亲二氧化碳化合物加至胶囊壁外侧，从而使所述胶囊功能化。然后通过将所述功能化的胶囊加入超临界二氧化碳中从而制备分散体，以得到在超临界二氧化碳中的胶囊的稳定分散体。
可用于提高采油率的稳定胶囊分散体包括多个功能化胶囊的分散相。各功能化胶囊含有位于胶囊壁内的内部区域中的重液。各功能化胶囊能够有效地稳定分散在超临界二氧化碳中。各功能化胶囊的胶囊壁限定了内部区域，并且具有经亲二氧化碳化合物功能化的外侧。所述稳定的胶囊分散体还包括超临界二氧化碳的连续相。在相同条件(即温度、压力)下，所述稳定的胶囊分散体的密度大于超临界二氧化碳的密度。在相同条件下，所述稳定的胶囊分散体的粘度也大于超临界二氧化碳的粘度。
在本发明的某些实施方案中，通过这样的方法制备胶囊，该方法包括：提供第二液体，该第二液体在与重液组合时能够有效地形成液相。将第一单体加入所述重液以形成单体-液体组合物。将第二单体加入所述第二液体以形成第二单体-液体组合物。将所述单体-液体组合物加入所述第二单体-液体组合物中并搅拌，以形成单体-液体组合物与第二单体-液体组合物的分散体，从而实现均匀混合。所述搅拌持续预定的时间，使得第一单体和第二单体在液-液界面处实现聚合，并形成胶囊。
本发明的另一个实施方案是用于提高采油率的方法。所述方法包括：提供含有重液的胶囊，各胶囊均具有限定内部区域的胶囊壁，该胶囊壁具有外侧。通过将亲二氧化碳化合物加至胶囊外侧从使所述胶囊功能化，由此产生功能化胶囊。然后通过将所述功能化胶囊加入超临界二氧化碳中从而制备胶囊分散体，由此得到在超临界二氧化碳中的稳定的胶囊分散体，并且该稳定的分散体的密度大于超临界二氧化碳的密度。然后将超临界二氧化碳中的稳定胶囊分散体注入储层。因为超临界二氧化碳中的稳定胶囊分散体的密度大于单独的超临界二氧化碳的密度，因此与单独的超临界二氧化碳相比，所述诸如能够更均匀地驱替储层。此外，所述注入会降低超临界二氧化碳的粘性指进、提高波及系数、并且减少二氧化碳的早期突破。
本发明的另一实施方案是制备胶囊分散体的方法。所述胶囊含有重质液体填料。各胶囊均具有限定了内部区域的胶囊壁。该胶囊壁也具有外侧。通过将亲二氧化碳化合物加至胶囊壁外侧从而使所述胶囊功能化。然后通过将所述功能化胶囊加入超临界二氧化碳中从而制备分散体，由此得到在超临界二氧化碳中的稳定胶囊分散体。
在另一实施方案中，使用水凝胶制备液体胶囊。水或者重质液体可储存在所述水凝胶中。通过将亲二氧化碳化合物加至所述水凝胶胶囊的外侧，从而使水凝胶型颗粒或胶囊功能化。
附图说明
通过参考在附图(其形成本说明书的一部分)中说明的实施方案，可以更具体地理解本发明并对上文中概述的本发明进行更详细的描述，从而本发明的特征和优点以及其它内容将更加容易理解。
图1是现有技术中已知的二氧化碳提高采油率体系的图。
图2示出了储层地质特征和非均质性包括高渗透性条带和破裂，其会影响二氧化碳提高采油率驱替的波及系数。
图3示出了根据请求保护的本发明实施方案的亲二氧化碳胶囊体系的示意图。
本发明的具体描述
本发明的实施方案涉及制备用于井下的胶囊分散体的方法，所述方法包括提供含有重液的胶囊的步骤。各胶囊均具有限定内部区域的胶囊壁。该胶囊壁还具有外侧。通过将亲二氧化碳化合物加至胶囊壁外侧从而使所述胶囊功能化。然后通过将所述功能化胶囊加入超临界二氧化碳中以制备分散体，由此得到在超临界二氧化碳中的稳定胶囊分散体。
“分散体”为两相体系，其中一相由分布在整个本体物质中的微粒(通常在胶体尺寸范围内)组成，其中所述微粒是分散相或者内相，并且所述本体物质为连续相或者外相。固-液胶态分散体(Solid-in-liquid colloidal dispersions，粗略地称为溶液)可沉淀，其中较大的颗粒将逐渐聚结，或者升至顶部或者沉淀下来，这取决于它们相对于本体物质的比重，。
本发明的某些实施方案中，通过如下方法制备胶囊，该方法包括：提供第二液体，该第二液体在与重液组合时能够有效地形成液相。将第一单体加入所述重液中以形成单体-液体组合物。将第二单体加入所述第二液体以形成第二单体-液体组合物。将所述单体-液体组合物加入所述第二单体-液体组合物并搅拌，以形成单体-液体组合物与第二单体-液体组合物的分散体，从而实现均匀混合。所述搅拌持续预定的时间，从而实现第一单体和第二单体在液-液界面处的聚合，并形成胶囊。在另一实施方案中，所述第二液体与所述含水重液相同。
本发明的一个实施方案是提高采油率的方法。所述方法包括提供含有重液的胶囊，各胶囊均具有限定内部区域的胶囊壁，并且该胶囊壁具有外侧。通过将亲二氧化碳化合物加至胶囊壁外侧从而使所述胶囊功能化，从而形成功能化胶囊。然后通过将所述功能化胶囊加入超临界二氧化碳中以制备分散体，从而得到在超临界二氧化碳中的稳定胶囊分散体，其中该稳定分散体的密度大于超临界二氧化碳的密度。然后将超临界二氧化碳中的稳定胶囊分散体注入储层中。因为超临界二氧化碳中的稳定胶囊分散体的密度大于单独的超临界二氧化碳的密度，因此与单独的超临界二氧化碳相比，所述诸如能够更均匀地驱替储层。此外，所述注入会减少超临界二氧化碳的粘性指进、提高波及系数、并且减少二氧化碳的早期突破。
相对于常规的提高采油率体系，本发明将通过提高滞油区(bypassed zone)的采油量从而提高采油率。例如，图1为常规的二氧化碳提高采油率体系的图。在之前的已知体系中，例如图1中所示的体系，存在重力超覆，由此在注入井100处注入的二氧化碳上升为气波及(gas sweep)110，在吹扫气下方出现水波及(water sweep)120，并且二氧化碳完全没有触及含油区域。这产生了滞油区130，其中井140处的开采并未将滞油区130中的油完全采出。本发明的实施方案减少或者消除了所述滞油区130。这是通过提高超临界二氧化碳的密度、并且从而减少了此体系中所发生的重力超覆而实现的。另外，超临界二氧化碳的粘度也将提高。
由于本发明中胶囊上二氧化碳的曳力以及胶囊上亲二氧化碳分子的固有粘度，因此本发明胶囊型二氧化碳体系解决了与常规提高采油收率体系相关的粘度问题。这克服了常规二氧化碳提高采油率体系的粘性指进。粘性指进是由常规二氧化碳提高采油率方法中所注入的二氧化碳的低粘度造成的。本发明通过提高注入井中的超临界二氧化碳的粘度从而减少了指进效应，由此提高了给定井中的采油率。
