RU2588513C1 - Method of inhibiting deposits in geological formation - Google Patents
Method of inhibiting deposits in geological formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2588513C1 RU2588513C1 RU2014153515/03A RU2014153515A RU2588513C1 RU 2588513 C1 RU2588513 C1 RU 2588513C1 RU 2014153515/03 A RU2014153515/03 A RU 2014153515/03A RU 2014153515 A RU2014153515 A RU 2014153515A RU 2588513 C1 RU2588513 C1 RU 2588513C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- geological formation
- nanomaterial
- binder
- cnts
- inhibitor
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 136
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 134
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 title claims abstract description 50
- 239000002086 nanomaterial Substances 0.000 claims abstract description 105
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 claims abstract description 101
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 39
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 33
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims abstract description 22
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims description 62
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 claims description 42
- 229940090960 diethylenetriamine pentamethylene phosphonic acid Drugs 0.000 claims description 24
- 150000001282 organosilanes Chemical group 0.000 claims description 15
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 claims description 14
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 5
- 229910003472 fullerene Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229910021389 graphene Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000002070 nanowire Substances 0.000 claims description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 239000002071 nanotube Substances 0.000 claims description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 19
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 230000002035 prolonged Effects 0.000 abstract 1
- 239000002041 carbon nanotube Substances 0.000 description 161
- 229910021393 carbon nanotube Inorganic materials 0.000 description 113
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 64
- ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N N,N-dimethylformamide Chemical compound CN(C)C=O ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 52
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 49
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 37
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 36
- LMDZBCPBFSXMTL-UHFFFAOYSA-N 1-Ethyl-3-(3-dimethylaminopropyl)carbodiimide Chemical compound CCN=C=NCCCN(C)C LMDZBCPBFSXMTL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 34
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 33
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 32
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 29
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 27
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 19
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 17
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 17
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 15
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 15
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 14
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 13
- QOSSAOTZNIDXMA-UHFFFAOYSA-N Carbodicyclohexylimide Chemical compound C1CCCCC1N=C=NC1CCCCC1 QOSSAOTZNIDXMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000010928 TGA analysis Methods 0.000 description 12
- 125000004432 carbon atoms Chemical group C* 0.000 description 12
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 12
- 238000002411 thermogravimetry Methods 0.000 description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 11
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 11
- 229910052904 quartz Inorganic materials 0.000 description 11
- WYTZZXDRDKSJID-UHFFFAOYSA-N (3-Aminopropyl)triethoxysilane Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)CCCN WYTZZXDRDKSJID-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000009616 inductively coupled plasma Methods 0.000 description 9
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 8
- RPENMORRBUTCPR-UHFFFAOYSA-M sodium;1-hydroxy-2,5-dioxopyrrolidine-3-sulfonate Chemical compound [Na+].ON1C(=O)CC(S([O-])(=O)=O)C1=O RPENMORRBUTCPR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 7
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 7
- 239000002048 multi walled nanotube Substances 0.000 description 7
- -1 oil and natural gas Chemical class 0.000 description 7
- 238000001878 scanning electron micrograph Methods 0.000 description 7
- 238000001069 Raman spectroscopy Methods 0.000 description 6
- 125000003545 alkoxy group Chemical group 0.000 description 6
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 6
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 6
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 6
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 description 5
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 5
- KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N sodium Chemical compound [Na] KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 5
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 238000000445 field-emission scanning electron microscopy Methods 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 239000002109 single walled nanotube Substances 0.000 description 4
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N silicon Chemical group [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- SZHQPBJEOCHCKM-UHFFFAOYSA-N 2-phosphonobutane-1,2,4-tricarboxylic acid Chemical compound OC(=O)CCC(P(O)(O)=O)(C(O)=O)CC(O)=O SZHQPBJEOCHCKM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XDGRAWWEIOPNRC-UHFFFAOYSA-N 3-hydroxy-2,5-dioxopyrrolidine-3-sulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C1(O)CC(=O)NC1=O XDGRAWWEIOPNRC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CKLJMWTZIZZHCS-REOHCLBHSA-N L-aspartic acid Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CC(O)=O CKLJMWTZIZZHCS-REOHCLBHSA-N 0.000 description 2
- YDSWCNNOKPMOTP-UHFFFAOYSA-N Mellitic acid Chemical compound OC(=O)C1=C(C(O)=O)C(C(O)=O)=C(C(O)=O)C(C(O)=O)=C1C(O)=O YDSWCNNOKPMOTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001237 Raman spectrum Methods 0.000 description 2
- KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N Succinic acid Chemical compound OC(=O)CCC(O)=O KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WEVYAHXRMPXWCK-UHFFFAOYSA-N acetonitrile Chemical compound CC#N WEVYAHXRMPXWCK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid Chemical compound OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- 230000001808 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N dimethylsulphoxide Chemical compound CS(C)=O IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N dodecyl benzenesulfonate;sodium Chemical compound [Na].CCCCCCCCCCCCOS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-M ethenesulfonate Chemical compound [O-]S(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N fumaric acid Chemical compound OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000007306 functionalization reaction Methods 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 2
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N phosphorous acid Chemical compound OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 2
- 230000002829 reduced Effects 0.000 description 2
- 230000000717 retained Effects 0.000 description 2
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 2
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 2
- 229940080264 sodium dodecylbenzenesulfonate Drugs 0.000 description 2
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 2
- 230000003068 static Effects 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 230000002459 sustained Effects 0.000 description 2
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- ASOKPJOREAFHNY-UHFFFAOYSA-N 1-hydroxybenzotriazole Chemical compound C1=CC=C2N(O)N=NC2=C1 ASOKPJOREAFHNY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FZAZPMLWYUKRAE-UHFFFAOYSA-N 2,4,6-trinitrobenzene-1,3-diamine Chemical compound NC1=C([N+]([O-])=O)C=C([N+]([O-])=O)C(N)=C1[N+]([O-])=O FZAZPMLWYUKRAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CNODSORTHKVDEM-UHFFFAOYSA-N 4-trimethoxysilylaniline Chemical compound CO[Si](OC)(OC)C1=CC=C(N)C=C1 CNODSORTHKVDEM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960005261 Aspartic Acid Drugs 0.000 description 1
- 210000001736 Capillaries Anatomy 0.000 description 1
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M NaHCO3 Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 1
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- OBFQBDOLCADBTP-UHFFFAOYSA-N aminosilicon Chemical compound [Si]N OBFQBDOLCADBTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000003704 aspartic acid Nutrition 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L cacl2 Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001718 carbodiimides Chemical class 0.000 description 1
- 229910021386 carbon form Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000023298 conjugation with cellular fusion Effects 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 125000000664 diazo group Chemical group [N-]=[N+]=[*] 0.000 description 1
- 150000001989 diazonium salts Chemical class 0.000 description 1
- QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N disodium Chemical compound [Na][Na] QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- XJWSAJYUBXQQDR-UHFFFAOYSA-M dodecyltrimethylammonium bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C XJWSAJYUBXQQDR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- FXNFFCMITPHEIT-UHFFFAOYSA-N ethyl undec-10-enoate Chemical compound CCOC(=O)CCCCCCCCC=C FXNFFCMITPHEIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000007770 graphite material Substances 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- OWFXIOWLTKNBAP-UHFFFAOYSA-N isoamyl nitrite Chemical compound CC(C)CCON=O OWFXIOWLTKNBAP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 1
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000012299 nitrogen atmosphere Substances 0.000 description 1
- 125000004433 nitrogen atoms Chemical group N* 0.000 description 1
- 125000001476 phosphono group Chemical group [H]OP(*)(=O)O[H] 0.000 description 1
- 125000004437 phosphorous atoms Chemical group 0.000 description 1
- 229920001444 polymaleic acid Polymers 0.000 description 1
- 229910021426 porous silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003141 primary amines Chemical group 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 description 1
- BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N silane Chemical compound [SiH4] BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000077 silane Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000004611 spectroscopical analysis Methods 0.000 description 1
- 229920000638 styrene acrylonitrile Polymers 0.000 description 1
- 239000001384 succinic acid Substances 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 125000000020 sulfo group Chemical group O=S(=O)([*])O[H] 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 239000011043 treated quartz Substances 0.000 description 1
- 230000021037 unidirectional conjugation Effects 0.000 description 1
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к способу ингибирования отложений в геологическом пласте, таком как углеводородный пласт, и набору составляющих для выполнения этого способа.The present invention relates to a method of inhibiting deposits in a geological formation, such as a hydrocarbon formation, and a set of components for performing this method.
Добыча (или извлечение) углеводородов, таких как нефть и природный газ, из земли достигается посредством бурения скважины в геологическом образовании, известном как пласт. Целесообразно гарантировать, чтобы поток углеводородов из пласта не затормаживался в процессе добычи. На поток углеводородов из пласта влияет проницаемость геологического образования. Если поры геологического образования сужаются или блокируются, поток углеводородов будет сокращаться. В процессе добычи углеводородов в геологическом образовании могут образовываться минеральные отложения. Образование отложений является нежелательным, потому что они могут сужать поры геологического образования и, таким образом, сокращать поток углеводородов из пласта.The production (or extraction) of hydrocarbons, such as oil and natural gas, from the earth is achieved by drilling a well in a geological formation known as a formation. It is advisable to ensure that the flow of hydrocarbons from the formation is not inhibited during production. The flow of hydrocarbons from the formation is affected by the permeability of the geological formation. If the pores of the geological formation are narrowed or blocked, the flow of hydrocarbons will be reduced. In the process of hydrocarbon production in geological formation, mineral deposits may form. The formation of deposits is undesirable because they can narrow the pores of the geological formation and, thus, reduce the flow of hydrocarbons from the reservoir.
Чтобы предотвратить образование отложений в процессе добычи углеводородов, ингибиторы отложений периодически закачивают в приствольную область углеводородных пластов в процессе операции, известной как обработка под давлением. Ресурс обработки под давлением представляет собой период, после которого обработка под давлением должна быть повторена, и зависит от того, насколько быстро ингибиторы отложений удаляются из пласта в процессе добычи.To prevent scale formation during hydrocarbon production, scale inhibitors are periodically injected into the near-barrel region of the hydrocarbon reservoir during an operation known as pressure treatment. The pressure treatment resource is the period after which pressure treatment must be repeated and depends on how quickly sediment inhibitors are removed from the formation during production.
Известны разнообразные способы доставки ингибиторов отложений в геологические образования. US2008/0269083 раскрывает введение наночастиц, содержащих препятствующий образованию отложений полимер, в геологическое образование. Эти наночастицы временно удерживаются в геологическом образовании вследствие механического удерживания (т.е. наночастицы имеют размер, при котором они будут удерживаться в порах геологического образования) или физической адсорбции. В процессе добычи углеводородов препятствующий образованию отложений полимер диффундирует из наночастиц для ингибирования образования отложений в геологическом образовании.A variety of methods are known for delivering scale inhibitors to geological formations. US2008 / 0269083 discloses the introduction of nanoparticles containing a deposition inhibiting polymer into a geological formation. These nanoparticles are temporarily retained in the geological formation due to mechanical retention (i.e., the nanoparticles have a size at which they will be retained in the pores of the geological formation) or physical adsorption. In the process of hydrocarbon production, a deposition inhibiting polymer diffuses from the nanoparticles to inhibit the formation of deposits in the geological formation.
WO2009/144566 раскрывает использование органосилана как ускорителя ингибирования отложений для увеличения адсорбции ингибитора отложений в геологическом образовании. Предполагается, что органосилан увеличивает адсорбцию ингибитора отложений вследствие связывания друг с другом мелких минеральных частиц, таких как частицы каолинита в геологическом образовании.WO2009 / 144566 discloses the use of organosilane as an accelerator of scale inhibition to increase the adsorption of scale inhibitor in a geological formation. Organosilane is believed to increase the adsorption of the scale inhibitor due to the binding of small mineral particles, such as kaolinite particles, to each other in a geological formation.
Настоящее изобретение основано на признании того, что сцепление наноматериала с поверхностью (например, внутренней поверхностью) геологического образования вследствие индуцирования химического взаимодействия между наноматериалом и связующим, нанесенными на поверхность геологического образования, позволяет центрам адсорбции на наноматериале быть сохраненными внутри геологического образования в течение продленного периода. Эти центры адсорбции в дальнейшем способны адсорбировать обрабатывающий химический реагент, такой как ингибитор отложений, и обеспечивать продленное высвобождение этого обрабатывающего химического реагента в геологическое образование.The present invention is based on the recognition that the adhesion of a nanomaterial to a surface (e.g., the inner surface) of a geological formation due to the induction of chemical interaction between the nanomaterial and the binder deposited on the surface of the geological formation allows the adsorption centers on the nanomaterial to be stored within the geological formation for an extended period. These adsorption centers are subsequently able to adsorb a processing chemical, such as a scale inhibitor, and provide extended release of this processing chemical to a geological formation.
Таким образом, согласно первому аспекту, настоящее изобретение предлагает способ ингибирования отложений в геологическом образовании, содержащий:Thus, according to a first aspect, the present invention provides a method for inhibiting deposits in a geological formation, comprising:
(a) нанесение связующего на поверхность геологического образования; (a) applying a binder to the surface of the geological formation;
(b) доставку наноматериала к поверхности геологического образования, чтобы посредством этого вызвать сцепление вследствие химического взаимодействия между наноматериалом и связующим, причем наноматериал обеспечивает один или более центров адсорбции для ингибитора отложений;(b) delivering the nanomaterial to the surface of the geological formation, thereby causing adhesion due to chemical interaction between the nanomaterial and the binder, the nanomaterial providing one or more adsorption centers for a scale inhibitor;
(c) помещение некоторого количества ингибитора отложений в геологическое образование так, что некоторая доза ингибитора отложений адсорбируется наноматериалом; и(c) placing a certain amount of sediment inhibitor in the geological formation so that a certain dose of the sediment inhibitor is adsorbed by the nanomaterial; and
(d) ингибирование отложений в геологическом образовании вследствие продленного высвобождения упомянутой дозы ингибитора отложений из наноматериала в геологическое образование.(d) inhibition of sediment in a geological formation due to the extended release of said dose of a sediment inhibitor from the nanomaterial into the geological formation.
Преимущество способа согласно настоящему изобретению заключается в том, что химическое взаимодействие между связующим и наноматериалом продлевает удержание центров адсорбции на наночастицах внутри геологического образования. Это означает, что обрабатывающий химический реагент, помещенный в геологическое образование, который адсорбируется наноматериалом, будет проявлять продленное высвобождение в геологическое образование. Это может улучшать эффективность ингибитора отложений вследствие продления его присутствия в геологическом образовании. Это служит увеличению, восстановлению или поддержанию производительности углеводородного пласта (например, вследствие поддержания или улучшения потока добываемых углеводородов из пласта).An advantage of the method according to the present invention is that the chemical interaction between the binder and the nanomaterial prolongs the retention of the adsorption centers on the nanoparticles within the geological formation. This means that a processing chemical reagent placed in a geological formation that is adsorbed by the nanomaterial will exhibit extended release into the geological formation. This may improve the effectiveness of the scale inhibitor by prolonging its presence in the geological formation. This serves to increase, restore or maintain the productivity of the hydrocarbon reservoir (for example, due to the maintenance or improvement of the flow of produced hydrocarbons from the reservoir).
