JP2024518905A - 炭素隔離、改善された油回収並びに水素貯蔵及び再生のためのカルボキシレートの使用 - Google Patents
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Abstract
本明細書には、水性混合物を地下貯留層に注入することによって、炭素を隔離するため、油を生産するため、油回収を改善するため、かつ水素を貯蔵するための組成物、技術、方法及びシステムが記載される。水性混合物は、二酸化炭素の形態及び／又は水素の形態を表すことができる１つ以上のカルボキシレートを含む。カルボキシレートを含む水性混合物はまた、代替的に貯留層内の流体の粘度を増加させるため、又は貯留層内の岩石の濡れ性を改質して、岩石の細孔内に含有される炭化水素の利用可能性及び生産を改善するために有用であり得る。
Description
関連出願の相互参照
本出願は、２０２１年４月３０日に出願された米国仮出願第６３／１８２，２９９号の利益及び優先権を主張し、その全体が参照により本明細書に組み込まれる。
本出願は、２０２１年４月３０日に出願された米国仮出願第６３／１８２，２９９号の利益及び優先権を主張し、その全体が参照により本明細書に組み込まれる。
分野
本発明は、炭素の捕捉及び隔離、増進及び改善された油回収、並びに水素貯蔵の分野にある。本発明は、一般に、地下貯留層中に炭素を隔離し、炭化水素を生産し、地下貯留層からの炭化水素生産を向上させ、かつ地下貯留層を使用して水素を貯蔵及び／又は再生するための組成物、方法、技術及びシステムに関する。
本発明は、炭素の捕捉及び隔離、増進及び改善された油回収、並びに水素貯蔵の分野にある。本発明は、一般に、地下貯留層中に炭素を隔離し、炭化水素を生産し、地下貯留層からの炭化水素生産を向上させ、かつ地下貯留層を使用して水素を貯蔵及び／又は再生するための組成物、方法、技術及びシステムに関する。
背景
大気中の二酸化炭素（ＣＯ２）のレベルが上昇し続けるにつれて、炭素の捕捉及び隔離がより重要になってきている。ガス状ＣＯ２又は液体ＣＯ２としての地下貯留層におけるＣＯ２の隔離が検討されているが、炭素を安全かつ効果的に隔離するための追加の技術が必要である。
大気中の二酸化炭素（ＣＯ２）のレベルが上昇し続けるにつれて、炭素の捕捉及び隔離がより重要になってきている。ガス状ＣＯ２又は液体ＣＯ２としての地下貯留層におけるＣＯ２の隔離が検討されているが、炭素を安全かつ効果的に隔離するための追加の技術が必要である。
水攻法は、地下貯留層からの油生産速度を支援するために有用であり、貯留層が枯渇するにつれて油生産速度及び油回収率を増加させるために使用され得る。注入された水は、貯留層又は別の貯留層から以前に生産された水又はブラインであってもよく、海水、淡水又は帯水も代替的に使用されてもよい。水は、生産井戸から離れた距離で注入されて、貯留層中の油を生産井戸に向かって変位させるための駆動力を提供し得、油が生産されるときに貯留層内の圧力を維持するのに有用であり得る。場合によっては、貯留層内の岩石の細孔内に油が閉じ込められている場合など、貯留層内の一部の油は、抽出に容易に利用できないことがある。多孔質岩から油を生産するための技術が存在するが、それらは、複雑であるか、又は環境に優しくない場合がある界面活性剤、溶媒又は他の高価な添加剤の使用を必要とし得る。
水素ガス（Ｈ２）は、水素燃料電池を使用する発電用の燃料として有用である。しかしながら、電気が必要な場合、発電に使用されるＨ２は、利用可能でなければならないため、Ｈ２は、典型的には、圧縮ガスの形態で、又は水素キャリア（例えば、アンモニア若しくはメチルシクロヘキサン）として貯蔵され、これは、需要を満たすのに十分な量のＨ２の貯蔵における課題を提示する可能性がある。場合によっては、Ｈ２は、必要に応じてオンデマンドで生成することができるが、Ｈ２生成は、多くの場合、エネルギー集約的なプロセスであり、リアルタイムのニーズを満たすためのオンデマンド生成は、有意なエネルギー要件を有する可能性がある。
概要
地下貯留層に水性混合物を注入することによって、炭素を隔離するため、油の生産及び生産の増強のため、並びに水素を貯蔵及び／又は再生するための様々な技術が本明細書に記載されている。水性混合物は、二酸化炭素の形態及び／又は水素の形態を表し得る１つ以上のカルボキシレートを含む。任意選択で、カルボキシレートを含む水性混合物は、貯留層内の岩石の濡れ性を改質して、岩石の細孔内に含有される炭化水素の利用可能性及び生産を改善するのに有用であり得る。カルボキシレートは、粘度調整剤（例えば、貯留層内の流体の粘度を増加させる）としても使用され得る。さらに、カルボキシレートは、高濃度で地下貯留層内に天然に存在しない傾向があるため、それらはまた、貯留層内の流体の動きを追跡し、井戸の接続性を識別するためのトレーサとしても代替的に使用することができる。有利には、カルボキシレートは、核磁気共鳴又は液体若しくはガスクロマトグラフィー質量分析などの分光技術を使用して容易に特徴付け及び定量化することができる。さらに、カルボキシレートは、環境に優しく、容易に生産され、低コストで入手可能であり、炭素及び水素の両方の貯蔵並びに水素の再生に有用である傾向がある。いくつかの例では、水素再生は、注入されたカルボキシレートから貯留層内で、又は生産されたカルボキシレートから表面でｉｎ ｓｉｔｕで起こり得る。
地下貯留層に水性混合物を注入することによって、炭素を隔離するため、油の生産及び生産の増強のため、並びに水素を貯蔵及び／又は再生するための様々な技術が本明細書に記載されている。水性混合物は、二酸化炭素の形態及び／又は水素の形態を表し得る１つ以上のカルボキシレートを含む。任意選択で、カルボキシレートを含む水性混合物は、貯留層内の岩石の濡れ性を改質して、岩石の細孔内に含有される炭化水素の利用可能性及び生産を改善するのに有用であり得る。カルボキシレートは、粘度調整剤（例えば、貯留層内の流体の粘度を増加させる）としても使用され得る。さらに、カルボキシレートは、高濃度で地下貯留層内に天然に存在しない傾向があるため、それらはまた、貯留層内の流体の動きを追跡し、井戸の接続性を識別するためのトレーサとしても代替的に使用することができる。有利には、カルボキシレートは、核磁気共鳴又は液体若しくはガスクロマトグラフィー質量分析などの分光技術を使用して容易に特徴付け及び定量化することができる。さらに、カルボキシレートは、環境に優しく、容易に生産され、低コストで入手可能であり、炭素及び水素の両方の貯蔵並びに水素の再生に有用である傾向がある。いくつかの例では、水素再生は、注入されたカルボキシレートから貯留層内で、又は生産されたカルボキシレートから表面でｉｎ ｓｉｔｕで起こり得る。
本技術は、炭素をギ酸塩、酢酸塩又はプロピオン酸塩などのカルボキシレートの形態でしっかりと貯蔵することができるため、二酸化炭素を高圧に圧縮しなければならないこと、又は二酸化炭素が貯留層から漏れて表面に逃げる可能性があるためなどの地下貯留層中のガス状二酸化炭素の隔離に関連する課題を克服する。二酸化炭素又は炭酸イオン若しくは重炭酸イオンなどの関連イオンは、例えば、水による電気化学的還元を介してカルボキシレートに変換することができる。カルボキシレートは、水又はブラインと高度に混和性であり得るので、カルボキシレートの水性混合物は、二酸化炭素ガスのように高度に加圧される必要なく液体として地下貯留層に直接注入することができ、現在の液体注入システムは、カルボキシレートを使用した炭素隔離に実用的である。
本技術はまた、注入された水性混合物中のカルボキシレートの存在が、貯留層内の岩石表面の濡れ性を改質して岩石表面をより水湿潤条件（より少ない油湿潤性条件）に変化させ、岩石の細孔内に含有される炭化水素をより容易に放出及び生産することを可能にし得るので、地下貯留層から油又は炭化水素を回収する際の課題を克服する。カルボキシレートはまた、任意選択で、単独で又は１つ以上のポリマー（例えば、加水分解若しくは部分的に加水分解されたポリアクリルアミド）と共に増粘剤として使用されてもよく、地下貯留層内の流体の粘度を増加させ、貯留層内の流体変位のフロント安定性を改善する。有利には、注入された水性混合物中にカルボキシレートを含めることはまた、貯留層からの炭化水素の生産に関連する正味の炭素排出量を低減するのに役立ち得る。いくつかの例では、貯留層からの炭化水素の生産に関連する正味の炭素排出量は、ＣＯ２を注入することによって達成される排出量を超えても、カルボキシレート注入を使用して改善することができる。
開示された技術は、貯留層からの炭化水素放出を有利に可能にするために、及び多くの場合、水性混合物中に存在する界面活性剤を使用することなく、又は界面活性剤の不在下で岩石の濡れ性を変え得る。しかしながら、場合によっては、注入された水性混合物中に界面活性剤を含めることが依然として有利であり得る。界面活性剤の使用を排除又は低減することは、界面活性剤の安定性を維持するために通常使用される安定剤もまた、使用する必要がないか、又は使用する必要が少ないため、水性混合物の複雑さ及びコストを低減するので、さらなる有益な効果を有し得る。さらに、界面活性剤を濡れ性調整剤として使用することは、高塩分濃度又は高温条件を有するものなどの特定の貯留層では実行可能ではない場合がある。水性混合物はまた、例えば炭化水素の粘度を低下させ、より容易かつ／又はより効率的な生産を可能にするために、貯留層内の炭化水素と有利に相互作用することができる溶媒などの他の成分を含んでもよい。いくつかの例では、カルボキシレートは、有利な炭化水素放出を可能にするように岩石の濡れ性を改質するために、ケトンのような酸素化溶媒と共に使用されてもよい。
本技術はまた、水素ガス（Ｈ２）をガス形態ではなくカルボキシレートの形態で貯蔵することによって、それを貯蔵するための有利な方法を提供し、地下貯留層での貯蔵に好適なものにする。例えば、ギ酸は、液体有機水素キャリアとして機能することができ、二酸化炭素（ＣＯ２）による接触（脱）水素化によって可逆的にＨ２生成／貯蔵を可能にする。地下貯留層に大量のカルボキシレートを貯蔵することにより、これらのカルボキシレートを生産し、オンデマンドでのＨ２生成に使用することができ、あるいは、触媒（例えば、ナノ触媒及び／又はｐＨ調整剤）を地下貯留層に添加して、ｉｎ－ｓｉｔｕでのＨ２生成を促進し、その結果、Ｈ２を地下貯留層から直接生産することができる。有利には、地下貯留層に注入されたカルボキシレートは、多くの場合、１日の特定の時間中に断続的であり得るか、又は過剰に生産することがある再生可能エネルギー資源（例えば、太陽、風など）を使用して生成することができる。生成されたカルボキシレート又はそれから生成された水素は、再生可能エネルギーの発生が少ない期間に後で生産され、発電源として使用することができる。このようにして、カルボキシレートは、グリッド負荷分散目的に有用であり得る。
第１の態様では、方法が本明細書に開示される。一例では、この態様の方法は、水及びカルボキシレート、例えば１重量％～４５重量％の濃度を有するカルボキシレートを含む水性混合物を得ることと、水性混合物を地下貯留層に注入することと、を含む。場合によっては、地下貯留層は、水又はブラインを含有し、カルボキシレートは、地下貯留層中の水又はブラインの中又は全体に分布することができる。例えば、地下貯留層は、油若しくはガス貯留層、塩水帯水層、淡水帯水層、地熱貯留層又は空洞（例えば、塩空洞）であり得る。任意選択で、この態様の方法は、地下貯留層中の水又はブラインのｐＨを決定することと、水性混合物のｐＨを、地下貯留層中の水又はブラインのｐＨと同じ又はそれに近い（例えば、１ｐＨ単位以内）ように改質することと、をさらに含んでもよい。実施例では、水性混合物のｐＨは、カルボキシレート（例えば、カルボン酸又はカルボキシレート塩）の供給源に応じて、酸（例えば、塩酸）又は塩基（例えば、水酸化ナトリウム）を混合物に添加することによって改質することができる。
開示された方法を使用して二酸化炭素などから炭素を隔離するために、カルボキシレートは、工業プロセスから捕捉された大気ＣＯ２又はＣＯ２、例えば直接捕捉されたＣＯ２又は他の形態のＣＯ２、例えば水性媒体中の炭酸イオン又は重炭酸イオンから調製することができる。例えば、カルボキシレートは、水を伴う電気化学的還元プロセスを使用して、ＣＯ２、炭酸イオン又は重炭酸イオンから調製することができる。有利には、そのような電気化学的還元プロセスは、再生可能エネルギー（例えば、太陽、風力、地熱など）を使用して動力供給することができ、その結果、電気化学的還元プロセスは、カーボンニュートラルであるため、注入プロセスは、正味のカーボンネガティブプロセスとして機能する。さらに、上述したように、そのような電気化学的還元プロセスは、負荷分散目的に有用であり得る。
本明細書に記載のシステム、方法及び水性混合物では、種々の異なるカルボキシレートが有用である。例えば、カルボキシレートは、
の式を有し得、式中、Ｒはアルキル基であり、ＸはＨ又はアルカリ金属などの金属である。カルボキシレートは、任意の好適な濃度で水性混合物中に存在し得る。カルボキシレートの例示的な濃度は、約１重量％～約４５重量％であり得る。例えば、水性混合物中の１つ以上のカルボキシレートの有用な総濃度は、１重量％～２重量％、２重量％～３重量％、３重量％～４重量％、４重量％～５重量％、５重量％～６重量％、６重量％～７重量％、７重量％～８重量％、８重量％～９重量％、９重量％～１０重量％、１０重量％～１１重量％、１１重量％～１２重量％、１２重量％～１３重量％、１３重量％～１４重量％、１４重量％～１５重量％、１５重量％～１６重量％、１６重量％～１７重量％、１７重量％～１８重量％、１８重量％～１９重量％、１９重量％～２０重量％、２０重量％～２１重量％、２１重量％～２２重量％、２２重量％～２３重量％、２３重量％～２４重量％、２４重量％～２５重量％、２５重量％～２６重量％、２６重量％～２７重量％、２７重量％～２８重量％、２８重量％～２９重量％、２９重量％～３０重量％、３０重量％～３１重量％、３１重量％～３２重量％、３２重量％～３３重量％、３３重量％～３４重量％、３４重量％～３５重量％、３５重量％～３６重量％、３６重量％～３７重量％、３７重量％～３８重量％、３８重量％～３９重量％、３９重量％～４０重量％、４０重量％～４１重量％、４１重量％～４２重量％、４２重量％～４３重量％、４３重量％～４４重量％又は４４重量％～４５重量％であり得る。実施形態では、カルボキシレートの濃度は、地下貯留層の温度及び圧力での水性混合物中のカルボキシレートの溶解限界内（すなわち、以下又は約）である。任意選択で、水性混合物中のカルボキシレートの量は、カルボキシレートの飽和又は過飽和水性混合物の形態などの溶解限界より上又は溶解限界である。いくつかの実施形態では、複数のカルボキシレートが水性混合物中で使用される。
水性混合物は、任意選択で、水及びカルボキシレート以外に、いくつかの異なる成分を含んでもよい。例えば、水性混合物は、任意選択で、淡水、海水、貯留層接続水、生成水、河川水、池水又はブラインを含んでもよい。いくつかの方法では、水性混合物を得ることは、水溶液を得ることと、カルボキシレートを含む１つ以上の添加剤で水溶液を増強することと、を含む。任意選択で、水性混合物は、界面活性剤、溶媒、酸、塩基、塩、キレート剤、無機化合物、ポリマー、ナノ材料、炭化水素、アミノ酸、殺生物剤、窒素又は二酸化炭素のうちの１つ以上を含む。界面活性剤の例としては、アニオン性界面活性剤、カチオン性界面活性剤、非イオン性界面活性剤、両性若しくは双性イオン性界面活性剤又はこれらの任意の組み合わせが挙げられ得る。溶媒の例としては、炭化水素、炭化水素溶媒、アミン、エーテル、アルコール、ケトン、エステル又はこれらの任意の組み合わせが挙げられ得る。酸の例としては、塩酸又は酢酸が挙げられ得る。塩基の例としては、水酸化ナトリウム、水酸化カリウム、水酸化リチウム、水酸化アンモニウム（アンモニア溶液／アンモニア水）及び／又はアミンが挙げられ得る。塩の例としては、ナトリウムイオン、カリウムイオン、マグネシウムイオン、カルシウムイオン、ストロンチウムイオン、塩化物イオン、臭化物イオン、ヨウ化物イオン、硫酸イオン、重炭酸イオン、炭酸イオン又はこれらの任意の組み合わせを含むものが挙げられ得る。
水性混合物は、任意の好適な塩分濃度を有し得る。任意選択で、水性混合物の塩分濃度は、地下貯留層中のブライン又は水の塩分濃度以上である。任意選択で、水性混合物の塩分濃度は、地下貯留層中のブライン又は水の塩分濃度以下である。水性混合物の具体的な塩分濃度は、約０ｐｐｍ～約２５００００ｐｐｍであり得る。例えば、水性混合物の塩分濃度は、０ｐｐｍ～５００ｐｐｍ、５００ｐｐｍ～１０００ｐｐｍ、１０００ｐｐｍ～５０００ｐｐｍ、５０００ｐｐｍ～１００００ｐｐｍ、１００００ｐｐｍ～５００００ｐｐｍ、１００００ｐｐｍ～１５０００ｐｐｍ、１５０００ｐｐｍ～２００００ｐｐｍ、２００００ｐｐｍ～５００００ｐｐｍ、５００００ｐｐｍ～１０００００ｐｐｍ、１０００００ｐｐｍ～１５００００ｐｐｍ、１５００００ｐｐｍ～２０００００ｐｐｍ又は２０００００ｐｐｍ～２５００００ｐｐｍであり得る。任意選択で、水性混合物の塩分濃度は、地下貯留層中のブライン又は水の塩分濃度の約１００％以下である。場合によっては、水性混合物の塩分濃度は、水性混合物中のカルボキシレートの溶解度に影響を及ぼし得る。
場合によっては、水性混合物のｐＨ が、地下貯留層中のブライン又は水のｐＨとほぼ等しい、例えば約１ｐＨ単位以内であることが望ましい場合がある。任意選択で、水性混合物のｐＨは、地下貯留層中のブライン又は水のｐＨ以下である。任意選択で、水性混合物のｐＨは、地下貯留層中のブライン若しくは水のｐＨよりも０．１ｐＨ単位～５．０ｐＨ単位低く、地下貯留層中のブライン若しくは水のｐＨよりも０．１ｐＨ単位～０．５ｐＨ単位低く、地下貯留層中のブライン若しくは水のｐＨよりも０．５ｐＨ単位～１．０ｐＨ単位低く、地下貯留層中のブライン若しくは水のｐＨよりも１．０ｐＨ単位～１．５ｐＨ単位低く、地下貯留層中のブライン若しくは水のｐＨよりも１．５ｐＨ単位～２．０ｐＨ単位低く、地下貯留層中のブライン若しくは水のｐＨよりも２．０ｐＨ単位～２．５ｐＨ単位低く、地下貯留層中のブライン若しくは水のｐＨよりも２．５ｐＨ単位～３．０ｐＨ単位低く、地下貯留層中のブライン若しくは水のｐＨよりも３．０ｐＨ単位～３．５ｐＨ単位低く、地下貯留層中のブライン若しくは水のｐＨよりも３．５ｐＨ単位～４．０ｐＨ単位低く、地下貯留層中のブライン若しくは水のｐＨよりも４．０ｐＨ単位～４．５ｐＨ単位低く又は地下貯留層中のブライン若しくは水のｐＨよりも４．５ｐＨ単位～５．０ｐＨ単位低くあり得る。任意選択で、水性混合物のｐＨは、地下貯留層中のブライン又は水のｐＨ以上である。任意選択で、水性混合物のｐＨは、地下貯留層中のブライン若しくは水のｐＨよりも０．１ｐＨ単位～５．０ｐＨ単位高く、地下貯留層中のブライン若しくは水のｐＨよりも０．１ｐＨ単位～０．５ｐＨ単位高く、地下貯留層中のブライン若しくは水のｐＨよりも０．５ｐＨ単位～１．０ｐＨ単位高く、地下貯留層中のブライン若しくは水のｐＨよりも１．０ｐＨ単位～１．５ｐＨ単位高く、地下貯留層中のブライン若しくは水のｐＨよりも１．５ｐＨ単位～２．０ｐＨ単位高く、地下貯留層中のブライン若しくは水のｐＨよりも２．０ｐＨ単位～２．５ｐＨ単位高く、地下貯留層中のブライン若しくは水のｐＨよりも２．５ｐＨ単位～３．０ｐＨ単位高く、地下貯留層中のブライン若しくは水のｐＨよりも３．０ｐＨ単位～３．５ｐＨ単位高く、地下貯留層中のブライン若しくは水のｐＨよりも３．５ｐＨ単位～４．０ｐＨ単位高く、地下貯留層中のブライン若しくは水のｐＨよりも４．０ｐＨ単位～４．５ｐＨ単位高く又は地下貯留層中のブライン若しくは水のｐＨよりも４．５ｐＨ単位～５．０ｐＨ単位高くあり得る。いくつかの例では、水性混合物のｐＨは、地下貯留層中のブライン又は水の全体的なｐＨを実質的に改質しない。しかしながら、水性混合物のｐＨは、少なくとも一時的に、注入井戸を囲む地域の地下貯留層中のブライン又は水のｐＨを改質するために使用され得る。任意選択で、水性混合物のｐＨは、注入前に調整される。いくつかの例では、水性混合物のｐＨは、約５～約９、例えば５～６、６～７、７～８又は８～９であり得る。