本发明还将解决井的储层地质特征和非均质性问题。如图2所示，储层的地质特征和非均质性包括高渗透性条带和裂缝，其会影响二氧化碳提高采油率方法的波及系数。图2为典型的孔隙率与渗透率间的关系的绘制图，如图2所示，渗透率随孔隙率的增加而提高。虽然图2所示的数据是在沙特阿拉伯的储层中获得的，但是在其它的储层中大致趋势应是相同的。本发明通过提高超临界二氧化碳的密度和粘度解决了这些问题，从而提高了二氧化碳采油方法的波及系数。
在另一实施方案中，在井下的操作压力和温度下，本发明中的重液是非临界的。在另一实施方案中，所述重液的密度为至少约0.5g/cc(克每立方厘米)。在另一实施方案中，优选的重液的密度为至少约0.55g/cc。在另一实施方案中，优选的重液的密度为至少约0.60g/cc。优选的重液包括水，但也可以包括任何其它对环境影响有限并且不会妨碍井中的石油开采的液体。在某些实施方案中，重液为含水重液。
在另一实施方案中，重液为重质液体填料。所述填料可包括任何各种重质液体填料，但是特别优选的重质液体填料的密度为至少约0.5g/cc。在另一实施方案中，优选的重质液体填料的密度为至少约0.55g/cc。在另一实施方案中，优选的重质液体填料的密度为至少约0.60g/cc。另外，在某些实施方案中，所述重质液体填料对环境影响有限。在某些实施方案中，所述重质液体填料选自甲苯、原油、酯、硅油、醇、丙酮等。
所述第一单体可以是任何能与第二单体反应以形成共聚物胶囊的单体，其中所述共聚物胶囊可以用亲二氧化碳化合物进行功能化。在优选的实施方案中，所述第一单体是胺。在特别优选的实施方案中，所述第一单体是三乙烯四胺。在另外的实施方案中，所述第一单体选自六亚甲基四胺、乙二胺、六亚甲基二胺、二亚乙基三胺等。
所述第二单体可以是任何能与第一单体反应以形成共聚物胶囊的单体，其中所述共聚物胶囊可以用亲二氧化碳化合物进行功能化。在优选的实施方案中，所述第二单体是异氰酸酯。在特别优选的实施方案中，所述异氰酸酯是二苯基甲烷二异氰酸酯聚合物。在优选的实施方案中，所述二苯基甲烷二异氰酸酯聚合物是MRS。在某些实施方案中，所述第二单体选自异佛尔酮二异氰酸酯、489、六亚甲基二异氰酸酯、对苯二异氰酸酯、甲苯-2,4-二异氰酸酯等。
亲二氧化碳化合物包括：含氟化合物，例如全氟醚、氟烷基类化合物、含氟丙烯酸酯、氟代烷烃、和氟代醚；含硅化合物，包括硅氧烷(例如聚二甲基硅氧烷)和硅树脂；含氧烃化合物，如氧化丙烯；以及其它烃，如聚醋酸乙烯酯。特别优选的亲二氧化碳化合物包括二氧化碳可溶性氟化表面活性剂和亲二氧化碳的含氧烃分子。在某些实施方案中，所述亲二氧化碳化合物是聚(1,1-二氢全氟辛基丙烯酸酯)。
本发明的另一实施方案是制备胶囊分散体的方法。所述胶囊包含比二氧化碳重的重质液体填料。各胶囊均具有限定内部区域的胶囊壁。所述胶囊壁还具有外侧。通过将亲二氧化碳化合物加至胶囊壁的外侧以使所述胶囊功能化。然后通过将所述功能化胶囊加入超临界二氧化碳中以制备分散体，从而得到在超临界二氧化碳中的稳定胶囊分散体。
由本文描述的方法得到的胶囊能有效地稳定分散于超临界二氧化碳中。由于其中所存在的稳定胶囊分散体，使得所得超临界二氧化碳的总密度提高。此外，超临界二氧化碳中的胶囊分散体提高了超临界二氧化碳的粘度。
由于所述胶囊上二氧化碳的曳力和所述胶囊上亲二氧化碳分子的固有粘度，因此所述超临界二氧化碳中的胶囊分散体提高了超临界二氧化碳的粘度。图3中示出了亲二氧化碳化合物附着于所述胶囊壁外侧的概念图。如图3所示，在内部区域200中存在填料。在某些实施方案中，填料为水或者其它重液。所述内部区域周围是聚合物胶囊壳210。该聚合物胶囊壳上附着有亲二氧化碳官能团230。这些胶囊分散在超临界二氧化碳中。
根据某些实施方案，所述胶囊为纳米级。根据本发明的纳米级胶囊的尺寸在约10纳米至约1,000纳米的范围内。根据本发明的纳米级胶囊的尺寸可以在约0.1纳米至约1,000纳米的范围内。在某些实施方案中，根据本发明的纳米级胶囊的尺寸可以在约5纳米至约500纳米的范围内。在某些实施方案中，根据本发明的纳米级胶囊的尺寸可以在约50纳米至约250纳米的范围内。在某些实施方案中，根据本发明的纳米级胶囊的尺寸可以在约100纳米至约200纳米的范围内。在某些实施方案中，所述胶囊具有均一尺寸。在另外的实施方案中，所述胶囊具有这样的均一尺寸，即胶囊的尺寸变化幅度不超过约30％。在其它的实施方案中，所述胶囊不具有均一尺寸。
根据其它实施方案，所述胶囊为微米级。根据本发明的微米级胶囊的尺寸可以在约0.01微米至1,000微米的范围内。在某些实施方案中，根据本发明的微米级胶囊的尺寸可以在约5微米至约500微米的范围内。在某些实施方案中，根据本发明的微米级胶囊的尺寸可以在约50微米至约250微米的范围内。在某些实施方案中，根据本发明的微米级胶囊的尺寸可以在约100微米至约200微米的范围内。在某些实施方案中，所述胶囊具有均一尺寸。在另外的实施方案中，所述胶囊具有这样的均一尺寸，即胶囊的尺寸变化幅度不超过约30％。在其它的实施方案中，所述胶囊不具有均一尺寸。
在另外的实施方案中，使用水凝胶制备液体胶囊。通过将亲二氧化碳化合物加至所述水凝胶胶囊的外侧而对所述水凝胶型颗粒或者胶囊进行功能化。所述颗粒或者胶囊可由任何合适的水凝胶材料制成，包括明胶、壳聚糖、淀粉、藻朊酸盐、聚乙烯醇、聚环氧乙烷、聚乙烯吡咯烷酮和聚异丙基丙烯酰胺。水凝胶颗粒可以通过各种技术形成。例如，可以将壳聚糖溶解于酸性水中，然后迫使所述溶解的壳聚糖在碱性溶液中沉淀出来。根据实验条件的不同，所述沉淀物可以是具有宽泛直径范围的颗粒形式。然后可以引入交联剂以保证所述壳聚糖颗粒的完整性。考虑到壳聚糖颗粒吸收的水量，所述壳聚糖颗粒为水凝胶颗粒。
本发明的实施方案可以适当地包括所公开的要素、(主要)由所公开的要素组成，并且可以在没有未公开要素的条件下实施。例如，本领域技术人员能够理解可以将特定步骤合并为单一的步骤。
除非另有定义，否则所有使用的技术和科学术语的含义与本发明所属领域的普通技术人员通常理解的含义相同。
除非文中明确指出，否则所述单数形式的“一”、“一个”以及“所述”包括复数的指代对象。