Когда введенная доза ингибитора отложений высвобождается в геологическое образование, некоторое второе количество ингибитора отложений может быть помещено в геологическое образование, чтобы выгодно повторно использовать центры адсорбции, обеспеченные наноматериалом.When the administered dose of the sediment inhibitor is released into the geological formation, a second amount of the sediment inhibitor can be placed in the geological formation in order to advantageously reuse the adsorption centers provided with the nanomaterial.
Геологическое образование может быть пористым. Геологическое образование может включать в себя внутренние капилляры или поры. Поверхность геологического образования может представлять собой внутреннюю поверхность. Пора может варьироваться в диаметре вдоль ее длины. Как правило, пора может варьироваться в диаметре от примерно 5 мкм до примерно 20 мкм вдоль ее длины.Geological formation can be porous. A geological formation may include internal capillaries or pores. The surface of the geological formation may be an internal surface. The pore can vary in diameter along its length. Typically, the pore can vary in diameter from about 5 microns to about 20 microns along its length.
Геологическое образование может содержать слюду, кварц или доддингтонскую горную породу. Поверхность геологического образования может включать в себя гидроксильные группы.A geological formation may contain mica, quartz, or the Doddington rock. The surface of the geological formation may include hydroxyl groups.
Геологическое образование может представлять собой часть углеводородного пласта. Как правило, геологическое образование представляет собой приствольную область углеводородного пласта.A geological formation may be part of a hydrocarbon reservoir. As a rule, a geological formation is a near-trunk region of a hydrocarbon reservoir.
Окружение текучей среды внутри пор геологического образования может включать в себя углеводороды и/или солевой раствор.The fluid environment within the pores of the geological formation may include hydrocarbons and / or saline.
Как правило, связующее закачивают в геологическое образование. Связующее может быть закачано в геологическое образование через скважину. Скважина может представлять собой добывающую скважину или нагнетательную скважину.Typically, a binder is pumped into a geological formation. The binder can be pumped into the geological formation through the well. The well may be a production well or an injection well.
Связующее может быть перенесено (например, растворено, диспергировано или суспендировано) в несущей связующее текучей среде. Несущая связующее текучая среда может содержать этанол и воду. Несущая связующее текучая среда может содержать толуол. Несущая связующее текучая среда может представлять собой раствор 95% этанола и 5% воды по объему. Концентрация связующего в несущей связующее текучей среде может составлять вплоть до 10 масс.% и предпочтительно вплоть до 2 масс.%. Концентрация связующего в несущей связующее текучей среде может составлять от 0,1 масс.% до 2 масс.%.The binder can be transferred (for example, dissolved, dispersed or suspended) in a binder-bearing fluid. The binder carrier fluid may contain ethanol and water. The carrier fluid binder may contain toluene. The binder carrier fluid may be a solution of 95% ethanol and 5% water by volume. The concentration of the binder in the binder carrier fluid may be up to 10 wt.% And preferably up to 2 wt.%. The concentration of the binder in the binder carrier fluid may be from 0.1 wt.% To 2 wt.%.
Поверхность геологического образования может быть пористой. Связующее может взаимодействовать с поверхностью. Как правило, связующее химически взаимодействует с поверхностью.The surface of the geological formation may be porous. The binder can interact with the surface. Typically, a binder chemically interacts with the surface.
Связующее может связываться с поверхностью геологического образования. Эта связь может представлять собой химическую связь. Связь может представлять собой ионную связь, водородную связь или связь Ван-дер-Ваальса. Как правило, эта связь представляет собой ковалентную связь. Связь может представлять собой связь кремний-кислород (Si-O). Связующее может образовывать связь с гидроксильной группой на поверхности. Связующее может образовывать связь с поверхностью через связь кремний-кислород-кремний (Si-O-Si). Связь Si-O-Si может быть преимущественно устойчивой к окружению текучей среды внутри пор геологического образования.The binder may bind to the surface of the geological formation. This bond may be a chemical bond. The bond may be an ionic bond, a hydrogen bond, or a van der Waals bond. Typically, this bond is a covalent bond. The bond may be a silicon-oxygen (Si-O) bond. The binder may form a bond with the hydroxyl group on the surface. The binder can bond to the surface via a silicon-oxygen-silicon (Si-O-Si) bond. The Si-O-Si bond can be predominantly resistant to the environment of the fluid within the pores of the geological formation.
Связующее может включать в себя атомы кремния. Связующее может быть на основе кремния. Связующее может представлять собой силан. Как правило, связующее представляет собой органосилан. Связующее может содержать по меньшей мере одну связь углерод-кремний.The binder may include silicon atoms. The binder may be based on silicon. The binder may be a silane. Typically, the binder is an organosilane. The binder may contain at least one carbon-silicon bond.
Связующее может представлять собой алкоксисилан. Связующее может содержать по меньшей мере одну алкоксильную группу. Алкоксильная группа может представлять собой метоксильную группу или этоксильную группу. Алкоксильная группа может реагировать с поверхностью геологического образования, чтобы образовать ковалентную связь связующего с поверхностью. Алкоксильная группа может реагировать с гидроксильной группой на поверхности геологического образования. Использование алкоксисилана в качестве связующего может преимущественно позволять связующему образовывать связи Si-O-Si с поверхностями геологических образований, которые обладают рядом минеральных соединений.The binder may be alkoxysilane. The binder may contain at least one alkoxyl group. The alkoxyl group may be a methoxyl group or an ethoxyl group. The alkoxyl group can react with the surface of the geological formation to form a covalent bond between the binder and the surface. An alkoxyl group can react with a hydroxyl group on the surface of a geological formation. The use of alkoxysilane as a binder can advantageously allow the binder to form Si-O-Si bonds with the surfaces of geological formations that have a number of mineral compounds.
Связующее может включать в себя атомы азота. Связующее может представлять собой аминосилан. Связующее может содержать по меньшей мере одну аминогруппу. Аминогруппа может химически взаимодействовать с наноматериалом. Связующее может представлять собой первичный или вторичный амин. Предпочтительно связующее представляет собой первичный амин.The binder may include nitrogen atoms. The binder may be an aminosilane. The binder may contain at least one amino group. An amino group can chemically interact with a nanomaterial. The binder may be a primary or secondary amine. Preferably, the binder is a primary amine.
Связующее может содержать по меньшей мере одну диазогруппу. Связующее может представлять собой соль диазония.The binder may contain at least one diazo group. The binder may be a diazonium salt.
Связующее может содержать по меньшей мере одну карбоксильную группу. Карбоксильная группа может химически взаимодействовать с наноматериалом.The binder may contain at least one carboxyl group. The carboxyl group can chemically interact with the nanomaterial.
Связующее может представлять собой алкоксиаминосилан. Связующее может содержать по меньшей мере одну алкоксильную группу и по меньшей мере одну аминогруппу. Связующее может быть выбрано из группы, состоящей из 3-аминопропилтриэтоксисилана, п-аминофенилтриметоксисилана, 3-аминопропилметоксисилана, 4-аминобутилтриэтоксисилана, м-аминофенилтриметоксисилана, аминофенилтриметоксисилана, 11-аминоундецилтриэтоксисилана и 2-(4-пиридилэтил)триэтоксисилана.The binder may be alkoxyaminosilane. The binder may contain at least one alkoxyl group and at least one amino group. The binder may be selected from the group consisting of 3-aminopropyl triethoxysilane, n-aminofeniltrimetoksisilana, aminopropilmetoksisilana-3, 4-aminobutiltrietoksisilana, m-aminofeniltrimetoksisilana, aminofeniltrimetoksisilana, 11 aminoundetsiltrietoksisilana and 2- (4-pyridylethyl) triethoxysilane.
Предпочтительно связующее представляет собой (или включает в себя) 3-аминопропилтриэтоксисилан. Связующее может представлять собой (или включать в себя) п-аминофенилтриметоксисилан.Preferably, the binder is (or includes) 3-aminopropyltriethoxysilane. The binder may be (or include) p-aminophenyltrimethoxysilane.
Связующее может включать в себя этилундециленат.The binder may include ethyl undecylenate.
Нанесение связующего на поверхность геологического образования может функционализировать эту поверхность. Например, когда связующее представляет собой алкоксиаминосилан, алкоксильная группа может образовывать связь с поверхностью, и аминогруппа может производить функционализированную аминогруппами поверхность. Это может обеспечивать химическое взаимодействие с наноматериалом и вызывать сцепление наноматериала с поверхностью геологического образования.The application of a binder to the surface of a geological formation can functionalize this surface. For example, when the binder is an alkoxyaminosilane, the alkoxyl group may form a bond with the surface, and the amino group can produce a surface functionalized by amino groups. This can provide chemical interaction with the nanomaterial and cause adhesion of the nanomaterial to the surface of the geological formation.
Если связующее содержит карбоксильную группу, эта карбоксильная группа может функционализировать карбоксильными группами поверхность геологического образования. Это может обеспечивать химическое взаимодействие поверхности с наноматериалом и сцепление наноматериала с поверхностью геологического образования.If the binder contains a carboxyl group, this carboxyl group can functionalize the surface of the geological formation with carboxyl groups. This can provide chemical interaction of the surface with the nanomaterial and the adhesion of the nanomaterial to the surface of the geological formation.
Как правило, наноматериал имеет углеродную основу. Наноматериал может содержать по меньшей мере 50% атомов углерода по численности, предпочтительно по меньшей мере 60% атомов углерода по численности, более предпочтительно по меньшей мере 70% атомов углерода по численности и весьма предпочтительно по меньшей мере 80% атомов углерода по численности. Наноматериал может содержать по меньшей мере 90% атомов углерода по численности или по меньшей мере 95% атомов углерода по численности.As a rule, a nanomaterial has a carbon base. The nanomaterial may contain at least 50% carbon atoms in number, preferably at least 60% carbon atoms in number, more preferably at least 70% carbon atoms in number, and very preferably at least 80% carbon atoms in number. Nanomaterial may contain at least 90% of carbon atoms in number or at least 95% of carbon atoms in number.
Наноматериал может содержать наночастицы. Наночастицы могут обеспечивать один или более центров адсорбции.Nanomaterial may contain nanoparticles. Nanoparticles can provide one or more adsorption sites.
Наночастицы могут иметь линейные размеры в диапазоне от 0,5 нм до 2000 нм. Линейные размеры могут быть измерены в любом линейном направлении. Предпочтительно наночастицы имеют линейные размеры в диапазоне от 0,5 нм до 1000 нм, более предпочтительно от 0,5 нм до 500 нм, весьма предпочтительно от 0,5 нм до 250 нм и особенно предпочтительно от 0,5 нм до 100 нм.Nanoparticles can have linear dimensions in the range from 0.5 nm to 2000 nm. Linear dimensions can be measured in any linear direction. Preferably, the nanoparticles have linear dimensions in the range from 0.5 nm to 1000 nm, more preferably from 0.5 nm to 500 nm, very preferably from 0.5 nm to 250 nm, and particularly preferably from 0.5 nm to 100 nm.
Наибольший линейный размер наночастицы может составлять вплоть до 2000 нм. Наночастицы, более длинные чем 2000 нм, могут начинать задерживать поток в порах геологического образования. Как правило, наибольший линейный размер наночастицы составляет вплоть до 1500 нм, предпочтительно вплоть до 1000 нм и более предпочтительно вплоть до 500 нм.The largest linear size of the nanoparticles can be up to 2000 nm. Nanoparticles longer than 2000 nm may begin to inhibit flow in the pores of the geological formation. Typically, the largest linear size of the nanoparticles is up to 1500 nm, preferably up to 1000 nm and more preferably up to 500 nm.
Наночастицы могут варьироваться в размерах. Наночастицы могут иметь распределение частиц по размерам. Как правило, 50% или более наночастиц по численности имеют линейный размер в диапазоне от 0,5 нм до 2000 нм. Предпочтительно 75% или более наночастиц по численности имеют линейный размер в диапазоне от 0,5 нм до 2000 нм. 90% или более наночастиц по численности могут иметь линейный размер в диапазоне от 0,5 нм до 2000 нм.Nanoparticles can vary in size. Nanoparticles may have a particle size distribution. Typically, 50% or more of the nanoparticles in size have a linear size in the range from 0.5 nm to 2000 nm. Preferably, 75% or more of the nanoparticles in size have a linear size in the range from 0.5 nm to 2000 nm. 90% or more of the nanoparticles in number may have a linear size in the range from 0.5 nm to 2000 nm.
Форма наночастиц может быть выбрана из группы, состоящей из трубки, провода, листа или сфероида. Наночастицы могут представлять собой углеродные нанотрубки (УНТ), углеродные нанопровода, фуллерены или графен. Предпочтительно наноматериал включает в себя один или более из группы, состоящей из нанотрубок, нанопроводов, фуллеренов и графена.The shape of the nanoparticles can be selected from the group consisting of a tube, wire, sheet or spheroid. Nanoparticles can be carbon nanotubes (CNTs), carbon nanowires, fullerenes or graphene. Preferably, the nanomaterial includes one or more of the group consisting of nanotubes, nanowires, fullerenes and graphene.
Предпочтительно наночастицы представляют собой углеродные нанотрубки. Углеродные нанотрубки могут представлять собой одностенные углеродные нанотрубки. Углеродные нанотрубки могут представлять собой многостенные углеродные нанотрубки. Углеродные нанотрубки могут представлять собой смесь из одностенных углеродных нанотрубок и многостенных углеродных нанотрубок. Предпочтительно наночастицы представляют собой многостенные углеродные нанотрубки.Preferably, the nanoparticles are carbon nanotubes. Carbon nanotubes can be single-walled carbon nanotubes. Carbon nanotubes can be multi-walled carbon nanotubes. Carbon nanotubes can be a mixture of single-walled carbon nanotubes and multi-walled carbon nanotubes. Preferably, the nanoparticles are multi-walled carbon nanotubes.
Наноматериал может включать в себя химические функциональные группы. Каждая наночастица может включать в себя одну или более функциональных групп. Функциональные группы могут химически взаимодействовать со связующим. Функциональные группы могут образовывать химическую связь со связующим. Эта связь может представлять собой ионную связь, водородную связь или связь Ван-дер-Ваальса. Как правило, связь представляет собой ковалентную связь. Функциональные группы могут представлять собой карбоксильные группы. Наночастицы могут представлять собой функционализированные карбоксильными группами наночастицы. Функциональные группы могут представлять собой аминогруппы. Наночастицы могут представлять собой функционализированные аминогруппами наночастицы. Функциональные группы могут представлять собой гидроксильные функциональные группы. Наночастицы могут представлять собой функционализированные гидроксильными группами наночастицы.Nanomaterial may include chemical functional groups. Each nanoparticle may include one or more functional groups. Functional groups can chemically interact with a binder. Functional groups can form a chemical bond with a binder. This bond may be an ionic bond, a hydrogen bond or a van der Waals bond. Typically, the bond is a covalent bond. Functional groups may be carboxyl groups. Nanoparticles can be carboxyl-functionalized nanoparticles. Functional groups may be amino groups. Nanoparticles can be amino functionalized nanoparticles. Functional groups may be hydroxyl functional groups. Nanoparticles can be hydroxyl-functionalized nanoparticles.
Как правило, наноматериал закачивают в геологическое образование. Наноматериал может быть закачан в геологическое образование через добывающую скважину или нагнетательную скважину.As a rule, nanomaterial is pumped into a geological formation. Nanomaterial can be pumped into a geological formation through a production well or injection well.