本明細書に記載の方法及びシステムは、種々の異なる地下貯留層で有用であり得る。例えば、地下貯留層は、油若しくはガス貯留層、塩水帯水層、淡水帯水層又は地熱貯留層であり得る。任意選択で、地下貯留層は、砂岩、炭酸塩又は火山岩を含むがこれらに限定されない１つ以上の岩石タイプを含む。任意選択で、地下貯留層は、石英、方解石、ドロマイト、無水石膏、石膏、長石、シデライト、ゼオライト、カオリナイト、イライト、亜塩素酸塩又はスメクタイトを含むがこれらに限定されない１つ以上の鉱物を含む。任意選択で、地下貯留層は、ケロゲン又はビチューメンなどの有機物を含む。地下貯留層中の岩石は、１０％未満（例えば、堅い頁岩の地層）の空隙率を有し得、又はより大きな空隙率（例えば、最大２０％若しくは３０％）を有し得る。地下貯留層中の岩石は、５ｎＤ若しくは１０ｎＤ未満の透過率を有してもよく、又は最大５Ｄ若しくは１０Ｄなどのより大きな透過率を有してもよい。
例えば、増進油回収及び／又は炭化水素生産の事例では、水性混合物又はその成分は、地下貯留層において岩石表面と接触し、任意選択で、岩石表面の水濡れ性性質を増大することができる。炭化水素を生産するために使用される水性混合物中のカルボキシレートの使用は、いくつかの明確な利点を提供し得る。例えば、特に、カルボキシレートは、地下の油貯留層又はガス貯留層内に天然には存在せず、分光技術を使用して容易に識別可能及び定量可能であるため、貯留層中の井戸間の流体接続性の識別を可能にするために、カルボキシレートはトレーサとして使用され得る。
本明細書に記載の方法に従って生産され得る地下貯留層内の炭化水素としては、原油、タルマット、ビチューメン、重油、タイトオイル、シェールオイル、ガス凝縮物又はこれらの任意の組み合わせが挙げられ得るが、これらに限定されない。いくつかの例では、地下貯留層からの炭化水素の回収率は、水性混合物を注入しない地下貯留層からの炭化水素の回収率と比較して、（１つ以上のカルボキシレートを含有する）水性混合物を注入することによってより大きくなり得る。例えば、貯留層内の岩石表面の濡れ性状態を改質することによって、貯留層は、炭化水素をより放出しやすくなり得る。
任意選択で、この態様の方法は、地下貯留層に１つ以上の井戸を配置することをさらに含む。実施形態では、地下貯留層に水性混合物を注入することは、１つ以上の井戸に水性混合物を注入することを含む。任意選択で、この態様の方法は、地下貯留層から、例えば１つ以上の井戸から流体を生産することをさらに含み得る。任意選択で、流体は、例えば増進油回収の事例など、炭化水素を含む。いくつかの実施形態では、地下貯留層から炭化水素を生産することは、地下貯留層に注入された水性混合物の少なくとも一部を回収することを含む。任意選択で、例えば、地下貯留層からの炭化水素の生産中、又は地下貯留層からの炭化水素の生産とは別に、地下貯留層からブラインを生産してもよい。任意選択で、カルボキシレートは、地下貯留層から生産されたブライン中のトレーサとして存在するか、トレーサとして識別されるか、又はトレーサとして観察される。例えば水素貯蔵の事例では、流体は、任意選択で、カルボキシレートを含むか、又は流体は、任意選択で、水素を含む。
地下貯留層内に炭素を隔離するためのシステム、地下貯留層から炭化水素を生産するためのシステム、又は地下貯留層中に水素を貯蔵するためのシステムなどのシステムも本明細書で提供される。例示的なシステムは、水性混合物の供給源、例えば、水及びカルボキシレート、例えば水性混合物中の１重量％～４５重量％の濃度を有するカルボキシレートを含む水性混合物と；地下貯留層に水性混合物を注入するために、供給源及び地下貯留層と流体連通する注入システムと、を備える。さらなる例示的な詳細を以下に説明する。
いかなる特定の理論に束縛されるものではないが、本明細書では、本発明に関する基本原理の信念又は理解について考察することができる。いかなる機械的な説明又は仮説が最終的に正しいかどうかにかかわらず、本発明の実施形態は、それでもなお、動作可能で有用であり得ることが認識される。
詳細な説明
１つ以上のカルボキシレートを含む水性混合物の地下貯留層への注入に関する方法、システム及び技術、例えば炭素隔離、増進油回収、又は水素貯蔵のための方法、システム及び技術が本明細書に記載される。炭素を隔離するために、カルボキシレートは、１重量％～４５重量％以上などの任意の好適な濃度で水性混合物中に存在することができる。このようにして、大量の炭素を地下貯留層に注入することができ、そこでそれを隔離されたままにすることができる。場合によっては、カルボキシレートは、大気から又は生成の時点で二酸化炭素を捕捉し、水媒体中の他の形態（例えば、炭酸イオン若しくは重炭酸イオン）のＣＯ２の水素化反応又は電気化学的還元などの化学反応によって二酸化炭素をカルボキシレートに変換し、任意選択で、再生可能エネルギー（例えば、太陽光、風力、地熱）を電源として使用して、カーボンネガティブプロセスを提供することによって生成することができる。増進油回収のために、カルボキシレートを含む水性混合物は、貯留層内の岩石の濡れ性を改質して、岩石の細孔内に含有される炭化水素の利用可能性及び生産を改善するのに有用であり得る。カルボキシレートはまた、任意選択で、単独で又は１つ以上のポリマーと共に増粘剤として使用されてもよく、地下貯留層内の流体の粘度を増加させるのに役立ち、これは、次いで貯留層内のより効果的な流体変位成分となり得、貯留層の部分にわたって流体をより効率的に駆動するのに役立つ。水素を貯蔵するために、カルボキシレートは、１重量％～４５重量％などの任意の好適な濃度で水性混合物中に存在することができ、後の水素生成のための回収のために地下貯留層に注入することができる。例えば、カルボキシレートは、貯留層から生産され、水素ガスが発生する化学反応、例えば脱水素反応器で使用することができる。場合によっては、触媒、ｐＨ調整剤及び／又はナノ触媒を地下貯留層に注入して、ｉｎ－ｓｉｔｕでのカルボキシレートの酸化からの水素発生を触媒することができ、その結果、次いで水素を地下貯留層から直接生産することができる。
１つ以上のカルボキシレートを含む水性混合物の地下貯留層への注入に関する方法、システム及び技術、例えば炭素隔離、増進油回収、又は水素貯蔵のための方法、システム及び技術が本明細書に記載される。炭素を隔離するために、カルボキシレートは、１重量％～４５重量％以上などの任意の好適な濃度で水性混合物中に存在することができる。このようにして、大量の炭素を地下貯留層に注入することができ、そこでそれを隔離されたままにすることができる。場合によっては、カルボキシレートは、大気から又は生成の時点で二酸化炭素を捕捉し、水媒体中の他の形態（例えば、炭酸イオン若しくは重炭酸イオン）のＣＯ２の水素化反応又は電気化学的還元などの化学反応によって二酸化炭素をカルボキシレートに変換し、任意選択で、再生可能エネルギー（例えば、太陽光、風力、地熱）を電源として使用して、カーボンネガティブプロセスを提供することによって生成することができる。増進油回収のために、カルボキシレートを含む水性混合物は、貯留層内の岩石の濡れ性を改質して、岩石の細孔内に含有される炭化水素の利用可能性及び生産を改善するのに有用であり得る。カルボキシレートはまた、任意選択で、単独で又は１つ以上のポリマーと共に増粘剤として使用されてもよく、地下貯留層内の流体の粘度を増加させるのに役立ち、これは、次いで貯留層内のより効果的な流体変位成分となり得、貯留層の部分にわたって流体をより効率的に駆動するのに役立つ。水素を貯蔵するために、カルボキシレートは、１重量％～４５重量％などの任意の好適な濃度で水性混合物中に存在することができ、後の水素生成のための回収のために地下貯留層に注入することができる。例えば、カルボキシレートは、貯留層から生産され、水素ガスが発生する化学反応、例えば脱水素反応器で使用することができる。場合によっては、触媒、ｐＨ調整剤及び／又はナノ触媒を地下貯留層に注入して、ｉｎ－ｓｉｔｕでのカルボキシレートの酸化からの水素発生を触媒することができ、その結果、次いで水素を地下貯留層から直接生産することができる。
本明細書で使用するとき、「カルボキシレート」は、カルボキシル官能基を含有する分子を指し、これはアニオン形態（－ＣＯＯ－）、カルボン酸（－ＣＯＯＨ）としてのプロトン化形態、又はアルカリ金属カルボキシレート塩（例えば、カルボン酸ナトリウム）などのカルボキシレート塩（－ＣＯＯＭ）の形態であり得る。水性混合物では、カルボキシレートは、溶媒和形態であってもよく、混合物のｐＨ、混合物の塩分濃度、及び／又はカルボキシレートの濃度は、カルボキシレートがカルボン酸、カルボキシレートイオン又はカルボキシレート塩の形態である程度に影響を及ぼし得ることが理解されよう。一般に、本明細書に記載の技術で有用なカルボキシレートは、式
（式中、ＸはＨ又はアルカリ金属であり、ＲはＨ又はアルキル基、例えばＣ１－Ｃ３アルキル基であり、置換又は非置換であってもよい）で表されるものなどのアルキルカルボキシレートである。本明細書に記載の技術で有用なカルボキシレートは、Ｒがアミン官能基を含む上記式のカルボキシレートに対応し得るアミノ酸とは異なり得ることが理解されよう。例えば、他の方法で述べると、カルボキシレートは、アミノ酸ではないか、又はＲは、アミンを含有しない。
カルボキシレートの使用は、いくつかの理由で有益であり得る。第１に、多くのカルボキシレートは、天然に存在し、環境に優しい。例えば、酢酸、酸、ギ酸及びプロピオン酸は、米国食品医薬品局によって食品添加物として承認されている。カルボキシレートは、天然に存在し得るが、それらは、典型的には、地下貯留層内の水性流体中に存在しないか、又は低濃度で存在するので、本明細書に記載の方法による注入によって添加された場合、それらは、貯留層内のどの井戸が互いに流体連通しているかを識別するため、又は地下貯留層内の水性流体の流れを追跡するためなどに、地下貯留層内の流体の動きを追跡するためのトレーサとして使用され得る。カルボキシレートはまた、貯留層内の岩石表面の濡れ性を改質することなどによって、貯留層からの炭化水素の増加又は容易な生産を可能にするために、地下貯留層内の条件を有利に改質し得る。
カルボキシレートは、有利には、界面活性剤、酸、塩基、ポリマー、キレート剤、ナノ材料、アミノ酸、殺生物剤、溶媒、炭化水素又は溶解ガスなどの地下貯留層に注入される水性混合物への他の添加剤と組み合わせて使用され得る。炭化水素の生産のために、カルボキシレートの使用は、カルボキシレートが界面活性剤と同様の効果を提供し得るので、より少ない量の他の成分、例えばより少ない量の界面活性剤を同じ効果に使用することを可能にすることができ、すなわち、地下貯留層中の岩石内の細孔から炭化水素をより容易に放出することを可能にする。
特に、貯留層中の岩石表面の濡れ性性質は、カルボキシレートの存在下で、より油湿潤性性質（より少ない水湿潤性）からより水湿潤性性質（より少ない油湿潤性）に変化し得る。そのような効果は、岩石表面と水相及びオレイン相との間の接触角の変化として定量化することができる。実施形態では、岩石は、カルボキシレート含有水性混合物と接触する前により多くの油湿潤性性質（油接触角９０°未満、水接触角９０°超）を有し、カルボキシレート含有混合物と接触した後により多くの水湿潤性性質（水接触角９０°未満、油接触角９０°超）に変化し得る。
図１は、いくつかの井戸１０５が配置された例示的な地下貯留層１００の概略図を提供する。地下貯留層１００は、例えば、油若しくはガス貯留層であってもよく、又は帯水層であってもよい。場合によっては、井戸１０５は、垂直井戸であってもよい。場合によっては、井戸１０５は、水平井戸であってもよい。本明細書では、垂直井戸と水平井戸との組み合わせも企図される。井戸１０５は、炭素隔離又は水素貯蔵などの目的のために、上述のように、地下貯留層１００にカルボキシレートを含む水性混合物を注入及び貯蔵するために使用され得る。
場合によっては、井戸１０５は、流体、例えばカルボキシレートを含有する本明細書に記載の水性混合物が注入され、任意選択の浸漬期間の後に生産プロセスが行われる周期的注入プロセス（例えば、ｈｕｆｆ及びｐｕｆｆ又はｈｕｆｆ－ｎ－ｐｕｆｆプロセス）に使用されてもよい。場合によっては、井戸１０５は、流体、例えばカルボキシレートを含有する本明細書に記載の水性混合物が第１の井戸に注入され、第２の井戸が流体、例えば炭化水素を含む流体又は水性流体若しくは気体流体を生産するために使用されるフラッディングプロセス（例えば、水攻法プロセス）に使用されてもよい。特定の構成に応じて、同じ又は異なる井戸１０５が注入及び生産の両方に使用され得る。
井戸１０５は、任意選択で、ブライン又は水中にカルボキシレートを含む本明細書に記載の水性混合物のスラグを注入し、続いて追跡流体を注入するために使用されてもよい。追跡流体は、ブライン又は水及び他の成分、例えばキレート剤、アミン又は無機塩基を含み得る。場合によっては、追跡流体は、カルボキシレートを含む水性混合物のベースである同じブライン若しくは水を含んでもよく、又は異なるブライン若しくは水（例えば、異なるイオン及び／若しくはイオンの濃度を含む）であってもよい。追跡流体のための他の例示的な成分としては、界面活性剤、溶媒、酸、塩基、塩、無機化合物、ポリマー、キレート剤、ナノ材料、アミノ酸、殺生物剤、炭化水素、窒素、又は二酸化炭素のうちの１つ以上が挙げられる。追跡流体は、地下貯留層中の岩石表面に吸収されたカルボキシレートの保持を減少させるため、かつ／又は水性混合物からカルボキシレートの少なくとも一部を脱着させるための１つ以上の成分に有用であり得、それらを含み得る。例示的な追跡流体としては、水又はブライン及びキレート剤、アミン若しくは無機塩基のうちの１つ以上が挙げられ得る。
注入システムは、井戸１０５と流体連通し得る。図１に示すように、注入システムは、例えば、導管及び圧送機器１１０を含み得る。流体源１１５は、注入システムと流体連通していてもよく、又は注入システムは、流体源１１５を含んでもよい。流体源１１５は、例えば、貯蔵タンク、混合タンク、流体導管などを備え得るか、又は含み得、井戸１０５を介して貯留層１００に注入するための水性混合物を提供するために使用され得る。
生産システムは、井戸１０５と流体連通し得る。図１に示すように、生産システムは、例えば導管及び圧送機器１２０を含み得る。タンク１２５は、生産システムの構成要素と流体連通し得るか、かつ／又は構成要素であり得る。タンク１２５は、貯蔵タンクを備え得るか、又は例えば反応容器であり得る。水素貯蔵の事例では、圧送機器１２０を使用して生産された流体は、生産されたカルボキシレートから水素ガスが生成される脱水素反応のための反応容器として機能することができるタンク１２５に提供されるカルボキシレートを含み得る。
図２は、地下貯留層にカルボキシレートを注入することによって隔離炭素を生産するための例示的な方法２００の概要を提供する。ブロック２０５において、１つ以上の井戸が地下貯留層に配置される。井戸は、任意の好適な寸法、向き、方向などを有し得る。１つ以上の井戸は、例えば、垂直井戸、水平井戸、又はそれらの組み合わせを備え得る。地下貯留層は、淡水帯水層若しくは塩水帯水層などの帯水層、又は油若しくはガス貯留層であってもよく、これは任意選択で、枯渇した油若しくはガス貯留層に対応してもよい。
ブロック２１０において、カルボキシレートが調製される。いくつかの例では、ギ酸塩は、ＣＯ２、炭酸イオン又は重炭酸イオンとの電気化学的還元反応によって調製され得る。場合によっては、カルボキシレートは、市販されているか、又は他の方法を使用して生産されてもよい。いくつかの例では、酢酸塩又は酢酸は、細菌発酵、メタノールカルボニル化、アセトアルデヒド酸化、又はエチレン酸化によって調製され得る。炭素隔離の目的のために、ブロック２１０でのカルボキシレートの調製は、太陽光、風力、地熱又は原子力などの炭素中性電力のみを使用して実行されることが望ましい場合がある。場合によっては、ブロック２１０でのカルボキシレートの調製は、任意選択のプロセスであり、カルボキシレートを得るプロセスで置き換えてもよい。
利用可能なカルボキシレートを用いて、ブロック２１５において、カルボキシレートを水又は別の水溶液（例えば、ブライン）と混合することによって水性混合物が調製され得る。限定するものではないが、水又は水溶液は、例えば地下貯留層又は別の貯留層から以前に生産されたブライン若しくは水又は海水、淡水、河川水、池水、帯水などの任意の好適な供給源からのものであり得る。任意選択で、界面活性剤、溶媒、酸、塩基、塩、無機化合物、ポリマー、キレート剤、アミノ酸、殺生物剤、ナノ材料、炭化水素、窒素又は二酸化炭素などの添加剤が混合物に含まれてもよい。いくつかの例では、添加剤を使用して、カルボキシレートの溶解度を増加させるか、又は溶液中のカルボキシレートを含む固体粒子の懸濁液を提供して、カルボキシレートの濃度を水中のカルボキシレートの自然溶解限界より高くすることが可能になり得る。
ブロック２２０において、１つ以上のカルボキシレートを含む水性混合物は、１つ以上の井戸を介してなど、地下貯留層に注入される。水性混合物は、連続的に注入されてもよく、又は半連続的に若しくは１つ以上の別個の注入プロセスで注入されてもよい。水性混合物の注入は、任意選択で、進行されてもよく、又は続いて他の流体が注入されてもよく、これはカルボキシレートを含んでも含まなくてもよい。ブロック２１０、２１５又は２２０のいずれかは、任意選択で、１回以上繰り返されてもよい。
いくつかの例では、地下貯留層からの流体の試料は、注入井戸又は別の井戸を使用するなどして、任意選択で、生産され得る。サンプリングされた流体は、地下貯留層中の隔離された炭素の量を識別又は推定するなどのために、地下貯留層中のカルボキシレートの濃度を識別するために試験され得る。場合によっては、注入された水性混合物中のカルボキシレートの濃度は、地下貯留層中の隔離された炭素の同定若しくは推定量、又は生産された流体中のカルボキシレートの濃度に基づいて改質することができる。
図３は、地下貯留層から炭化水素を生産するための例示的な方法３００の概要を提供する。ブロック３０５において、１つ以上の井戸が地下貯留層に配置される。上述したように、１つ以上の井戸は、地下貯留層への流体の注入及び／又は地下貯留層からの流体の生産に独立して使用され得る。井戸は、任意の好適な寸法、向き、方向などを有し得る。１つ以上の井戸は、例えば、垂直井戸、水平井戸又はそれらの組み合わせを備え得る。井戸は、任意選択で、ガス又は液体などの流体を、炭化水素などの地下貯留層から直接生産するために使用されてもよく、任意選択で、カルボキシレートを含む水性流体などであってもよい。
ブロック３１０において、カルボキシレートを含む水性混合物は、水性流体（例えば、貯留層若しくは別の貯留層から以前に生産されたブライン又は海水、淡水、帯水水など）をカルボキシレート及び（溶媒、界面活性剤など）を含む任意の他の添加剤で増強するなどによって得られる。限定されないが、水性混合物は、カルボキシレートに加えて、淡水、海水、貯留層接続水、生成水、河川水、池水又はブラインを含んでもよい。水性混合物は、カルボキシレートに加えて、界面活性剤、溶媒、酸、塩基、塩、無機化合物、ポリマー、キレート剤、アミノ酸、殺生物剤、ナノ材料、炭化水素、窒素又は二酸化炭素を含み得る。