在本文和所附权利要求中使用的词语“包含”、“具有”和“包括”以及其所有语法变化均旨在具有开放、非限制性的含义，其不排除另外的要素或步骤。
本文中的范围可以表述为大约一个特定值和/或至大约另一个特定值。当表述这样的范围时，认为另一个实施方案是从一个特定值和/或至另一个特定的值，包括所述范围之内的所有组合。
尽管已经详细描述了本发明，应理解可以在不偏离本发明的原则和范围下对此进行各种变化、替代和更改。因此本发明的范围应由如下权利要求及其适当的法律等同范围确定。
Claims (30)
1.一种制备用于井下的胶囊分散体的方法，该方法包括以下步骤：
提供含有重液的胶囊，各胶囊均具有限定了内部区域的胶囊壁，该胶囊壁具有外侧；
通过将亲二氧化碳化合物加至所述胶囊壁的外侧而使所述胶囊功能化，从而形成功能化胶囊；
通过将所述功能化胶囊加入超临界二氧化碳中而制备分散体，从而得到在超临界二氧化碳中的稳定胶囊分散体。
2.根据权利要求1所述的方法，其中所述胶囊通过包括以下步骤的方法制备：
提供第二液体，当与所述重液组合时，所述第二液体能够有效地形成液相；
将第一单体加入所述重液中以形成单体-液体组合物；
将第二单体加入所述第二液体中以形成第二单体-液体组合物；
将所述单体-液体组合物加入所述第二单体-液体组合物中；
搅拌所述单体-液体组合物和所述第二单体-液体组合物以形成所述单体-液体组合物与所述第二单体-液体组合物的分散体，从而实现均匀混合，所述搅拌持续预定的时间，从而实现聚合并且形成胶囊。
3.根据权利要求1或权利要求2所述的方法，其中，所述重液在井下的操作压力和温度下是非超临界的。
4.根据权利要求1至3中任意一项所述的方法，其中，所述重液的密度为至少约0.5g/cc(克每立方厘米)。
5.根据权利要求4所述的方法，其中所述重液为水。
6.根据权利要求2至5中任意一项所述的方法，其中，所述第一单体包括三乙烯四胺。
7.根据权利要求2至6中任意一项所述的方法，其中，所述第二单体包括MRS。
8.根据权利要求1至7中任意一项所述的方法，其中，所述亲二氧化碳化合物包括二氧化碳可溶性氟化表面活性剂或者亲二氧化碳的含氧烃分子。
9.一种用于提高采油率的方法，包括如下步骤：
提供含有重液的胶囊，各胶囊均具有限定了内部区域的胶囊壁，所述胶囊壁具有外侧；
通过将亲二氧化碳化合物加至所述胶囊壁的外侧而使所述胶囊功能化，从而形成功能化胶囊；
通过将所述功能化胶囊加入超临界二氧化碳中而制备胶囊分散体，从而得到在超临界二氧化碳中的稳定胶囊分散体，其中所述稳定分散体的密度大于超临界二氧化碳的密度；并且，
将所述在超临界二氧化碳中的稳定胶囊分散体注入储层中。
10.根据权利要求9所述的方法，其中，所述胶囊通过包括以下步骤的方法制备：
提供第二液体，当与所述重液组合时，所述第二液体能够有效地形成液相；
将第一单体加入所述重液中以形成单体-液体组合物；
将第二单体加入所述第二液体中以形成第二单体-液体组合物；
将所述单体-液体组合物加入所述第二单体-液体组合物中；
搅拌所述单体-液体组合物和所述第二单体-液体组合物以形成在所述第二单体-液体组合物中的所述单体-液体组合物的分散体；以及
使所述第一单体和所述第二单体扩散并聚合以形成胶囊。
11.根据权利要求9或权利要求10所述的方法，其中，所述重液在井下的操作压力和温度下是非超临界的。
12.根据权利要求9至11中任意一项所述的方法，其中，所述重液的密度为至少约0.5g/cc。
13.根据权利要求10至12中任意一项所述的方法，其中，所述第一单体包括三乙烯四胺。
14.根据权利要求10至13中任意一项所述的方法，其中，所述第二单体包括MRS。
15.根据权利要求10至14中任意一项所述的方法，其中，所述亲二氧化碳化合物包括二氧化碳可溶性氟化表面活性剂或者亲二氧化碳的含氧烃分子。
16.根据权利要求9至15中任意一项所述的方法，还包括将水注入储层中。
17.根据权利要求9至16中任意一项所述的方法，还包括将第二量的所述在超临界二氧化碳中的稳定胶囊分散体注入储层中。
18.根据权利要求17中的方法，还包括将第三量的所述在超临界二氧化碳中的稳定胶囊分散体注入储层中。
19.根据权利要求9至18中任意一项所述的方法，其中所述重液还包括重质液体填料。
20.一种用于制备胶囊分散体的方法，其包括：
提供含有重质液体填料的胶囊，各胶囊均具有限定了内部区域的胶囊壁，该胶囊壁具有外侧；
通过将亲二氧化碳化合物加至所述胶囊壁的外侧以使所述胶囊功能化，从而形成功能化胶囊；
通过将所述功能化胶囊加入超临界二氧化碳而制备分散体，从而得到在超临界二氧化碳中的稳定胶囊分散体。
21.一种可用于提高采油率的稳定胶囊分散体，所述稳定胶囊分散体包含：
多个功能化胶囊的分散相，
其中，所述各功能化胶囊含有位于胶囊壁内的内部区域中的重液，并且所述各功能化胶囊能够有效地稳定分散在超临界二氧化碳中，
其中，所述各功能化胶囊中的胶囊壁限定了所述内部区域，并具有被亲二氧化碳化合物功能化的外侧；和
超临界二氧化碳的连续相；
如此，在相同条件下所述胶囊分散体的密度大于超临界二氧化碳的密度，并且在相同条件下，所述胶囊分散体的粘度大于超临界二氧化碳的粘度。
22.根据权利要求21所述的胶囊分散体，其中所述重液的密度为至少约0.5g/cc。
23.根据权利要求21或权利要求22所述的胶囊分散体，其中所述功能化胶囊的尺寸范围为约10纳米至约1,000纳米。
24.根据权利要求21至23中任意一项所述的胶囊分散体，其中重液为重质含水液体。
25.根据权利要求21至24中任意一项所述的胶囊分散体，其中所述重液为选自由甲苯、原油、酯、硅油、醇、丙酮及其组合构成的组中的重质液体填料。
26.根据权利要求21至25中任意一项所述的胶囊分散体，其中所述各功能化胶囊的胶囊壁由共聚物构成，所述共聚物为第一共聚单体和第二共聚单体的聚合产物。
27.根据权利要求26中所述的胶囊分散体，其中所述第一单体选自由三乙烯四胺、六亚甲基四胺、乙二胺、六亚甲基二胺、二亚乙基三胺及其组合所构成的组。