Наноматериал может быть перенесен (например, растворенным, диспергированным или суспендированным) в несущей наноматериал текучей среде, которая помещена в геологическое образование. Концентрация наноматериала в несущей наноматериал текучей среде может составлять вплоть до 20 масс.%, предпочтительно вплоть до 10 масс.% и более предпочтительно вплоть до 5 масс.%. Концентрация наноматериала в несущей наноматериал текучей среде может составлять вплоть до 1 масс.% или вплоть до 0,2 масс.%.Nanomaterial can be transferred (for example, dissolved, dispersed or suspended) in a nanomaterial-bearing fluid that is placed in a geological formation. The concentration of the nanomaterial in the fluid carrying the nanomaterial can be up to 20 wt.%, Preferably up to 10 wt.% And more preferably up to 5 wt.%. The concentration of the nanomaterial in the carrier fluid of the nanomaterial can be up to 1 wt.% Or up to 0.2 wt.%.
Несущая наноматериал текучая среда может включать в себя дисперсант, чтобы диспергировать наноматериал. Дисперсант может представлять собой диметилформамид (DMF, см. фиг. 1). Дисперсант может представлять собой додецилсульфат натрия (SDS, см. фиг. 2). Дисперсант может предотвращать агломерацию наночастиц. Преимущественно SDS может наносить меньший вред окружению текучей среды внутри геологического образования, чем DMF. Дисперсант может представлять собой BtOH (1H-бензотриазол-1-ол), додецилбензолсульфонат натрия (SDBS), диметилсульфоксид (DMSO) или бромид додецилтриметиламмония (DATB).The nanomaterial carrier fluid may include a dispersant to disperse the nanomaterial. The dispersant may be dimethylformamide (DMF, see FIG. 1). The dispersant may be sodium dodecyl sulfate (SDS, see FIG. 2). The dispersant can prevent agglomeration of nanoparticles. Advantageously, SDS can be less harmful to the fluid environment within the geological formation than DMF. The dispersant may be BtOH (1H-benzotriazol-1-ol), sodium dodecylbenzenesulfonate (SDBS), dimethyl sulfoxide (DMSO) or dodecyl trimethylammonium bromide (DATB).
Несущая наноматериал текучая среда может включать в себя сшивающий агент. Сшивающий агент может способствовать химическому взаимодействию между наноматериалом и связующим. Сшивающий агент может представлять собой карбодиимид. Сшивающий агент может представлять собой N,N'-дициклогексилкарбодиимид (DCC) или 1-этил-3-(3-диметиламинопропил)-карбодиимид (EDC). Сшивающий агент может представлять собой ацетонитрил или изоамилнитрит.The nanomaterial carrier fluid may include a crosslinking agent. A crosslinking agent may promote chemical interaction between the nanomaterial and the binder. The crosslinking agent may be carbodiimide. The crosslinking agent may be N, N'-dicyclohexylcarbodiimide (DCC) or 1-ethyl-3- (3-dimethylaminopropyl) -carbodiimide (EDC). The crosslinking agent may be acetonitrile or isoamyl nitrite.
Согласно варианту осуществления DMF представляет собой дисперсант, а DCC и EDC представляют собой сшивающие агенты. Согласно другому варианту осуществления SDS представляет собой дисперсант, и EDC представляет собой сшивающий агент.In an embodiment, DMF is a dispersant, and DCC and EDC are crosslinking agents. In another embodiment, SDS is a dispersant, and EDC is a crosslinking agent.
Несущая наноматериал текучая среда может включать в себя ускоритель сшивания. Ускоритель сшивания может представлять собой гидроксисульфосукцинимид (sulfo-NHS).A nanomaterial carrier fluid may include a crosslinking accelerator. The crosslinking accelerator may be hydroxysulfosuccinimide (sulfo-NHS).
Как правило, химическое взаимодействие между наноматериалом и связующим представляет собой химическую связь. Предпочтительно химическая связь между наноматериалом и связующим представляет собой амидную связь. Амидная связь может быть преимущественно устойчивой по отношению к окружению текучей среды внутри пор геологического образования.As a rule, the chemical interaction between the nanomaterial and the binder is a chemical bond. Preferably, the chemical bond between the nanomaterial and the binder is an amide bond. The amide bond may be advantageously stable with respect to the fluid environment within the pores of the geological formation.
Амидная связь между наноматериалом и связующим может быть образована в результате реакции карбоксильной группы у одного из наноматериала или связующего и аминогруппы у другого из наноматериала или связующего. Предпочтительно амидная связь между наноматериалом и связующим образуется в результате реакции карбоксильной группы у наноматериала и аминогруппы связующего.The amide bond between the nanomaterial and the binder can be formed as a result of the reaction of a carboxyl group on one of the nanomaterial or a binder and an amino group on the other of the nanomaterial or binder. Preferably, the amide bond between the nanomaterial and the binder is formed by the reaction of the carboxyl group on the nanomaterial and the amino group of the binder.
Сшивающий агент может способствовать образованию химической связи между наноматериалом и связующим. Предпочтительно сшивающий агент способствует образованию амидной связи между наноматериалом и связующим.A crosslinking agent can promote the formation of a chemical bond between the nanomaterial and the binder. Preferably, the crosslinking agent promotes the formation of an amide bond between the nanomaterial and the binder.
Ускоритель сшивания может способствовать сшиванию между наноматериалом и связующим.The crosslinking accelerator can facilitate crosslinking between the nanomaterial and the binder.
Химическое взаимодействие между наноматериалом и связующим может происходить в течение 2 суток или менее. Предпочтительно химическое взаимодействие между наноматериалом и связующим происходит в течение 1 суток, более предпочтительно в течение 12 часов или менее, весьма предпочтительно в течение 6 часов или менее.Chemical interaction between the nanomaterial and the binder can occur within 2 days or less. Preferably, the chemical interaction between the nanomaterial and the binder occurs within 1 day, more preferably within 12 hours or less, very preferably within 6 hours or less.
Ингибитор отложений может быть помещен в геологическое образование через добывающую скважину или нагнетательную скважину. Как правило, ингибитор отложений закачивают в геологическое образование.A sediment inhibitor can be placed in a geological formation through a production well or injection well. Typically, a scale inhibitor is pumped into a geological formation.
Ингибитор отложений может представлять собой часть обрабатывающей текучей среды, которую помещают в геологическое образование. Концентрация ингибитора отложений в обрабатывающей текучей среде может составлять вплоть до 20 масс.%, предпочтительно вплоть до 10 масс.%. Концентрация ингибитора отложений в обрабатывающей текучей среде может составлять вплоть до 5 масс.% или вплоть до 1 масс.%.A sediment inhibitor may be part of a processing fluid that is placed in a geological formation. The concentration of the scale inhibitor in the processing fluid can be up to 20 wt.%, Preferably up to 10 wt.%. The concentration of the scale inhibitor in the processing fluid can be up to 5 wt.% Or up to 1 wt.%.
Ингибитор отложений может быть выбран из веществ, которые, насколько это известно специалистам в данной области техники, являются подходящими для использования в углеводородном пласте. Ингибитор отложений может представлять собой химический реагент, который способен задерживать, ингибировать или предотвращать образование отложений в геологическом образовании. Ингибитор отложений может быть помещен в геологическое образование в ходе обработки отложений под давлением.A scale inhibitor may be selected from substances that, as far as those skilled in the art know, are suitable for use in a hydrocarbon reservoir. A scale inhibitor may be a chemical agent that is capable of delaying, inhibiting or preventing the formation of deposits in a geological formation. A sediment inhibitor can be placed in a geological formation during the processing of sediments under pressure.
Ингибитор отложений может включать в себя атомы фосфора. Ингибитор отложений может включать в себя одну или более двойных связей фосфор-кислород. Ингибитор отложений может включать в себя одну или более фосфоногрупп.A scale inhibitor may include phosphorus atoms. A scale inhibitor may include one or more phosphorus-oxygen double bonds. A scale inhibitor may include one or more phosphono groups.
Ингибитор отложений может быть основан на фосфоновой кислоте, карбоновой кислоте, янтарной кислоте, аспарагиновой кислоте, акриловой кислоте, малеиновой кислоте или меллитовой кислоте. Предпочтительно ингибитор отложений основан на фосфоновой кислоте.A scale inhibitor can be based on phosphonic acid, carboxylic acid, succinic acid, aspartic acid, acrylic acid, maleic acid or mellitic acid. Preferably, the scale inhibitor is based on phosphonic acid.
Ингибитор отложений может включать в себя полифосфинокарбоновую кислоту (PPCA), диэтилентриаминпентаметиленфосфоновую кислоту (DETPMP), аминотри(метиленфосфоновую)кислоту (ATMP), 2-фосфонобутан-1,2,4-трикарбоновую кислоту (PBTC), полиэпоксиянтарную кислоту, поли-альфа,бета-D,L-аспартат, сополимер акриловой кислоты и винилсульфоната, полималеиновую кислоту, сополимер малеиновой кислоты и винилсульфоната или меллитовую кислоту.A scale inhibitor may include polyphosphinocarboxylic acid (PPCA), diethylene triamine pentamethylene phosphonic acid (DETPMP), aminotri (methylene phosphonic) acid (ATMP), 2-phosphonobutane-1,2,4-tricarboxylic acid (PBTC), polyepoxy-polycarboxylic acid beta-D, L-aspartate, a copolymer of acrylic acid and vinyl sulfonate, polymaleic acid, a copolymer of maleic acid and vinyl sulfonate or mellitic acid.
Предпочтительно ингибитор отложений представляет собой PPCA или DETPMP.Preferably, the scale inhibitor is PPCA or DETPMP.
Когда некоторое количество ингибитора отложений помещают в геологическое образование, некоторая доза ингибитора отложений адсорбируется наноматериалом. Адсорбция может представлять собой физическую адсорбцию. Адсорбция может представлять собой химическую адсорбцию.When a certain amount of scale inhibitor is placed in a geological formation, a certain dose of scale inhibitor is adsorbed by the nanomaterial. Adsorption may be physical adsorption. Adsorption may be chemical adsorption.
Наночастицы обеспечивают один или более центров адсорбции для ингибитора отложений. Как правило, эти центры адсорбции располагаются на поверхностях наночастиц. Каждая наночастица может обеспечивать один или более центров адсорбции. Дефект на поверхности наночастицы может обеспечивать центр адсорбции. Наночастицы могут включать в себя один или более дефектов. Дефект может представлять собой дислокацию или уступ на поверхности наночастицы. Дефект может быть вызван примесью в наночастице или низким качеством изготовления наночастицы. Использование дефектных наночастиц представляет собой преимущество, потому что они обеспечивают больше центров адсорбции, чем наночастицы более высокого качества и, как правило, являются более дешевыми.Nanoparticles provide one or more adsorption sites for a scale inhibitor. As a rule, these adsorption centers are located on the surfaces of nanoparticles. Each nanoparticle can provide one or more adsorption centers. A defect on the surface of the nanoparticle can provide an adsorption center. Nanoparticles may include one or more defects. The defect may be a dislocation or step on the surface of the nanoparticles. The defect may be caused by an impurity in the nanoparticle or poor manufacturing quality of the nanoparticle. The use of defective nanoparticles is an advantage because they provide more adsorption centers than higher quality nanoparticles and are generally cheaper.
Может оказаться целесообразным, что ингибитор отложений быстро адсорбируется наноматериалом. Это объясняется тем, что для помещения ингибитора отложений в геологическое образование может потребовать временная остановка скважины в геологическом образования для обеспечения того, чтобы ингибитор отложений был «закрыт» в геологическом образовании. Вследствие временной остановки скважины несут затраты на операционные расходы, а также потери производства во время остановки.It may be appropriate that the scale inhibitor is rapidly adsorbed by the nanomaterial. This is because in order to place a scale inhibitor in a geological formation, it may be necessary to temporarily shut down a well in a geological formation to ensure that the scale inhibitor is “closed” in the geological formation. Due to temporary shutdown of the well, the costs of operating expenses, as well as production losses during shutdown, are borne.
Предпочтительно этап (c) способа содержит следующие подэтапы:Preferably, step (c) of the method comprises the following sub-steps:
(c) (i) закачивание упомянутого количество ингибитора отложений в геологическое образование через скважину;(c) (i) pumping said amount of a scale inhibitor into a geological formation through a well;
(c) (ii) закрывание в скважине до тех пор, пока упомянутая доза ингибитора отложений не адсорбируется наноматериалом; и(c) (ii) closing in the well until said dose of scale inhibitor is adsorbed by the nanomaterial; and
(c) (iii) повторное открытие скважины.(c) (iii) reopening the well.
Адсорбция упомянутой дозы ингибитора отложений на наноматериале может занимать менее чем 1 сутки. Как правило, адсорбция упомянутой дозы ингибитора отложений на наноматериале занимает вплоть до 12 часов, предпочтительно вплоть до 6 часов и более предпочтительно вплоть до 2 часов.The adsorption of the mentioned dose of a scale inhibitor on a nanomaterial may take less than 1 day. Typically, the adsorption of said dose of a scale inhibitor on a nanomaterial takes up to 12 hours, preferably up to 6 hours, and more preferably up to 2 hours.
Может быть достигнуто равновесие, когда упомянутая доза ингибитора отложений адсорбируется на наноматериале. Когда наноматериал содержит углеродные нанотрубки, а ингибитор отложений представляет собой PPCA, адсорбция PPCA может достичь равновесия в течение одного часа.Equilibrium can be achieved when said dose of scale inhibitor is adsorbed onto the nanomaterial. When the nanomaterial contains carbon nanotubes and the scale inhibitor is PPCA, PPCA adsorption can reach equilibrium within one hour.
Когда адсорбция ингибитора отложений на наноматериале достигла равновесия, скважина может быть повторно открыта. Концентрация ингибитора отложений в окружении текучей среды внутри пор геологического образования может уменьшаться вследствие потока текучей среды через геологическое образование, и ингибитор отложений может начинать десорбироваться из наноматериала вследствие этого изменения концентрации. Вследствие сил адсорбции между ингибитором отложений и наноматериалом ингибитор отложений будет проявлять продленное высвобождение в геологическое образование.When the adsorption of the scale inhibitor on the nanomaterial has reached equilibrium, the well may be reopened. The concentration of the sediment inhibitor surrounded by the fluid within the pores of the geological formation may decrease due to the flow of fluid through the geological formation, and the sediment inhibitor may begin to desorb from the nanomaterial due to this change in concentration. Due to the adsorption forces between the scale inhibitor and the nanomaterial, the scale inhibitor will exhibit an extended release into the geological formation.
Заводнение керна представляет собой стандартное исследование для измерения проницаемости горной породы и потока текучей среды через образец керна горной породы. Результаты исследования заводнения керна предоставляют показатель поведения геологического образования на месте в углеводородном пласте. Результаты исследования заводнения керна по отношению к потоку текучей среды через образец керна могут быть выражены как кратные суммарному объему пор в образце керна. Например, поток текучей среды равный 1 поровому объему может быть эквивалентным однократно вытесняемой текучей среде в образце керна.Core flooding is a standard study for measuring rock permeability and fluid flow through a rock core sample. Core flooding studies provide an indicator of the behavior of geological formation in situ in a hydrocarbon reservoir. The results of the study of core water flooding with respect to the fluid flow through the core sample can be expressed as multiples of the total pore volume in the core sample. For example, a fluid stream equal to 1 pore volume may be equivalent to a once-displaced fluid in a core sample.