ブロック３１５において、１つ以上のカルボキシレートを含む水性混合物は、１つ以上の井戸を介してなど、地下貯留層に注入される。水性混合物は、連続的に注入されてもよく、又は半連続的に若しくは１つ以上の別個の注入プロセスで注入されてもよい。水性混合物の注入は、ブロック３２０に示されるように、任意選択で、進行されてもよく、又は続いて他の流体が注入されてもよく、これは、追跡流体などのカルボキシレートを含んでも含まなくてもよい。水性混合物及び追跡流体の注入は、任意選択で、１回以上繰り返されてもよい。
ブロック３２５において、炭化水素が地下貯留層から生産される。地下貯留層及び／又は構成に応じて、地下貯留層内の圧力は、炭化水素を表面まで引き込むための人工リフトを必要とせずに、地下貯留層から炭化水素を直接生産するのに十分であり得るが、場合によっては、人工リフトシステムが使用されてもよい。用いられる生産プロセスに応じて、ブロック３１５及び３２５における水性混合物の注入及び炭化水素ステップの生産は、ブロック３２０における追跡流体注入プロセスを任意選択で、繰り返しながら、周期的注入プロセスなどで、１回以上繰り返されてもよい。
ブロック３２５において、非炭化水素流体は、任意選択で、地下貯留層から回収されてもよい。場合によっては、地下貯留層に注入された水性混合物中のカルボキシレート又は他の添加剤の一部を回収するために、注入された水性混合物の少なくとも一部を回収することが望ましい場合がある。しかしながら、地層に応じて、これらの成分の回収は、実行可能又は実行不可能であり得る。流体生産は、例えば、炭化水素の生産中、生産後、又は生産の代わりに起こり得ることが理解されよう。
ブロック３３０において、水性混合物は、任意選択で、ブロック３１５に対応する反復注入ステップで異なる水性混合物を注入することができるように改質されてもよい。例えば、地下貯留層からの炭化水素及び／又は流体の生産は、異なるカルボキシレートの使用、カルボキシレート濃度の変化、水性混合物中の他の又はより多い若しくはより少ない添加剤（例えば、界面活性剤、酸、塩基など）の提供など、水性混合物を変化させるために使用される情報を提供し得る。このようにして、生産プロセス中に得られたリアルタイムフィードバックに基づいて注入及び生産を調節することができる。
図４は、地下貯留層に水素を貯蔵するための例示的な方法４００の概要を提供する。ブロック４０５において、１つ以上の井戸が地下貯留層に配置される。上述したように、１つ以上の井戸は、地下貯留層への流体の注入及び／又は地下貯留層からの流体の生産に独立して使用され得る。井戸は、任意の好適な寸法、向き、方向などを有し得る。１つ以上の井戸は、例えば、垂直井戸、水平井戸又はそれらの組み合わせを備え得る。井戸は、任意選択で、ガス又は液体などの流体を、炭化水素などの地下貯留層から直接生産するために使用されてもよく、カルボキシレートを任意選択で含む水性流体などであってもよい。
ブロック４１０において、カルボキシレートは、水素のキャリアとして調製され、次いで水性流体と混合して水性混合物を調製する。上記のように、カルボキシレートは、任意の望ましい技術を使用して調製することができる。場合によっては、ＣＯ２の水素化反応を使用して、ギ酸を調製してもよく、ギ酸は、例えば水又はブラインと混合することができる。任意選択で、混合物中のカルボキシレートの溶解度を増加させるのに役立つ成分などの他の添加剤が、水性混合物に含まれてもよい。限定されないが、水性混合物は、カルボキシレートに加えて、淡水、海水、貯留層接続水、生成水、河川水、池水又はブラインを含んでもよい。水性混合物は、例えばカルボキシレートに加えて、界面活性剤、溶媒、酸、塩基、塩、無機化合物、ポリマー、キレート剤、アミノ酸、殺生物剤、ナノ材料、炭化水素、窒素又は二酸化炭素を含み得る。
ブロック４１５において、１つ以上のカルボキシレートを含む水性混合物は、１つ以上の井戸を介してなど、地下貯留層に注入される。水性混合物は、連続的に注入されてもよく、又は半連続的に若しくは１つ以上の別個の注入プロセスで注入されてもよい。
ブロック４２０において、触媒を、任意選択で、１つ以上の井戸を介してなど、地下貯留層に注入することができる。触媒は、例えば、地下貯留層中でｉｎ－ｓｉｔｕで水素ガスを生成するためにカルボキシレートの脱水素を助けるのに有用な金属触媒であり得るか、又はそれを含むことができる。任意選択で、触媒は、ナノ触媒を含むことができる。いくつかの例では、触媒は、水素の発生のための反応の推進を助けることができるｐＨ調整剤であり得る。
ブロック４２５において、流体は、地下貯留層から生産される。ｉｎ－ｓｉｔｕ水素ガス生成の事例では、流体は、水素ガスを含み得る。追加的又は代替的に、生産された流体は、カルボキシレートを含み得る。場合によっては、地下貯留層に注入された触媒の一部を回収するために、注入された水性混合物の少なくとも一部を回収することが望ましい場合があるが、この態様は任意選択である。しかしながら、地層に応じて、これらの成分の回収は、実行可能又は実行不可能であり得る。用いられるプロセスに応じて、ブロック４１５及び４２５における水性混合物の注入及び流体の生産、並びに任意選択で、ブロック４２０における触媒注入ステップは、１回以上繰り返されてもよい。
ブロック４３０において、水素ガスを任意選択で、地下貯留層から生産された流体中のカルボキシレートから生成することができる。上記のように、カルボキシレートは、地下層の上方の表面又は生産された流体が輸送される別の場所にある反応器中などで、脱水素反応に供されて水素ガスを生産することができる。
プロセスにおける様々な時点で、水性混合物は、任意選択で、ブロック４１５に対応するステップで異なる水性混合物を注入できるように、改質されてもよい。例えば、地下貯留層からの流体の生産は、異なるカルボキシレートの使用、カルボキシレート濃度の変化、他の又はより多い若しくはより少ない添加剤（例えば、界面活性剤、酸、塩基、触媒など）の提供など、水性混合物を変化させるために使用される情報を提供し得る。このようにして、水素貯蔵プロセスは、プロセス中に得られたリアルタイムフィードバックに基づいて調節することができる。
本発明は、以下の非限定的な例によってさらに理解され得る。
実施例１：油湿潤頁岩表面上の接触角の変化に対するギ酸アニオン（ＨＣＯＯ－）の効果
ギ酸アニオンを含有する溶液が頁岩地層の濡れ性性質を改質する能力を評価するために実験を実行した。これらの実験では、ウルフキャンプ及びイーグルフォードの露頭からの頁岩ディスクの試料を使用した。
ギ酸アニオンを含有する溶液が頁岩地層の濡れ性性質を改質する能力を評価するために実験を実行した。これらの実験では、ウルフキャンプ及びイーグルフォードの露頭からの頁岩ディスクの試料を使用した。
ウルフキャンプ及びイーグルフォード頁岩露頭のディスクを、表面を強く油湿潤にするために油熟成した。頁岩表面を熟成するために使用された油は、原油（分子量２１０ｇ／ｍｏｌ、飽和７１．６重量％、芳香族２４．８重量％。％、樹脂３．４重量％及びアスファルテン（ｎ－ペンタン不溶性）０．１重量％）であった。
油熟成ディスクを貯留層ブライン（ＲＢ）又は７４℃の貯蔵層ブライン中の１重量％ギ酸ナトリウムに浸漬した。貯留層ブラインは、６８，７２２ｐｐｍの塩分濃度を有した。油滴を貯留層ブライン（ＲＢ）又は貯蔵層ブライン中の１重量％ギ酸ナトリウム中の頁岩表面上に配置し、油滴の接触角を０日目（初期）及び３日目（最終）に測定した。液滴に使用した油は、原油（分子量１８６ｇ／ｍｏｌ、２８８．７１Ｋでの密度８２２．５ｋｇ／ｍ３、飽和７６．７重量％、芳香族２０．１重量％、樹脂３．２重量％及び０．１重量％未満のアスファルテン（ｎ－ペンタン不溶性））であった。
表１は、地層ブライン中の１重量％ギ酸塩が、ウルフキャンプ頁岩の接触角をわずかに減少させるだけで効果的であることを示す。貯留層ブライン自体は、ウルフキャンプ頁岩上の油滴の接触角を有意に変化させなかった（図５）。しかしながら、ギ酸塩溶液は、３日以内に接触角を１３４．２７°から１２１．１５°に変化させた（図６）。
ギ酸塩は、ウルフキャンプ表面と比較して、イーグルフォード頁岩表面で優れた濡れ性変化を示し、３日以内に表面を強く水湿潤にした。表２を参照されたい。地層ブラインはまた、イーグルフォード頁岩表面上の油滴の接触角を減少させたが、濡れ性性質を有意に改質させなかった（図７）。しかしながら、ギ酸塩溶液は、イーグルフォード頁岩表面を強く水湿潤にした；接触角は、３日以内に１４８．０２°から４５．５７°に変化した（図８）。
上記データから、７４℃の貯留層ブライン中の１重量％ギ酸ナトリウムが、３日間でイーグルフォード岩石表面を、明らかに水湿潤に変化させることができることが明らかである。しかしながら、貯留層ブライン中の１重量％ギ酸ナトリウムは、同じ条件下でウルフキャンプ岩石表面の接触角を変化させなかった。これは、２つの貯留層岩石の鉱物学の差によるものであり得る（表３）。
大部分が方解石を有するイーグルフォード岩石は、ギ酸塩溶液に対して急速な接触角の変化を示す；一方、ウルフキャンプ岩石の大部分は、石英（ケイ酸塩）で不活性である。したがって、ギ酸アニオンと正に帯電したイーグルフォード岩石表面との間の有利な静電相互作用は、濡れ性変化において有意な役割を果たし得る。
実施例２：油湿潤頁岩表面上の接触角の変化に対する酢酸アニオン（ＣＨ３ＣＯＯ－）の効果
酢酸アニオンを含有する溶液が頁岩地層の濡れ性性質を改質する能力を評価するために実験を実行した。これらの実験では、ウルフキャンプ及びイーグルフォードの露頭からの頁岩ディスクの試料を使用した。
酢酸アニオンを含有する溶液が頁岩地層の濡れ性性質を改質する能力を評価するために実験を実行した。これらの実験では、ウルフキャンプ及びイーグルフォードの露頭からの頁岩ディスクの試料を使用した。
ウルフキャンプ及びイーグルフォード頁岩露頭のディスクを、表面を強く油湿潤にするために油熟成した。頁岩表面を熟成するために使用された油は、原油（分子量２１０ｇ／ｍｏｌ、飽和７１．６重量％、芳香族２４．８重量％。％、樹脂３．４重量％及びアスファルテン（ｎ－ペンタン不溶性）０．１重量％）であった。
油熟成ディスクを貯留層ブライン（ＲＢ）又は７４℃の貯留層ブライン中の１重量％酢酸ナトリウムに浸漬した。貯留層ブラインは、６８，７２２ｐｐｍの塩分濃度を有した。油滴を貯留層ブライン（ＲＢ）又は貯蔵ブライン中の１重量％酢酸ナトリウム中の頁岩表面上に配置し、油滴の接触角を、０日目（初期）及び３日目（最終）に測定した。液滴に使用した油は、原油（分子量１８６ｇ／ｍｏｌ、２８８．７１Ｋでの密度８２２．５ｋｇ／ｍ３、飽和７６．７重量％、芳香族２０．１重量％、樹脂３．２重量％及び０．１重量％未満のアスファルテン（ｎ－ペンタン不溶性））であった。
表４は、地層ブライン中の１重量％酢酸塩が、ウルフキャンプ頁岩の接触角を有意に減少させ、表面を強く水湿潤に変化させるのに有効であることを示す。貯留層ブライン自体は、ウルフキャンプ頁岩上の油滴の接触角を減少させたが、表面の濡れ性性質を変化させなかった（図９）。しかしながら、酢酸塩溶液は、３日以内に接触角を１３４．０８°から４５．０６°に有意に変化させた（図１０）。
酢酸塩はまた、イーグルフォード頁岩表面に対して優れた濡れ性変化を示し、３日以内に表面を強く水湿潤にした。表５を参照されたい。地層ブラインは、イーグルフォード頁岩表面上の油滴の接触角をわずかにしか変化させなかった（図１１）。しかしながら、酢酸塩溶液は、イーグルフォード頁岩表面を強く水湿潤にした；接触角は、３日以内に１４８．０２°から４５．５７°に変化した（図１２）。
上記データから、７４℃の貯留層ブライン中の１重量％酢酸ナトリウムは、３日間でウルフキャンプ及びイーグルフォード岩石表面を水湿潤に変化させることができることが明らかである。ギ酸塩による実験とは異なり、酢酸塩の濡れ性変化特徴は、頁岩石試料の鉱物組成とは無関係であることが分かった。
実施例３：地質学的炭素貯蔵のためのギ酸水溶液のシミュレーション事例研究
地質層における炭素貯蔵は、化石燃料に基づく工業プロセスの炭素強度を低下させる重要な技術と考えられてきた。炭素捕捉貯蔵（ＣＣＳ）は、従来、炭素キャリアとして高圧二酸化炭素（ＣＯ２）を使用する。しかしながら、従来のＣＣＳの様々な欠点は、低圧から中程度の圧力での低炭素密度、低質量密度、低粘度、水との不混和性及び腐食性などのＣＯ２の物理特性に関連している。特に、ＣＯ２注入は、多くの場合、地球物理学的不均一性の下での地層における細孔空間の非効率的な使用をもたらす。
地質層における炭素貯蔵は、化石燃料に基づく工業プロセスの炭素強度を低下させる重要な技術と考えられてきた。炭素捕捉貯蔵（ＣＣＳ）は、従来、炭素キャリアとして高圧二酸化炭素（ＣＯ２）を使用する。しかしながら、従来のＣＣＳの様々な欠点は、低圧から中程度の圧力での低炭素密度、低質量密度、低粘度、水との不混和性及び腐食性などのＣＯ２の物理特性に関連している。特に、ＣＯ２注入は、多くの場合、地球物理学的不均一性の下での地層における細孔空間の非効率的な使用をもたらす。
この実施例は、地質学的炭素貯蔵のための炭素含有水としてギ酸ブライン溶液を使用する事例研究を提示する。ブライン中のギ酸塩溶液の特性、例えば溶解度、密度及び粘度を測定した。実験結果は、１０２，６００ｐｐｍのＮａＣｌ＋ＣａＣｌ２ブライン中のギ酸塩溶解度が２５～７５℃で３０重量％～３５重量％の範囲であることを示した。ブライン中の３０重量％ギ酸塩溶液の粘度は、ニュートン挙動を伴い２５℃で約１２ｃｐ、５０℃で５ｃｐ及び７５℃で３ｃｐであった。
数値貯留層シミュレーションを２つの事例について実行した：帯水層の事例研究１及び油貯留層の事例研究２。シミュレーション結果は、一貫して、ギ酸塩注入の事例が、油及び水変位のフロントがより安定することを一貫して示した。より安定したフロントは、注入剤の破過に反応しない油回収及び炭素貯蔵をもたらした。これは、透過率の不均一性に関連するＣＣＳのリスク及び表面下の流れ様式へのそれらの影響を制御するための炭素キャリアとしてギ酸塩を使用することの実質的な利点である。
序論。気候変動に関する政府間パネルの第６次評価報告書では、二酸化炭素（ＣＯ２）排出量を大幅に削減することなく、２１世紀末までに２℃の地球温暖化閾値を超えると述べられている（ＩＰＣＣ、２０２１）。地質層における炭素貯蔵は、国の持続可能な成長を保つための重要な技術として特定されている。以前の注入プロジェクトからの利用可能なデータに基づいて、これらの地層について大きな貯蔵容量が推定されるため、油貯留層及び深部塩水帯水層は、最も魅力的な地層である。
現在の炭素貯蔵プロセスは、捕捉されたＣＯ２を超臨界ＣＯ２に圧縮することを伴い、これは気体のような粘度ではなく液体のような密度を有する。炭素貯蔵に伴う課題は、以下を含む：ａ）生産井戸でのＣＯ２破過後の人為的ＣＯ２の捕捉、圧縮、輸送及びリサイクルに関連する実質的なコスト；ｂ）不均質媒体中のＣＯ２による油及び水の多相変位における低い質量密度及び粘度のために、細孔空間の非効率的な使用（体積掃引及び局所的変位効率）をもたらす表面下の流体流の問題；ｃ）ＣＯ２の腐食性；ｄ）予期しない油圧経路を通って表面にＣＯ２が漏れる可能性。これらの問題は、ＣＯ２の物理特性と密接に関連している。
この実施例は、地質学的炭素貯蔵のための水性炭素キャリアとしてギ酸塩溶液を使用するという新規な着想に関する。ギ酸塩（ＨＣＯＯ－）は、カルボキシレート基及びギ酸の共役塩基の最も単純なメンバーである。ギ酸塩は、ＣＯ２の電気化学的還元（ＥＣＲ）から形成することができる。ＣＯ２の他の有用な生成物への電気化学的変換は、炭素排出を削減する必要があるため、注目を集めている。ギ酸塩／ギ酸は、ＣＯ２ＥＣＲからの高価値生成物である。ギ酸塩生産プロセスのアップスケーリングは、周囲圧力及び周囲温度での水性電解質中のＣＯ２の質量輸送によって制限されてきた。しかしながら、ギ酸塩へのＣＯ２ＥＣＲに関する研究は、ガス拡散電極を使用すると物質移動プロセスが大幅に改善され、ギ酸塩へのＣＯ２ＥＣＲの工業的規模拡大の可能性を提示することを示した。
研究により、ギ酸塩溶液は、わずかなｐＨ調整で炭酸塩岩の濡れ性を油湿潤から水湿潤に変えることによって油回収を改善できることが示されている。泥土掘削用の基礎流体としてのギ酸ブラインに関する研究は、ギ酸塩が有利な健康、安全性及び環境（ＨＳＥ）プロファイルを有し、油田設備との良好な適合性を有することを示している。この実施例は、２つの事例研究を通して炭素キャリアとしてのギ酸水溶液の使用を提示する：１つは帯水層における炭素貯蔵のためのものであり、もう１つは増進油回収（ＥＯＲ）及び油貯留層における炭素貯蔵のためのものである。この実施例はまた、ブライン中のギ酸ナトリウム溶液の溶解度、密度及び粘度に関する新しい実験データを報告し、これはこのリサーチにおける数値流れシミュレーションの基礎を設定する。
ギ酸塩溶液特性の測定。地層溶液の特性は、文献では比較的少ないので、この実施例は、このリサーチの一部として、ギ酸塩種のブラインへの溶解度、並びにギ酸塩溶液の粘度及び密度に関する新しいデータを測定した。結果を使用して、以下に提示する事例研究の数値流れシミュレーションを設定した。
材料及び方法。ギ酸ナトリウム、塩化ナトリウム及び塩化カルシウム二水和物塩（全て９９％を超える純度で）を、このリサーチで使用したブライン及びギ酸塩溶液の調製に使用した。質量測定に使用した秤量天秤の精度は、±０．０００１ｇであった。全ての実験は、大気圧下で行った。
脱イオン水（ＤＩＷ）へのギ酸ナトリウムの溶解度。ＤＩＷへのギ酸ナトリウムの溶解度は、異なるモル濃度のギ酸水溶液を調製し、それらを平衡化させ、未溶解塩が存在しない最大モル濃度を観察することによって決定した。図１３は、２５℃で異なるモル濃度を有する調製されたギ酸ナトリウム溶液を示す。ギ酸を溶液に添加してｐＨを７に調整した。溶解度実験は、２５、５０及び７５℃で行った。
溶液に添加されたギ酸の濃度は、Ｈｅｎｄｅｒｓｏｎ－Ｈａｓｓｅｌｂａｌｃｈの式、
（式中、Ｋａは酸解離定数であり、ｐＫａはＫａ（ｐＫａ＝－ｌｏｇ１０Ｋａ）の負の対数であり、［ＨＡ］は酸のモル濃度であり、［Ａ－］は共役塩基のモル濃度である）を使用して計算した。報告されたモデルに基づいて、５０及び７５℃における酸解離定数を計算した。
ＮａＣｌ＋ＣａＣｌ２ブライン中のギ酸ナトリウムの溶解度。ブラインへのギ酸ナトリウムの溶解度を決定するために、ギ酸ナトリウムをＮａＣｌ＋ＣａＣｌ２ブライン（９７，８９７ｐｐｍのＮａＣｌ及び４，７４９ｐｐｍのＣａＣｌ２）に溶解した。ブライン中のギ酸ナトリウムのいくつかの溶液を、それぞれ異なる重量分率のギ酸ナトリウムによって作製した。初期の精密なスクリーニングの後、溶液を平衡化させ、未溶解の塩なしで添加された最も高い重量分率のギ酸ナトリウムを有する溶液を記録した。この実験は、２５、５０及び７５℃で行った。溶液のｐＨ値は、前述のようにギ酸を添加することによって調整した。
ＮａＣｌ及びＣａＣｌ２を含有するこの特定のブラインは、地層ブライン中に二価カチオンを有することが一般的であるので使用した。ＣａＣｌ２の添加は、地層ブラインのための多数の可能なブライン組成を探索することなく、二価カチオンの効果を含めることであった。ブライン中のギ酸塩溶液特性のデータベースを開発するためには、別個のリサーチプロジェクトが必要である。
粘度測定。ブライン（９７，８９７ｐｐｍのＮａＣｌ及び４，７４９ｐｐｍのＣａＣｌ２）中の異なる濃度のギ酸ナトリウムの溶液の粘度を、温度制御のために循環浴と連結されたＴＡ ＡｒｅｓＬＳ－１レオメータを使用して測定した。測定には二重壁クエット形状を使用した。粘度測定値は、２５、５０及び７５℃で所得した。ギ酸ナトリウム溶液を調製し、目標温度に設定したオーブン中で平衡化させた。