28.根据权利要求26或者权利要求27所述的胶囊分散体，其中所述第二单体选自由二苯基甲烷二异氰酸酯聚合物、异佛尔酮二异氰酸酯、六亚甲基二异氰酸酯、对苯二异氰酸酯、甲苯-2,4-二异氰酸酯以及其组合所构成的组。
29.根据权利要求21至25中任意一项所述的胶囊分散体，其中所述各功能化胶囊的胶囊壁由水凝胶构成，所述水凝胶选自由明胶、壳聚糖、淀粉、藻朊酸盐、聚乙烯醇、聚环氧乙烷、聚乙烯吡咯烷酮、聚异丙基丙烯酰胺以及其组合所构成的组。
30.根据权利要求21至29中任意一项所述的胶囊分散体，其中所述亲二氧化碳化合物为聚(1,1-二氢全氟辛基丙烯酸酯)。
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201261725183P | 2012-11-12 | 2012-11-12 | |
| US61/725,183 | 2012-11-12 | ||
| PCT/US2013/069647 WO2014075061A2 (en) | 2012-11-12 | 2013-11-12 | Densifying carbon dioxide with a dispersion of carbon dioxide-philic water capsules |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN104822449A true CN104822449A (zh) | 2015-08-05 |
| CN104822449B CN104822449B (zh) | 2017-07-11 |
Family
ID=49641890
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201380059022.9A Active CN104822449B (zh) | 2012-11-12 | 2013-11-12 | 用亲二氧化碳水胶囊分散体增大二氧化碳的密度 |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (4) | US9546316B2 (zh) |
| EP (2) | EP3702025A3 (zh) |
| CN (1) | CN104822449B (zh) |
| CA (2) | CA2890666C (zh) |
| WO (1) | WO2014075061A2 (zh) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105601823A (zh) * | 2016-02-03 | 2016-05-25 | 中国科学院上海高等研究院 | 一种超临界二氧化碳增稠剂及其制备与应用 |
| CN111849449A (zh) * | 2020-06-28 | 2020-10-30 | 中国石油大学(北京) | 超临界co2驱油体系及驱油方法 |
| CN112608520A (zh) * | 2020-12-01 | 2021-04-06 | 苏州固韧纳米材料技术有限公司 | 热塑性材料、空心胶囊及其制备方法与应用 |
| CN106854462B (zh) * | 2015-09-11 | 2021-04-13 | 普莱克斯技术有限公司 | 压裂流体组合物及其使用方法 |
Families Citing this family (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9546316B2 (en) | 2012-11-12 | 2017-01-17 | Saudi Arabian Oil Company | Densifying carbon dioxide with a dispersion of carbon dioxide-philic water capsules |
| US9796919B2 (en) | 2014-06-24 | 2017-10-24 | Saudi Arabian Oil Company | Encapsulation of an acid precursor for oil field applications |
| CN104388073B (zh) * | 2014-11-27 | 2017-07-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 超临界二氧化碳固体增稠剂及其制备方法和用途 |
| WO2016090089A1 (en) | 2014-12-04 | 2016-06-09 | Saudi Arabian Oil Company | Hydrocarbon recovery using complex water and carbon dioxide emulsions |
| US10066156B2 (en) * | 2015-04-14 | 2018-09-04 | Saudi Arabian Oil Company | Supercritical carbon dioxide emulsified acid |
| US10214680B2 (en) * | 2015-08-11 | 2019-02-26 | The University Of Kansas | Stability improvement of CO2 foam for enhanced oil recovery applications using polyelectrolytes and polyelectrolyte complex nanoparticles |
| US10876040B2 (en) | 2015-08-11 | 2020-12-29 | The University Of Kansas | Stability improvement of foams for enhanced oil recovery applications using polyelectrolytes and polyelectrolyte complex nanoparticles |