Ингибитор отложений может проявлять продленное высвобождение в геологическое образование во время протекания объема текучей среды через геологическое образование. Ингибитор отложений, адсорбированный на наноматериале, может быть высвобожден в геологическое образование за больше поровых объемов текучей среды через геологическое образование, чем ингибитор отложений, адсорбированный непосредственно на поверхности геологического образования (т.е. ингибитор отложений, адсорбированный на наноматериале, может проявлять продленное высвобождение по сравнению с ингибитором отложений, адсорбированным непосредственно на поверхности геологического образования).The sediment inhibitor may exhibit extended release into the geological formation during the flow of the fluid through the geological formation. A scale inhibitor adsorbed on a nanomaterial can be released into a geological formation for more pore volumes of fluid through a geological formation than a scale inhibitor adsorbed directly on the surface of a geological formation (i.e., a scale inhibitor adsorbed on a nanomaterial can exhibit an extended release over compared with a scale inhibitor adsorbed directly on the surface of a geological formation).
Ингибитор отложений может проявлять продолжительное высвобождение в геологическое образование за более чем 20, 40, 60, 80 или 100 поровых объемов потока текучей среды через геологическое образование.A sediment inhibitor can exhibit sustained release into a geological formation over more than 20, 40, 60, 80, or 100 pore volumes of fluid flow through the geological formation.
Как правило, ингибитор отложений проявляет продленное высвобождение в геологическое образование за более чем 200 поровых объемов в потоке текучей среды через геологическое образование, предпочтительно за более чем 500 поровых объемов потока текучей среды через геологическое образование, более предпочтительно за более чем 1000 поровых объемов потока текучей среды через геологическое образование. Ингибитор отложений может проявлять продленное высвобождение в геологическое образование за более чем 2000 или 5000 поровых объемов потока текучей среды через геологическое образование.Typically, a scale inhibitor exhibits extended release to a geological formation for more than 200 pore volumes in a fluid stream through a geological formation, preferably for more than 500 pore volumes of a fluid stream through a geological formation, more preferably for more than 1000 pore volumes of a fluid stream through geological formation. A scale inhibitor may exhibit extended release into a geological formation over more than 2,000 or 5,000 pore volumes of fluid flow through the geological formation.
Вычисление числа поровых объемов в потоке текучей среды через геологическое образование может быть основано на среднем поровом объеме на единичный объем геологического образования.The calculation of the number of pore volumes in a fluid stream through a geological formation can be based on the average pore volume per unit volume of geological formation.
Химическое взаимодействие между наноматериалом и связующим может обеспечивать, чтобы наноматериал оставался в геологическом образовании не более чем на временной основе. Некоторая доза наноматериала может оставаться в геологическом образовании на постоянной основе.The chemical interaction between the nanomaterial and the binder can ensure that the nanomaterial remains in the geological formation no more than on a temporary basis. A certain dose of nanomaterial may remain in the geological formation on an ongoing basis.
После выполнения этапа (d) способа концентрация ингибитора отложений в геологическом образовании может падать ниже приемлемого уровня. Преимущественно некоторая доза наноматериала может оставаться в геологическом образовании. Затем некоторое второе количество ингибитора отложений может быть помещено в геологическое образование так, что некоторая вторая доза ингибитора отложений адсорбируется наноматериалом.After performing step (d) of the method, the concentration of the scale inhibitor in the geological formation may drop below an acceptable level. Advantageously, a certain dose of the nanomaterial may remain in the geological formation. Then, a second amount of the sediment inhibitor can be placed in the geological formation so that some second dose of the sediment inhibitor is adsorbed by the nanomaterial.
Данный способ может дополнительно содержать этап:This method may further comprise the step of:
(e) помещения дополнительного количества ингибитора отложений в геологическое образование так, что дополнительная доза ингибитора отложений адсорбируется наноматериалом.(e) placing an additional amount of the sediment inhibitor in the geological formation so that an additional dose of the sediment inhibitor is adsorbed by the nanomaterial.
Упомянутое дополнительное количество ингибитора отложений может варьироваться. Упомянутое дополнительное количество ингибитора отложений может представлять собой некоторое второе количество. Упомянутое дополнительное количество ингибитора отложений может быть таким же, как количество, определенное на этапе (c), или оно может отличаться.The additional amount of scale inhibitor mentioned may vary. Said additional amount of scale inhibitor may be a second amount. Said additional amount of scale inhibitor may be the same as the amount determined in step (c), or it may be different.
Упомянутая дополнительная доза ингибитора отложений может варьироваться. Упомянутая дополнительная доза ингибитора отложений может представлять собой некоторую вторую дозу. Упомянутое дополнительная доза ингибитора отложений может быть такой же, как доза, определенная на этапе (c), или она может отличаться.Mentioned additional dose of scale inhibitor may vary. Said additional dose of the scale inhibitor may be some second dose. Said additional dose of the scale inhibitor may be the same as the dose determined in step (c), or it may be different.
Способ может дополнительно содержать этап:The method may further comprise the step of:
(f) ингибирования отложений в геологическом образовании вследствие продленного высвобождения упомянутой дополнительной дозы ингибитора отложений из наноматериала в геологическое образование.(f) inhibition of sediment in the geological formation due to the extended release of said additional dose of the sediment inhibitor from the nanomaterial into the geological formation.
Может быть выполнено многократное помещение ингибитора отложений. Этапы (e) и (f) могут быть повторены по меньшей мере один раз.Multiple placement of a scale inhibitor may be performed. Steps (e) and (f) may be repeated at least once.
Согласно второму аспекту настоящее изобретение предоставляет набор составляющих для выполнения способа согласно изобретению, как описано выше, причем упомянутый набор составляющих содержит:According to a second aspect, the present invention provides a kit of components for performing the method of the invention as described above, said kit of components comprising:
связующее;a binder;
наноматериал, способный сцепляться со связующим вследствие химического взаимодействия между наноматериалом и связующим, причем наноматериал обеспечивает один или более центров адсорбции; иa nanomaterial capable of adhering to a binder due to chemical interaction between the nanomaterial and the binder, wherein the nanomaterial provides one or more adsorption centers; and
ингибитор отложений, способный адсорбироваться на центрах адсорбции наноматериала.scale inhibitor capable of adsorbing on nanomaterial adsorption centers.
Компоненты данного набора составляющих могут иметь любой из общих или специфических признаков, которые описаны в настоящем документе в отношении способа согласно настоящему изобретению.The components of this set of constituents may have any of the general or specific features that are described herein with respect to the method of the present invention.
Например, связующее может быть перенесено (например, растворено, диспергировано или суспендировано) в несущей связующее текучей среде. Концентрация связующего в несущей связующее текучей среде может составлять вплоть до 10 масс.%, предпочтительно вплоть до 2 масс.%. Концентрация связующего в несущей связующее текучей среде может составлять от 0,1 масс.% до 2 масс.%.For example, a binder can be transferred (for example, dissolved, dispersed or suspended) in a binder-bearing fluid. The concentration of the binder in the binder carrier fluid may be up to 10 wt.%, Preferably up to 2 wt.%. The concentration of the binder in the binder carrier fluid may be from 0.1 wt.% To 2 wt.%.
В качестве дополнительного примера, наноматериал может быть перенесен (например, растворен, диспергирован или суспендирован) в несущей наноматериал текучей среде. Концентрация наноматериала в несущей наноматериал текучей среде может составлять вплоть до 20 масс.%, предпочтительно вплоть до 10 масс.% и более предпочтительно вплоть до 5 масс.%. Концентрация наноматериала в несущей наноматериал текучей среде может составлять вплоть до 1 масс.% или вплоть до 0,2 масс.%.As a further example, the nanomaterial can be transferred (for example, dissolved, dispersed or suspended) in a fluid carrying the nanomaterial. The concentration of the nanomaterial in the fluid carrying the nanomaterial can be up to 20 wt.%, Preferably up to 10 wt.% And more preferably up to 5 wt.%. The concentration of the nanomaterial in the carrier fluid of the nanomaterial can be up to 1 wt.% Or up to 0.2 wt.%.
Далее, исключительно в качестве примера, будет описан вариант осуществления настоящего изобретения со ссылкой на сопровождающие чертежи, в которых:Further, solely by way of example, an embodiment of the present invention will be described with reference to the accompanying drawings, in which:
фиг. 1 показывает химическую формулу диметилформамида (DMF);FIG. 1 shows the chemical formula of dimethylformamide (DMF);
фиг. 2 показывает химическую формулу додецилсульфата натрия (SDS);FIG. 2 shows the chemical formula of sodium dodecyl sulfate (SDS);
фиг. 3 показывает химическое взаимодействие между функционализированным наноматериалом, содержащим углеродные нанотрубки (УНТ), и органосилановым связующим, нанесенным на поверхность подложки;FIG. 3 shows the chemical interaction between a functionalized nanomaterial containing carbon nanotubes (CNTs) and an organosilane binder deposited on a substrate surface;
фиг. 4 показывает химическое взаимодействие между функционализированным карбоксильными группами наноматериалом, содержащим углеродные нанотрубки, и органосилановым связующим, нанесенным на подложку;FIG. 4 shows the chemical interaction between functionalized carboxyl groups nanomaterials containing carbon nanotubes and an organosilane binder supported on a substrate;
фиг. 5 показывает использование 1-этил-3-(3-диметиламинопропил)-карбодиимида (EDC) и гидроксисульфосукцинимида (sulfo-NHS) для ускорения химического взаимодействия между наноматериалом и связующим, нанесенным на подложку;FIG. 5 shows the use of 1-ethyl-3- (3-dimethylaminopropyl) -carbodiimide (EDC) and hydroxysulfosuccinimide (sulfo-NHS) to accelerate the chemical interaction between the nanomaterial and a binder supported on a substrate;
фиг. 6a представляет собой наблюдаемое в сканирующий электронный микроскоп (SEM) изображение очищенной поверхности кварца;FIG. 6a is a scanning electron microscope (SEM) image of a cleaned quartz surface;
фиг. 6b и 6c представляют собой SEM изображения поверхности с фиг. 6a с органосилановым связующим, нанесенным на поверхность;FIG. 6b and 6c are SEM images of the surface of FIG. 6a with an organosilane binder applied to the surface;
фиг. 6d представляет собой SEM изображение поверхности с фиг. 6b с углеродными нанотрубками, сцепленными с поверхностью посредством связующего, после воздействия на поверхность раствора, содержащего УНТ, в течение 1 суток;FIG. 6d is a SEM image of the surface of FIG. 6b with carbon nanotubes adhered to the surface by means of a binder, after exposure to the surface of a solution containing CNTs for 1 day;
фиг. 6e представляет собой наблюдаемое на SEM изображение поверхности с фиг. 6b с углеродными нанотрубками, прикрепленными к поверхности посредством связующего, после воздействия на поверхность раствора, содержащего УНТ, в течение 7 суток;FIG. 6e is an SEM image of the surface of FIG. 6b with carbon nanotubes attached to the surface by means of a binder, after exposure to the surface of a solution containing CNTs for 7 days;
фиг. 6f представляет собой SEM изображение углеродных нанотрубок, сцепленных с поверхностью с использованием SDS в качестве дисперсанта;FIG. 6f is an SEM image of carbon nanotubes adhered to a surface using SDS as a dispersant;
фиг. 7a представляет собой SEM изображение углеродных нанотрубок, сцепленных с поверхностью доддингтонской горной породы с использованием DMF в качестве дисперсанта и DCC в качестве сшивающего агента;FIG. 7a is a SEM image of carbon nanotubes adhered to the surface of a Doddington rock using DMF as a dispersant and DCC as a crosslinking agent;
фиг. 7b представляет собой SEM изображение углеродных нанотрубок, сцепленных с поверхностью доддингтонской горной породы с использованием SDS в качестве дисперсанта и EDC-sulfo-NHS в качестве сшивающего агента;FIG. 7b is an SEM image of carbon nanotubes adhered to the surface of a Doddington rock using SDS as a dispersant and EDC-sulfo-NHS as a crosslinking agent;
фиг. 8 показывает химические формулы ингибиторов отложений DETPMP и PPCA; FIG. 8 shows the chemical formulas of the DETPMP and PPCA scale inhibitors;
фиг. 9 представляет собой сравнение адсорбции PPCA на УНТ и трех различных песках;FIG. 9 is a comparison of PPCA adsorption on CNTs and three different sands;
фиг. 10 представляет собой сравнение адсорбции PPCA на УНТ и горной породе;FIG. 10 is a comparison of PPCA adsorption on CNTs and rock;
фиг. 11 представляет собой сравнение адсорбции DETPMP на УНТ и порошке диоксида кремния;FIG. 11 is a comparison of DETPMP adsorption on CNTs and silica powder;
фиг. 12 представляет собой сравнение адсорбции DETPMP на УНТ и горной породе; FIG. 12 is a comparison of DETPMP adsorption on CNTs and rock;
фиг. 13 представляет собой адсорбции PPCA на УНТ в течение 24-часового периода;FIG. 13 represents adsorption of PPCA on CNTs over a 24-hour period;
фиг. 14 представляет собой сравнение адсорбции PPCA на двух различных типах УНТ;FIG. 14 is a comparison of PPCA adsorption on two different types of CNTs;
фиг. 15 показывает нормированную концентрацию PPCA в растворе с УНТ, функционализированными карбоксильными группами УНТ и функционализированными гидроксильными группами УНТ;FIG. 15 shows the normalized concentration of PPCA in a solution with CNTs, functionalized carboxyl groups of CNTs and functionalized hydroxyl groups of CNTs;
фиг. 16 показывает состав солевого раствора 1, использованного в экспериментах;FIG. 16 shows the composition of
фиг. 17 показывает состав солевого раствора 2, использованного в экспериментах;FIG. 17 shows the composition of
фиг. 18 представляет собой сравнение адсорбции PPCA на УНТ в дистиллированной воде (ДВ) и солевом растворе 1;FIG. 18 is a comparison of the adsorption of PPCA on CNTs in distilled water (DW) and
фиг. 19 представляет собой сравнение адсорбции PPCA на УНТ в дистиллированной воде (ДВ) и солевом растворе 2;FIG. 19 is a comparison of the adsorption of PPCA on CNTs in distilled water (DW) and
фиг. 20 показывает результаты термогравиметрического анализа (ТГА) функционализированных УНТ и чистых УНТ;FIG. 20 shows the results of a thermogravimetric analysis (TGA) of functionalized CNTs and pure CNTs;
фиг. 21 показывает результаты рамановской спектроскопии функционализированных УНТ и чистых УНТ;FIG. 21 shows the results of Raman spectroscopy of functionalized CNTs and pure CNTs;
фиг. 22 показывает исследование заводнения керна в дистиллированной воде;FIG. 22 shows a study of core flooding in distilled water;
фиг. 23 показывает исследование заводнения керна в солевом растворе; иFIG. 23 shows a study of core water flooding in saline; and
фиг. 24 представляет собой схематическое представление варианта осуществления способа согласно настоящему изобретению.FIG. 24 is a schematic diagram of an embodiment of a method according to the present invention.