５０及び７５℃での粘度測定のために、溶液をレオメータの試料保持カップに入れる前に、保持カップの温度を循環浴を使用して目標温度まで上昇させた。これは、より低い温度でのギ酸ナトリウムの溶解度の低下のために生じる可能性のある、高濃度のギ酸塩（例えば、＞３０重量％）を有する試料中の溶解塩の沈殿を回避するために行われた。
実験結果。このセクションでは、この実施例で測定した溶液中のギ酸イオン（ＨＣＯＯ－）濃度を報告する。ギ酸塩重量分率／パーセンテージは、溶液中のギ酸ナトリウム（ＨＣＯＯＮａ）重量分率とは異なることに留意されたい。また、ＨＣＯＯ－の各モルは、１モルの炭素を含有し、ＨＣＯＯ－のモル質量は、ＣＯ２のモル質量（それぞれ４５．０１８及び４４．０１ｇ／ｍｏｌ）と同様であることに留意されたい；したがって、ギ酸塩の溶解度値は、水性形態で保持されたＣＯ２の質量分率に近い。
表６は、ＤＩＷ中のギ酸ナトリウムの溶解度値を示す；ギ酸塩のＤＩＷへの溶解度は、温度の上昇と共に、２５℃での３１．５重量％から７５℃での３６．７７重量％に増加した。２５℃で測定したギ酸塩溶解度は、３２．２重量％の報告結果に近かった。
地質層に見られるブラインは、多くの場合、高度の塩水である。ギ酸ナトリウムを２５、５０及び７５℃でブライン（塩組成：９７，８９７ｐｐｍのＮａＣｌ及び４，７４９ｐｐｍのＣａＣｌ２）に溶解して、これらの温度での溶解度を決定し、溶液がいかなる沈殿もすることなく単相のままであるかどうかを確かめた。表７は、２５、５０及び７５℃でのブライン中のギ酸ナトリウムの溶解度を示す。ブライン中のギ酸塩の溶解度は、２５℃で２９．６重量％～７５℃で３４．８重量％の範囲であった。
ニュートン挙動は、広範囲のせん断速度にわたって２５、５０及び７５℃でのブライン中のギ酸ナトリウムの異なる溶液の粘度測定によって一貫して観察された。ギ酸塩溶液の粘度は、ギ酸塩濃度の増加と共に増加し、２５、５０及び７５℃で図１４に示すように、粘度をギ酸塩のモル濃度に対して半対数スケールでプロットした場合、線形傾向が観察された。２５、５０及び７５℃でのＮａＣｌ＋ＣａＣｌ２ブライン中のギ酸ナトリウムの密度及び粘度を表８、９及び１０に示す。参考として、水中のほぼ飽和した４５％（％ｗ／ｗ）ギ酸ナトリウムの報告された粘度は、２０℃で９．５ｃｐであり、これはギ酸塩を水に添加すると溶液粘度が増加したことを示している。
数値シミュレーションの事例研究。化石燃料に基づく工業プロセスの炭素強度を低減するために、炭化水素貯留層及び塩水帯水層への高圧ＣＯ２の注入が研究され、商業的に実施されている。このリサーチにおける中心的な問題は、水性ギ酸塩注入がＣＯ２注入に関連する様々な問題を改善する地質学的炭素貯蔵の実行可能な選択肢となり得るかどうかである。
ＣＯ２の捕捉及び貯蔵コストは、大規模な炭素捕捉及び貯蔵作業の世界的展開に対する障壁のうちの１つである。ギ酸塩注入シナリオでは、ギ酸塩へのＣＯ２ＥＣＲのコストが重要であり得る。したがって、シミュレーション事例研究の目的は、ＥＣＲプロセスのコストを計算することであるが、これはこの実施例では考慮されない。
事例研究は、塩水帯水層及び油貯留層における地質学的炭素貯蔵の２つのシナリオについてのＣＯ２注入及び３０重量％ギ酸塩溶液注入の数値流れシミュレーションに基づいている。シミュレーションは、多相組成流れシミュレータであるＣＭＧ ＧＥＭ（Ｃｏｍｐｕｔｅｒ Ｍｏｄｅｌｌｉｎｇ Ｇｒｏｕｐ ２０１８）を使用して実行される。上記の実験データをシミュレーション入力の一部として使用した。
事例研究１：塩水帯水層。数値流れシミュレーション。帯水層における炭素貯蔵のシミュレーションは、３Ｄ不均質貯留層モデルに基づいた。使用したモデルは、２つの岩相（８５体積％の清浄砂及び１５体積％の頁岩障壁）を表すための逐次指標シミュレーションを使用した確率的実現のうちの１つであり、各相は均質かつ等方性である。モデルは、１８３×１８３×２７ｍ３（６００×６００×９０ｆｔ３）の寸法を有し、９×９×０．５ｍ３（３０×３０×１．５ｆｔ３）の均一なグリッドブロックサイズで、合計２４，０００個のグリッドブロックを与える。図１５は、３Ｄ帯水層モデルの相分布を示す。
表１１は、帯水層モデル特性を示す。両方の事例（ＣＯ２及びギ酸水溶液）は、１日当たり１１４ｋｍｏｌの炭素（５トンのＣＯ２と同等）の一定の炭素注入速度を想定した。８９６３ｋＰａ（１３００ｐｓｉａ）の圧力に設定した生産井の井戸を使用して、貯留層圧力を制御した。図１６Ａは、比透過率曲線を示す（このセクションのシミュレーションでは水及びガスの１つのみを使用した）。
ＣＯ２とギ酸塩との事例の主な差は、流れ様式にある。ＣＯ２の事例では、注入されたＣＯ２は、不安定な変位フロント及び強い浮力でガス及び水の二相流の下で地層ブラインを変位させた。
変位フロントの安定性は、典型的には、以下のように定義されるエンドポイント移動度比（Ｍ０）によって評価され、
式中、
は、それぞれ、変位した流体及び変位流体のエンドポイント比透過率である。μｉ及びμｊは、それぞれ、変位した流体及び変位流体の粘度である。１より大きいＭ０は、そのような変位フロントが不安定になる傾向があるという点で好ましくないと考えられる。ＣＯ２の事例のＭ０は、６．４と計算され、ｉは水相であり、ｊは気相である。地層ブライン及びギ酸塩溶液は、混和性であるため、ギ酸塩の事例のＭ０は、粘度比まで減少し、μｉ／μｊ、式中、μｉ及びμｊは、それぞれ地層ブライン及び注入されたギ酸塩溶液の粘度である。すなわち、ギ酸塩の事例の粘度比は、０．１３である。
変位における重力は、以下のように定義される密度数（Ｎｄ）によって測定することができ、
式中、ρｉ及びρｊは、それぞれ、変位した流体及び変位流体の質量密度である。Ｎｄの負の値は、重力オーバーライドと相関する。Ｎｄは、ＣＯ２注入の事例では－０．６であり、ギ酸塩注入の事例では０．４である。初期貯留層条件での密度は、ＣＯ２では０．４ｇ／ｃｍ３、地層水では１．０ｇ／ｃｍ３、３０重量％ギ酸塩溶液では１．４ｇ／ｃｍ３である。
数値シミュレーションは、ＣＯ２及びギ酸塩注入の事例について３４年間のシミュレーション期間にわたって実行した。図１７Ａ、図１７Ｂ、図１７Ｃ及び図１７Ｄは、ＣＯ２の事例のガス飽和のプロファイル及びギ酸塩の事例の水相中のギ酸塩モル分率のプロファイルを示す。ＣＯ２の事例は、注入されたＣＯ２が地層の上部から蓄積し、重力安定方向に不混和性のガス状ＣＯ２相と共に地層水を変位させた重力支配的な流れ様式をもたらした。重力支配的な流れ様式は、非常に強く、ＣＯ２による水の変位は、不混和性であるが、使用される貯留層モデルにおける地質学的不均一性によって影響されなかった。地層の上部付近のＣＯ２の蓄積は、表面への任意の障害及び井戸に沿った水圧経路を通るガス状ＣＯ２の潜在的な漏れを示す。
図１７Ａ～図１７Ｄにおけるギ酸塩濃度プロファイルは、流れ様式に対する正のＮｄ及び地質学的不均一性の影響を示す。しかしながら、有利な粘度比を有する混和性変位は、ギ酸塩注入の事例において変位フロントを安定させた。
図１８、図１９及び図２０はそれぞれ、シミュレーションからの注入剤（ＣＯ２又はギ酸塩）生産、累積造水量及び累積炭素貯蔵を示す。ＣＯ２及びギ酸塩の各々は、１モルの炭素を含有する；したがって、それらは炭素モル基準に匹敵する。ＣＯ２注入の事例は、１８年でＣＯ２破過を示した（図１８）。図１９及び図２０は、ＣＯ２破過時に造水及び炭素貯蔵が横ばいになり、炭素貯蔵効率が急速に低下したことを示す。
ギ酸塩注入の事例の混和性変位における有利な粘度比は、生産井におけるギ酸塩破過によって影響されない造水（図１９）をもたらした。炭素貯蔵は、ギ酸塩の事例の破過後も継続した（図２０）。３４年の注入後、ギ酸塩の事例は、ＣＯ２の事例よりも４２％多い炭素貯蔵量（モル単位）をもたらした。２つの事例の主な差は、注入剤の破過後の炭素貯蔵効率に起因する。
このシミュレーション事例は、地層水へのＣＯ２の溶解度並びにその後の地球化学反応及び水相中の炭素種の拡散を含まなかった。これらの要因は、より長い時間スケールで炭素貯蔵に影響する可能性がある。また、この事例の炭素貯蔵の最適化は、注入井及び生産井の穿孔領域の隆起によって可能である。しかしながら、この事例研究においてなされるべき有用な点は、ギ酸塩注入事例における破過後でさえ継続的な炭素貯蔵であった。破過に対する炭素貯蔵の不感受性は、地質層の様々な不確実性の下で、地質学的炭素貯蔵の設計をより堅牢にすると予想される。
事例研究２：油貯留層（ＥＯＲ及び炭素貯蔵）。ＩＥＡは、増進油回収（ＣＯ２ＥＯＲ）のためのＣＯ２の注入がＣＯ２の２番目に多い使用であると報告した。このサブセクションは、油貯留層中のＣＯ２注入とギ酸塩注入との事例を比較する。
数値流れシミュレーション。貯留層モデルは、第１０回ＳＰＥ比較ソリューションプロジェクトからの不均質砂岩貯留層モデルに基づいた。元のモデルは、３６６×６７１×５２ｍ３（１２００×２２００×１７０ｆｔ３）の寸法及び６×３×０．６ｍ３（２０×１０×２ｆｔ３）の均一なグリッドブロックサイズを有し、１．１２２×１０６のグリッドブロックをもたらした。本研究では、ターベルト地層からの１２２×１２２×２１ｍ３（４００×４００×７０ｆｔ３）断面を使用し、これは、微細から中程度の大きさの粒子の砂岩並びにいくつかの絹石及び頁岩の薄い層を有する浅い海洋砂岩である。シミュレーションは、５スポットパターン（４つの注入井戸が正方形の角に位置し、生産井戸が中央に入る注入パターン）の４分の１を使用した。６×３×０．６ｍ３（２０×１０×２ｆｔ３）の均一なグリッドブロックサイズ寸法により、２０×４０×３５（２８，０００）のグリッドブロックをもたらした。図２１は、貯留層の空隙率分布の３Ｄ図を示す。
表１２は、選択された貯留層断面の特性を示す。モデルは元来、履歴整合及び不確実性定量化の調査であるＰＵＮＱ（不確実性定量化による生産予測）プロジェクトで使用するために生成した。元のＰＵＮＱモデルは、このセクションにおけるシミュレーションのように、モデル全体にわたって垂直透過率対水平透過率の比（ｋｖ／ｋｈ）の均一な値を使用した；しかしながら、ｋｖ／ｋｈは、感受性試験として使用されるように、フラクチャーでは０．３に設定し、第１０回ＳＰＥ比較ソリューションプロジェクトにおけるマトリックスでは０．０００１に設定した。表１３は、このシミュレーションの事例に使用された油組成及び流体特性を示す。
両方の事例（ＣＯ２及びギ酸水溶液）について、１１，３７６ｋＰａ（１，６５０ｐｓｉａ）での５年間の水攻法によって油生産が開始された。その後、両方の注入を、１１４ｋｍｏｌの炭素／日（５トンのＣＯ２／日と同等）の一定速度に設定した。生産圧力を１０，３４２ｋＰａ（１，５００ｐｓｉａ）に保った。相挙動は、Ｐｅｎｇ－Ｒｏｂｉｎｓｏｎの状態方程式によってモデル化された。ＣＯ２の油（表２に示す油組成）との熱力学的最小混和性圧力は、状態方程式モデルを使用して、貯留層温度４１℃（１０６°Ｆ）で１０，０５３ｋＰａ（１，４５８ｐｓｉａ）であると計算された。図１６Ｂは、シミュレーションに使用した２相比透過率曲線を示す。３相比透過率は、ＳｔｏｎｅのモデルＩＩを使用して生成した。２つの事例のシミュレーションは、５年間の初期の水攻法を含む４０年間のシミュレーション期間にわたって実行した。
事例研究１とは異なり、油貯留層への注入は、注入流体による油及び地層水の多相変位を伴う。ＣＯ２注入の事例とギ酸塩注入の事例との間の重要な差は、変位プロセス及び浮力の安定性によって強く影響される流れ様式から生じた；しかしながら、これら２つの要因は、フラクチャーネットワークを通じて流れをチャネリングする強い傾向のために、以前の事例研究とは異なって現れた。
注入剤及び油のＭ０は、ＣＯ２の事例は１３、ギ酸塩の事例は０．１６であると計算された。注入剤及び地層水のＭ０は、ＣＯ２の事例は３．１であると計算された。ギ酸塩溶液による造水の変位は、有利な粘度比０．１３を有する混和性プロセスであった。
図２２Ａ、図２２Ｂ、図２２Ｃ及び図２２Ｄは、異なる時間におけるＣＯ２注入の事例の全体的なＣＯ２モル分率及び地層注入の事例の水相中のギ酸塩モル分率のプロファイルを示す。図２３、図２４及び図２５は、シミュレーションからの造水、油生産及び注入剤貯蔵の結果を示す。ＣＯ２の事例は、重力によるオーバーライドを示し、注入されたＣＯ２は、上記のＭ０値のために、地層水よりも優先的に油を変位させた。ギ酸塩注入の事例は、破過後であっても、重力駆動流れのない変位フロントの安定した伝播、並びに水相及び油相の効率的な変位を示した。ギ酸塩注入は、ＣＯ２注入の事例よりも１５％多い油回収及び３７％多い炭素貯蔵をもたらした。
油回収の増加に伴い、ギ酸塩がより多くの炭素排出をもたらすことに関する懸念が存在する可能性がある。油中の生産された炭化水素成分のモル数を計算し、生産された炭素分子の数を合計し、これらを貯蔵された炭素分子の数と比較して、各注入剤によってどの程度の炭素強度の低下が達成されるかを確かめた。ＣＯ２／ギ酸塩を注入して１５年で、図２６に示すように、ギ酸塩の事例は炭素強度が２０％減少し、ＣＯ２の事例は炭素強度が１６％減少した。すなわち、より大きな注入剤貯蔵は、ギ酸塩の事例から得られるより高い油回収を補う。結果は、油貯留層中の炭素貯蔵が、油の効率的な変位だけでなく、水（水攻法からの水及び遺留水）の効率的な変位のための意図的な設計を必要とすることを示唆している。
ｋｖ／ｋｈに対する感度分析。フラクチャー体積のｋｖ／ｋｈ値を０．３に保ちながら、マトリックスのｋｖ／ｋｈ値を０．３から０．０００１に調整した。前述のように、これは第１０回ＳＰＥ比較ソリューションプロジェクトにおける設定に対応する。ＣＯ２及びギ酸塩注入の事例についての流れパターン、炭素貯蔵及び油回収に対するｋｖ／ｋｈの変化の影響を調べた。
ｋｖ／ｋｈの変化は、図２７Ａ、図２７Ｂ及び図２７Ｃに示すように、観察された注入剤分布プロファイルに影響を及ぼした。ｋｖ／ｋｈの減少は、流れをチャネリングするレベルの増加をもたらし、したがって、特にＣＯ２の事例に見られるような重力駆動フラックスの抑制をもたらした。図２８及び図２９は、両方の貯留層設定（ｋｖ／ｋｈ＝０．３及び０．０００１）の油生産及び炭素貯蔵を示す。両方の事例とも、ｋｖ／ｋｈの有意な減少を伴って油及び炭素の貯蔵量が減少した；しかしながら、ＣＯ２の事例は、この調整によってはるかに影響された。ＣＯ２注入の事例では、油回収は５０％減少し、炭素貯蔵は５２％減少したが、ギ酸塩注入の事例では、油回収は２５％減少し、炭素貯蔵は１９％減少した。
この感度分析は、透過率の不均一性に関連するＣＣＳのリスク及び表面下の流れ様式への影響を制御するための炭素キャリアとしてギ酸塩を使用する利点を示している。掘削泥水における基礎流体としてのギ酸ブラインの使用に関する以前の研究は、ギ酸水溶液がポリマーと適合性であり、１５０℃もの高い温度で安定性を保持したことを示した；したがって、注入されるギ酸塩溶液の密度及び粘度を調整することによって、ギ酸塩（炭素キャリア）のｉｎ－ｓｉｔｕの流れ様式を制御することが実際に可能である。
結論。この実施例では、地質学的炭素貯蔵のための炭素キャリアとしてのギ酸水溶液の事例研究を、従来の炭素キャリアとしてのＣＯ２と比較して提示した。ブライン中のギ酸塩溶液の特性について新しい実験データを報告し、事例研究のための数値流れシミュレーションを設定するために使用した。いくつかの結論は以下の通りである：
実験データは、ギ酸塩がＮａＣｌ＋ＣａＣｌ２ブライン（１０２，６００ｐｐｍ）中で安定であり、ギ酸塩溶解度が２５～７５℃の温度で３０重量％～３５重量％の範囲であることを示した。
ニュートン挙動は、異なるギ酸塩濃度及び温度でブライン中のギ酸塩溶液について一貫して観察された。測定された粘度は、ギ酸塩のモル濃度の対数関数としてよく相関していた。１０２，６００ｐｐｍのブライン中の３０重量％ギ酸塩溶液の粘度は、２５℃で約１２ｃｐ、５０℃で５ｃｐ及び７５℃で３ｃｐであった。
炭素貯蔵の２つのシミュレーション事例研究を実行した；帯水層の事例研究１及び油貯留層の事例研究２。各事例研究について、ＣＯ２及びギ酸塩の注入を、流れ様式及び貯留層流体（事例研究１では地層水並びに事例研究２では地層水及び地層油）の変位に関して比較した。流れ様式は、貯留層特性に依存したが、ギ酸塩注入の事例は、油及び水の変位のはるかに安定したフロントを示した。より安定したフロントは、注入剤の破過に反応しない油回収及び炭素貯蔵をもたらした。全ての研究されたシナリオにおいて、ギ酸塩溶液注入の事例は、ＣＯ２注の入事例と比較して、約４０％大きい炭素（モル谷）貯蔵をもたらした。
実施例３の図のキャプション。図１３．２５℃のＤＩＷ中のギ酸ナトリウム溶液。未溶解塩は、底部に沈降した。未溶解塩を有するギ酸ナトリウムの最高モル濃度を有する溶液を溶解限界として選定し、溶液中のギ酸塩の重量分率を記録した。
図１４．２５、５０及び７５℃でのブライン中のギ酸塩溶液の粘度。データは、ギ酸塩モル濃度の対数関数として明確な相関を示す。
図１５．２つの相を有する３Ｄ帯水層モデル。砂相は赤色であり、頁岩相は青色である。注入井は、右下の角にあり、生産井は、左上の角にある。
図１６Ａ．事例研究で使用された水－油比透過率曲線。図１６Ｂ。事例研究で使用された液体－ガス比透過率曲線。
図１７Ａ、図１７Ｂ、図１７Ｃ、図１７Ｄ．シミュレーション期間にわたる帯水層におけるＣＯ２及びギ酸塩の分布。ＣＯ２注入は、ギ酸塩の事例とは異なり、明確な重力オーバーライドプロファイルを示した。混和性変位が有利な粘度比を有していたため、プロファイルは帯水層中のギ酸塩の均一な分布に発展した。
図１８．事例研究１における帯水層からのＣＯ２及びギ酸塩の累積生産。ギ酸塩及びＣＯ２の各分子は、１モルの炭素を含有する；したがって、それらの生産は、モル基準に匹敵する。ＣＯ２生産は、高移動度ガスに典型的なＣＯ２破過が始まるとすぐに急速に上昇した。
図１９．事例研究１における帯水層からの累積造水量。ＣＯ２破過が生じると、造水は横ばいになった。注入されたＣＯ２のほとんど全てが破過後に生産された。
図２０．事例研究１で貯蔵された注入剤の累積モル数。ギ酸塩溶液が地層水を有利な粘度比で混和的に変位するため、破過後も貯蔵されたギ酸塩のモルは、着実に増加した。
図２１．貯留層の空隙率分布の３Ｄ図；第１０回ＳＰＥ比較ソリューションプロジェクト（ＣｈｒｉｓｔｉｅａｎｄＢｌｕｎｔ，２００１）から取得した。カラースケールは、空隙率を示す。
図２２Ａ、図２２Ｂ、図２２Ｃ、図２２．事例研究２における異なる時間でのＣＯ２及びギ酸塩のプロファイル。第１列の時間枠は、ＣＯ２／ギ酸塩注入の開始後の時間を指す。油生産は、５年間の水攻法によって開始した。ギ酸塩注入の事例は、安定した変位フロント及びＣＯ２よりも効率的な油及び水の変位を示す。
図２３．事例研究２でシミュレートされた累積造水量。
図２４．事例研究２におけるＣＯ２及びギ酸塩溶液注入からの油回収。ギ酸塩注入の事例は、ＣＯ２注入の事例よりも約２０％多い油回収をもたらした。
図２５．事例研究２で貯蔵された注入剤のモルの履歴。１モルのＣＯ２／ギ酸塩は、１モルの炭素を含有する；したがって、貯蔵されたＣＯ２／ギ酸塩のモルは、貯蔵された炭素のモルと同等である。
図２６．炭素強度の低下。これは、注入剤によって生産された油中の炭素のモルに対する、貯蔵された注入剤中の炭素のモルの比である。ギ酸塩注入は、ＣＯ２注入よりも多くの炭化水素（油）を生産したが、ギ酸塩は、ＣＯ２と比較して炭素強度の低下が依然としてより高い。
図２７Ａ、図２７Ｂ、図２７Ｃ．マトリックス体積に対して０．０００１の調整されたｋｖ／ｋｈ値を使用した油貯留層中のＣＯ２及びギ酸塩のプロファイル。第１列の時間枠は、ＣＯ２／ギ酸塩注入の開始後の時間を指す。