| CN105294948B (zh) * | 2015-12-03 | 2017-10-31 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院 | 一种应用于超临界co2增粘的含氟聚氨酯增稠剂及其制备方法 |
| US10457857B2 (en) | 2016-08-11 | 2019-10-29 | General Electric Company | Method of fracking using silicone surfactants |
| WO2018146507A1 (en) | 2017-02-07 | 2018-08-16 | Total Sa | Surfactant for enhanced oil recovery |
| US11795796B2 (en) | 2019-08-02 | 2023-10-24 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Method for mitigating gas override in an oil reservoir |
| CN111622722B (zh) * | 2020-05-26 | 2022-03-15 | 太原理工大学 | 一种利用超临界CO2和Nano-Silica提高煤层气采收率的方法 |
| CN112300767B (zh) * | 2020-09-22 | 2022-04-05 | 山东大学 | 一种绿色靶向微胶囊及制备体系、制备方法和应用 |
| US11384280B1 (en) | 2021-03-26 | 2022-07-12 | Saudi Arabian Oil Company | Adsorption improved water in supercritical CO2 encapsulation for improved oil recovery |
| US11905464B2 (en) * | 2021-03-26 | 2024-02-20 | Saudi Arabian Oil Company | Covalent organic frameworks for improved oil recovery |
| US11912939B2 (en) * | 2021-03-26 | 2024-02-27 | Saudi Arabian Oil Company | Magnetic covalent organic frameworks as stabilizer and marker for subsurface monitoring |
| CN115703862B (zh) * | 2021-08-11 | 2024-01-30 | 北京爱普聚合科技有限公司 | 一种稠化二氧化碳驱油高效增稠剂及其制备方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5688870A (en) * | 1996-04-10 | 1997-11-18 | Air Products And Chemicals, Inc. | Process for preparing water dispersible polymer powders |
| US20050106232A1 (en) * | 2002-03-28 | 2005-05-19 | Centre National De La Recherche Scientifique (C.N.R.S.) | Biocompatible composite capsules |
| CN101219361A (zh) * | 2007-08-29 | 2008-07-16 | 中北大学 | 制备微粒的喷嘴及利用该喷嘴制备微胶囊粒子的方法 |
| CN102041170A (zh) * | 2009-10-15 | 2011-05-04 | 福建中烟工业公司 | 一种香精香料提取和微胶囊制备一体化的工艺和设备 |
Family Cites Families (26)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3782472A (en) * | 1967-03-20 | 1974-01-01 | Petrolite Corp | Steam injection of oil formations |
| US4249606A (en) | 1979-11-05 | 1981-02-10 | Texaco Inc. | Lignosulfonates carboxylated with carbon dioxide as additives in oil recovery processes involving chemical recovery agents |
| US4609043A (en) | 1984-10-22 | 1986-09-02 | Mobil Oil Corporation | Enhanced oil recovery using carbon dioxide |
| US4921576A (en) | 1989-04-20 | 1990-05-01 | Mobil Oil Corporation | Method for improving sweep efficiency in CO2 oil recovery |
| US4964467A (en) | 1989-10-06 | 1990-10-23 | Halliburton Company | Non-aqueous viscosified carbon dioxide and method of use |
| US5358046A (en) | 1993-01-07 | 1994-10-25 | Marathon Oil Company | Oil recovery process utilizing a supercritical carbon dioxide emulsion |