Вариант осуществления способа ингибирования отложений в геологическом образовании, который схематически иллюстрируется на фиг. 24 и будет описываться ниже, содержит этапы:An embodiment of a method of inhibiting deposits in a geological formation, which is schematically illustrated in FIG. 24 and will be described below, contains the steps:
(a) нанесение 3-аминопропилтриэтоксисилана в качестве связующего на поверхность горной породы геологического образования;(a) applying 3-aminopropyltriethoxysilane as a binder to a rock surface of a geological formation;
(b) доставка наноматериала, содержащего наночастицы, которые представляют собой функционализированные карбоксильными группами углеродные нанотрубки (УНТ), к поверхности геологического образования, чтобы посредством этого вызвать сцепление вследствие амидной связи между карбоксильными группами на УНТ и аминогруппами на связующем, где УНТ обеспечивают один или более центров адсорбции для ингибитора отложений, который представляет собой PPCA или DETPMP;(b) the delivery of nanomaterial containing nanoparticles, which are carbon nanotubes functionalized by carboxyl groups, to the surface of the geological formation, thereby causing adhesion between the carboxyl groups on the CNT and the amino groups on the binder, where the CNTs provide one or more adsorption sites for a scale inhibitor that is PPCA or DETPMP;
(c) помещение некоторого количества PPCA или DETPMP в геологическое образование так, что некоторая доза PPCA или DETPMP адсорбируется УНТ; и(c) placing a certain amount of PPCA or DETPMP in the geological formation so that a certain dose of PPCA or DETPMP is adsorbed by CNTs; and
(d) ингибирование отложений в геологическом образовании вследствие продленного высвобождения упомянутой дозы PPCA или DETPMP из наноматериала в геологическое образование.(d) inhibition of deposits in the geological formation due to the extended release of said dose of PPCA or DETPMP from the nanomaterial into the geological formation.
Ниже подробно описаны эксперименты, которые относятся к отдельным этапам этого варианта осуществления способа.The following describes in detail the experiments that relate to the individual steps of this embodiment of the method.
ЭКСПЕРИМЕНТЫ, ОТНОСЯЩИЕСЯ К ЭТАПУ (A) НАНЕСЕНИЯ 3-АМИНОПРОПИЛТРИЭТОКСИСИЛАНА В КАЧЕСТВЕ СВЯЗУЮЩЕГО НА ПОВЕРХНОСТЬ ГОРНОЙ ПОРОДЫ.EXPERIMENTS RELATED TO STAGE (A) APPLICATION OF 3-AMINOPROPYLTRIETHOXYSILANE AS BINDING ON SURFACE OF ROCK.
Поверхность горной породы геологического образования (обозначенная как подложка на чертежах) функционализирована 3-аминопропилтриэтоксисиланом как связующим для модифицирования поверхности горной породы, чтобы она могла реагировать с углеродными нанотрубками. Добавляют 2 масс.% 3-аминопропилтриэтоксисилана в несущую связующее текучую среду, которая представляет собой раствор 95% этанола и 5% воды по объему. Смесь связующего и несущей связующее текучей среды закачивают в геологическое образование на требуемый период времени от 1 до 4 ч. Поверхность горной породы промывают этанолом, а затем водой, чтобы удалить непрорагировавший органосилан.The rock surface of the geological formation (designated as the substrate in the drawings) is functionalized with 3-aminopropyltriethoxysilane as a binder to modify the rock surface so that it can react with carbon nanotubes. 2% by weight of 3-aminopropyltriethoxysilane is added to the carrier binder fluid, which is a solution of 95% ethanol and 5% water by volume. A mixture of a binder and a binder-bearing fluid is pumped into the geological formation for a desired period of time from 1 to 4 hours. The rock surface is washed with ethanol and then with water to remove unreacted organosilane.
Полученное сканирующим электронным микроскопом с полевой эмиссионной пушкой (FEG-SEM) изображение очищенной поверхности кварца показано на фиг. 6a. Полученные методом FEG-SEM изображения поверхности кварца, на которую был нанесен 3-аминопропилтриэтоксисилан как связующее, показаны на фиг. 6b и 6c.The image of the cleaned quartz surface obtained by a scanning electron microscope with a field emission gun (FEG-SEM) is shown in FIG. 6a. FEG-SEM images of a quartz surface onto which 3-aminopropyltriethoxysilane was applied as a binder are shown in FIG. 6b and 6c.
ЭКСПЕРИМЕНТЫ, ОТНОСЯЩИЕСЯ К ЭТАПУ (B) СЦЕПЛЕНИЯ ФУНКЦИОНАЛИЗИРОВАННЫХ КАРБОКСИЛЬНЫМИ ГРУППАМИ УНТ С ПОВЕРХНОСТЬЮ ГОРНОЙ ПОРОДЫ.EXPERIMENTS RELATED TO STAGE (B) COUPLINGS OF FUNCTIONALIZED CNTs WITH A ROCK SURFACE WITH A CARBOXYL GROUP.
УНТ-трубки, используемые в этом варианте осуществления, представляют собой функционализированные карбоксильными группами УНТ (COOH-УНТ) с длиной менее чем 2 мкм и диаметром менее чем 8 нм. Эти COOH-УНТ образуют связь с аминогруппой 3-аминопропилтриэтоксисилана как связующего.CNT tubes used in this embodiment are CNTs functionalized with carboxy groups (COOH-CNTs) with a length of less than 2 μm and a diameter of less than 8 nm. These COOH-CNTs form a bond with the amino group of 3-aminopropyltriethoxysilane as a binder.
Перед закачиванием УНТ-трубок на поверхность горной породы они диспергируются в несущей наноматериал текучей среде. Были исследованы два дисперсанта (DMF и SDS).Before the CNT tubes are pumped onto the surface of the rock, they are dispersed in a fluid carrying a nanomaterial. Two dispersants (DMF and SDS) were investigated.
i. ДИСПЕРГИРОВАНИЕ УНТ В ДИМЕТИЛФОРМАМИДЕ (DMF)i. Dispersion of CNTs in Dimethylformamide (DMF)
Формула DMF представлена фиг. 1. DMF допускает смешение с водой и большинством органических жидкостей. DMF адсорбируется на стенках УНТ и разворачивает агломерированные УНТ с помощью ультразвуковой ванны и физического адсорбционного взаимодействия между DMF и УНТ.The DMF formula is shown in FIG. 1. DMF is miscible with water and most organic fluids. DMF is adsorbed on the walls of CNTs and deploys agglomerated CNTs using an ultrasonic bath and physical adsorption interaction between DMF and CNTs.
COOH-УНТ добавляли к раствору DMF в соотношении 1:5 (масс./об.) с последующим помещением стакана в ультразвуковую ванну на 2 часа. После этого раствор выдерживали в неподвижном состоянии в течение 24 часов, чтобы осадить недиспергированные УНТ на дне стакана. Верхний слой суспензии использовали в экспериментах.COOH-CNTs were added to the DMF solution in a ratio of 1: 5 (w / v), followed by placing the beaker in an ultrasonic bath for 2 hours. After this, the solution was kept stationary for 24 hours to precipitate undispersed CNTs at the bottom of the glass. The top layer of the suspension was used in experiments.
ii. ДИСПЕРГИРОВАНИЕ УНТ В ДОДЕЦИЛСУЛЬФАТЕ НАТРИЯ (SDS)ii. Dispersion of CNTs in Sodium Dodecyl Sulfate (SDS)
Другой дисперсант, выбранный для этой работы, представлял собой SDS. Формула SDS представлена на фиг. 2. SDS является более благоприятным для окружающей среды, чем DMF. Степень дисперсии УНТ изменяется в зависимости от используемого дисперсанта. SDS диспергирует УНТ посредством гидрофобного хвоста радикала SDS, взаимодействующего с УНТ, а гидрофильная головная часть SDS одновременно образует связь с водой. Использовали ультразвуковую ванну, чтобы разбить агломераты УНТ при воздействии SDS на УНТ.Another dispersant selected for this work was SDS. The SDS formula is shown in FIG. 2. SDS is more environmentally friendly than DMF. The degree of dispersion of CNTs varies with the dispersant used. SDS disperses CNTs through a hydrophobic tail of the SDS radical interacting with CNTs, and the hydrophilic head of SDS simultaneously forms a bond with water. An ultrasonic bath was used to break down CNT agglomerates when SDS was applied to CNTs.
Использовали два различных массовых соотношения COOH-УНТ/SDS (1:10 и 1:50), чтобы получить наилучшую дисперсию. Раствор ставили в ультразвуковую ванну на 2 часа с последующим помешиванием в течение 24 часов. Раствор оставляли для отделения недиспергированных COOH-УНТ от диспергированных.Two different COOH-CNT / SDS weight ratios (1:10 and 1:50) were used to obtain the best dispersion. The solution was placed in an ultrasonic bath for 2 hours, followed by stirring for 24 hours. The solution was left to separate undispersed COOH-CNTs from dispersed ones.
Для этих двух различных способов диспергирования УНТ (с использованием DMF или SDS) выбирали подходящий сшивающий агент, чтобы способствовать реакции карбоксильной группы COOH-УНТ с аминогруппой обработанной 3-аминопропилтриэтоксисиланом поверхности горной породы. N/N′-дициклогексилкарбодиимид (DCC) выбирали в качестве сшивающего агента для COOH-УНТ, диспергированных DMF. В случае COOH-УНТ, диспергированных SDS, выбирали 1-этил-3-(3-диметиламинопропил)карбодиимид (EDC).For these two different methods of dispersing CNTs (using DMF or SDS), a suitable crosslinking agent was chosen to facilitate the reaction of the carboxyl group of the COOH-CNT with the amino group of the 3-aminopropyltriethoxysilane-treated rock surface. N / N′-dicyclohexylcarbodiimide (DCC) was selected as the crosslinking agent for COOH-CNTs dispersed in DMF. In the case of COOH-CNTs dispersed with SDS, 1-ethyl-3- (3-dimethylaminopropyl) carbodiimide (EDC) was selected.
Эксперименты проводили, используя поверхности кварца и доддингтонской горной породы. Образцы функционализированных органосиланом кварца или доддингтонской горной породы помещали в лабораторные стаканы объемом 25 мл с последующим добавлением 5 мл COOH-УНТ, диспергированных в DMF или SDS. Образцы выдерживали в растворах в течение требуемого периода времени. После этого образцы промывали дистиллированной водой (ДВ), а затем высушивали при комнатной температуре. После высушивания образцы подвергали исследованию, используя сканирующий электронный микроскоп с полевой эмиссионной пушкой (FEG-SEM).The experiments were carried out using the surface of quartz and Doddington rock. Samples of organosilane-functionalized quartz or Doddington rock were placed in 25 ml beakers, followed by 5 ml of COOH-CNTs dispersed in DMF or SDS. Samples were kept in solutions for the required period of time. After that, the samples were washed with distilled water (DW), and then dried at room temperature. After drying, the samples were examined using a scanning electron microscope with a field emission gun (FEG-SEM).
iii. СЦЕПЛЕНИЕ ДИСПЕРГИРОВАННЫХ ДИМЕТИЛФОРМАМИДОМ COOH-УНТ С ОБРАБОТАННОЙ ОРГАНОСИЛАНОМ ПОВЕРХНОСТЬЮ КВАРЦА/ГОРНОЙ ПОРОДЫ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ DCC В КАЧЕСТВЕ СШИВАЮЩЕГО АГЕНТАiii. CLIPPING OF COOH-CNT DISPERSED WITH DIMETHYL FORMAMIDE WITH ORGANOSILANE-TREATED QUARTZ / ROCK SURFACE USING DCC AS A BINDING AGENT
Фиг. 3 показывает химическое взаимодействие между диспергированными диметилформамидом COOH-УНТ и обработанной органосиланом подложкой с использованием DCC в качестве сшивающего агента.FIG. 3 shows the chemical interaction between dispersed COOH-CNT dimethylformamide and an organosilane-treated support using DCC as a crosslinking agent.
Сначала 5 мл DMF добавляли в лабораторный стакан с 1 мг COOH-УНТ. Раствор встряхивали вручную, чтобы диспергировать COOH-УНТ. Для получения лучшей и однородной дисперсии осуществляли выдерживание в ультразвуковой ванне в течение 2 часов, чтобы диспергировать COOH-УНТ в растворе DMF. После этого в раствор добавляли 3 мг DCC с последующим помещением функционализированной органосиланом кварцевой пластинки в раствор в течение фиксированных периодов времени. Для данной работы использовали два различных периода времени (1 и 7 суток). Результаты, полученные с использованием FEG-SEM после высушивания поверхности, представлены на фиг. 6d (после 1 суток) и 6e (после 7 суток).First, 5 ml of DMF was added to a beaker with 1 mg COOH-CNT. The solution was shaken manually to disperse COOH-CNTs. To obtain a better and uniform dispersion, aging was carried out in an ultrasonic bath for 2 hours in order to disperse COOH-CNTs in a DMF solution. Thereafter, 3 mg of DCC was added to the solution, followed by placement of the organosilane-functionalized quartz plate in the solution for fixed periods of time. For this work, we used two different time periods (1 and 7 days). The results obtained using FEG-SEM after drying the surface are shown in FIG. 6d (after 1 day) and 6e (after 7 days).
iv. СЦЕПЛЕНИЕ ДИСПЕРГИРОВАННЫХ ДОДЕЦИЛСУЛЬФАТОМ НАТРИЯ COOH-УНТ С ОБРАБОТАННОЙ ОРГАНОСИЛАНОМ ПОВЕРХНОСТЬЮ КВАРЦА/ГОРНОЙ ПОРОДЫ БЕЗ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СШИВАЮЩЕГО АГЕНТА.iv. COUPLING OF SODIUM SODIUM COOH-CNT DISPERSED WITH ORGANOSILANE PROCESSED WITH QUARTZ / ROCK SURFACE WITHOUT USING A BINDING AGENT.
Фиг. 4 показывает химическое взаимодействие диспергированных додецилсульфатом натрия COOH-УНТ с аминогруппой функционализированного органосиланом кварца без присутствия сшивающего агента.FIG. 4 shows the chemical interaction of sodium COOH-CNT dispersed with sodium dodecyl sulfate with the amino group of organosilane-functionalized quartz without the presence of a crosslinking agent.
Обработанную поверхность помещали в 5 мл раствора SDS/УНТ на требуемый период времени с последующим промыванием дистиллированной водой. Было обнаружено, что вероятность реакции между COOH-УНТ и аминами на функционализированной поверхности является низкой при отсутствии сшивающего агента.The treated surface was placed in 5 ml of SDS / CNT solution for the desired period of time, followed by washing with distilled water. It was found that the probability of a reaction between COOH-CNTs and amines on a functionalized surface is low in the absence of a crosslinking agent.
v. СЦЕПЛЕНИЕ ДИСПЕРГИРОВАННЫХ ДОДЕЦИЛСУЛЬФАТОМ НАТРИЯ COOH-УНТ С ОБРАБОТАННОЙ ОРГАНОСИЛАНОМ ПОВЕРХНОСТЬЮ КВАРЦА/ГОРНОЙ ПОРОДЫ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ EDC В КАЧЕСТВЕ СШИВАЮЩЕГО АГЕНТА И SULFO-NHS В КАЧЕСТВЕ УСКОРИТЕЛЯ СШИВАНИЯ.v. COUPLING OF SODIUM COOH-CNT DISPERSED WITH SODIUM DOODECyl SULPHATE WITH ORGANOSILANE PROCESSED QUARTZ / ROCK SURFACE USING EDC AS A BINDING AGENT OF RESULTS AND SULFO.
Фиг. 5 показывает химическое взаимодействие диспергированных додецилсульфатом натрия COOH-УНТ с аминогруппой функционализированного органосиланом кварца с использованием EDC в качестве сшивающего агента. EDC действует в качестве сопрягающего соединения, которое повышает реакционную способность, а sulfo-NHS используется в качестве ускорителя сшивания.FIG. 5 shows the chemical interaction of sodium COOH-CNT dispersed with sodium dodecyl sulfate with the amino group of organosilane-functionalized quartz using EDC as a crosslinking agent. EDC acts as a mating compound that increases reactivity, and sulfo-NHS is used as a crosslinking accelerator.