図２８．０．３及び０．０００１のｋｖ／ｋｈ値を使用した、事例研究２のＣＯ２及びギ酸塩注入事例の油生産結果。
図２９．０．３及び０．０００１のｋｖ／ｋｈ値を使用した、事例研究２のＣＯ２及びギ酸塩注入の事例の注入剤貯蔵。
実施例４：炭酸塩及び頁岩フォーマットの濡れ性調整剤としてのギ酸塩、酢酸塩及びグリシンの比較実験的調査
研究により、炭酸塩貯留層中の水の吸収を増進する濡れ性調整剤としての最も単純なアミノ酸であるグリシンの有効性が示されている。この実施例の目的は、炭酸塩地層のための濡れ性調整剤としてのギ酸塩、酢酸塩及びグリシンの性能を比較することであった。ギ酸塩及び酢酸塩は、この目的のための新規な化学物質として初めて導入される。アミノメチル基及びアミノ基は、それぞれギ酸塩とグリシンとの間、及び酢酸塩とグリシンとの間の唯一の構造的差異であることに留意されたい。
研究により、炭酸塩貯留層中の水の吸収を増進する濡れ性調整剤としての最も単純なアミノ酸であるグリシンの有効性が示されている。この実施例の目的は、炭酸塩地層のための濡れ性調整剤としてのギ酸塩、酢酸塩及びグリシンの性能を比較することであった。ギ酸塩及び酢酸塩は、この目的のための新規な化学物質として初めて導入される。アミノメチル基及びアミノ基は、それぞれギ酸塩とグリシンとの間、及び酢酸塩とグリシンとの間の唯一の構造的差異であることに留意されたい。
実験は、油熟成方解石及び頁岩プレート上の接触角測定、並びに吸収変位（自発的及び強制的）からなった。これらの添加剤間の比較は、溶液のｐＨを調整するために塩化水素（ＨＣｌ）を添加した場合／添加しない場合で実現された。グリシン及びギ酸塩＋ＨＣｌ溶液のアモットインデックスは、吸収実験の残りの事例よりも顕著に高かった。ギ酸塩は、溶液のｐＨが低下したときに、炭酸塩岩の濡れ性を水湿潤状態に変えるのに非常に効果的であり得ることが見出された。これは、ｐＨ調整と岩石表面へのギ酸塩の吸着との相乗効果が成功したことを示しており、油回収の改善をもたらした。
グリシンは、この実施例の全ての実験条件について、ギ酸塩及び酢酸塩の濡れ性調整剤と比較して優れた挙動を示した。これは、カルボキシル基の存在下で、アミノ基が岩石の濡れ性を変えるのに重要な役割を果たすことを示した。グリシンが濡れ性を変える能力は、２つの要因に由来する：１つは、カルボキシル基の存在下で電子供与体としてのアミノ基によって引き起こされるキレート効果である。キレート効果は、グリシンをエントロピー的により有利にして、ブライン中のカルシウムカチオンに結合させ、方解石溶解を誘発し、かつ／又は方解石表面に直接付着させる。他の要因は、ｐＨ低下、続いて岩石表面へのグリシンの引力によって誘導される方解石溶解である。
序論。炭酸塩油貯留層中の水攻法は、マトリックスとフラクチャーとの間の透過率の大きなコントラストが、チャネリングフローをもたらすため、一般に非効率的である。また、炭酸塩岩は、油湿潤傾向があるため、フラクチャーからマトリックスへの自発的な水の吸収は油回収に効果的ではない。より水湿潤状態への濡れ性のシフトは、油湿潤炭酸塩貯留層における油回収を改善すると予想される。
岩石鉱物と、ブラインと、油との間の相互作用は、他の要因の中でも、岩石の濡れ性に影響する。地層水（又はブライン）は、油移動前の従来の油貯留層において初期湿潤段階である。油移動後、ブラインの膜が安定している限り、ブラインは依然として湿潤相である。ブラインの安定性が変化し始めると、岩石表面と油との間に接続が形成される。このプロセスに続いて、油の表面活性成分が吸着し、その結果、水湿潤性が減少するか、又は表面が油湿潤に切り替わりさえする。薄いブラインの安定性を改善すること、又は／及び吸着した油成分を岩石の表面から切り離すことによって、濡れ性を油湿潤から水湿潤に戻すことが可能である。
岩石の濡れ性を変えるための広く研究されている方法は、界面活性剤注入である。しかしながら、界面活性剤による濡れ性の変化は、通常、オレイン相と水相との間の界面張力の低下と共に起こると予想される。しかしながら、ＩＦＴは、堅い地層では超低値（１０－３ｍＮ／ｍ）に達するべきではない。界面活性剤の吸収速度が低下するため、油回収は超低ＩＦＴによって制限され得る。
人気を得た別の濡れ性変化方法は、砂岩貯留層及び炭酸塩貯留層の両方の低塩分濃度水攻法（ＬＳＷ）である。このプロセスでは、低塩分濃度水は、炭酸塩岩の総電荷を変化させ、ブライン－岩石及び油－ブライン界面の電気二重層を増加させることによって、炭酸塩岩の濡れ性を改質することができる。ＣＯ３
２－、ＳＯ４
２－、Ｃａ２＋及びＭｇ２＋などの多価イオンは、岩石表面の電荷を制御する電位決定イオンとして報告されている。
特に炭酸塩貯留層における油回収に対する海水の効果を調査した。海水を使用した自発的な吸水実験に基づいて、硫酸イオンの存在下で岩石の濡れ性の変化が観察され、これはナフテン酸を炭酸塩岩表面から変位させた。硫酸イオンは、濡れ性変化プロセスにおいてカルシウム及びマグネシウムイオンによって助けられ得る。
ＬＳＷは、コアフラッディング実験によって評価されている。海水及びその希釈溶液を連続的に注入した結果は、０．１８の増分油回収率を示した。イオンの影響を、表面電位実験を使用して個別に研究した。Ｒ１０炭酸塩の濡れ性を変化させた主なイオンは、硫酸塩及びカルシウムである。表面電位は、油改善方解石溶解を完全に説明しなかったため、濡れ性変化の潜在的な機構のうちの１つとして方解石溶解が提案されている。
界面活性剤以外の化学物質もまた、炭酸塩貯留層のための濡れ性調整剤として研究されてきた。濡れ性変化により油回収を増進させるための３－ペンタノン水溶液を調査した。包括的な分析を、接触角、吸収及びコアフラッディング実験によって実行した。結果は、３－ペンタノンをブラインに添加した後の石灰石コアによる油回収の顕著な改善を示した。
アミノ酸はまた、別の種類の濡れ性調整剤として研究されてきた。最も単純なアミノ酸及び導入されたグリシンは、効果的な濡れ性調整剤として研究されてきた。アミノ酸から合成された界面活性剤はまた、油回収剤として、及びいくつかの他の用途のために研究された。これらのアミノ酸は、同じ分子内にカルボン酸（－ＣＯＯＨ）基及びアミン（－ＮＨ２）基を含有する。グリシンの重要な特性は、図３０に示すように、その全体的な電荷が溶液のｐＨに依存することである。溶液のｐＨが、室温では５．９７である等電点（ｐＩ）より高い場合、グリシンは負に帯電している。そうでなければ、グリシンは、正に帯電している。グリシンは、溶液ｐＨがそのｐＩと方解石のゼロ電荷点（ｐｚｃ）との間にある場合に有効である。
この実施例の目的は、カルボキシレートアニオン、具体的にはギ酸塩及び酢酸塩が、炭酸塩鉱物表面の濡れ性を油湿潤状態から水湿潤状態に変化させる能力を調査することである。これは、ギ酸塩及び酢酸塩を実証済みの濡れ性調整剤であるグリシンと接触角及び吸収実験によって比較することによって実行した。アミノメチル基及びアミノ基は、それぞれギ酸塩とグリシンとの間、及び酢酸塩とグリシンとの間の唯一の構造的差異である（図３１）。この実施例はまた、これらのカルボキシレートアニオンがわずかに低下したｐＨ下で濡れ性変化により効果的になり得る方法を分析する。ギ酸イオン及び酢酸イオンの負電荷は、正に帯電した方解石表面とカルボキシル基との間の相互作用のために濡れ性変化をもたらし得る。
比較研究の結果から着想を得て、岩石の濡れ性変化及び炭酸塩岩への水の吸収の効果的な増進のためのグリシンのアミノ基の重要性を調査した。グリシン、ギ酸塩及び酢酸塩の中での比較は、グリシンによる濡れ性変化の２つの可能な機構を研究するのに便利であった。１つは、グリシンのみで起こり得るキレート効果である。もう１つは、方解石溶解とカルボキシル基との間の相乗効果であり、これはギ酸塩及び酢酸塩でも起こると予想される。
材料及び方法。この実施例の実験は、方解石表面及びイーグルフォード頁岩プレートによる接触角測定、並びにテキサスクリーム石灰石コアプラグによる自発的及び強制的な吸収試験を含む。
材料。表１４は、方解石片及び石灰石コアによる接触角実験で使用したデッド原油試料の特性を示す。この油は、Ｏｉｌ１と呼ばれ、その貯留層温度は、３４７Ｋである。表１５は、イーグルフォード頁岩での接触角実験で使用した油を示す。この油は、Ｏｉｌ２と呼ばれ、その貯留層温度は、３３７Ｋである。貯留層ブライン（ＲＢ）は、表１６に示すように全ての実験で同じであり、その塩分濃度は、６８，７２２ｍｇ／Ｌである。Ｘ線粉末回折は、イーグルフォード頁岩試料が７５％方解石、１４％石英、４％ドロマイト、２％カオリナイト、１％Ｋスパー、１％黄鉄鉱などからなることを示した。テキサスクリーム石灰石コアは、９８％方解石、１％黄鉄鉱及び無視できる量の他の鉱物からなっていた。
グリシン、酢酸塩及びギ酸塩試料（Ｓｉｇｍａ－Ａｌｄｒｉｃｈ）は、９９％を超える純度を有する。グリシンは、室温で５．９７のｐＩを有する。図３１は、グリシン、酢酸塩及びギ酸塩の分子構造を示す。３つ全ての化学物質の水性安定性は、貯留層及び室温でＲＢを用いて確認された。
接触角実験。接触角実験を方解石表面及びイーグルフォード頁岩プレートで実行した。方解石による接触角実験は、グリシン、ギ酸塩及び酢酸塩の最適濃度を決定することに焦点を当てているが、頁岩プレート上で実験を実行して、別の炭酸塩に富む岩石による溶液の有効性を検証した。適切なサイズにプレートを切断した後、それらをダイヤモンド粉砕機で研磨して、滑らかな表面を得た。次いで、これらの方解石及び頁岩プレートを最初にＲＢ中で１日熟成し、次いで、それらを油湿潤状態に達するまで３４７Ｋで少なくとも３週間重質原油中に入れた。
実験の前後に、化学溶液のｐＨ値を測定した。溶液ｐＨの影響を試験するために、異なる濃度のギ酸塩及び酢酸塩だけでなく、グリシンのｐＨレベルに達するようにＨＣｌを添加した方解石表面による接触角実験を実行した。
化学溶液をガラス室で作製し、３６３Ｋのオーブンに入れて、それらを少なくとも１日脱気した。塩を添加し、溶液の総質量を脱イオン水で１ｋｇに調整することによって、ＲＢを最初に作製した。次いで、適量のグリシン、ギ酸塩又は酢酸塩のいずれかを添加して、所望の濃度に達した。ＨＣｌを含む溶液の場合、ＨＣｌを、ゆっくり撹拌しながら室温でギ酸塩及び酢酸塩の溶液に添加した。最終ｐＨレベルは、同じ濃度のグリシン溶液に対応するように調整した。水溶液を調製し、脱気した後、それらを所望の貯留層温度（方解石の場合は３４７Ｋ及びイーグルフォード頁岩の場合は３３７）のオーブンに入れた。表１７は、試験した水溶液を要約している。
重質油中で少なくとも３週間熟成させた後、方解石又は頁岩片を回収し、過剰な油を表面から慎重に除去した。次いで、実験を開始するために、岩石片を溶液に浸漬し、次いで、油滴を岩石片の底部に入れた。溶液チャンバを平衡化のためにオーブンに入れた。次いで、油滴の画像を撮影した。一定日数後に新しい油滴を入れ、平衡化後に画像を撮影した。図に報告された接触角は、平衡接触角である。例えば、データが７日目から報告される場合、そのデータは、７日目に入れられた液滴の最終平衡接触角である。接触角実験のための装置の写真を図３２に示す。接触角は、オンスクリーンプロトラクタソフトウェアを用いて写真から測定した。
イーグルフォード頁岩プレートによる別の一連の実験についても同様の手順に従った。５つの事例（５重量％グリシン、５重量％酢酸塩、５重量％酢酸塩＋ＨＣｌ、５重量％ギ酸塩及び５重量％ギ酸塩＋ＨＣｌ）を使用して、ギ酸塩及び酢酸塩の濡れ性変化機構に対するＨＣｌの影響（ｐＨ調整）を試験した。接触角変化が方解石実験よりも速いため、０日目及び３日目に油滴を頁岩プレートの底部に入れた。
自発的吸収。グリシン、ギ酸塩及び酢酸塩を用いて自発的吸収試験を行った。溶液ｐＨの影響もギ酸塩及び酢酸塩について試験した。使用したアモットセルは、図３３に示すように、高さ約１５ｃｍ及び直径５ｃｍであった。アモットセルの首を目盛り付けし、実験を開始する前に目盛りを実際の体積に合わせて較正した。
使用したテキサスクリーム石灰石コアプラグは、直径３８ｍｍ及び長さ９２ｍｍであった。コアを真空ポンプで３０分間排気し、次いで、ブラインを６８９ｋＰａ（１００ｐｓｉｇ）の一定圧力で注入して、コアをブラインで完全に飽和させた。これを室温下で行った。次いで、ＲＢを用いてコアプラグの空隙率及び透過率を測定した。実験装置は、２つのアキュムレータ（ＲＢ及びＯｉｌ１）、１つの真空ポンプ、１つのポンプ、過負荷を維持するための１つの手動油圧ポンプ、１つのハスラー型コアホルダ、１つの差圧ゲージ及び１つのオーブンからなっていた。
次いで、Ｏｉｌ１を６０ｃｍ３／時間の一定速度でコアに注入した。これは室温下で、いかなる背圧もなしで実行した、言い換えれば、流出側は、大気に開放されていた。破油後、速度を１００ｃｍ３／時に上げた。これらの値は、毛細管末端効果を最小限に抑え、約２×１０－５の毛細管数を与えるように選定した。これには式（３）及び（４）を使用した。流出物でブラインが生産されなくなるまで油注入を継続し、そこから残留水飽和Ｓｗｒを決定した。表１８及び１９は、自発的及び強制吸収実験で使用した各コアの岩石特性を要約している。
表１８に示す４つのコアを、以下の溶液による吸収実験に使用した：貯留層ブライン（ＲＢ）、ＲＢ中の５重量％グリシン、ＲＢ中の５重量％酢酸塩及びＲＢ中５重量％ギ酸塩。溶液ｐＨの影響を試験するために、表１９に示す６つのコアを以下の溶液と共に使用した：ＲＢ、ＲＢ＋ＨＣｌ、２．５重量％グリシン、５重量％ギ酸塩＋ＨＣｌ及び５重量％酢酸塩＋ＨＣｌ。第１の試行は、予想外に少量の油回収をもたらしたので、酢酸塩＋ＨＣｌを２つの実験で繰り返した。
Ｏｉｌ１で飽和させた後、表１８に示す４つのコア及び表１９に示す６つのコアを、Ｏｉｌ１で満たされたガラス室に３０日間入れた。しかしながら、前者の一連のコアは、室温で１０日間及び３４７Ｋで３０日間熟成した。後者の一連のコアは、３０日間全体にわたって３４７Ｋで熟成した。熟成温度の差は、以下に示すように、２つのセットの初期の油の濡れ性に影響する。したがって、表１８及び表１９に示す２つの一連のコアの対照実験としてＲＢの事例を使用した。
溶液を脱気のために３６３Ｋのオーブンに１日入れ、次いで、それらを３４７Ｋ（実験温度）のオーブンに入れた。次いで、油飽和コアをアモットセルに導入した。その直後に、気泡の形成が回避されるように水溶液を慎重に注いだ。このアモット試験は、油の熱膨張／収縮を回避するために３４７Ｋで加熱した全ての材料で開始したことに留意されたい。実験全体を通して、大気圧をセルの内部に維持した。最後に、油回収を毎日監視した。
強制吸水。自発的吸収実験後にアモットセルを冷却し、次いで、ガラスピペットを使用してセルから油及びブライン（又は他の溶液）を回収し、それらの体積を測定した。コアをアモットセルから回収し、強制吸収のために直ちにコアホルダに入れた。
図３４は、強制吸収のための実験装置を示す。実験は、３４７Ｋで実行した。背圧はなかった、言い換えれば、流出側は、実験中大気に開放されていた。各事例に対応する溶液を１００ｃｍ３／ｈｒの一定流量で注入した。毛細管末端効果を最小限に抑えるために、油が生産されなくなった後に流量を３００ｃｍ３／ｈｒに増加させた。生産された流体をバイアルに収集して、油回収を計算した。
結果を使用して、以下のように水Ｉｗのアモットインデックスを推定した：
式中、Ｖ（ｏ，ＳＩ）及びＶ（ｏ，ＦＩ）は、それぞれ自発的吸収実験及び強制吸収実験によって回収された油量である。
強制吸収実験の速度は、コア飽和手順と同様に選定した。この速度は、２×１０－５の毛細管数を与えるように設定した。この実施例で使用した毛細管数Ｎｖｃの式は、以下の通りである：
式中、ｖは間隙速度であり、μｗは水粘度であり、
はエンドポイント水比透過率であり、σは水／油界面張力であり、θは油／水接触角である。それを水湿潤媒体の文献に一般的に示されているように、
と想定した。
はエンドポイント水比透過率であり、σは水／油界面張力であり、θは油／水接触角である。それを水湿潤媒体の文献に一般的に示されているように、
毛細管末端効果を最小限に抑えるための注入速度の増加は、２．５ｃｐ－ｃｍ２／分以上のＲａｐｏｐｏｒｔ及びＬｅａｓ数（ＮＲＬ）に基づいた。ＮＲＬｉｎ（［ｃｐ・ｃｍ２）／分］は、以下のように与えられる：
式中、Ｌはコア長さであり、ｕは空塔速度であり、μｏは水粘度である。
式中、Ｌはコア長さであり、ｕは空塔速度であり、μｏは水粘度である。
結果及び考察。このセクションでは、接触角及び吸収実験からの実験結果について考察する。接触角実験は、方解石及びイーグルフォード頁岩ピースの２つのセットからなっていた。吸収実験は、自発的及び強制的な吸収からなっていた。
接触角実験。グリシンの全体的な電荷は、溶液のｐＨに依存する（図３０）。ｐＨがグリシンのｐＩより大きい、すなわち５．９７である場合、全体的な負電荷が生じる。方解石のｐｚｃは、８．８であると報告されている。したがって、グリシンは、溶液ｐＨが５．９７～８．８である場合、濡れ性を変えると予想される。表２０は、全ての事例について接触角実験の前後に測定された溶液ｐＨを要約している。この表は、全てのグリシンの事例のｐＨ値が濡れ性変化のｐＨ窓内にあったことを示している。酢酸塩溶液及びギ酸塩溶液は、グリシン溶液とは異なり塩基性であった。
図３５、図３６Ａ、図３６Ｂ、図３６Ｃ、図３６Ｄ、図３７Ａ、図３７Ｂ、図３７Ｃ、図３７Ｄ、図３８Ａ、図３８Ｂ、図３８Ｃ及び図３８Ｄは、ＲＢ中の方解石表面、並びにＨＣｌに有無にかかわらず異なる濃度のグリシン、酢酸塩及びギ酸塩の接触角値を示す。ほとんどのグリシンの事例では、接触角の有意な減少が経時的に観察された。例えば、２．５及び５重量％グリシン濃度でほぼ４０°に達した（図３８Ｃ及び図３８Ｄ）。これらの実験から、２．５重量％濃度のグリシンが経済的観点からより最適であることは明らかである。しかしながら、ＨＣｌを含まないＲＢ及び酢酸塩の事例は、接触角を有意に減少させなかった。ＨＣｌを含まないギ酸塩の事例は、約８０°の接触角でわずかに水湿潤状態をもたらした（図３８Ａ、図３８Ｂ、図３８Ｃ、図３８Ｄ）。
表２０は、グリシンの初期溶液ｐＨがギ酸塩及び酢酸塩の初期溶液ｐＨよりも小さかったことを示す。より低いｐＨは、方解石溶解反応をもたらせることができるので、これはグリシンの事例に起こった可能性がある。方解石溶解は、吸収された極性成分を岩石表面から放出させる場合がある。次いで、ｐＩと表面ｐｚｃとの間のｐＨのグリシンの事例のように、負に帯電したイオンが正に帯電した方解石表面に引き付けられる場合、濡れ性変化が可能である。
水湿潤状態への濡れ性変化は、方解石溶解が起こった後、ギ酸アニオン又は酢酸アニオンが溶液中に存在する場合に増強されると考えられる。これは、一旦方解石が溶解して方解石表面から油分子が放出されると、ギ酸塩及び酢酸塩アニオンが正に帯電した方解石表面に結合することができるためである。表２０は、ＨＣｌを含む酢酸塩及びギ酸塩の事例が、同じ濃度のグリシン溶液のｐＨに近いｐＨ値を有したことを示す。ギ酸塩及び酢酸塩の事例の溶液ｐＨを低下させると、図に示すように濡れ性変化が増強した。図３５、図３６Ａ、図３６Ｂ、図３６Ｃ、図３６Ｄ、図３７Ａ、図３７Ｂ、図３７Ｃ、図３７Ｄ、図３８Ａ、図３８Ｂ、図３８Ｃ及び図３８Ｄ。特に、ギ酸塩で有意な改善が観察された；ＨＣｌによるギ酸塩の事例では、接触角は５０～６０°に減少した。ｐＨを低下させるとＲＢの事例も改善したが、接触角は依然として約８０°であった。この観察から、より大きな濡れ性変化のためには、方解石溶解と共に負に帯電したイオン（例えば、そのｐＩを超えるｐＨ値を有するグリシン及びカルボキシレートアニオン）を有することが不可欠であることが確認される。