| US5312882A (en) | 1993-07-30 | 1994-05-17 | The University Of North Carolina At Chapel Hill | Heterogeneous polymerization in carbon dioxide |
| EP0776341A1 (en) | 1994-08-18 | 1997-06-04 | The University Of North Carolina At Chapel Hill | Cationic polymerization in carbon dioxide |
| AU5865796A (en) | 1995-05-25 | 1996-12-11 | University Of North Carolina At Chapel Hill, The | Method of preparing poly(phenylene oxides) in carbon dioxide |
| US5814678A (en) | 1996-02-02 | 1998-09-29 | University Technology Corp. | Chemical reactions in water-in-carbon dioxide microemulsions and control thereof |
| US5733964A (en) | 1996-06-20 | 1998-03-31 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Surfactants for heterogeneous processes in liquid or supercritical CO2 |
| US6176895B1 (en) | 1998-11-04 | 2001-01-23 | Desimone Joseph M. | Polymers for metal extractions in carbon dioxide |
| AU2844100A (en) | 1998-12-15 | 2000-07-03 | Yale University | Association of compounds in carbon dioxide and the gels and/or foams formed therefrom |
| US6653256B1 (en) * | 1999-08-24 | 2003-11-25 | Bayer Aktiengesellschaft | Microcapsule formulations |
| US6686438B1 (en) | 1999-09-24 | 2004-02-03 | University Of Pittsburgh | Carbon dioxide-philic compounds and methods of synthesis thereof |
| WO2003000192A2 (en) * | 2001-06-22 | 2003-01-03 | Raveendran Poovathinthodiyil | Renewable, carbohydrate based co2-philes |
| WO2004108265A2 (en) | 2003-06-03 | 2004-12-16 | Ferro Corporation | Nanoparticles from supercritical fluid antisolvent process using particle growth and agglomeration retardants |
| WO2008070035A2 (en) * | 2006-12-01 | 2008-06-12 | University Of Massachusetts | Particle stabilized emulsions for enhanced hydrocarbon recovery |
| CN101654515A (zh) | 2008-08-20 | 2010-02-24 | 中国科学院成都有机化学有限公司 | 在超临界二氧化碳中悬浮聚合对二氧六环酮的方法 |
| CN102224186B (zh) | 2008-10-15 | 2013-05-15 | 陶氏环球技术有限责任公司 | 用于油采收的组合物及其使用方法 |
| SA111320501B1 (ar) * | 2010-06-04 | 2014-08-11 | Dow Global Technologies Llc | إذابة مواد خافضة للتوتر السطحي في ثاني أكسيد كربون فوق حرج لاستعادة زيت محسن |
| SA111320500B1 (ar) * | 2010-06-04 | 2015-06-17 | داو جلوبال تكنولوجيز ال ال سي | معلقات لاستعادة محسنة للزيت |
| WO2011152856A1 (en) * | 2010-06-04 | 2011-12-08 | Dow Global Technologies Llc | Oil recovery |
| US20130266531A1 (en) * | 2010-12-16 | 2013-10-10 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Personal care compositions including aqueous compositions of viscoelastic surfactants and hydrophobically modified polymers |