Чтобы использовать EDC для сшивания карбоксильных групп углеродных нанотрубок с амином на поверхности, использовали следующий протокол опыта:To use EDC for crosslinking the carboxyl groups of carbon nanotubes with an amine on the surface, the following test protocol was used:
1. Приготавливали раствор с 10 мг COOH-УНТ в SDS в ультразвуковой ванне в течение 2 часов.1. A solution was prepared with 10 mg of COOH-CNT in SDS in an ultrasonic bath for 2 hours.
2. После этого в раствор добавляли 1,644 мг EDC.2. Thereafter, 1.644 mg of EDC was added to the solution.
3. После перемешивания раствора добавляли 1,086 г sulfo-NHS, и раствор встряхивали вручную перед использованием в экспериментах.3. After stirring the solution, 1.086 g of sulfo-NHS was added, and the solution was shaken manually before use in the experiments.
Фиг. 6f показывает SEM изображение диспергированных додецилсульфатом натрия COOH-УНТ, сцепленных с обработанным органосиланом кварцем с использованием EDC в качестве сшивающего агента и sulfo-NHS в качестве ускорителя сшивания.FIG. 6f shows an SEM image of sodium COOH-CNT dispersed with sodium dodecyl sulfate adhered to organosilane-treated silica using EDC as a crosslinking agent and sulfo-NHS as a crosslinking accelerator.
vi. СЦЕПЛЕНИЕ COOH-УНТ С ОБРАБОТАННОЙ ОРГАНОСИЛАНОМ ПОВЕРХНОСТЬЮ ДОДДИНГТОНСКОЙ ГОРНОЙ ПОРОДЫvi. CLUTCH OF COOH-CNT WITH PROCESSED ORGANOSILANE SURFACE OF DODDINGTON ROCK
Используя описанные выше способы, COOH-УНТ сцепляли с образцами доддингтонской горной породы. Фиг. 7a показывает COOH-УНТ, сцепленные с доддингтонской горной породой с использованием DMF и DCC. Фиг. 7b показывает COOH-УНТ, сцепленные с доддингтонской горной породой с использованием SDS, EDC и sulfo-NHS.Using the methods described above, COOH-CNTs were coupled to samples of the Doddington rock. FIG. 7a shows COOH-CNTs coupled to the Doddington rock using DMF and DCC. FIG. 7b shows COOH-CNTs coupled to the Doddington rock using SDS, EDC and sulfo-NHS.
ЭКСПЕРИМЕНТЫ, ОТНОСЯЩИЕСЯ К ЭТАПУ (C) АДСОРБЦИИ ИНГИБИТОРА ОТЛОЖЕНИЙ НА УНТEXPERIMENTS RELATED TO STAGE (C) ADSORPTION OF SILICON DEPOSIT INHIBITOR
Статические адсорбционные исследования выполнены, чтобы оценить эффективность УНТ для адсорбции полифосфинокарбоновой кислоты (PPCA) и диэтилентриаминпентаметиленфосфоновой кислоты (DETPMP). Химические структуры PPCA и DETPMP показаны на фиг. 8.Static adsorption studies were performed to evaluate the effectiveness of CNTs for the adsorption of polyphosphinocarboxylic acid (PPCA) and diethylene triamine pentamethylene phosphonic acid (DETPMP). The chemical structures of PPCA and DETPMP are shown in FIG. 8.
Предполагается, что атомы углерода из PPCA способны адсорбироваться на атомах углерода в УНТ.It is assumed that carbon atoms from PPCA are capable of adsorbing on carbon atoms in CNTs.
Адсорбционные исследования выполняли в дистиллированной воде и двух солевых растворах различных составов. Состав солевого раствора 1 показан на фиг. 16, а состав солевого раствора 2 показан на фиг. 17.Adsorption studies were performed in distilled water and two saline solutions of various compositions. The composition of the
Статические адсорбционные исследования выполнены следующим образом. Для каждого эксперимента приготавливали по 50 мл растворов с различными концентрациями ингибиторов отложений (SI) в дистиллированной воде (ДВ) или солевом растворе. Эти образцы направляли на измерение методом индуктивно-связанной плазмы (ICP), чтобы определять концентрацию SI в растворе в качестве контроля. После этого требуемую дозу УНТ (или диоксида кремния, или горной породы для сравнения) добавляли в раствор, который помешивали в течение 24 часов. В качестве альтернативы, раствор ставили в ультразвуковую ванну на 2 часа, а затем помешивали магнитной мешалкой в течение 22 часов. Затем 3 мл раствора фильтровали, используя фильтрующий шприц с отверстиями 0,45 мкм (Millex-HV 0,45 мкм от компании Millipore), и измеряли методом ICP (Horiba Jobin Yvon от компании Instruments S. A.). Таким образом, весь раствор фильтровали, используя вакуумный насос, а УНТ собирали на верхней поверхности мембраны. Наконец, функционализированные УНТ высушивали в вакуумной печи при 70°C в течение 4 часов и анализировали методами термогравиметрического анализа (TGA) и рамановской спектроскопии.Static adsorption studies are performed as follows. For each experiment, 50 ml of solutions were prepared with various concentrations of scale inhibitors (SI) in distilled water (DV) or saline. These samples were sent for measurement by inductively coupled plasma (ICP) to determine the concentration of SI in solution as a control. After that, the required dose of CNTs (or silica, or rock for comparison) was added to the solution, which was stirred for 24 hours. Alternatively, the solution was placed in an ultrasonic bath for 2 hours, and then stirred with a magnetic stirrer for 22 hours. Then, 3 ml of the solution was filtered using a 0.45 μm filter syringe (Milllex-HV 0.45 μm from Millipore) and measured by ICP (Horiba Jobin Yvon from Instruments S. A.). Thus, the entire solution was filtered using a vacuum pump, and CNTs were collected on the upper surface of the membrane. Finally, functionalized CNTs were dried in a vacuum oven at 70 ° C for 4 hours and analyzed by thermogravimetric analysis (TGA) and Raman spectroscopy.
i. АДСОРБЦИЯ PPCA НА УНТ ПО СРАВНЕНИЮ С ПЕСКАМИi. PPCA ON SAN ADSORPTION COMPARED TO SAND
Фиг. 9 показывает нормированную адсорбцию PPCA на УНТ и различных типах песков (обозначено как A) по сравнению с контролем (обозначено как C). Ось y на фиг. 9 показывает остаточную концентрацию PPCA в растворе. Фиг. 9 показывает более высокую адсорбцию PPCA на УНТ, чем адсорбция на горной породе, порошке диоксида кремния или частицах пористого диоксида кремния, поскольку меньше PPCA остается в растворе после 24-часового подвергания воздействию УНТ по сравнению с результатами для горной породы, порошка диоксида кремния и частиц пористого диоксида кремния. Меньшее содержание PPCA в растворе означает, что больше PPCA адсорбировано на образце. Эти результаты иллюстрируют, что высокая адсорбция может быть достигнута с помощью УНТ. Ранее была получена адсорбция менее чем 1 мг/г PPCA в условиях использования содержащего кальций солевого раствора и использования каолинита в качестве адсорбента при 95°C.FIG. 9 shows the normalized adsorption of PPCA on CNTs and various types of sands (indicated as A) as compared to the control (indicated as C). The y axis in FIG. 9 shows the residual concentration of PPCA in solution. FIG. 9 shows a higher adsorption of PPCA on CNTs than adsorption on rock, silica powder or porous silica particles, since less PPCA remains in solution after 24 hours exposure to CNTs compared to the results for rock, silica powder and particles porous silicon dioxide. A lower PPCA content in solution means that more PPCA is adsorbed on the sample. These results illustrate that high adsorption can be achieved using CNTs. Previously, adsorption of less than 1 mg / g PPCA was obtained under conditions of using calcium-containing saline and using kaolinite as an adsorbent at 95 ° C.
ii. АДСОРБЦИЯ PPCA НА УНТ ПО СРАВНЕНИЮ С ДРОБЛЕНОЙ ГОРНОЙ ПОРОДОЙii. PPCA ADSORPTION ON CNT COMPARED TO CRUSHED ROCK
Фиг. 10 указывает, что адсорбция менее чем 1 мг PPCA на 1 г дробленой горной породы была достигнута ранее с содержащим кальций солевым раствором. В качестве сравнения, адсорбируется по меньшей мере 70 мг PPCA на 1 г УНТ. Это показывает, что УНТ имеют значительно более высокую способность адсорбции PPCA, чем дробленая горная порода.FIG. 10 indicates that adsorption of less than 1 mg PPCA per 1 g of crushed rock was previously achieved with calcium-containing saline. By comparison, at least 70 mg of PPCA per 1 g of CNT is adsorbed. This shows that CNTs have a significantly higher PPCA adsorption capacity than crushed rock.
iii. АДСОРБЦИЯ DETPMP НА УНТiii. DETPMP ADSORPTION ON CNT
Другой ингибитор отложений, используемый в нефтяной и газовой промышленности, представляет собой DETPMP. Исследовали адсорбцию DETPMP на УНТ. В экспериментальной модели для DETPMP использовался такой же протокол, как в экспериментах с PPCA.Another scale inhibitor used in the oil and gas industry is DETPMP. The adsorption of DETPMP on CNTs was investigated. In the experimental model for DETPMP, the same protocol was used as in the experiments with PPCA.
Фиг. 11 показывает результаты адсорбции DETPMP на УНТ и порошке диоксида кремния (обозначено как A) по сравнению с контролем (обозначено как C). Фиг. 11 показывает отсутствие адсорбции DETPMP на порошке диоксида кремния после 24 часов. 7,1 мг из 76 мг DETPMP, растворенного в 50 мл дистиллированной воды, адсорбировалось на поверхности УНТ, что не составляет столько, сколько адсорбция PPCA на УНТ.FIG. 11 shows the results of DETPMP adsorption on CNTs and silica powder (indicated as A) compared to the control (indicated as C). FIG. 11 shows the absence of DETPMP adsorption on silica powder after 24 hours. 7.1 mg of 76 mg of DETPMP dissolved in 50 ml of distilled water was adsorbed on the surface of CNTs, which is not as much as adsorption of PPCA on CNTs.
Фиг. 12 показывает сравнение между адсорбцией DETPMP на УНТ и адсорбцией на горной породе в предшествующих экспериментах. Следует еще раз отметить, что эксперимент на горной породе осуществляли в растворе соли, содержащем кальций и другие двухзарядные ионы. Данный результат указывает, что склонность DETPMP к адсорбции на поверхности УНТ значительно выше, чем на горной породе вследствие большей удельной поверхности УНТ (м2/г), а также стремления атомов углерода в УНТ к адсорбции DETPMP.FIG. 12 shows a comparison between DETPMP adsorption on CNTs and rock adsorption in previous experiments. It should be noted once again that the rock experiment was carried out in a salt solution containing calcium and other doubly charged ions. This result indicates that the tendency of DETPMP to adsorb on the surface of CNTs is much higher than on rock due to the larger specific surface of CNTs (m 2 / g), as well as the tendency of carbon atoms in CNTs to adsorb DETPMP.
iv. СКОРОСТЬ АДСОРБЦИИ PPCA НА УНТiv. CNT PPCA ADSORPTION SPEED
Фиг. 13 показывает скорость, с которой PPCA адсорбируется на УНТ. Образцы для измерений методом ICP отбирали в различные моменты времени, чтобы наблюдать изменение адсорбции. Добавляли 300 мг УНТ в раствор c 1000 ppm (частей на миллион) PPCA. Образцы отбирали перед добавлением УНТ и в различные моменты времени после добавления УНТ. Фиг. 13 иллюстрирует нормированную адсорбцию PPCA на УНТ с течением времени посредством представления нормированной остаточной концентрации PPCA в растворе. Образцы отбирали через 0,5, 1, 2 и 24 часа. Фиг. 13 показывает, что после 0,5 часа была получена 82% достижимой адсорбции, а после 1 часа адсорбция PPCA на УНТ достигала равновесия. Этот значительно быстрее, чем 24-часовой период остановки скважины, требуемый для некоторых используемых в настоящее время обработок отложений ингибиторами под давлением, и показывает, что этап (c) настоящего изобретения может преимущественно быть быстрее, чем известные способы.FIG. 13 shows the rate at which PPCA is adsorbed on CNTs. ICP samples were taken at various points in time to observe a change in adsorption. 300 mg of CNTs were added to a solution of 1000 ppm (parts per million) of PPCA. Samples were taken before the addition of CNTs and at various points in time after the addition of CNTs. FIG. 13 illustrates the normalized adsorption of PPCA on CNTs over time by presenting the normalized residual concentration of PPCA in solution. Samples were taken after 0.5, 1, 2 and 24 hours. FIG. 13 shows that after 0.5 hours, 82% of achievable adsorption was obtained, and after 1 hour, PPCA adsorption on CNTs reached equilibrium. This is significantly faster than the 24-hour shutdown period required for some currently used pressure inhibitor deposit treatments, and shows that step (c) of the present invention can advantageously be faster than known methods.
v. ВЛИЯНИЕ ДЕФЕКТОВ В УНТ НА АДСОРБЦИЮ PPCAv. INFLUENCE OF DEFECTS IN CNT ON PPCA ADSORPTION
На рынке доступны УНТ с различными качествами и структурами. Два различных типа УНТ с различными качествами сравнивали, чтобы понять влияние качества УНТ на адсорбцию PPCA в качестве ингибитора отложений. По 300 мг УНТ каждого типа добавляли в два раствора с 1000 ppm PPCA в дистиллированной воде и в различные моменты времени отбирали образцы.CNTs with various qualities and structures are available on the market. Two different types of CNTs with different qualities were compared to understand the effect of the quality of CNTs on PPCA adsorption as a scale inhibitor. 300 mg of each type CNTs were added to two solutions with 1000 ppm PPCA in distilled water, and samples were taken at different time points.
Фиг. 14 показывает нормированную концентрацию PPCA в растворе относительно времени отбора пробы. Левые столбцы на фиг. 14 представляют УНТ второго типа (обозначены как CNT (2)), которые имеют более высокую чистоту (более совершенные стенки), а правый столбец представляет УНТ первого типа (обозначены как УНТ (1)), которые использовали в предшествующих экспериментах. В случае УНТ (1) наблюдается больше дефектов в стенках углеродных нанотрубок, чем в случае УНТ (2). УНТ (1) и УНТ (2) имеют 95% и 99% чистоту, соответственно.FIG. 14 shows the normalized concentration of PPCA in solution relative to the time of sampling. The left columns in FIG. 14 represent CNTs of the second type (designated as CNT (2)), which have higher purity (improved walls), and the right column represents CNTs of the first type (designated as CNT (1)), which were used in previous experiments. In the case of CNTs (1), more defects are observed in the walls of carbon nanotubes than in the case of CNTs (2). CNTs (1) and CNTs (2) have 95% and 99% purity, respectively.
Фиг. 14 отражает, что адсорбция PPCA на УНТ обоих типов достигает равновесия через 1 час. Он также показывает более высокую адсорбцию на УНТ (1) через 2, 5, 7 и 24 часа. Это может происходить вследствие более низкого качества УНТ (1), имеющих больше дефектов на стенках УНТ, которые обеспечивают больше активных центров адсорбции для PPCA.FIG. 14 reflects that PPCA adsorption on CNTs of both types reaches equilibrium after 1 hour. It also shows higher adsorption on CNTs (1) after 2, 5, 7, and 24 hours. This can be due to the lower quality of CNTs (1), which have more defects on the walls of CNTs that provide more active adsorption centers for PPCA.
vi. АДСОРБЦИЯ PPCA НА УНТ С РАЗЛИЧНЫМИ ФУНКЦИОНАЛЬНЫМИ ГРУППАМИvi. PPCA ADSORPTION ON CNT WITH VARIOUS FUNCTIONAL GROUPS
Фиг. 15 показывает адсорбцию PPCA на функционализированных различными группами УНТ (f-УНТ) через 24 часа (обозначено как A) по сравнению с контролем (обозначено как C). Два различных типа f-УНТ сравнивали с нефункционализированными УНТ. Эти f-УНТ представляли собой COOH-УНТ и функционализированные гидроксильными группами УНТ (OH-УНТ). Фиг. 15 показывает близкие величины адсорбции PPCA на УНТ всех трех типов. Это указывает, что сцепление f-УНТ, таких как COOH-УНТ, с поверхностью геологического образования не уменьшает адсорбцию PPCA на COOH-УНТ по сравнению с нефункционализированными УНТ.FIG. 15 shows PPCA adsorption on CNTs functionalized by different groups (f-CNTs) after 24 hours (indicated as A) compared to the control (indicated as C). Two different types of f-CNTs were compared with non-functionalized CNTs. These f-CNTs were COOH-CNTs and functionalized with hydroxyl groups CNTs (OH-CNTs). FIG. 15 shows close PPCA adsorption values on CNTs of all three types. This indicates that the adhesion of f-CNTs, such as COOH-CNTs, to the surface of the geological formation does not reduce the adsorption of PPCA on COOH-CNTs compared to non-functionalized CNTs.
vii. ВЛИЯНИЕ СОЛЕВОГО РАСТВОРА НА АДСОРБЦИЮ PPCAvii. INFLUENCE OF SALT SOLUTION ON PPCA ADSORPTION
Все описанные выше эксперименты выполнялись в дистиллированной воде, чтобы исключить эффекты ионов в растворе. Поскольку данный способ может быть выполнен в геологическом образовании, в котором солевой раствор может быть присутствующим в текучей среде внутри пор геологического образования, эксперименты проводили в двух солевых растворах.All the experiments described above were carried out in distilled water in order to exclude the effects of ions in solution. Since this method can be performed in geological formation, in which saline may be present in the fluid inside the pores of the geological formation, the experiments were carried out in two saline solutions.
Выбирали два основных солевых раствора. Состав солевого раствора 1 представлен на фиг. 16. (в граммах на литр воды) Состав солевого раствора 2 представлен на фиг. 17. Сравнение составов солевого раствора 1 и солевого раствора 2 приведено ниже в таблице 1.Two basic saline solutions were selected. The composition of the
300 мг УНТ добавляли в раствор 1000 ppm PPCA в дистиллированной воде и солевых растворах. Результаты показывает на фиг. 18 и 19.300 mg CNTs were added to a solution of 1000 ppm PPCA in distilled water and saline. The results are shown in FIG. 18 and 19.
Фиг. 18 показывает концентрацию PPCA через 1 сутки (обозначено как A) по сравнению с контролем (обозначено как C). Фиг. 18 показывает уменьшение на 47% адсорбции PPCA на УНТ в солевом растворе (1) по сравнению с ДВ. Это уменьшение адсорбции может быть объяснено увеличением солености раствора, что уменьшает склонность PPCA к адсорбции на УНТ. Солевой раствор (1) не содержит кальций.FIG. 18 shows the concentration of PPCA after 1 day (indicated as A) compared to the control (indicated as C). FIG. 18 shows a 47% decrease in the adsorption of PPCA on CNTs in saline solution (1) compared to DV. This decrease in adsorption can be explained by an increase in the salinity of the solution, which reduces the tendency of PPCA to adsorb on CNTs. Saline solution (1) does not contain calcium.
Фиг. 19 показывает концентрацию PPCA через 1 сутки (обозначено как A) по сравнению с контролем (обозначено как C). Фиг. 19 показывает различие в адсорбции PPCA на УНТ в дистиллированной воде по сравнению с солевым раствором (2). Солевой раствор (2) содержит кальций для наблюдения эффекта ионов кальция на адсорбцию. В данном исследовании использовали нефункционализированные УНТ, потому что фиг. 15 показывает, что адсорбционное поведение УНТ различных типов является подобным. Фиг. 19 отражает, что в присутствии кальция адсорбция PPCA на УНТ увеличивается на 30%.FIG. 19 shows the concentration of PPCA after 1 day (indicated as A) compared to the control (indicated as C). FIG. 19 shows the difference in the adsorption of PPCA on CNTs in distilled water compared to saline (2). Saline solution (2) contains calcium to observe the effect of calcium ions on adsorption. In this study, non-functionalized CNTs were used because FIG. 15 shows that the adsorption behavior of various types of CNTs is similar. FIG. 19 reflects that in the presence of calcium, PPCA adsorption on CNTs is increased by 30%.
viii. ТЕРМОГРАВИМЕТРИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ УНТviii. Thermogravimetric Analysis of CNTs
Фиг. 20 показывает потерю массы УНТ, которые имеют адсорбированный PPCA (обозначен как PPCA-УНТ), по сравнению с чистыми УНТ, которые не имеют адсорбированного PPCA (обозначено как p-УНТ), при исследовании методом ТГА в атмосфере N2 при давлении окружающей среды. Потерю массы измеряли от 0 до 1000°C. В процессе ТГА образцы PPCA-УНТ и p-УНТ нагревали вплоть до 1000°C при температурном режиме 10°C/мин. Образцы высушивали в вакуумной печи при 70°C в течение 4 часов перед их использованием в ТГА.FIG. Figure 20 shows the mass loss of CNTs that have adsorbed PPCA (designated as PPCA-CNTs), compared to pure CNTs that do not have adsorbed PPCA (designated as p-CNTs) when tested by TGA in an N 2 atmosphere at ambient pressure. Weight loss was measured from 0 to 1000 ° C. In the TGA process, samples of PPCA-CNTs and p-CNTs were heated up to 1000 ° C at a temperature of 10 ° C / min. Samples were dried in a vacuum oven at 70 ° C for 4 hours before being used in TGA.
Как показывает фиг. 20, сначала оба образца придерживались одинакового поведения в отношении потери массы, как и предполагалось, поскольку эта потеря представляет собой, главным образом, испарение влаги. При нагревании от 50°C до почти 700°C рост потери массы является более быстрым на PPCA-УНТ, что может быть обусловлено удалением PPCA из УНТ. Начиная с 700°C поведение снова является подобным, поскольку сами УНТ начинают разлагаться.As shown in FIG. 20, at first, both samples adhered to the same behavior with respect to mass loss, as expected, since this loss is mainly the evaporation of moisture. When heated from 50 ° C to almost 700 ° C, the increase in mass loss is faster on PPCA-CNTs, which may be due to the removal of PPCA from CNTs. Starting at 700 ° C, the behavior is again similar, as the CNTs themselves begin to decompose.
Следует отметить, что потери массы в зависимости от температуры являются различными для PPCA-УНТ и p-УНТ. Потеря массы происходит при более низких температурах для PPCA-УНТ. Хотя ТГА не позволяет определять точную потерю массы, была сделана попытка сравнения результатов ТГА и ICP. Для вычисления использовали различие в потере массы между p-УНТ и PPCA-УНТ вплоть до 700°C, потому что выше 700°C начинают разлагаться УНТ. Как показывает фиг. 20, различие нормированной потери массы между p-УНТ и PPCA-УНТ вплоть до 700°C составляет 0,0572. Это эквивалентно 0,62118 мг для навески 10,8598 мг PPCA-УНТ, использованных в кювете ТГА. Кроме того, в эксперименте использовали 300 мг УНТ, что делает величину потери массы равной 17,44 мг. При пересчете этого значения в мг/л вычислено 348,9 (мг/л) адсорбции PPCA на PPCA-УНТ с помощью ТГА, что находится в хорошем согласии с результатом 346 (мг/л), полученным ICP.It should be noted that mass losses depending on temperature are different for PPCA-CNTs and p-CNTs. Mass loss occurs at lower temperatures for PPCA-CNTs. Although TGA does not allow the determination of accurate mass loss, an attempt was made to compare the results of TGA and ICP. For the calculation, the difference in mass loss between p-CNTs and PPCA-CNTs up to 700 ° C was used, because CNTs begin to decompose above 700 ° C. As shown in FIG. 20, the difference in normalized mass loss between p-CNTs and PPCA-CNTs up to 700 ° C is 0.0572. This is equivalent to 0.62118 mg for a 10.8598 mg sample of PPCA-CNT used in a TGA cuvette. In addition, 300 mg of CNTs were used in the experiment, which makes the mass loss equal to 17.44 mg. When converting this value to mg / L, 348.9 (mg / L) adsorption of PPCA on PPCA-CNTs using TGA was calculated, which is in good agreement with the result of 346 (mg / L) obtained by ICP.
ix. РАМАНОВСКАЯ СПЕКТРОСКОПИЯ УНТix. RAMANOV SPECTROSCOPY OF CNT
Рамановская спектроскопия используется, чтобы изучить и охарактеризовать графитовые материалы, такие как углеродные нанотрубки и фуллерены. Различные свойства УНТ характеризует рамановская спектроскопия, включающая полосу G, которая является общей для форм углерода в состоянии sp2 и соответствует тангенциальным колебаниям атомов углерода. Полосы D и G' соответствуют неупорядоченным и диспергированным атомам углерода, соответственно. Радиальная полносимметричная валентная мода (RBM), где атомы углерода движутся в радиальном направлении, является более чувствительной к диаметру углеродных нанотрубок. Выполняли рамановскую спектроскопию, чтобы проанализировать колебательные, вращательные и другие низкочастотные моды PPCA-УНТ и p-УНТ.Raman spectroscopy is used to study and characterize graphite materials such as carbon nanotubes and fullerenes. Various properties of CNTs are characterized by Raman spectroscopy, including the G band, which is common for carbon forms in the sp 2 state and corresponds to the tangential vibrations of carbon atoms. Bands D and G 'correspond to disordered and dispersed carbon atoms, respectively. The radial fully symmetric valence mode (RBM), where carbon atoms move in the radial direction, is more sensitive to the diameter of carbon nanotubes. Raman spectroscopy was performed to analyze the vibrational, rotational, and other low-frequency modes of PPCA-CNTs and p-CNTs.
Фиг. 21 показывает нормированную интенсивность в рамановской спектроскопии для PPCA-УНТ и p-УНТ. Все образцы помещали на металлическую поверхность. Представленный штриховой линией спектр относится к УНТ, которые не имеют адсорбированного PPCA (p-УНТ). Представленный сплошной линией спектр относится к УНТ, которые содержат адсорбированный PPCA (PPCA-УНТ).FIG. 21 shows the normalized intensity in Raman spectroscopy for PPCA-CNTs and p-CNTs. All samples were placed on a metal surface. The spectrum represented by the dashed line refers to CNTs that do not have adsorbed PPCA (p-CNTs). The spectrum represented by the solid line refers to CNTs that contain adsorbed PPCA (PPCA-CNT).
На фиг. 21 значения 2600, 1590, 1310, 266 и 160 см-1 соответствуют полосам G', G, D и RBM в p-УНТ и PPCA-УНТ, соответственно. Соотношение интенсивностей полос ID/IG изменилось от 0,62 до 0,96 при переходе от p-УНТ к PPCA-УНТ, что показывает увеличение в 1,55 раза соотношения интенсивностей полос D и G. Это иллюстрирует большее число дефектов на УНТ после функционализации и после адсорбции PPCA, что указывает на то, что возникли ковалентные связи во время функционализации. Как p-УНТ, так и PPCA-УНТ проявляют слабый пик при 2600 см-1, который представляет собой полосу G'.In FIG. 21 values of 2600, 1590, 1310, 266 and 160 cm -1 correspond to the bands G ', G, D and RBM in p-CNTs and PPCA-CNTs, respectively. The ratio of the intensities of the I D / I G bands changed from 0.62 to 0.96 during the transition from p-CNTs to PPCA-CNTs, which shows a 1.55-fold increase in the ratio of the intensities of the D and G bands. This illustrates a larger number of defects on CNTs after functionalization and after PPCA adsorption, which indicates that covalent bonds have occurred during functionalization. Both p-CNTs and PPCA-CNTs exhibit a weak peak at 2600 cm −1 , which is the G ′ band.
Поскольку считается, что RBM является уникальной характеристикой одностенных углеродных нанотрубок (ОСУНТ), пики RBM могут отсутствовать в рамановских спектрах многостенных углеродных нанотрубок (МСУНТ). Однако следует понимать, что в условиях хорошего резонанса радиальная полносимметричная валентная мода (RBM) МСУНТ может быть наблюдаемой в рамановском спектре, если УНТ имеют малый внутренний диаметр трубки (менее чем 2 нм диаметр). Как правило, сигнал RBM внешнего диаметра трубки является слишком слабым, чтобы образовывать пик, а сигнал внутреннего диаметра трубки часто рассеивается. Поскольку диаметр МСУНТ, используемых в данном исследовании, является малым и составляет менее чем 8 нм, вероятность наблюдения сигнала RBM является высокой. Таким образом, фиг. 21 показывает два пика при 266 и 160 см-1для обоих образцов, которые соответствуют RBM. Можно видеть, что второй пик RBM (160 см-1) является незначительно более коротким в случае PPCA-УНТ. После адсорбции PPCA на УНТ диаметр УНТ может слегка увеличиваться, и это может влиять на сигнал RBM.Since RBM is considered to be a unique characteristic of single-walled carbon nanotubes (SWCNTs), RBM peaks may not be present in the Raman spectra of multi-walled carbon nanotubes (MWCNTs). However, it should be understood that, under conditions of good resonance, the radial fully symmetric valence mode (RBM) of MWCNTs can be observed in the Raman spectrum if CNTs have a small internal tube diameter (less than 2 nm diameter). Typically, the RBM signal of the outer diameter of the tube is too weak to form a peak, and the signal of the inner diameter of the tube is often scattered. Since the diameter of the MWCNTs used in this study is small and less than 8 nm, the probability of observing the RBM signal is high. Thus, FIG. 21 shows two peaks at 266 and 160 cm −1 for both samples that correspond to RBM. You can see that the second peak RBM (160 cm -1 ) is slightly shorter in the case of PPCA-CNTs. After PPCA adsorption on CNTs, the diameter of CNTs may increase slightly, and this may affect the RBM signal.
ЭКСПЕРИМЕНТЫ, ОТНОСЯЩИЕСЯ К ЭТАПУ (D) ПРОДЛЕННОГО ВЫСВОБОЖДЕНИЯ ИНГИБИТОРА ОТЛОЖЕНИЙ В ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБРАЗОВАНИИ.EXPERIMENTS RELATED TO STAGE (D) OF LONG-TERM RELEASE OF A SEDIMENT INHIBITOR IN A GEOLOGICAL EDUCATION.
Исследования заводнения керна осуществляли, чтобы оценить способ и объединить все его этапы друг с другом. В нефтяной и газовой промышленности исследования заводнения керна выполняют перед закачиванием цементного раствора в скважину под давлением, чтобы прогнозировать поведение скважины. Таким образом, результат исследований заводнения керна могут служить показателем пригодности способа.Core flooding studies were carried out to evaluate the method and combine all its steps with each other. In the oil and gas industry, core flooding studies are performed prior to pumping cement into a well under pressure to predict well behavior. Thus, the results of core flooding studies can serve as an indicator of the suitability of the method.
Для использования в исследованиях заводнения керна изготавливали керн доддингтонской горной породы. Исследования заводнения керна выполняли, используя ДВ и солевой раствор. Как при использовании ДВ, так и солевого раствора в исследованиях способ согласно настоящему изобретению сравнивали со способом простой обработки пласта под давлением, который применяется в промышленности.For use in core flooding studies, the core of the Doddington rock was manufactured. Core waterflooding studies were performed using DV and saline. Both when using DV and saline in research, the method according to the present invention was compared with the method of simple processing of a reservoir under pressure, which is used in industry.
i. ПРОМЫШЛЕННЫЙ СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ ЗАВОДНЕНИЯ КЕРНАi. INDUSTRIAL METHOD FOR RESEARCHING CORE FLOODING
Процедура промышленного способа осуществлялась следующим образом:The industrial method procedure was carried out as follows:
1. В керн вводили 10 поровых объемов (ПО) раствора PPCA и ДВ или солевого раствора и отбирали образцы вытекающего вещества для ICP в целях количественного определения конечных концентраций.1. 10 pore volumes (PO) of a PPCA solution and DV or saline were injected into the core and samples of the effluent were taken for ICP in order to quantify the final concentrations.
2. Керн закрывали на 24 часа, чтобы обеспечить адсорбцию PPCA непосредственно на поверхности горной породы.2. The core was closed for 24 hours to ensure the adsorption of PPCA directly on the surface of the rock.
3. В керн закачивали фоновый раствор (ДВ или солевой раствор) и отбирали образцы вытекающего вещества для ICP в целях измерения концентрации PPCA в требуемые моменты времени.3. A background solution (DV or saline solution) was pumped into the core and samples of the effluent for ICP were taken to measure the concentration of PPCA at the required times.
Скорость потока вводимых растворов составляла 1 мл/мин.The flow rate of the injected solutions was 1 ml / min.
ii. СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ ЗАВОДНЕНИЯ КЕРНА СОГЛАСНО НАСТОЯЩЕМУ ИЗОБРЕТЕНИЮii. METHOD FOR RESEARCHING CORE FLOODING ACCORDING TO THE PRESENT INVENTION
Процедуру согласно способу, относящемуся к настоящему изобретению, осуществляли следующим образом:The procedure according to the method related to the present invention was carried out as follows:
1. 10 ПО с 2 масс.% 3-аминопропилтриэтоксисилана в растворе этанол/ДВ (95 об.%/5 об.%) вводили в керн, после чего закрывали керн на 2 часа.1. 10 PO with 2 wt.% 3-aminopropyltriethoxysilane in ethanol / DV solution (95 vol.% / 5 vol.%) Was injected into the core, after which the core was closed for 2 hours.
2. Чтобы удалить из керна непрореагировавший органосилан, керн промывали, используя 5 ПО этанола, а затем 5 поровых объемов ДВ.2. To remove unreacted organosilane from the core, the core was washed using 5 PO of ethanol and then 5 pore volumes of DV.
3. После этого в керн вводили 10 ПО диспергированных COOH-УНТ в DMF с DCC (или в SDS с EDC/sulfo-NHS), а затем керн закрывали на 24 часа.3. Thereafter, 10 PO dispersed COOH-CNTs were introduced into the core in DMF with DCC (or in SDS with EDC / sulfo-NHS), and then the core was closed for 24 hours.
4. Затем керн промывали, используя 10 поровых объемов ДВ.4. Then the core was washed using 10 pore volumes of DV.
5. После этого в керн вводили раствор PPCA и ДВ для адсорбции на COOH-УНТ и отбирали образцы вытекающего вещества для измерений методом ICP после 24-часового периода закрытия.5. Thereafter, a PPCA and DV solution was injected into the core for adsorption onto COOH-CNTs and samples of the effluent were taken for measurement by ICP after a 24-hour closing period.
6. Заключительное промывание осуществляли, используя фоновый раствор (ДВ или солевой раствор), и отбирали образцы вытекающего вещества для измерений методом ICP концентрации PPCA в требуемые моменты времени.6. The final washing was carried out using a background solution (DV or saline), and samples of the effluent were taken for ICP measurements of the concentration of PPCA at the required times.
Скорость потока вводимых растворов составляла 1 мл/мин.The flow rate of the injected solutions was 1 ml / min.
iii. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ЗАВОДНЕНИЯ КЕРНАiii. CORE WATER RESEARCH RESULTS
Результаты исследований заводнения керна проиллюстрированы на фиг. 22 и 23.The results of core flooding studies are illustrated in FIG. 22 and 23.
Фиг. 22 сравнивает эффективность в дистиллированной воде (ДВ) способа, относящегося к настоящему изобретению, описанному выше в (ii) (обозначен NAST-ДВ), по отношению к промышленному способу, описанному выше в (i) (обозначен промышленный-ДВ). На этапе 3 способа, относящегося к настоящему изобретению, COOH-УНТ диспергировали в DMF с DCC.FIG. 22 compares the effectiveness in distilled water (LI) of the method related to the present invention described above in (ii) (denoted by NAST-LI) with respect to the industrial method described above in (i) (denoted by industrial-LI). In step 3 of the method related to the present invention, COOH-CNTs were dispersed in DMF with DCC.
Ось y на фиг. 22 показывает остаточную массу PPCA в керне. Ось x показывает поток текучей среды через керн, выраженный в кратных единицах порового объема керна. Введение PPCA составляет от 0 до 10 поровых объемов. После введения 10 поровых объемов введение PPCA прекращается, и через керн пропускают дистиллированную воду.The y axis in FIG. 22 shows the residual mass of PPCA in the core. The x axis indicates fluid flow through the core, expressed in multiple units of the pore volume of the core. The introduction of PPCA is from 0 to 10 pore volumes. After the introduction of 10 pore volumes, the administration of PPCA is stopped and distilled water is passed through the core.
Можно наблюдать, что после 15 поровых объемов потока текучей среды доза PPCA, остающаяся в керне? приближается к нулю для известного промышленного способа. В отношении углеводородного пласта это указало бы, что потребовалась бы дополнительная обработка пласта под давлением после протекания 5 поровых объемов текучей среды при повторном открытии скважины после первой обработки пласта под давлением. По сравнению даже с введением 100 поровых объемов текучей среды доза PPCA, остающаяся в керне, является высокой при использовании способа согласно настоящему изобретении. Это демонстрирует продленное высвобождение упомянутой дозы ингибитора отложений в геологическое образование.It can be observed that after 15 pore volumes of the fluid stream, the dose of PPCA remaining in the core? approaching zero for a known industrial method. For a hydrocarbon reservoir, this would indicate that additional treatment of the reservoir would be required under pressure after 5 pore volumes of fluid flow during re-opening of the well after the first treatment of the reservoir under pressure. Compared to even introducing 100 pore volumes of fluid, the dose of PPCA remaining in the core is high using the method of the present invention. This demonstrates the sustained release of said dose of a scale inhibitor into a geological formation.
Фиг. 23 сравнивает эффективность в солевом растворе способа, относящегося к настоящему изобретению, описанному выше в (ii) (обозначен NAST-солевой раствор), по отношению к промышленному способу, описанному выше в (i) (обозначенному промышленный-солевой раствор). На этапе 3 способа, относящегося к настоящему изобретению, COOH-УНТ диспергировали в SDS с EDC/sulfo-NHS.FIG. 23 compares the effectiveness in a saline solution of the method of the present invention described above in (ii) (indicated by NAST-saline solution) with respect to the industrial method described above in (i) (indicated by industrial-saline solution). In step 3 of the method related to the present invention, COOH-CNTs were dispersed in SDS with EDC / sulfo-NHS.
Фиг. 23 показывает, что доза PPCA, остающаяся в керне в соответствии со способом, относящимся к настоящему изобретению, является выше, когда поток текучей среды более чем 80 поровых объемов, по сравнению с промышленным способом в солевом растворе. Он также показывает, что остаточная доза PPCA в керне уменьшается по сравнению с фиг. 22. Это может быть обусловлено использованием других дисперсантов и сшивающих агентов по сравнению с фиг. 22.FIG. 23 shows that the dose of PPCA remaining in the core in accordance with the method related to the present invention is higher when the fluid flow is more than 80 pore volumes, compared with the industrial method in saline. It also shows that the residual dose of PPCA in the core is reduced compared to FIG. 22. This may be due to the use of other dispersants and crosslinking agents as compared to FIG. 22.
Claims (14)
(a) нанесение связующего на поверхность геологического образования;
(b) доставку наноматериала на углеродной основе к поверхности геологического образования, чтобы посредством этого вызвать сцепление вследствие химического взаимодействия между наноматериалом и связующим, причем наноматериал обеспечивает один или более центров адсорбции для ингибитора отложений;
(c) помещение некоторого количества ингибитора отложений в геологическое образование так, что некоторая доза ингибитора отложений адсорбируется наноматериалом; и
(d) ингибирование отложений в геологическом образовании вследствие продленного высвобождения упомянутой дозы ингибитора отложений из наноматериала в геологическое образование.1. A method of inhibiting deposits in a geological formation, comprising:
(a) applying a binder to the surface of the geological formation;
(b) delivering the carbon-based nanomaterial to the surface of the geological formation so as to cause adhesion due to chemical interaction between the nanomaterial and the binder, the nanomaterial providing one or more adsorption centers for a scale inhibitor;
(c) placing a certain amount of sediment inhibitor in the geological formation so that a certain dose of the sediment inhibitor is adsorbed by the nanomaterial; and
(d) inhibition of sediment in a geological formation due to the extended release of said dose of a sediment inhibitor from the nanomaterial into the geological formation.
(с) (i) закачивание упомянутого количества ингибитора отложений в геологическое образование через скважину;
(с) (ii) закрывание в скважине до тех пор, пока упомянутая доза ингибитора отложений не адсорбируется наноматериалом; и
(с) (iii) повторное открытие скважины.11. The method according to claim 1, wherein step (c) comprises sub-steps:
(c) (i) pumping said amount of a scale inhibitor into a geological formation through a well;
(c) (ii) closing in the well until said dose of scale inhibitor is adsorbed by the nanomaterial; and
(c) (iii) reopening the well.
(e) помещение дополнительного количества ингибитора отложений в геологическое образование так, что дополнительная доза ингибитора отложений адсорбируется наноматериалом.12. The method according to claim 1, additionally containing:
(e) placing an additional amount of the sediment inhibitor in the geological formation so that an additional dose of the sediment inhibitor is adsorbed by the nanomaterial.
(f) ингибирование отложений в геологическом образовании вследствие продленного высвобождения упомянутой дополнительной дозы ингибитора отложений из наноматериала в геологическое образование.13. The method according to item 12, further comprising:
(f) inhibition of sediment in the geological formation due to the extended release of said additional dose of the sediment inhibitor from the nanomaterial into the geological formation.
связующее;
наноматериал на углеродной основе, способный сцепляться со связующим вследствие химического взаимодействия между наноматериалом и связующим, причем наноматериал обеспечивает один или более центров адсорбции; и
ингибитор отложений, способный адсорбироваться на центрах адсорбции наноматериала. 14. A set of components for performing the method according to any preceding paragraph, comprising:
a binder;
carbon-based nanomaterial capable of adhering to a binder due to chemical interaction between the nanomaterial and the binder, wherein the nanomaterial provides one or more adsorption centers; and
scale inhibitor capable of adsorbing on nanomaterial adsorption centers.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB1210034.3 | 2012-06-07 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2588513C1 true RU2588513C1 (en) | 2016-06-27 |
Family
ID=
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2417044A (en) * | 2004-08-13 | 2006-02-15 | Bj Services Co | Compositions containing water control treatments and formation damage control additives and methods for their use |
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2417044A (en) * | 2004-08-13 | 2006-02-15 | Bj Services Co | Compositions containing water control treatments and formation damage control additives and methods for their use |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9890623B2 (en) | Method of inhibiting scale in a geological formation | |
| Chen et al. | Magnetic solid-phase extraction for the removal of mercury from water with ternary hydrosulphonyl-based deep eutectic solvent modified magnetic graphene oxide | |
| Dehghan Monfared et al. | Potential application of silica nanoparticles for wettability alteration of oil–wet calcite: a mechanistic study | |
| Ma et al. | Proton‐functionalized two‐dimensional graphitic carbon nitride nanosheet: an excellent metal‐/label‐free biosensing platform | |
| Lyu et al. | Experimental study of influence of natural surfactant soybean phospholipid on wettability of high-rank coal | |
| SA517390356B1 (en) | Water Control Agent for Oilfield Application | |
| US20150050741A1 (en) | Transporters of oil sensors for downhole hydrocarbon detection | |
| Ghorbani et al. | Adsorption of polyphosphinocarboxylic acid (PPCA) scale inhibitor on carbon nanotubes (CNTs): A prospective method for enhanced oilfield scale prevention | |
| US10377941B2 (en) | Stabilized carbon nanotube suspensions | |
| Wang et al. | Understanding the effects of salinity on bitumen-calcite interactions | |
| Alemi et al. | A mechanistic study toward the effect of single-walled carbon nanotubes on asphaltene precipitation and aggregation in unstable crude oil | |
| He et al. | Impact of antiscalants on the fate of barite in the unconventional gas wells | |
| Tavakoli et al. | Experimental investigation of the effect of silica nanoparticles on the kinetics of barium sulfate scaling during water injection process | |
| Eskandari et al. | Molecularly imprinted polymers on CdS quantum dots for sensitive determination of cefixime after its preconcentration by magnetic graphene oxide | |
| Ziaraty et al. | Investigation of the effect of Fe3O4/SiO2 nanofluid on asphaltene adsorption and wettability alteration in hydrocarbon reservoirs: Optimization of nanocomposite composition and nanofluid concentration | |
| Mohammadi et al. | Simultaneous control of formation and growth of asphaltene solids and wax crystals using single-walled carbon nanotubes: an experimental study under real oilfield conditions | |
| Zhang et al. | Enhanced transport of novel crystalline calcium-phosphonate scale inhibitor nanomaterials and their long term flow back performance in laboratory squeeze simulation tests | |
| Arjomand et al. | Changing sandstone rock wettability with supercritical CO2-based silylation | |
| Ishtiaq et al. | Graphene oxide/carbon nanotubes nanocoating for improved scale inhibitor adsorption ability onto rock formation | |
| RU2588513C1 (en) | Method of inhibiting deposits in geological formation | |
| Nune et al. | Transport of polymer-coated metal–organic framework nanoparticles in porous media | |
| Bayram et al. | Hollow nano-CaCO3's VOC sensing properties: A DFT calculation and experimental assessments | |
| Jang et al. | Performance evaluation of surface-modified silica nanoparticles for enhanced oil recovery in carbonate reservoirs | |
| Oseh et al. | Sodium dodecyl sulphate-treated nanohydroxyapatite as an efficient shale stabilizer for water-based drilling fluids | |
| Rao et al. | Artificial Diagenesis of Carbonates: Temperature Dependent Inorganic and Organic Modifications in Reservoir Mimetic Fluids |