上述のように、５つの事例（５重量％グリシン、５重量％酢酸塩、５重量％酢酸塩＋ＨＣｌ、５重量％ギ酸塩及び５重量％ギ酸塩＋ＨＣｌ）をイーグルフォード頁岩岩石表面で試験した。これは、ＨＣｌの添加がギ酸塩及び酢酸塩の濡れ性変化能力を改善することを再確認するためであった。図３９は、ギ酸塩及び酢酸塩の最終接触角が、ＨＣｌを用いると約６０°に、ＨＣｌを用いないと約８０°に減少したことを示す。カルボキシレート溶液（ギ酸塩及び酢酸塩）のｐＨを低下させると、濡れ性変化強度がグリシンと同様になり、これも接触角の６０°への減少をもたらした。
自発的及び強制吸水実験。接触角実験は、濡れ性変化を示した；しかしながら、観察された濡れ性変化を検証するために、コアスケールで添加剤のさらなる試験を実行した。上記のように、第１の一連の実験では、表１８に示す４つのコアについて、ＲＢ、５重量％グリシン、５重量％酢酸塩及びＨＣｌを含まない５重量％ギ酸塩を使用した。第２の一連の実験では、表１９に示す６つのコアについて、ＲＢ、ＲＢ＋ＨＣｌ、２．５重量％グリシン、５重量％ギ酸塩＋ＨＣｌ及び５重量％酢酸塩＋ＨＣｌを使用した。これらの濃度は、グリシン及びギ酸塩に対して最も良好に機能したために選定された。酢酸塩の事例では、この濃度が残りの化学物質と同様に頁岩プレート上の接触角を減少させたので、５重量％も選択した。
Ｏｉｌ１と４つの溶液との間のＩＦＴも測定し、油回収が濡れ性変化によって改善され、ＩＦＴ減少ではないことを検証するために表２１に示した。カルボキシレート溶液／Ｏｉｌ１のＩＦＴがＲＢ溶液及びグリシン溶液の両方のＩＦＴよりもわずかに低かったとしても、この小さな差は、毛細管圧を有意に変化させるとは予想されない。
岩石特性に加えて、油回収の計算に使用される単位を考慮することが重要である。したがって、図４０Ａ、図４１Ａ、図４２Ａ及び図４３Ａは、原始埋蔵量（ＯＯＩＰ）の単位での油回収を示し、図４０Ｂ、図４１Ｂ、図４２Ｂ及び図４３Ｂは、細孔容積（ＰＶ）に関する油回収を示す。
図４０Ａ及び図４０Ｂは、自発的吸収実験からの油回収率を示す。コア特性間の差に起因して、より良好な比較のために、油回収グラフをレベレット係数、√（ｋ／φ）で補正した。プラトーに達した時点で各実験を終了した。グリシンは、他の事例よりも優れており、自発的吸収において０．３２の回収率に達した。酢酸塩及びギ酸塩の油回収率は、それぞれ０．２０及び０．２３であり、これは０．２２のＲＢ回収に非常に近い（図４０Ａ）。
強制吸収実験は、自発的吸収の直後に行った。図４１Ａ及び図４１Ｂは、注入の細孔容積に関する強制吸収実験中の油回収を示す。最終的な油回収は、事例間で同様であるが、現場規模では、通常の注入は約１ＰＶであり、グリシンは１以下で注入されたＰＶで残りの化学物質を明らかにアウトパフォームしていることに留意することが重要である。表２２は、第１の一連のコアについての水のアモットインデックス、並びに実験開始時、自発的吸収後及び強制吸収後の水飽和を示す（表１８参照）。グリシンの水に対するアモットインデックスは、ＲＢ、ギ酸塩及び酢酸塩のものよりも有意に高く、これはグリシンの事例がより水湿潤になることを示した。これらの結果は、前のセクションで提示した接触角の結果と一致する。
図４２Ａ及び図４２Ｂは、第２の一連の実験の自発的吸収からの油回収を示す。接触角実験から予想されるように、ギ酸塩による濡れ性変化は、ｐＨの低下によって増強された。ＨＣｌを含むギ酸塩溶液は、２．５重量％グリシンに匹敵し、これはＲＢ又はＲＢ＋ＨＣｌよりも２倍以上多く回収した。この観察により、溶液のｐＨ効果と負に帯電したカルボキシル基との相乗効果が再確認された。しかしながら、この相乗効果は、酢酸塩の事例の２回の重複実験では観察されなかった。５重量％酢酸塩＋ＨＣｌの第１の試行は、ＲＢと同程度の量の油をもたらし、第２の試行は、わずかに少ない量の油回収をもたらした。第２の試行のコア＃６からのより低い油回収は、より長い熟成時間に起因する可能性があり、より強い油湿潤状態をもたらした。これらの２つの実験に基づいて、酢酸塩は、増進油回収技術として有利に使用され得ないと結論付けることができる。
図４３Ａ及び図４３Ｂは、第２の一連の実験の強制吸収からの油回収を示す。５重量％の酢酸塩の第１の試行に使用されたコアは、自発的吸収試験においてプラトーに達する前に廃棄されたため、強制吸収実験を継続することはできなかった。したがって、図４３Ａ及び図４３Ｂは、酢酸塩の第２の試行のみの結果を示す。表２３は、第２の一連のコアについての水のアモットインデックス、並びに実験開始時、自発的吸収後及び強制吸収後の水飽和を示す（表１９参照）。２．５重量％グリシンの事例は、アモットインデックスの最大値を有し、５重量％ギ酸塩＋ＨＣｌの事例よりわずかに大きい。「ＲＢ＋ＨＣｌ」と「５％ギ酸塩＋ＨＣｌ」との比較は、濡れ性変化におけるカルボキシル基の重要性を実証している（言い換えれば、方解石溶解単独では効果がなかった）。さらに、「５重量％ギ酸塩」と「５重量％ギ酸塩＋ＨＣｌ」との比較は、ＨＣｌの添加の重要性を示している（すなわち、カルボキシレートアニオンのみの存在は有効ではなかった）。カルボキシル基は、上記で説明したように、還元された溶液ｐＨによる方解石溶解後に岩石表面と相互作用したと仮定された；しかしながら、ＨＣｌの添加は、酢酸塩の事例を増強しなかった。さらなる調査は、例えば、最初から、分子動力学及び表面錯化モデリングなど、異なるスケールで岩石表面上のイオンの結合の詳細を理解するのに有用であり得る。
それにもかかわらず、結果は、グリシンが、ｐＨの制御あり／なしでギ酸塩及び酢酸塩よりも有効であったことを示している。これは、カルボキシル基の存在下でのグリシンと酢酸塩との構造的差異であるグリシンのアミノ基に起因すると考えるのが合理的である。すなわち、負に帯電したカルボキシレート側以外では、グリシンの電子供与性アミノ基は、濡れ性変化による油回収改善において重要な役割を果たす。グリシンのこの電子供与基は、グリシンをキレート配位子、又はより具体的には、溶液中のカルシウムカチオン及び／若しくは分子中に２つの官能基を有する方解石表面と相互作用することができる二座配位子にする。キレート配位子は、１つの官能基とのみ相互作用することができる類似の単座配位子よりも金属イオンに対して高い親和性を有する。方解石に結合することを可能にするグリシンのキレート特性は、２つの機構によるものである。図４４Ａ及び図４４Ｂは、カルシウムカチオンがグリシンに結合する２つの方法を提示する。グリシンは、ブライン中のカルシウム及びマグネシウムカチオンに結合し、次に岩石表面は、これらの隔離されたカチオンを補償して平衡を回復しようとすると仮定された。このプロセスは、カチオンが放出されると方解石表面から油分子が放出されるため、より水湿潤状態への濡れ性を高める方解石溶解を引き起こす。この仮説は、低塩分濃度ブラインよりも良好に油回収を増進することができる、エチレンジアミン四酢酸（ＥＤＴＡ）、ヒドロキシエチルエチレンジアミン三酢酸（ＨＥＤＴＡ）及びジエチレントリアミン五酢酸ＤＴＰＡなどのキレート剤について最初に示された。さらに、グリシンは、同様の方式で、カルボキシル基を介して方解石表面とのみ相互作用することができる油由来のナフテン酸よりもエントロピー的に方解石表面に付着するのが有利であると仮定された。この機構を図４５に示す。カルボキシレートイオンと比較してキレート効果によるグリシンに対する方解石表面のこのより高い親和性は、グリシンが濡れ性をより有意に変える理由のうちの１つであり得る。
要約すると、この実施例の結果は、方解石溶解と方解石表面へのカルボキシル基の引力との間の可能性のある相乗効果により、わずかに低下したｐＨ下での濡れ性変化におけるギ酸塩の有効性を示す。結果はまた、グリシンによる濡れ性変化に対するアミノ基の値を示し、これはｐＨ調整あり／なしの酢酸塩よりも有効であり得る。これは、グリシンをキレート配位子にするカルボキシル基と共にアミノ基が存在することに起因し得る。
結論。この実施例の目的は、炭酸塩岩の濡れ性調整剤としてのギ酸塩アニオン及び酢酸塩アニオンを調査して、グリシンのアミノ基の有用性を明確にすることを含んでいた。これは、これらの３つの化学物質の接触角及び吸収実験結果を比較することによって達成された。主な結論は、以下の通りである：
油熟成方解石表面及びイーグルフォード頁岩プレートによる接触角実験は、酢酸塩に対するグリシンの有意な優位性及びギ酸塩に対するわずかな優位性を示した。これは、テキサスクリーム石灰石コアによるその後のアモット試験によっても再確認され、グリシンのアミノ基の重要性が明らかになった。
濡れ性を変えるアミノ基の重要な役割は、ギ酸塩及び酢酸塩ではなくグリシンで生じるキレート効果に起因すると仮定された。カルボキシル基に加えて、アミノ基は、キレート効果が生じるための結合官能基（電子供与基）として作用する。これにより、グリシンが二座配位子となり、エントロピー的に、カルシウムカチオンに結合し、さらなる方解石溶解を誘発し、かつ／又はアミノ基及びカルボキシル基の両方を有する方解石表面に直接結合するのがより有利である。グリシンのこの特性は、カルボキシル基を介してのみ相互作用することができる酢酸塩又はギ酸塩のものよりも大きな濡れ性変化をもたらす。
酢酸塩及びギ酸塩は、溶液のｐＨがグリシンと同じレベルに低下したときに、頁岩プレート上の油滴の接触角を減少させるのにより効果的になった。ｐＨが低下したＲＢは、方解石表面上での油滴の接触角を減少させるのに有効ではなかった。これは、カルボキシル基と溶液ｐＨとの間の相乗効果の重要性を示している。酢酸塩と比較して、ギ酸塩は、濡れ性を変えるその能力がより良好であった。
吸水試験は、方解石溶解と、グリシン（キレート効果を介する）及びギ酸塩（カルボキシル基を介する）による岩石表面への引力との相乗効果の成功を示した。グリシン及びギ酸塩＋ＨＣｌ溶液のアモットインデックスは、残りの事例よりも顕著に高かった。酢酸塩の事例が、吸収試験におけるＨＣｌの添加によって増強されなかった理由は明らかではなく、さらなる調査が必要であることを示唆している。
上記の点は、油湿潤炭酸塩岩の濡れ性変化のために、したがって水吸収を改善するその能力により油回収を増進させるために、ｐＨを低下させたギ酸塩の使用を導入することを可能にする。
命名法
実施例４の図のキャプション。図３０．異なる形態のグリシンの分子構造。
図３１．この実施例で使用した化学物質の分子構造：（ａ）ギ酸アニオン、（ｂ）酢酸アニオン及び（ｃ）グリシン。
図３２．この実施例で使用した接触角装置。
図３３．この実施例で使用したアモットセル。油熟成したコアをアモットセルに入れ、次いで、試験する溶液をアモットセルにゆっくり注ぐ。全ての構成要素は、流体膨張を回避するために実験のセットアップ中に貯留層温度（３４７Ｋ）にあった。生産された油は、上部に蓄積され、その体積は、アモットセルで利用可能な格子から測定することができる。
図３４．強制吸収に使用される実験装置の図。
図３５．方解石によるＲＢ接触角実験の結果。
図３６Ａ、図３６Ｂ、図３６Ｃ、図３６Ｄ．方解石によるグリシン接触角実験の結果：（図３６Ａ）０．５重量％グリシン溶液、（図３６Ｂ）１重量％グリシン溶液、（図３６Ｃ）２．５重量％グリシン溶液及び（図３６Ｄ）５重量％グリシン溶液。
図３７Ａ、図３７Ｂ、図３７Ｃ、図３７Ｄ．方解石による酢酸塩接触角実験の結果：（図３７Ａ）０．５重量％酢酸塩溶液、（図３７Ｂ）１重量％酢酸塩溶液、（図３７Ｃ）２．５重量％酢酸塩溶液及び（図３７Ｄ）５重量％酢酸塩溶液。
図３８Ａ、図３８Ｂ、図３８Ｃ、図３８Ｄ．方解石によるギ酸塩接触角実験の結果：（図３８Ａ）０．５重量％ギ酸塩溶液、（図３８Ｂ）１重量％ギ酸塩溶液、（図３８Ｃ）２．５重量％ギ酸塩溶液及び（図３８Ｄ）５重量％ギ酸塩溶液。
図３９．イーグルフォード頁岩プレートによる接触角実験の結果。
図４０Ａ及び図４０Ｂ．テキサスクリーム石灰石コアによる第１の一連の自発的吸収実験の結果：（図４０Ａ）ＯＯＩＰに関する油回収、（図４０Ｂ）細孔容積（ＰＶ）に関する油回収。
図４１Ａ及び図４１Ｂ．テキサスクリーム石灰石コアによる第１の一連の強制吸収実験の結果：（図４１Ａ）ＯＯＩＰに関する油回収、（図４１Ｂ）ＰＶに関する油回収。
図４２Ａ及び図４２Ｂ．テキサスクリーム石灰石コアによる第２の一連の自発的吸収実験の結果：（図４２Ａ）ＯＯＩＰに関する油回収、（図４２Ｂ）ＰＶに関する油回収。
図４３Ａ及び図４３Ｂ．テキサスクリーム石灰石コアによる第２の一連の強制吸収実験の結果：（図４３Ａ）ＯＯＩＰに関する油回収、（図４３Ｂ）ＰＶに関する油回収。
図４４Ａ及び図４４Ｂ．グリシンへのカルシウム結合の２つの可能な機構：（図４４Ａ）カルボキシル基へのカルシウム結合、（図４４Ｂ）カルボキシル基及びアミノ基へのカルシウム結合。カルシウムは黄色であり、カーボンは灰色であり、窒素は青色であり、水素は白色であり、酸素は赤色である。Ｔａｎｇ ｅｔ ａｌ．から取得した概略図
図４５．キレート効果によるカルボキシレートアニオン（右）に対するグリシン（左）の優位性におけるアミノ基の役割の説明。グリシンは、アミノ基及びカルボキシル基の両方を介して方解石表面に引き付けられ、これにより、カルボキシル基を介してのみ相互作用するギ酸塩又は酢酸塩などのカルボキシレートアニオンと比較してエントロピー的により有利になる。この引力は、方解石溶解のために油分子が表面から放出される場合に必要である。
実施例５：ギ酸塩溶液の実験的に決定された特性
脱イオン水及び異なるブライン中のギ酸塩の溶液を調製した。表２４に要約されるように、溶液中のギ酸塩の溶解度を測定した。
脱イオン水及び異なるブライン中のギ酸塩の溶液を調製した。表２４に要約されるように、溶液中のギ酸塩の溶解度を測定した。
３つの塩分濃度（０、１５０００及び４９０００ｐｐｍのＮａＣｌ）、３つの温度（２５、５０及び７５℃）並びに５つの濃度（０、１０、２０、２５及び３０重量％）のギ酸塩溶液の粘度を測定し、結果を表２５～２８、図４６、図４７、図４８及び図４９に要約した。表２９に要約されるように、いくつかのギ酸塩及びＨＰＡＭ（加水分解アクリル酸ポリマー）溶液の粘度も測定した。
界面張力測定をギ酸塩溶液と油との間で行い、結果を表３０に要約した。
表３１及び３２に要約されるように、ｉｎ－ｓｉｔｕ粘度及び吸着測定値を得た。インディアナ石灰石を含む２０重量％ギ酸塩溶液のｉｎ－ｓｉｔｕ粘度測定値を室温で得た。ｉｎ－ｓｉｔｕ粘度は、ニュートン流体挙動を示す。平均ｉｎ－ｓｉｔｕ粘度は４ｃｐであり、平均バルク粘度は３．３ｃｐである。
３つのインディアナ石灰石コアについてコアフラッディング実験を実行した。表３３及び表３４並びに図５１に要約されている第１の事例は、ブラインによるフラッディングのためのものであり、最終的な油回収は、５３．３％であり、ブレークスルー時間は、０．２９８ＨＣＰＶ（炭化水素細孔容積）であった。
表３５及び表３６並びに図５２に要約されている第２の事例は、２０重量％ギ酸塩によるフラッディングのためのものであり、最終的な油回収は、５３．２％であり、ブレークスルー時間は、０．４２５ＨＣＰＶであった。
表３７及び表３８並びに図５３に要約されている第３の事例は、３０重量％ギ酸塩によるフラッディングのためのものであり、最終的な油回収は、５２．６％であり、ブレークスルー時間は、０．４８９ＨＣＰＶであった。
実施例５の図のキャプション。図４６．ＤＩ水中のギ酸塩溶液の粘度。
図４７．１５０００ｐｐｍのＮａＣｌ中のギ酸塩溶液の粘度。
図４８．４９０００ｐｐｍのＮａＣｌ中のギ酸塩溶液の粘度。
図４９．１０２６４６ｐｐｍのブライン（９７８９７ｐｐｍのＮａＣｌ及び４７４９ｐｐｍのＣａＣｌ２）中のギ酸塩溶液の粘度。
図５０．室温での２０重量％ギ酸塩溶液のｉｎ－ｓｉｔｕ及びバルク粘度。
図５１．コアフラッディング＃１の結果（ブラインの事例）。
図５２．コアフラッディング＃２の結果（２０重量％ギ酸塩の事例）。
図５３．コアフラッディング＃３の結果（３０重量％ギ酸塩の事例）。
参考文献
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Ｋｉｍ，Ｍ．，Ｋｉｍ，Ｃ．，Ｌｅｅ，Ｈ．ａｎｄ Ｋｉｍ，Ｋ．，１９９６．Ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｄｅｐｅｎｄｅｎｃｅ ｏｆ ｄｉｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ｃｏｎｓｔａｎｔｓ ｆｏｒ ｆｏｒｍｉｃ ａｃｉｄ ａｎｄ ２，６－ｄｉｎｉｔｒｏｐｈｅｎｏｌ ｉｎ ａｑｕｅｏｕｓ ｓｏｌｕｔｉｏｎｓ ｕｐ ｔｏ １７５°Ｃ．Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ ｔｈｅ Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｓｏｃｉｅｔｙ，Ｆａｒａｄａｙ Ｔｒａｎｓａｃｔｉｏｎｓ，９２（２４），ｐｐ．４９５１－４９５６．ＤＯＩ：１０．１０３９／ＦＴ９９６９２０４９５１
Ｒ．Ａ．Ｌａｒａ Ｏｒｏｚｃｏ，Ｇ．Ａ．Ａｂｅｙｋｏｏｎ，Ｍ．Ｗａｎｇ，Ｆ．Ｊ．Ａｒｇｕｅｅｌｌｅｓ－Ｖｉｖａｓ，Ｒ．Ｏｋｕｎｏ，Ｌ．Ｗ．Ｌａｋｅ，Ｓ．Ｃ．Ａｙｉｒａｌａ，Ａ．Ｍ．ＡｌＳｏｆｉ，Ａｍｉｎｏ ａｃｉｄ ａｓ ａ ｎｏｖｅｌ ｗｅｔｔａｂｉｌｉｔｙ ｍｏｄｉｆｉｅｒ ｆｏｒ ｅｎｈａｎｃｅｄ ｗａｔｅｒｆｌｏｏｄｉｎｇ ｉｎ ｃａｒｂｏｎａｔｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ，ＳＰＥ Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ Ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ ａｎｄ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ．２３（２０２０）７４１－７５７．ＤＯＩ：１０．２１１８／１９５９０７－ＰＡ
Ｍ．Ｃ．Ｌｅｖｅｒｅｔｔ，Ｃａｐｉｌｌａｒｙ Ｂｅｈａｖｉｏｒ ｉｎ Ｐｏｒｏｕｓ Ｓｏｌｉｄｓ，Ｔｒａｎｓ．Ｓｏｃ．Ｐｅｔ．Ｅｎｇ．，１４２（１９４１）１５２－１６９．ＤＯＩ：１０．２１１８／９４１１５２－Ｇ
Ｌｉ，Ｇ．－Ｚ．，Ｘｕ，Ｊ．，Ｍｕ，Ｊ．－Ｈ．，Ｚｈａｉ，Ｌ．－Ｍ．，Ｓｈｕｉ，Ｌ．－Ｌ．，Ｃｈｅｎ，Ｗ．－Ｊ．，Ｊｉａｎｇ，Ｊ．－Ｌ．，Ｃｈｅｎ，Ｆ．，Ｇｕｏ，Ｄ．－Ｆ．，ａｎｄ Ｌｉｎ，Ｗ．－Ｍ．２００５．「Ｄｅｓｉｇｎ ａｎｄ Ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ ｏｆ ａｎ Ａｌｋａｌｉｎｅ－Ｓｕｒｆａｃｔａｎｔ－Ｐｏｌｙｍｅｒ Ｆｌｏｏｄｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍｓ ｉｎ Ｆｉｌｅｄ Ｐｉｌｏｔ Ｔｅｓｔ，」Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｄｉｓｐｅｒｓｉｏｎ Ｓｃｉｅｎｃｅ ａｎｄ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，Ｖｏｌ ２６（６），７０９－７１７．ＤＯＩ：１０．１０８１／ＤＩＳ－２０００６３０２１．
Ｌｉ，Ｊ．，Ｋｕａｎｇ，Ｙ．，Ｍｅｎｇ，Ｙ．，Ｔｉａｎ，Ｘ．，Ｈｕｎｇ，Ｗ．，Ｚｈａｎｇ，Ｘ．，Ｌｉ，Ａ．，Ｘｕ，Ｍ．，Ｚｈｏｕ，Ｗ．，Ｋｕ，Ｃ．，Ｃｈｉａｎｇ，Ｃ．，Ｚｈｕ，Ｇ．，Ｇｕｏ，Ｊ．，Ｓｕｎ，Ｘ．ａｎｄ Ｄａｉ，Ｈ．，２０２０．Ｅｌｅｃｔｒｏｒｅｄｕｃｔｉｏｎ ｏｆ ＣＯ２ ｔｏ Ｆｏｒｍａｔｅ ｏｎ ａ Ｃｏｐｐｅｒ－Ｂａｓｅｄ Ｅｌｅｃｔｒｏｃａｔａｌｙｓｔ ａｔ Ｈｉｇｈ Ｐｒｅｓｓｕｒｅｓ ｗｉｔｈ Ｈｉｇｈ Ｅｎｅｒｇｙ Ｃｏｎｖｅｒｓｉｏｎ Ｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙ．Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ ｔｈｅ Ａｍｅｒｉｃａｎ Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｓｏｃｉｅｔｙ，１４２（１６），ｐｐ．７２７６－７２８２．ＤＯＩ：１０．１０２１／ｊａｃｓ．０ｃ００１２２
Ｋ．Ｌｉ，Ｋ．Ｃｈｏｗ，ＲＮ．Ｈｏｒｎｅ，Ｉｎｆｌｕｅｎｃｅ ｏｆ ｉｎｉｔｉａｌ ｗａｔｅｒ ｓａｔｕｒａｔｉｏｎ ｏｎ ｒｅｃｏｖｅｒｙ ｂｙ ｓｐｏｎｔａｎｅｏｕｓ ｉｍｂｉｂｉｔｉｏｎ ｉｎ ｇａｓ／ｗａｔｅｒ／ｒｏｃｋ ｓｙｓｔｅｍｓ ａｎｄ ｔｈｅ ｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎ ｏｆ ｒｅｌａｔｉｖｅ ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ，ＳＰＥ Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ Ｅｖａｌ Ｅｎｇ，９（２００６）２９５－３０１．ＤＯＩ：１０．２１１８／９９３２９－ＰＡ
Ｌｉ，Ｍ．，Ｉｄｒｏｓ，Ｍ．Ｎ．，Ｗｕ，Ｙ．，Ｇａｒｇ，Ｓ．，Ｇａｏ，Ｓ．，Ｌｉｎ，Ｒ．，Ｒａｂｉｅｅ，Ｈ．，Ｌｉ，Ｚ．，Ｇｅ，Ｌ．，Ｒｕｆｆｏｒｄ，Ｔ．Ｅ．，Ｚｈｕ，Ｚ．，Ｌｉ，Ｌ．，＆Ｗａｎｇ，Ｇ．２０２１．Ｕｎｖｅｉｌｉｎｇ ｔｈｅ ｅｆｆｅｃｔｓ ｏｆ ｄｉｍｅｎｓｉｏｎａｌｉｔｙ ｏｆ ｔｉｎ ｏｘｉｄｅ－ｄｅｒｉｖｅｄ ｃａｔａｌｙｓｔｓ ｏｎ ＣＯ２ ｒｅｄｕｃｔｉｏｎ ｂｙ ｕｓｉｎｇ ｇａｓ－ｄｉｆｆｕｓｉｏｎ ｅｌｅｃｔｒｏｄｅｓ．Ｒｅａｃｔｉｏｎ Ｃｈｅｍｉｓｔｒｙ＆Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，６（２），３４５－３５２．ＤＯＩ：１０．１０３９／ｄ０ｒｅ００３９６ｄ
Ｌｉｕ，Ｚ．，Ｚｈａｎｇ，Ｌ．，Ｃａｏ，Ｘ．，Ｓｏｎｇ，Ｘ．，Ｊｉｎ，Ｚ．，Ｚｈａｎｇ，Ｌ．，ａｎｄ Ｚｈａｏ，Ｓ．２０１３．「Ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ Ｅｌｅｃｔｒｏｌｙｔｅ ｏｎ Ｉｎｔｅｒｆａｃｉａｌ Ｔｅｎｓｉｏｎ ｏｆ Ａｌｋｙｌ Ｅｔｈｅｒ Ｃａｒｂｏｘｙｌａｔｅ Ｓｏｌｕｔｉｏｎｓ，」Ｅｎｅｒｇｙ ａｎｄ Ｆｕｅｌｓ．Ｖｏｌ．２７（６），３１２２－３１２９．ＤＯＩ：１０．１０２１／ｅｆ４００４５８ｑ．
Ｍａ，Ｘｉｅ，Ｚｈａｎｇ，Ｓｕｎ，Ｋａｎｇ，Ｊｉａｎｇ，Ｚｈａｎｇ，Ｗｕ，ａｎｄ Ｗａｎｇ，２０１９，「Ｐｒｏｍｏｔｉｎｇ ｅｌｅｃｔｒｏｃａｔａｌｙｔｉｃ ＣＯ２ ｒｅｄｕｃｔｉｏｎ ｔｏ ｆｏｒｍａｔｅ ｖｉａ ｓｕｌｆｕｒ－ｂｏｏｓｔｉｎｇ ｗａｔｅｒ ａｃｔｉｖａｔｉｏｎ ｏｎ ｉｎｄｉｕｍ ｓｕｒｆａｃｅｓ．」Ｎａｔｕｒｅ Ｃｏｍｍｕｎｉｃａｔｉｏｎｓ １０，８９２．ＤＯＩ：１０．１０３８／ｓ４１４６７－０１９－０８８０５－ｘ
Ｍ．Ｍａｄａｎｉ，Ｇ．Ｚａｒｇａｒ，Ｍ．Ａ．Ｔａｋａｓｓｉ，Ａ．Ｄａｒｙａｓａｆａｒ，Ｄ．Ａ．Ｗｏｏｄ，Ｚ．Ｚｈａｎｇ，Ｆｕｎｄａｍｅｎｔａｌ Ｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｉｏｎ ｏｆ ａｎ Ｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔａｌｌｙ－Ｆｒｉｅｎｄｌｙ Ｓｕｒｆａｃｔａｎｔ Ａｇｅｎｔ ｆｏｒ Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｅｎｈａｎｃｅｄ Ｏｉｌ Ｒｅｃｏｖｅｒｙ，Ｆｕｅｌ．２３８（２０１９）１８６－１９７．ＤＯＩ：１０．１０１６／ｊ．ｆｕｅｌ．２０１８．１０．１０５
Ｍａｈａｎｉ，Ｈａｓｓａｎ，Ａｒｓｅｎｅ Ｌｅｖｙ Ｋｅｙａ，Ｓｔｅｆｆｅｎ Ｂｅｒｇ，ａｎｄ Ｒａｍｅｚ Ｎａｓｒａｌｌａ．２０１６．「Ｅｌｅｃｔｒｏｋｉｎｅｔｉｃｓ ｏｆ Ｃａｒｂｏｎａｔｅ／Ｂｒｉｎｅ Ｉｎｔｅｒｆａｃｅ ｉｎ Ｌｏｗ－Ｓａｌｉｎｉｔｙ Ｗａｔｅｒｆｌｏｏｄｉｎｇ：Ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ Ｂｒｉｎｅ Ｓａｌｉｎｉｔｙ，Ｃｏｍｐｏｓｉｔｉｏｎ，Ｒｏｃｋ Ｔｙｐｅ，ａｎｄ ｐＨ ｏｎ ｚｅｔａ－Ｐｏｔｅｎｔｉａｌ ａｎｄ ａ Ｓｕｒｆａｃｅ－Ｃｏｍｐｌｅｘａｔｉｏｎ Ｍｏｄｅｌ．」ＳＰＥ Ｊｏｕｒｎａｌ ２２（０１）：０５３－０６８．ＤＯＩ：１０．２１１８／１８１７４５－ｐａ
Ｍ．Ａ．Ｍａｈｍｏｕｄ，Ｋ．Ｚ．Ａｂｄｅｌｇａｗａｄ，Ｃｈｅｌａｔｉｎｇ－Ａｇｅｎｔ Ｅｎｈａｎｃｅｄ Ｏｉｌ Ｒｅｃｏｖｅｒｙ ｆｏｒ Ｓａｎｄｓｔｏｎｅ ａｎｄ Ｃａｒｂｏｎａｔｅ Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ，ＳＰＥ Ｊ．２０（２０１５）４８３－４９５．ＤＯＩ：１０．２１１８／１７２１８３－ＰＡ
Ｍａｓｏｎ，Ｇ．ａｎｄ Ｍｏｒｒｏｗ，Ｎ．Ｒ．２０１３．Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｓ ｉｎ Ｓｐｏｎｔａｎｅｏｕｓ Ｉｍｂｉｂｉｔｉｏｎ ａｎｄ Ｐｏｓｓｉｂｉｌｉｔｉｅｓ ｆｏｒ Ｆｕｔｕｒｅ Ｗｏｒｋ．Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｓｃｉｅｎｃｅ ａｎｄ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ １１０：２６８－２９３．ＤＯＩ：１０．１０１６／ｊ．ｐｅｔｒｏｌ．２０１３．０８．０１８
Ｍｅｎｇ，Ｑ．，Ｌｉｕ，Ｈ．ａｎｄ Ｗａｎｇ，Ｊ．２０１７．Ａ Ｃｒｉｔｉｃａｌ Ｒｅｖｉｅｗ ｏｎ Ｆｕｎｄａｍｅｎｔａｌ Ｍｅｃｈａｎｉｓｍｓ ｏｆ Ｓｐｏｎｔａｎｅｏｕｓ Ｉｍｂｉｂｉｔｉｏｎ ａｎｄ ｔｈｅ Ｉｍｐａｃｔ ｏｆ Ｂｏｕｎｄａｒｙ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎ，Ｆｌｕｉｄ Ｖｉｓｃｏｓｉｔｙ ａｎｄ Ｗｅｔｔａｂｉｌｉｔｙ．Ａｄｖａｎｃｅｓ ｉｎ Ｇｅｏ－ｅｎｅｒｇｙ Ｒｅｓｅａｒｃｈ １（１）：１－１７．
Ｍｏｒｒｏｗ，Ｎ．Ｒ．ａｎｄ Ｍａｓｏｎ，Ｇ．２００１．Ｒｅｃｏｖｅｒｙ ｏｆ Ｏｉｌ ｂｙ Ｓｐｏｎｔａｎｅｏｕｓ Ｉｍｂｉｂｉｔｉｏｎ．Ｃｕｒｒｅｎｔ Ｏｐｉｎｉｏｎ ｉｎ Ｃｏｌｌｏｉｄ＆Ｉｎｔｅｒｆａｃｅ Ｓｃｉｅｎｃｅ ６（４）：３２１－３３７．ＤＯＩ：１０．１０１６／Ｓ１３５９－０２９４（０１）００１００－５
Ｍｙｉｎｔ，Ｐｈｉｌｉｐ Ｃ．，ａｎｄ Ａｂｂａｓ Ｆｉｒｏｏｚａｂａｄｉ．２０１５．「Ｔｈｉｎ Ｌｉｑｕｉｄ Ｆｉｌｍｓ ｉｎ Ｉｍｐｒｏｖｅｄ Ｏｉｌ Ｒｅｃｏｖｅｒｙ ｆｒｏｍ Ｌｏｗ－Ｓａｌｉｎｉｔｙ Ｂｒｉｎｅ．」Ｃｕｒｒｅｎｔ Ｏｐｉｎｉｏｎ ｉｎ Ｃｏｌｌｏｉｄ ａｎｄ Ｉｎｔｅｒｆａｃｅ Ｓｃｉｅｎｃｅ ２０（２）：１０５－１４．ＤＯＩ：１０．１０１６／ｊ．ｃｏｃｉｓ．２０１５．０３．００２
Ｎｅｗｅｌｌ，Ｄ．Ｌ．，Ｃａｒｅｙ，Ｊ．Ｗ．，Ｂａｃｋｈａｕｓ，Ｓ．Ｎ．，ａｎｄ Ｌｉｃｈｔｎｅｒ，Ｐ．２０１８．Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌ ｓｔｕｄｙ ｏｆ ｇｒａｖｉｔａｔｉｏｎａｌ ｍｉｘｉｎｇ ｏｆ Ｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌ ＣＯ２．Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｇｒｅｅｎｈｏｕｓｅ Ｇａｓ Ｃｏｎｔｒｏｌ，７１，６２－７３．ＤＯＩ：１０．１０１６／ｊ．ｉｊｇｇｃ．２０１８．０２．０１３
Ｏｆｅｉ Ｔ．Ｎ．，Ａｌ Ｂｅｎｄａｒｙ Ｒ．Ｍ．，Ｈａｂｔｅ Ａ．Ｄ．２０１７．Ｒｈｅｏｌｏｇｉｃａｌ Ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ ｏｆ Ｐｏｔａｓｓｉｕｍ Ｆｏｒｍａｔｅ Ｗａｔｅｒ－Ｂａｓｅｄ Ｍｕｄｓ ｆｏｒ Ｈｉｇｈ－Ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ Ｗｅｌｌｓ．Ｉｎ：Ａｗａｎｇ Ｍ．，Ｎｅｇａｓｈ Ｂ．，Ｍｄ Ａｋｈｉｒ Ｎ．，Ｌｕｂｉｓ Ｌ．，Ｍｄ．Ｒａｆｅｋ Ａ．（ｅｄｓ）ＩＣＩＰＥＧ ２０１６．Ｓｐｒｉｎｇｅｒ，Ｓｉｎｇａｐｏｒｅ．ＤＯＩ：１０．１００７／９７８－９８１－１０－３６５０－７＿６３
Ｐ．Ｋａｔｈｅｌ，Ｋ．Ｋ．Ｍｏｈａｎｔｙ，Ｗｅｔｔａｂｉｌｉｔｙ Ａｌｔｅｒａｔｉｏｎ ｉｎ ａ Ｔｉｇｈｔ Ｏｉｌ Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ，Ｅｎｅｒｇｙ Ｆｕｅｌｓ ２７（２０１３）６４６０－６４６８．ＤＯＩ：１０．１０２１／ｅｆ４０１２７５２
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Ｐｈｉｌｉｐｓ，Ｍ．，Ｇｒｕｔｅｒ，Ｇ．，Ｋｏｐｅｒ，Ｍ．ａｎｄ Ｓｃｈｏｕｔｅｎ，Ｋ．，２０２０．Ｏｐｔｉｍｉｚｉｎｇ ｔｈｅ Ｅｌｅｃｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌ Ｒｅｄｕｃｔｉｏｎ ｏｆ ＣＯ２ ｔｏ Ｆｏｒｍａｔｅ：Ａ Ｓｔａｔｅ－ｏｆ－ｔｈｅ－Ａｒｔ Ａｎａｌｙｓｉｓ．ＡＣＳ Ｓｕｓｔａｉｎａｂｌｅ Ｃｈｅｍｉｓｔｒｙ＆Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，８（４１），ｐｐ．１５４３０－１５４４４．ＤＯＩ：１０．１０２１／ａｃｓｓｕｓｃｈｅｍｅｎｇ．０ｃ０５２１５
Ｐｌｕｍｍｅｒ，Ｌ Ｎ，Ｔ Ｍ Ｌ Ｗｉｇｌｅｙ，ａｎｄ Ｄ Ｌ Ｐａｒｋｈｕｒｓｔ．１９７８．「Ｔｈｅ Ｋｉｎｅｔｉｃｓ ｏｆ Ｃａｌｃｉｔｅ Ｄｉｓｓｏｌｕｔｉｏｎ ｉｎ ＣＯ２－Ｗａｔｅｒ Ｓｙｓｔｅｍｓ ａｔ ５ Ｄｅｇｒｅｅｓ ｔｏ ６０ Ｄｅｇｒｅｅｓ Ｃ ａｎｄ ０．０ ｔｏ １．０ Ａｔｍ ＣＯ２．」Ａｍｅｒｉｃａｎ Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ２７８（２）：１７９－２１６．
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Ｓｈａｗ．，Ｊ．Ｅ．１９８４．「Ｃａｒｂｏｘｙｌａｔｅ Ｓｕｒｆａｃｔａｎｔｓ Ｓｙｓｔｅｍｓ Ｅｘｈｉｂｉｔｉｎｇ Ｐｈａｓｅ Ｂｅｈａｖｉｏｒ Ｓｕｉｔａｂｌｅ ｆｏｒ Ｅｎｈａｎｃｅｄ Ｏｉｌ Ｒｅｃｏｖｅｒｙ，」Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ａｍｅｒｉｃａｎ Ｏｉｌ Ｃｈｅｍｉｓｔｓ’ Ｓｏｃｉｅｔｙ．Ｖｏｌ ６１，１３９５－１３９９．ＤＯＩ：１０．１００７／ＢＦ０２５４２２５０．
Ｓｈａｒｍａ，Ｈ．，Ｐａｎｔｈｉ，Ｋ．，Ｇｈｏｓｈ，Ｐ．，Ｗｅｅｒａｓｏｏｒｉｙａ，Ｕ．，ａｎｄ Ｍｏｈａｎｔｙ，Ｋ．２０１８．「Ｎｏｖｅｌ Ｓｕｒｆａｃｔａｎｔｓ ｗｉｔｈｏｕｔ Ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ Ｃｈａｉｎｓ ｆｏｒ Ｃｈｅｍｉｃａｌ ＥＯＲ，」Ｐａｐｅｒ Ｐｒｅｓｅｎｔｅｄ ａｔ ＳＰＥ Ｉｍｐｒｏｖｅｄ Ｏｉｌ Ｒｅｃｏｖｅｒｙ Ｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅ，１４－１８ Ａｐｒｉｌ．ＳＰＥ－１９０２３２－ＭＳ．ＤＯＩ：１０．２１１８／１９０２３２－ＭＳ
Ｓｈｅｎｇ，Ｋ．，Ｏｋｕｎｏ，Ｒ．，Ｉｍｒａｎ，Ｍ．，Ｎａｋｕｔｎｙｙ，Ｐ．＆Ｎａｋａｇａｗａ，Ｋ．２０２１．Ａｎ Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌ Ｓｔｕｄｙ ｏｆ Ｓｔｅａｍ－ｓｏｌｖｅｎｔ Ｃｏｉｎｊｅｃｔｉｏｎ ｆｏｒ Ｂｉｔｕｍｅｎ Ｒｅｃｏｖｅｒｙ Ｕｓｉｎｇ ａ Ｌａｒｇｅ－ｓｃａｌｅ Ｐｈｙｓｉｃａｌ Ｍｏｄｅｌ．Ｉｎ ＩＯＲ ２０２１（Ｖｏｌ．２０２１，Ｎｏ．１，ｐｐ．１－３７）．Ｅｕｒｏｐｅａｎ Ａｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ ｏｆ Ｇｅｏｓｃｉｅｎｔｉｓｔｓ＆Ｅｎｇｉｎｅｅｒｓ．ｗｗｗ．ｅａｒｔｈｄｏｃ．ｏｒｇ／ｃｏｎｔｅｎｔ／ｐａｐｅｒｓ／１０．３９９７／２２１４－４６０９．２０２１３３１５２
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Ｓｏｍｏｚａ－Ｔｏｒｎｏｓ，Ａ．，Ｇｕｅｒｒａ，Ｏ．Ｊ．，Ｃｒｏｗ，Ａ．Ｍ．，Ｓｍｉｔｈ，Ｗ．Ａ．，＆Ｈｏｄｇｅ，Ｂ．Ｍ．２０２１．Ｐｒｏｃｅｓｓ ｍｏｄｅｌｉｎｇ，ｔｅｃｈｎｏ－ｅｃｏｎｏｍｉｃ ａｓｓｅｓｓｍｅｎｔ，ａｎｄ ｌｉｆｅ ｃｙｃｌｅ ａｓｓｅｓｓｍｅｎｔ ｏｆ ｔｈｅ ｅｌｅｃｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌ ｒｅｄｕｃｔｉｏｎ ｏｆ ＣＯ２：ａ ｒｅｖｉｅｗ．Ｉｓｃｉｅｎｃｅ，２４（７）．ＤＯＩ：１０．１０１６／ｊ．ｉｓｃｉ．２０２１．１０２８１３
Ｓｔｒａｎｄ，Ｓｋｕｌｅ，Ｅｌｉ Ｊ Ｈφｇｎｅｓｅｎ，ａｎｄ Ｔｏｒ Ａｕｓｔａｄ．２００６．「Ｗｅｔｔａｂｉｌｉｔｙ Ａｌｔｅｒａｔｉｏｎ ｏｆ Ｃａｒｂｏｎａｔｅｓ－Ｅｆｆｅｃｔｓ ｏｆ Ｐｏｔｅｎｔｉａｌ Ｄｅｔｅｒｍｉｎｉｎｇ Ｉｏｎｓ ａｎｄ Ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ」２７５：１－１０．ＤＯＩ：１０．１０１６／ｊ．ｃｏｌｓｕｒｆａ．２００５．１０．０６１
Ｎ．Ｔａｎｇ，Ｌ．Ｈ．Ｓｋｉｂｓｔｅｄ，Ｃａｌｃｉｕｍ Ｂｉｎｄｉｎｇ ｔｏ Ａｍｉｎｏ Ａｃｉｄｓ ａｎｄ Ｓｍａｌｌ Ｇｌｙｃｉｎｅ Ｐｅｐｔｉｄｅｓ ｉｎ Ａｑｕｅｏｕｓ Ｓｏｌｕｔｉｏｎ：Ｔｏｗａｒｄ Ｐｅｐｔｉｄｅ Ｄｅｓｉｇｎ ｆｏｒ Ｂｅｔｔｅｒ Ｃａｌｃｉｕｍ Ｂｉｏａｖａｉｌａｂｉｌｉｔｙ，Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ａｇｒｉｃｕｌｔｕｒａｌ ａｎｄ Ｆｏｏｄ Ｃｈｅｍｉｓｔｒｙ．６４（２０１６）４３７６－４３８９．ＤＯＩ：１０．１０２１／ａｃｓ．ｊａｆｃ．６ｂ０１５３４
Ｔａｇａｖｉｆａｒ，Ｍｏｈｓｅｎ，Ｈｉｍａｎｓｈｕ Ｓｈａｒｍａ，Ｄｅｎｎｉｎｇ Ｗａｎｇ，Ｓｕｎｇ Ｈｙｕｎ Ｊａｎｇ，ａｎｄ Ｇａｒｙ Ｐｏｐｅ．２０１８．「Ａｌｋａｌｉｎｅ／Ｓｕｒｆａｃｔａｎｔ／Ｐｏｌｙｍｅｒ Ｆｌｏｏｄｉｎｇ Ｗｉｔｈ Ｓｏｄｉｕｍ Ｈｙｄｒｏｘｉｄｅ ｉｎ Ｉｎｄｉａｎａ Ｌｉｍｅｓｔｏｎｅ：Ａｎａｌｙｓｉｓ ｏｆ Ｗａｔｅｒ／Ｒｏｃｋ Ｉｎｔｅｒａｃｔｉｏｎｓ ａｎｄ Ｓｕｒｆａｃｔａｎｔ Ａｄｓｏｒｐｔｉｏｎ．」ＳＰＥ Ｊｏｕｒｎａｌ ２３（０６）：２２７９－２３０１．ＤＯＩ：１０．２１１８／１９１１４６－ｐａ
Ｄ．Ｂ．Ｔｒｉｐａｔｈｙ，Ａ．Ｍｉｓｈｒａ，Ｊ．Ｃｌａｒｋ，Ｔ．Ｆａｒｍｅｒ，Ｓｙｎｔｈｅｓｉｓ，Ｃｈｅｍｉｓｔｒｙ，Ｐｈｙｓｉｃｏｃｈｅｍｉｃａｌ Ｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓ ａｎｄ Ｉｎｄｕｓｔｒｉａｌ Ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｓ ｏｆ Ａｍｉｎｏ Ａｃｉｄ Ｓｕｒｆａｃｔａｎｔｓ：Ａ ｒｅｖｉｅｗ，Ｃｏｍｐｔｅｓ Ｒｅｎｄｕｓ Ｃｈｉｍｉｅ．２１（２０１８）１１２－１３０．ＤＯＩ：１０．１０１６／ｊ．ｃｒｃｉ．２０１７．１１．００５
Ｕｐａｄｈｙａｙ ａｎｄ Ｓｒｉｖａｓｔａｖａ．２０１６．「Ｃａｒｂｏｎ Ｓｅｑｕｅｓｔｒａｔｉｏｎ：Ｈｙｄｒｏｇｅｎａｔｉｏｎ ｏｆ ＣＯ２ ｔｏ Ｆｏｒｍｉｃ Ａｃｉｄ．」Ｐｒｅｓｅｎｔ Ｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔ ａｎｄ Ｓｕｓｔａｉｎａｂｌｅ Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ．１０，２：１３－３１．
ｖａｎ Ｐｕｔｔｅｎ，Ｗｉｓｓｉｎｋ，Ｓｗｉｎｋｅｌｓ，ａｎｄ Ｐｉｄｋｏ．２０１９．「Ｆｕｅｌｌｉｎｇ ｔｈｅ ｈｙｄｒｏｇｅｎ ｅｃｏｎｏｍｙ：Ｓｃａｌｅ－ｕｐ ｏｆ ａｎ ｉｎｔｅｇｒａｔｅｄ ｆｏｒｍｉｃ ａｃｉｄ－ｔｏ－ｐｏｗｅｒ ｓｙｓｔｅｍ．」Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｈｙｄｒｏｇｅｎ Ｅｎｅｒｇｙ ４４：２８５３３－２８５４１．
Ｗａｎｇ，Ｄ．，Ｍａｕｂｅｒｔ，Ｍ．，Ｐｏｐｅ，Ｇ．Ａ．，Ｌｉｙａｎａｇｅ，Ｐ．Ｊ．，Ｊａｎｇ，Ｓ．Ｈ．，Ｕｐａｍａｌｉ，Ｋ．Ａ．，Ｃｈａｎｇ，Ｌ．，Ｔａｇａｖｉｆａｒ，Ｍ．，Ｓｈａｒｍａ，Ｈ．，Ｒｅｎ，Ｇ．ａｎｄ Ｍａｔｅｅｎ，Ｋ．２０１８．Ｒｅｄｕｃｔｉｏｎ ｏｆ Ｓｕｒｆａｃｔａｎｔ Ｒｅｔｅｎｔｉｏｎ ｉｎ Ｌｉｍｅｓｔｏｎｅｓ Ｕｓｉｎｇ Ｓｏｄｉｕｍ Ｈｙｄｒｏｘｉｄｅ．ＳＰＥ Ｊｏｕｒｎａｌ．ＳＰＥ－１９４００９－ＰＡ．ＤＯＩ：１０．２１１８／１９４００９－ＰＡ
Ｍ．Ｗａｎｇ，Ｇ．Ａ．Ａｂｅｙｋｏｏｎ，Ｆ．Ｊ．Ａｒｇｕｅｌｌｅｓ－Ｖｉｖａｓ，Ｒ．Ｏｋｕｎｏ，２０１９．Ｋｅｔｏｎｅ Ｓｏｌｖｅｎｔ ａｓ ａ Ｗｅｔｔａｂｉｌｉｔｙ Ｍｏｄｉｆｉｅｒ ｆｏｒ Ｉｍｐｒｏｖｅｄ Ｏｉｌ Ｒｅｃｏｖｅｒｙ ｆｒｏｍ Ｏｉｌ－Ｗｅｔ Ｐｏｒｏｕｓ Ｍｅｄｉａ．Ｆｕｅｌ．２５８，１１６１９５．ＤＯＩ：１０．１０１６／ｊ．ｆｕｅｌ．２０１９．１１６１９５
Ａ．Ａ．Ｙｏｕｓｅｆ，Ｓ．Ｈ．Ａｌ－Ｓａｌｅｈ，Ａ．Ａｌ－Ｋａａｂｉ，Ｍ．Ｓ．Ａｌ－Ｊａｗｆｉ，Ｌａｂｏｒａｔｏｒｙ Ｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ Ｉｍｐａｃｔ ｏｆ Ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ－Ｗａｔｅｒ Ｓａｌｉｎｉｔｙ ａｎｄ Ｉｏｎｉｃ Ｃｏｎｔｅｎｔ ｏｎ Ｏｉｌ Ｒｅｃｏｖｅｒｙ ｆｒｏｍ Ｃａｒｂｏｎａｔｅ Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ，ＳＰＥ Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ Ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ＆Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ．１４（２０１１）５７８－５９３；ＤＯＩ：１０．２１１８／１３７６３４－ＰＡ
Ｙｕ ａｎｄ Ｓａｖａｇｅ，１９９８，「Ｄｅｃｏｍｐｏｓｉｔｉｏｎ ｏｆ Ｆｏｒｍｉｃ Ａｃｉｄ ｕｎｄｅｒ Ｈｙｄｒｏｔｈｅｒｍａｌ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ，」Ｉｎｄ．Ｅｎｇ．Ｃｈｅｍ．Ｒｅｓ．，３７：２－１０．ＤＯＩ：１０．１０２１／ｉｅ９７０１８２ｅ
Ｄ．Ｌ．Ｚｈａｎｇ，Ｓ．Ｌｉｕ，Ｍ．Ｐｕｅｒｔｏ，Ｃ．Ａ．Ｍｉｌｌｅｒ，Ｇ．Ｊ．Ｈｉｒａｓａｋｉ．２００６．Ｗｅｔｔａｂｉｌｉｔｙ ａｌｔｅｒａｔｉｏｎ ａｎｄ ｓｐｏｎｔａｎｅｏｕｓ ｉｍｂｉｂｉｔｉｏｎ ｉｎ ｏｉｌ－ｗｅｔ ｃａｒｂｏｎａｔｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎｓ，Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｓｃｉｅｎｃｅ ａｎｄ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，５２（２００６）２１３－２２６，ＤＯＩ：１０．１０１６／ｊ．ｐｅｔｒｏｌ．２００６．０３．００９
Ｚｈａｎｇ，Ｐｅｉｍａｏ，Ｍｅｄａｄ Ｔ．Ｔｗｅｈｅｙｏ，ａｎｄ Ｔｏｒ Ａｕｓｔａｄ．２００７．「Ｗｅｔｔａｂｉｌｉｔｙ Ａｌｔｅｒａｔｉｏｎ ａｎｄ Ｉｍｐｒｏｖｅｄ Ｏｉｌ Ｒｅｃｏｖｅｒｙ ｂｙ Ｓｐｏｎｔａｎｅｏｕｓ Ｉｍｂｉｂｉｔｉｏｎ ｏｆ Ｓｅａｗａｔｅｒ ｉｎｔｏ Ｃｈａｌｋ：Ｉｍｐａｃｔ ｏｆ ｔｈｅ Ｐｏｔｅｎｔｉａｌ Ｄｅｔｅｒｍｉｎｉｎｇ Ｉｏｎｓ Ｃａ２＋，Ｍｇ２＋，ａｎｄ ＳＯ４２－．」Ｃｏｌｌｏｉｄｓ ａｎｄ Ｓｕｒｆａｃｅｓ Ａ：Ｐｈｙｓｉｃｏｃｈｅｍｉｃａｌ ａｎｄ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ａｓｐｅｃｔｓ ３０１（１－３）：１９９－２０８．ＤＯＩ：１０．１０１６／ｊ．ｃｏｌｓｕｒｆａ．２００６．１２．０５８
Ｚｈｏｕ，Ｄ．，Ｊｉａ，Ｌ．，Ｋａｍａｔｈ，Ｊ．ａｎｄ Ｋｏｖｓｃｅｋ，Ａ．Ｒ．２００２．Ｓｃａｌｉｎｇ ｏｆ Ｃｏｕｎｔｅｒ－Ｃｕｒｒｅｎｔ Ｉｍｂｉｂｉｔｉｏｎ Ｐｒｏｃｅｓｓｅｓ ｉｎ Ｌｏｗ－Ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ Ｐｏｒｏｕｓ Ｍｅｄｉａ．Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｓｃｉｅｎｃｅ ａｎｄ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ ３３（１－３）：６１－７４．ＤＯＩ：１０．１０１６／Ｓ０９２０－４１０５（０１）００１７６－０
Ｚｕｋｆｌｉ，Ｎ．Ｎ．，Ｍａｈｍｏｏｄ，Ｓ．Ｍ．，Ａｋｂａｒｉ，Ｓ．，Ｍａｎａｐ，Ａ．Ａ．Ａ．，Ｋｅｃｈｕｔ，Ｎ．Ｉ．，ａｎｄ Ｅｌｒａｉｓ，Ｋ．Ａ．２０２０．「Ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ ｏｆ Ｎｅｗ Ｓｕｒｆａｃｔａｎｔｓ ｆｏｒ Ｅｎｈａｎｃｅｄ Ｏｉｌ Ｒｅｃｏｖｅｒｙ Ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｓ ｉｎ Ｈｉｇｈ－Ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ，Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ ａｎｄ Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ．」Ｖｏｌ １０，２８３－２９６．ＤＯＩ：１０．１００７／ｓ１３２０２－０１９－０７１３－ｙ
ＣｈｅｌａｔｅＥｆｆｅｃｔ（及びＭａｃｒｏｃｙｃｌｅＥｆｆｅｃｔ）：ｃｈｅｍ．ｌｉｂｅｒｔｅｘｔｓ．ｏｒｇ／＠ｇｏ／ｐａｇｅ／２００８８８（２０２１年１２月１３日にアクセス）で入手可能。
参照による組み込み及び変形例に関する記述
本出願全体の全ての参考文献、例えば、発行又は付与された特許又は同等物を含む特許文書；特許出願公開公報；非特許文献又は他の原資料は、各参照が少なくとも部分的に本出願の開示と矛盾しない限り（例えば、部分的に一致しない参照は、参照の部分的に一致しない部分を除いて参照により組み込まれる）、参照により個々に組み込まれているかのように、その全体が参照により本明細書に組み込まれる。
本出願全体の全ての参考文献、例えば、発行又は付与された特許又は同等物を含む特許文書；特許出願公開公報；非特許文献又は他の原資料は、各参照が少なくとも部分的に本出願の開示と矛盾しない限り（例えば、部分的に一致しない参照は、参照の部分的に一致しない部分を除いて参照により組み込まれる）、参照により個々に組み込まれているかのように、その全体が参照により本明細書に組み込まれる。
本明細書に記載された全ての特許及び刊行物は、本発明が属する技術分野における当業者の技術水準を示すものである。本明細書で引用した参考文献は、場合によっては、その出願日時点での最先端を示すために、その全体が参照により本明細書に組み込まれており、この情報は、必要に応じて、先行技術にある特定の実施形態を除外する（例えば、免責する）ために本明細書に採用できることが意図される。例えば、化合物が特許請求される場合、本明細書に開示された参考文献（特に参照された特許文献）に開示された特定の化合物を含む、先行技術で公知の化合物は、特許請求の範囲に含まれることを意図しないことを理解されたい。
本明細書において、ある置換基群が開示されるとき、それらの群の全ての個々の部材、並びにその置換基を用いて形成することができる全ての下位群及びクラスが別々に開示されることが理解される。本明細書において、マーカッシュ群又は他の集団が用いられるとき、その群の全ての個々の部材、並びにその群の可能な全ての組み合わせ及び下位組み合わせは、本開示に個々に含まれることが意図されている。本明細書で使用するとき、「及び／又は」は、「及び／又は」で区切られたリスト内の項目の１つ、全て又は任意の組み合わせがリストに含まれることを意味し、例えば「１、２及び／又は３」は、「『１』若しくは『２』若しくは『３』、又は『１及び２』若しくは『１及び３』若しくは『２及び３』、又は『１、２及び３』と同等である。
記載又は例示されている構成要素のあらゆる配合又は組み合わせは、特に明記しない限り、本発明を実施するために用いることができる。当業者であれば、同じ材料に異なる名前を付けることができることを知っているため、材料の具体的な名前は例示を意図したものである。当業者は、具体的に例示されたもの以外の方法、装置要素、出発材料及び合成方法が、過度の実験に頼ることなく本発明の実施において用いられ得ることを理解するであろう。任意のこのような方法、装置要素、出発材料及び合成方法の、全ての技術的に知られた機能的同等物は、本発明に含まれることが意図されている。本明細書において、範囲、例えば、温度範囲、時間範囲、組成範囲が示されるときは必ず、全ての中間範囲及び小範囲、並びに示される範囲に含まれる全ての個々の値が、本開示に含まれることを意図している。
本明細書で使用するとき、「備える（ｃｏｍｐｒｉｓｉｎｇ）」は、「含む（ｉｎｃｌｕｄｉｎｇ）」、「含む（ｃｏｎｔａｉｎｉｎｇ）」、又は「を特徴とする（ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｚｅｄ ｂｙ）」と同義であり、包括的若しくは開放的であり、追加の、再現されていない要素、又は方法ステップを除外しない。本明細書で使用するとき、「～からなる」は、請求項の要素で指定されていない任意の要素、ステップ又は成分を除外する。本明細書で使用するとき、「本質的に～からなる」は、請求項の基本的かつ新規な特性に重大な影響を与えない材料又はステップを除外しない。本明細書において、「含む（ｃｏｍｐｒｉｓｉｎｇ）」という用語のいかなる記載も、特に組成物の成分の説明において、又は装置の要素の説明において、記載された成分若しくは要素から本質的になる、それらの組成物及び方法を含むものと理解される。本明細書に例示的に記載された本発明は、好適には、本明細書に具体的に開示されていない任意の要素若しくは複数の要素、制限若しくは複数の制限がない場合に実施され得るものである。
採用されている用語及び表現は、説明の用語として使用され、これに限定されるものではなく、そのような用語及び表現の使用において、示され、説明された特徴又はその一部分の任意の同等物を除外する意図はないが、請求された本発明の範囲内で様々な変更が可能であることは認識される。したがって、本発明は、好ましい実施形態及び任意の特徴によって具体的に開示されているが、本明細書に開示された概念の修正及び変形は、当業者によって頼ることができ、そのような修正及び変形は、添付の請求項によって定義される本発明の範囲内にあるとみなされることが理解されるべきである。
Claims (70)
- 水及びカルボキシレートを含む水性混合物を得ることであって、前記水性混合物中の前記カルボキシレートの濃度が、１重量％～４５重量％である、得ることと、
前記水性混合物を地下貯留層に注入することと
を含む、方法。 - 前記カルボキシレートが、カルボン酸、カルボキシレート塩、カルボキシレートイオン又はこれらの任意の組み合わせを含む、請求項１に記載の方法。
- 前記水性混合物の塩分濃度が、約０ｐｐｍ～約２４３０００ｐｐｍである、請求項１に記載の方法。
- 前記水性混合物が、５～９のｐＨを有する、請求項１に記載の方法。
- 前記水性混合物が、前記地下貯留層中の水性流体の１ｐＨ単位以内のｐＨを有する、請求項１に記載の方法。
- 前記水性混合物を注入することが、前記地下貯留層中に前記カルボキシレートの形態の炭素又は二酸化炭素を隔離することを含む、請求項１に記載の方法。
- 前記水性混合物を得ることが、ＣＯ２ガス、炭酸イオン又は重炭酸イオンから前記カルボキシレートを調製することを含む、請求項１に記載の方法。
- 前記カルボキシレートが、カルボン酸を含む、請求項７に記載の方法。
- 前記水性混合物を得ることが、電気化学的還元プロセスを使用して、ＣＯ２及びＨ２Ｏから、炭酸イオン及びＨ２Ｏから、又は重炭酸イオン及びＨ２Ｏから前記カルボキシレートを調製することを含む、請求項１に記載の方法。
- 前記水性混合物を得ることが、再生可能エネルギーによって動力供給される電気化学的還元プロセスを使用して、ＣＯ２及びＨ２Ｏから、炭酸イオン及びＨ２Ｏから、又は重炭酸イオン及びＨ２Ｏから前記カルボキシレートを調製することを含む、請求項１に記載の方法。
- 前記カルボキシレートの濃度が、１重量％～２重量％、２重量％～５重量％、５重量％～８重量％、８重量％～１１重量％、１１重量％～１４重量％、１４重量％～１７重量％、１７重量％～２０重量％、２０重量％～２３重量％、２３重量％～２６重量％、２６重量％～２９重量％、２９重量％～３２重量％、３２重量％～３５重量％、３５重量％～３８重量％、３８重量％～４１重量％、４１重量％～４４重量％又は４４重量％～４５重量％である、請求項１に記載の方法。
- 前記水性混合物を得ることが、前記カルボキシレートを得ることと、前記カルボキシレートを水溶液と混合することと、を含む、請求項１に記載の方法。
- 前記地下貯留層から又は別の地下貯留層から前記水溶液を生産することをさらに含む、請求項１２に記載の方法。
- 前記水性混合物を得ることが、酸又は塩基を前記水性混合物に添加することによって、前記水性混合物のｐＨを調整することを含む、請求項１に記載の方法。
- 前記カルボキシレートの濃度が、前記地下貯留層の温度及び圧力での前記水性混合物中の前記カルボキシレートの溶解限界内である、請求項１に記載の方法。
- 前記カルボキシレートの濃度が、前記地下貯留層の温度及び圧力での前記水性混合物中の前記カルボキシレートの溶解限界を超えるか、又は前記水性混合物が、前記カルボキシレートの飽和若しくは過飽和溶液である、請求項１に記載の方法。
- 前記カルボキシレートが、アミノ酸ではない、請求項１に記載の方法。
- 前記カルボキシレートが、
の式を有する、請求項に記載の方法。 - 前記水性混合物が、複数の異なるカルボキシレートを含む、請求項１に記載の方法。
- 前記水性混合物中の前記複数の異なるカルボキシレートのそれぞれの濃度が、０．５重量％～４４．５重量％である、請求項１９に記載の方法。
- 前記カルボキシレートが、ギ酸塩、ギ酸、酢酸塩、酢酸、プロピオン酸塩又はプロピオン酸である、請求項１に記載の方法。
- 前記地下貯留層が、油若しくはガス貯留層、塩水帯水層、淡水帯水層、地熱貯留層又は空洞を含む、請求項１に記載の方法。
- 前記地下貯留層が、砂岩、炭酸塩、火山岩又はこれらの任意の組み合わせを含む、請求項１に記載の方法。
- 前記地下貯留層が、石英、方解石、炭酸塩、ドロマイト、無水石膏、石膏、長石、シデライト、ゼオライト、カオリナイト、イライト、亜塩素酸塩又はスメクタイトを含む１つ以上の鉱物を含む、請求項１に記載の方法。
- 前記水性混合物が、淡水、海水、貯水池接続水、造水、河川水、池水又はブラインを含む、請求項１に記載の方法。
- 前記水性混合物の塩分濃度が、前記地下貯留層中のブラインの塩分濃度以上である、請求項１に記載の方法。
- 前記水性混合物の塩分濃度が、前記地下貯留層中のブラインの塩分濃度以下である、請求項１に記載の方法。
- 前記水性混合物又はその成分が、前記地下貯留層中の岩石表面に接触し、前記岩石表面の水濡れ性性質を増加させる、請求項１に記載の方法。
- 前記水性混合物又はその成分が、前記地下貯留層中の流体の粘度を増加させる、請求項１に記載の方法。
- 前記地下貯留層から炭化水素を生産することをさらに含む、請求項１に記載の方法。
- 前記地下貯留層から前記炭化水素を生産する速度が、前記水性混合物を注入する前の前記地下貯留層から前記炭化水素を生産する速度と比較して、前記水性混合物を注入した後により速くなる、請求項３０に記載の方法。
- 前記炭化水素が、原油、タルマット、ビチューメン、ケロゲン、重油、タイトオイル、シェールオイル、ガス凝縮物、湿潤ガス、乾燥ガス又はこれらの任意の組み合わせを含む、請求項３０に記載の方法。
- 前記水性混合物が、界面活性剤、溶媒、酸、塩基、塩、無機化合物、ポリマー、キレート剤、ナノ材料、アミノ酸、殺生物剤、炭化水素、窒素又は二酸化炭素のうちの１つ以上をさらに含む、請求項１に記載の方法。
- 前記界面活性剤が、アニオン性界面活性剤、カチオン性界面活性剤、非イオン性界面活性剤、両性若しくは双性イオン性界面活性剤又はこれらの任意の組み合わせを含む、請求項３３に記載の方法。
- 前記溶媒が、炭化水素、炭化水素溶媒、アミン、エーテル、アルコール、ケトン、エステル又はこれらの任意の組み合わせを含む、請求項３３に記載の方法。
- 前記水性混合物を前記地下貯留層に注入することが、前記水性混合物をスラグとして前記地下貯留層に注入することを含み、前記方法が、前記水性混合物をスラグとして前記地下貯留層に注入した後に、追跡流体を前記地下貯留層に注入することをさらに含む、請求項１に記載の方法。
- 前記地下貯留層に１つ以上の井戸を配置することをさらに含む、請求項１に記載の方法。
- 前記水性混合物を前記地下貯留層に注入することが、前記水性混合物を前記井戸のうちの１つ以上に注入することを含む、請求項３７に記載の方法。
- 前記地下貯留層から前記炭化水素を生産することが、前記地下貯留層中の１つ以上の井戸から前記炭化水素を生産することを含む、請求項３０に記載の方法。
- 前記地下貯留層から前記炭化水素を生産することが、前記地下貯留層に注入された前記水性混合物の少なくとも一部を回収することを含む、請求項３０に記載の方法。
- 前記地下貯留層からブラインを生産することをさらに含む、請求項３０に記載の方法。
- 前記地下貯留層から前記炭化水素を生産することが、前記地下貯留層から前記ブラインを生産することを含む、請求項４１に記載の方法。
- 前記カルボキシレートが、前記地下貯留層から生産されたブライン中にトレーサとして存在する、請求項４１に記載の方法。
- 前記地下貯留層から生産された前記ブライン中のトレーサとして前記カルボキシレートを識別することをさらに含む、請求項４１に記載の方法。
- 前記水性混合物を注入し、前記炭化水素を生産することが、フラッディングプロセス又はｈｕｆｆ－ｎ－ｐｕｆｆプロセスを含む、請求項３０に記載の方法。
- 前記水性混合物を注入し、前記炭化水素を生産することが、連続注入プロセス、周期的注入プロセス又はスラグ注入プロセスを含む、請求項３０に記載の方法。
- 前記水性混合物を注入することが、前記地下貯留層中に前記カルボキシレートの形態で水素を貯蔵することを含む、請求項１に記載の方法。
- 前記地下貯留層から流体を生産することをさらに含み、前記流体が前記カルボキシレートを含む、請求項４７に記載の方法。
- 前記流体から前記カルボキシレートを使用してＨ２を生成することをさらに含む、請求項４８に記載の方法。
- 前記カルボキシレートを使用して前記Ｈ２を生成することが、前記流体から前記カルボキシレートを脱水素化することを含む、請求項４９に記載の方法。
- 前記カルボキシレートを脱水素することによって生成したＣＯ２を捕捉することをさらに含む、請求項５０に記載の方法。
- 前記地下貯留層中の前記カルボキシレートを使用して前記地下貯留層中でＨ２を生成することをさらに含む、請求項４７に記載の方法。
- 前記地下貯留層中でＨ２を生成することが、ナノ触媒又はｐＨ調整剤を含む触媒を前記地下貯留層に注入することを含む、請求項５２に記載の方法。
- 前記地下貯留層からＨ２を生産することをさらに含む、請求項５２に記載の方法。
- 水性混合物の供給源であって、前記水性混合物が、水及びカルボキシレートを含み、前記水性混合物中の前記カルボキシレートの濃度が、１重量％～４５重量％である、供給源と、
前記水性混合物を前記地下貯留層に注入するために、前記供給源及び地下貯留層流体と流体連通する注入システムと
を備える、システム。 - 前記カルボキシレートが、カルボン酸、カルボキシレート塩、カルボキシレートイオン又はこれらの任意の組み合わせを含む、請求項５５に記載のシステム。
- 前記水性混合物の塩分濃度が、約０ｐｐｍ～約２４３０００ｐｐｍである、請求項５５に記載のシステム。
- 前記水性混合物が、前記地下貯留層中の水性流体の５～９のｐＨ又は１ｐＨ単位以内のｐＨを有する、請求項５５に記載のシステム。
- 前記水性混合物が、淡水、海水、貯水池接続水、造水、河川水、池水又はブラインを含む、請求項５５に記載のシステム。
- 前記カルボキシレートが、アミノ酸ではない、請求項５５に記載のシステム。
- 前記カルボキシレートが、
の式を有する、請求項に記載のシステム。 - 前記カルボキシレートが、ギ酸塩、ギ酸、酢酸塩、酢酸、プロピオン酸塩又はプロピオン酸である、請求項５５に記載のシステム。
- 前記地下貯留層が、油若しくはガス貯留層、塩水帯水層、淡水帯水層又は地熱貯留層を備える、請求項５５に記載のシステム。
- 前記水性混合物の前記供給源が、ＣＯ２及びＨ２Ｏから前記カルボキシレートを生成するための電気化学的還元反応器を備える、請求項５５に記載のシステム。
- 前記地下貯留層から流体を生産するために、前記地下貯留層と流体連通する流体生産システムをさらに備える、請求項５５に記載のシステム。
- 前記流体が、炭化水素を含む、請求項６５に記載のシステム。
- 前記流体が、前記カルボキシレートを含む、請求項６５に記載のシステム。
- 前記流体中の前記カルボキシレートからＨ２を生成するために、前記流体生産システムと流体連通する脱水素化反応器をさらに備える、請求項６７に記載のシステム。
- 前記流体が、Ｈ２を含む、請求項６５に記載のシステム。
- 請求項１～５４のいずれか一項に記載の方法を実行するように適合された、請求項５５に記載のシステム。
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