| US8834605B2 (en) | 2011-02-18 | 2014-09-16 | Lawrence Livermore National Security, Llc. | Separation of a target substance from a fluid or mixture using encapsulated sorbents |
| US9546316B2 (en) | 2012-11-12 | 2017-01-17 | Saudi Arabian Oil Company | Densifying carbon dioxide with a dispersion of carbon dioxide-philic water capsules |
-
2013
- 2013-11-08 US US14/074,901 patent/US9546316B2/en active Active
- 2013-11-12 EP EP20171183.5A patent/EP3702025A3/en not_active Withdrawn
- 2013-11-12 CA CA2890666A patent/CA2890666C/en active Active
- 2013-11-12 CA CA2982288A patent/CA2982288C/en active Active
- 2013-11-12 CN CN201380059022.9A patent/CN104822449B/zh active Active
- 2013-11-12 EP EP13795669.4A patent/EP2916942B1/en active Active
- 2013-11-12 WO PCT/US2013/069647 patent/WO2014075061A2/en active Application Filing
-
2016
- 2016-12-08 US US15/373,197 patent/US10047276B2/en active Active
-
2018
- 2018-05-11 US US15/977,928 patent/US10400158B2/en active Active
-
2019
- 2019-07-22 US US16/518,530 patent/US11060014B2/en active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5688870A (en) * | 1996-04-10 | 1997-11-18 | Air Products And Chemicals, Inc. | Process for preparing water dispersible polymer powders |
| US20050106232A1 (en) * | 2002-03-28 | 2005-05-19 | Centre National De La Recherche Scientifique (C.N.R.S.) | Biocompatible composite capsules |
| CN101219361A (zh) * | 2007-08-29 | 2008-07-16 | 中北大学 | 制备微粒的喷嘴及利用该喷嘴制备微胶囊粒子的方法 |
| CN102041170A (zh) * | 2009-10-15 | 2011-05-04 | 福建中烟工业公司 | 一种香精香料提取和微胶囊制备一体化的工艺和设备 |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106854462B (zh) * | 2015-09-11 | 2021-04-13 | 普莱克斯技术有限公司 | 压裂流体组合物及其使用方法 |
| CN105601823A (zh) * | 2016-02-03 | 2016-05-25 | 中国科学院上海高等研究院 | 一种超临界二氧化碳增稠剂及其制备与应用 |
| CN105601823B (zh) * | 2016-02-03 | 2018-03-02 | 中国科学院上海高等研究院 | 一种超临界二氧化碳增稠剂及其制备与应用 |
| CN111849449A (zh) * | 2020-06-28 | 2020-10-30 | 中国石油大学(北京) | 超临界co2驱油体系及驱油方法 |
| CN111849449B (zh) * | 2020-06-28 | 2021-10-22 | 中国石油大学(北京) | 超临界co2驱油体系及驱油方法 |
| CN112608520A (zh) * | 2020-12-01 | 2021-04-06 | 苏州固韧纳米材料技术有限公司 | 热塑性材料、空心胶囊及其制备方法与应用 |
| CN112608520B (zh) * | 2020-12-01 | 2022-04-12 | 苏州固韧纳米材料技术有限公司 | 热塑性材料、空心胶囊及其制备方法与应用 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20180258341A1 (en) | 2018-09-13 |
| CN104822449B (zh) | 2017-07-11 |
| US20190345374A1 (en) | 2019-11-14 |
| EP3702025A2 (en) | 2020-09-02 |
| WO2014075061A3 (en) | 2014-10-23 |
| CA2890666C (en) | 2017-11-07 |
| CA2982288A1 (en) | 2014-05-15 |
| EP2916942A2 (en) | 2015-09-16 |
| US9546316B2 (en) | 2017-01-17 |
| EP2916942B1 (en) | 2020-05-27 |
| EP3702025A3 (en) | 2020-10-28 |
| US11060014B2 (en) | 2021-07-13 |
| CA2982288C (en) | 2019-12-03 |
| US20140131046A1 (en) | 2014-05-15 |
| US10047276B2 (en) | 2018-08-14 |
| US10400158B2 (en) | 2019-09-03 |
| CA2890666A1 (en) | 2014-05-15 |
| WO2014075061A2 (en) | 2014-05-15 |
| US20170088768A1 (en) | 2017-03-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104822449A (zh) | 用亲二氧化碳水胶囊分散体增大二氧化碳的密度 | |
| Li et al. | Investigation of physical properties and displacement mechanisms of surface-grafted nano-cellulose fluids for enhanced oil recovery | |
| Risal et al. | Experimental investigation of enhancement of carbon dioxide foam stability, pore plugging, and oil recovery in the presence of silica nanoparticles | |
| Singh et al. | Vital role of nanopolymers in drilling and stimulations fluid applications | |
| Li et al. | A novel nanofluid based on fluorescent carbon nanoparticles for enhanced oil recovery | |
| Yang et al. | Conformance control mechanism of low elastic polymer microspheres in porous medium | |
| Zhou et al. | Experiment investigation of microemulsion enhanced oil recovery in low permeability reservoir | |
| CN106833575B (zh) | 一种核壳结构的复合聚合物微球及其制备方法 | |
| CN111545143A (zh) | 用于提高烃采收的胶囊型纳米组合物及其制备方法 | |
| CN110540833A (zh) | 一种稳定的二氧化碳水基泡沫压裂液及其制备方法与在提高页岩气采收率上的应用 | |
| CN109943301A (zh) | 树脂乳液堵漏剂组合物及其制备方法以及在裂缝地层中的应用 | |
| US20200095495A1 (en) | Conformance control and selective blocking in porous media through droplet-droplet interactions in nanoparticle stabilised emulsions | |
| CN102344785A (zh) | 抗120℃低固相强封堵低损害钻井液 | |
| CN106700121A (zh) | 一种高效油水分离壳聚糖海绵及其制备方法 | |
| Cao et al. | Study on interface regulation effects of Janus nanofluid for enhanced oil recovery | |
| Nasr et al. | Nitrogen-doped graphene quantum dot nanofluids to improve oil recovery from carbonate and sandstone oil reservoirs | |
| CN110841572A (zh) | 一种智能微纳米胶囊、制备方法及其应用 | |
| CN113355063B (zh) | 一种弹性石墨强吸附耐盐型封堵剂及油基钻井液 | |
| Wang et al. | Investigation of the plugging capacity and enhanced oil recovery of flexible particle three-phase foam | |
| US20120285691A1 (en) | Permeability modification and water shut off composition and process | |
| Xuezhen et al. | Nanoparticle-stabilized strong foam for EOR in fractured reservoirs | |
| Jia et al. | Effect of modification degrees on the interfacial properties and EOR efficiency of amphiphilic Janus graphene oxide | |
| US20220306929A1 (en) | Super hydrophobic 2d nanosheet materials for improved oil recovery | |
| CN113355062B (zh) | 一种弹性石墨强吸附封堵剂及油基钻井液 | |
| CN108251096A (zh) | 一种裂缝性储层无残渣压裂液降滤失剂及降滤失方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| EXSB | Decision made by sipo to initiate substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |