RU2823030C1 - Наночастицы кремния для добычи неочищенной нефти с использованием двуокиси углерода и способ добычи неочищенной нефти - Google Patents
Наночастицы кремния для добычи неочищенной нефти с использованием двуокиси углерода и способ добычи неочищенной нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2823030C1 RU2823030C1 RU2022117127A RU2022117127A RU2823030C1 RU 2823030 C1 RU2823030 C1 RU 2823030C1 RU 2022117127 A RU2022117127 A RU 2022117127A RU 2022117127 A RU2022117127 A RU 2022117127A RU 2823030 C1 RU2823030 C1 RU 2823030C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- aqueous
- aqueous sol
- sol
- silane compound
- silica
- Prior art date
Links
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 145
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 title claims abstract description 109
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 73
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title claims abstract description 71
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title abstract description 10
- 239000005543 nano-size silicon particle Substances 0.000 title 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 334
- 239000008279 sol Substances 0.000 claims abstract description 271
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 232
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 180
- 229910000077 silane Inorganic materials 0.000 claims abstract description 136
- -1 silane compound Chemical class 0.000 claims abstract description 118
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 105
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 100
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims abstract description 85
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 claims abstract description 84
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 71
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 54
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 47
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 44
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 38
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 34
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 22
- 238000002296 dynamic light scattering Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 claims abstract description 7
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 108
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 98
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 98
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 86
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 82
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 35
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 27
- 125000003700 epoxy group Chemical group 0.000 claims description 19
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 19
- 239000002609 medium Substances 0.000 claims description 15
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 14
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 12
- 125000000962 organic group Chemical group 0.000 claims description 9
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims description 8
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 8
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 claims description 7
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims description 6
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims description 6
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 5
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 5
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 claims description 4
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 4
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 4
- 125000000113 cyclohexyl group Chemical group [H]C1([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])C1([H])[H] 0.000 claims description 3
- 125000003055 glycidyl group Chemical group C(C1CO1)* 0.000 claims description 3
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 abstract description 22
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 abstract description 4
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 142
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 93
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 63
- BPSIOYPQMFLKFR-UHFFFAOYSA-N trimethoxy-[3-(oxiran-2-ylmethoxy)propyl]silane Chemical compound CO[Si](OC)(OC)CCCOCC1CO1 BPSIOYPQMFLKFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 56
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 54
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 42
- 238000004381 surface treatment Methods 0.000 description 35
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 31
- DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N decane Chemical compound CCCCCCCCCC DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 28
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 26
- WYTZZXDRDKSJID-UHFFFAOYSA-N (3-aminopropyl)triethoxysilane Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)CCCN WYTZZXDRDKSJID-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 22
- BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N Silane Chemical compound [SiH4] BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- ZNOCGWVLWPVKAO-UHFFFAOYSA-N trimethoxy(phenyl)silane Chemical compound CO[Si](OC)(OC)C1=CC=CC=C1 ZNOCGWVLWPVKAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- DQZNLOXENNXVAD-UHFFFAOYSA-N trimethoxy-[2-(7-oxabicyclo[4.1.0]heptan-4-yl)ethyl]silane Chemical compound C1C(CC[Si](OC)(OC)OC)CCC2OC21 DQZNLOXENNXVAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 18
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 17
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 14
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 13
- JXUKBNICSRJFAP-UHFFFAOYSA-N triethoxy-[3-(oxiran-2-ylmethoxy)propyl]silane Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)CCCOCC1CO1 JXUKBNICSRJFAP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 12
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 12
- 239000011164 primary particle Substances 0.000 description 12
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 12
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 11
- 230000008859 change Effects 0.000 description 11
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 11
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M sodium hydroxide Inorganic materials [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 11
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 10
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 10
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 9
- 230000036619 pore blockages Effects 0.000 description 9
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 8
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 8
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 8
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 7
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 7
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 7
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 7
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 7
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 6
- 230000015784 hyperosmotic salinity response Effects 0.000 description 6
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 6
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 6
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 6
- 238000012430 stability testing Methods 0.000 description 6
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 6
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 6
- 238000004438 BET method Methods 0.000 description 5
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 5
- 239000000047 product Substances 0.000 description 5
- 150000004756 silanes Chemical class 0.000 description 5
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 238000013112 stability test Methods 0.000 description 5
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 4
- 239000008119 colloidal silica Substances 0.000 description 4
- 125000001301 ethoxy group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])O* 0.000 description 4
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 4
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 4
- 125000000956 methoxy group Chemical group [H]C([H])([H])O* 0.000 description 4
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- SJECZPVISLOESU-UHFFFAOYSA-N 3-trimethoxysilylpropan-1-amine Chemical compound CO[Si](OC)(OC)CCCN SJECZPVISLOESU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 125000003566 oxetanyl group Chemical group 0.000 description 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 3
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 3
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 3
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000003545 alkoxy group Chemical group 0.000 description 2
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 2
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 2
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 2
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 2
- 229910001415 sodium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 2
- NWUYHJFMYQTDRP-UHFFFAOYSA-N 1,2-bis(ethenyl)benzene;1-ethenyl-2-ethylbenzene;styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1.CCC1=CC=CC=C1C=C.C=CC1=CC=CC=C1C=C NWUYHJFMYQTDRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FSRHFTKAMSLMBK-UHFFFAOYSA-N 3-[(3-ethyloxetan-3-yl)methoxy]propyl-trimethoxysilane Chemical compound CO[Si](OC)(OC)CCCOCC1(CC)COC1 FSRHFTKAMSLMBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HXLAEGYMDGUSBD-UHFFFAOYSA-N 3-[diethoxy(methyl)silyl]propan-1-amine Chemical compound CCO[Si](C)(OCC)CCCN HXLAEGYMDGUSBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZYAASQNKCWTPKI-UHFFFAOYSA-N 3-[dimethoxy(methyl)silyl]propan-1-amine Chemical compound CO[Si](C)(OC)CCCN ZYAASQNKCWTPKI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GCIARMDXQWNVJF-UHFFFAOYSA-N 3-trichlorosilylpropan-1-amine Chemical compound NCCC[Si](Cl)(Cl)Cl GCIARMDXQWNVJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PRKPGWQEKNEVEU-UHFFFAOYSA-N 4-methyl-n-(3-triethoxysilylpropyl)pentan-2-imine Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)CCCN=C(C)CC(C)C PRKPGWQEKNEVEU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007832 Na2SO4 Substances 0.000 description 1
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000002441 X-ray diffraction Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 125000004423 acyloxy group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003619 algicide Substances 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- XGZGKDQVCBHSGI-UHFFFAOYSA-N butyl(triethoxy)silane Chemical compound CCCC[Si](OCC)(OCC)OCC XGZGKDQVCBHSGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003729 cation exchange resin Substances 0.000 description 1
- 229920001429 chelating resin Polymers 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 229910052681 coesite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001246 colloidal dispersion Methods 0.000 description 1
- 229940075614 colloidal silicon dioxide Drugs 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 229910052593 corundum Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052906 cristobalite Inorganic materials 0.000 description 1
- SJJCABYOVIHNPZ-UHFFFAOYSA-N cyclohexyl-dimethoxy-methylsilane Chemical compound CO[Si](C)(OC)C1CCCCC1 SJJCABYOVIHNPZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KQAHMVLQCSALSX-UHFFFAOYSA-N decyl(trimethoxy)silane Chemical compound CCCCCCCCCC[Si](OC)(OC)OC KQAHMVLQCSALSX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- ZZNQQQWFKKTOSD-UHFFFAOYSA-N diethoxy(diphenyl)silane Chemical compound C=1C=CC=CC=1[Si](OCC)(OCC)C1=CC=CC=C1 ZZNQQQWFKKTOSD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTARVPUIYXHRRB-UHFFFAOYSA-N diethoxy-methyl-[3-(oxiran-2-ylmethoxy)propyl]silane Chemical compound CCO[Si](C)(OCC)CCCOCC1CO1 OTARVPUIYXHRRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012470 diluted sample Substances 0.000 description 1
- JJQZDUKDJDQPMQ-UHFFFAOYSA-N dimethoxy(dimethyl)silane Chemical compound CO[Si](C)(C)OC JJQZDUKDJDQPMQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AHUXYBVKTIBBJW-UHFFFAOYSA-N dimethoxy(diphenyl)silane Chemical compound C=1C=CC=CC=1[Si](OC)(OC)C1=CC=CC=C1 AHUXYBVKTIBBJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WHGNXNCOTZPEEK-UHFFFAOYSA-N dimethoxy-methyl-[3-(oxiran-2-ylmethoxy)propyl]silane Chemical compound CO[Si](C)(OC)CCCOCC1CO1 WHGNXNCOTZPEEK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YYLGKUPAFFKGRQ-UHFFFAOYSA-N dimethyldiethoxysilane Chemical compound CCO[Si](C)(C)OCC YYLGKUPAFFKGRQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- SBRXLTRZCJVAPH-UHFFFAOYSA-N ethyl(trimethoxy)silane Chemical compound CC[Si](OC)(OC)OC SBRXLTRZCJVAPH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 1
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 1
- 125000005843 halogen group Chemical group 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CZWLNMOIEMTDJY-UHFFFAOYSA-N hexyl(trimethoxy)silane Chemical compound CCCCCC[Si](OC)(OC)OC CZWLNMOIEMTDJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YWXYYJSYQOXTPL-SLPGGIOYSA-N isosorbide mononitrate Chemical compound [O-][N+](=O)O[C@@H]1CO[C@@H]2[C@@H](O)CO[C@@H]21 YWXYYJSYQOXTPL-SLPGGIOYSA-N 0.000 description 1
- 229960000448 lactic acid Drugs 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000002082 metal nanoparticle Substances 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- POPACFLNWGUDSR-UHFFFAOYSA-N methoxy(trimethyl)silane Chemical compound CO[Si](C)(C)C POPACFLNWGUDSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- STZCRXQWRGQSJD-GEEYTBSJSA-M methyl orange Chemical compound [Na+].C1=CC(N(C)C)=CC=C1\N=N\C1=CC=C(S([O-])(=O)=O)C=C1 STZCRXQWRGQSJD-GEEYTBSJSA-M 0.000 description 1
- 229940012189 methyl orange Drugs 0.000 description 1
- BFXIKLCIZHOAAZ-UHFFFAOYSA-N methyltrimethoxysilane Chemical compound CO[Si](C)(OC)OC BFXIKLCIZHOAAZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- PHQOGHDTIVQXHL-UHFFFAOYSA-N n'-(3-trimethoxysilylpropyl)ethane-1,2-diamine Chemical compound CO[Si](OC)(OC)CCCNCCN PHQOGHDTIVQXHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MQWFLKHKWJMCEN-UHFFFAOYSA-N n'-[3-[dimethoxy(methyl)silyl]propyl]ethane-1,2-diamine Chemical compound CO[Si](C)(OC)CCCNCCN MQWFLKHKWJMCEN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LIBWSLLLJZULCP-UHFFFAOYSA-N n-(3-triethoxysilylpropyl)aniline Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)CCCNC1=CC=CC=C1 LIBWSLLLJZULCP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KBJFYLLAMSZSOG-UHFFFAOYSA-N n-(3-trimethoxysilylpropyl)aniline Chemical compound CO[Si](OC)(OC)CCCNC1=CC=CC=C1 KBJFYLLAMSZSOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- MSRJTTSHWYDFIU-UHFFFAOYSA-N octyltriethoxysilane Chemical compound CCCCCCCC[Si](OCC)(OCC)OCC MSRJTTSHWYDFIU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000011163 secondary particle Substances 0.000 description 1
- 239000000741 silica gel Substances 0.000 description 1
- 229910002027 silica gel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 229910052682 stishovite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 238000004448 titration Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 229910052905 tridymite Inorganic materials 0.000 description 1
- VQFQVYFUZUTIMU-UHFFFAOYSA-N triethoxy(7-oxabicyclo[4.1.0]heptan-4-ylmethyl)silane Chemical compound C1C(C[Si](OCC)(OCC)OCC)CCC2OC21 VQFQVYFUZUTIMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DENFJSAFJTVPJR-UHFFFAOYSA-N triethoxy(ethyl)silane Chemical compound CCO[Si](CC)(OCC)OCC DENFJSAFJTVPJR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WUMSTCDLAYQDNO-UHFFFAOYSA-N triethoxy(hexyl)silane Chemical compound CCCCCC[Si](OCC)(OCC)OCC WUMSTCDLAYQDNO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CPUDPFPXCZDNGI-UHFFFAOYSA-N triethoxy(methyl)silane Chemical compound CCO[Si](C)(OCC)OCC CPUDPFPXCZDNGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JCVQKRGIASEUKR-UHFFFAOYSA-N triethoxy(phenyl)silane Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)C1=CC=CC=C1 JCVQKRGIASEUKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NBXZNTLFQLUFES-UHFFFAOYSA-N triethoxy(propyl)silane Chemical compound CCC[Si](OCC)(OCC)OCC NBXZNTLFQLUFES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UDUKMRHNZZLJRB-UHFFFAOYSA-N triethoxy-[2-(7-oxabicyclo[4.1.0]heptan-4-yl)ethyl]silane Chemical compound C1C(CC[Si](OCC)(OCC)OCC)CCC2OC21 UDUKMRHNZZLJRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NLKPPXKQMJDBFO-UHFFFAOYSA-N triethoxy-[3-(7-oxabicyclo[4.1.0]heptan-4-yl)propyl]silane Chemical compound C1C(CCC[Si](OCC)(OCC)OCC)CCC2OC21 NLKPPXKQMJDBFO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GAMLUOSQYHLFCT-UHFFFAOYSA-N triethoxy-[3-[(3-ethyloxetan-3-yl)methoxy]propyl]silane Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)CCCOCC1(CC)COC1 GAMLUOSQYHLFCT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XYJRNCYWTVGEEG-UHFFFAOYSA-N trimethoxy(2-methylpropyl)silane Chemical compound CO[Si](OC)(OC)CC(C)C XYJRNCYWTVGEEG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HGCVEHIYVPDFMS-UHFFFAOYSA-N trimethoxy(7-oxabicyclo[4.1.0]heptan-4-ylmethyl)silane Chemical compound C1C(C[Si](OC)(OC)OC)CCC2OC21 HGCVEHIYVPDFMS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HQYALQRYBUJWDH-UHFFFAOYSA-N trimethoxy(propyl)silane Chemical compound CCC[Si](OC)(OC)OC HQYALQRYBUJWDH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DBUFXGVMAMMWSD-UHFFFAOYSA-N trimethoxy-[3-(7-oxabicyclo[4.1.0]heptan-4-yl)propyl]silane Chemical compound C1C(CCC[Si](OC)(OC)OC)CCC2OC21 DBUFXGVMAMMWSD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000000108 ultra-filtration Methods 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 229910001845 yogo sapphire Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000000733 zeta-potential measurement Methods 0.000 description 1
Images
Abstract
Изобретение относится к водному золю, используемому при заводнении пеной CO2 для добычи сырой нефти путем закачивания в нефтяной пласт берегового или морского нефтяного месторождения. Водный золь повышает стабильность пены даже в течение значительного периода времени при высоких температурах и давлениях, и в соленой воде, тем самым повышая степень извлечения сырой нефти. Технический результат изобретения – отсутствие агрегации частиц диоксида кремния, что обеспечивает стабильность пены. Водный золь для повышения стабильности пены или эмульсии в смеси, содержащей диоксид углерода, воду и масло, содержит частицы диоксида кремния, имеющие средний диаметр частиц от 1 до 100 нм, измеренный способом динамического светорассеяния, и имеющие поверхности по меньшей мере частично покрытые соединением силана с гидролизуемой группой. При этом частицы диоксида кремния служат в качестве коллоидного вещества и диспергированы в водном растворителе, имеющем рН от 1,0 до 6,0, служащем в качестве дисперсионной среды. Способ приготовления золя включает смешивание водного золя, включающего частицы диоксида кремния, с соединением силана, имеющего гидролизуемую группу, при этом массовое соотношение соединения силана к частицам диоксида кремния составляет (0,01-2):1, и обработку смеси при рН от 1 до 6 в течение от 0,1 до 20 часов. Способ добычи сырой нефти включает стадию закачивания золя, воды и диоксида углерода попеременно или одновременно в подземный нефтяной пласт и стадию добычи нефти на поверхность из скважины. 3 н. и 13 з.п. ф-лы, 13 табл., 27 ил.
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Настоящее изобретение относится к водному золю, используемому при заводнении пеной CO2, который представляет собой один из способов заводнения с повышением нефтеотдачи (далее именуемых «EOR») для добычи сырой нефти путем закачки с СО2 в нефтяной пласт берегового или морского нефтяного месторождения.
УРОВЕНЬ ТЕХНОЛОГИИ
Добыча (извлечение) сырой нефти из нефтяного пласта осуществляется в три стадии, т. е. первичной, вторичной и третичной добычи (или EOR (повышенной добычи)), где разные способы добычи используют в каждой из стадий.
Метод первичной добычи включает промывочную добычу, в которой используют исходное давление и гравитацию внутри нефтяного пласта, и также механизированный подъем, в котором используют способ искусственной экстракции нефти, такой как выкачивание. Утверждается, что степень добычи неочищенной нефти на первичной стадии посредством комбинации этих способов, составляет максимум всего примерно 20%. Способ вторичной добычи включает заводнение или поддержание пластового давления, при котором вода или природный газ закачивают для сохранения пластового давления и увеличения добычи нефти после падения добычи на первой стадии добычи. Даже при комбинации этих первичных и вторичных способов добычи, степень добычи сырой нефти оценивается примерно в 40%, и большая часть сырой нефти остается в подземном нефтяном пласте. Таким образом, способ третичной добычи,; т.е. улучшенный способ добычи нефти (заводнение EOR) был разработан для более высокой добычи сырой нефти и для добычи большего количества сырой нефти из нефтяных пластов, где сырая нефть уже была добыта из легко извлекаемых пористых участков.
Технология EOR включает термическое заводнение, газовое заводнение, микробное заводнение и химическое заводнение. Среди них, газовое заводнение (также называемое «заводнение смешанным газом») формирует смешиваемое состояние (состояние смешивания под сверхкритическим давлением) между накачанным газом (жидким) и нефтью, чтобы тем самым повысить степень добычи сырой нефти, оставшейся в микропорах породы-коллектора. При заводнении газом, например, для закачивания применяют углеводородный газ, диоксид углерода (CO2), газообразный азот или отработанный газ сгорания, образующийся при производстве нефти, и, таким образом, газ, экстрагированный из нефтяного пласта, может быть повторно использован как есть, и CO2 в выхлопных газах, выбрасываемых, например, нефтеперерабатывающими заводами или электростанциями, может быть извлечен и использован. Таким образом, газовое заводнение способствует эффективному использованию доступных ресурсов при одновременном увеличении степени добычи сырой нефти. Кроме того, заводнение газа привлекло внимание как метод, который может способствовать снижению количества выделяемых парниковых газов, т. е. является мерой против глобального потепления.
При газовом заводнении, закачиваемый газ имеет тенденцию диффундировать вдоль более крупных поровых пространств в нефтяном пласте и с меньшей вероятностью попадет в меньшие поровые пространства из-за высокой текучести закачиваемого газа. Таким образом, процесс чередующейся закачки воды и газа (WAG), где газ и воду закачивают попеременно, также применяют для снижения высокой подвижности закачиваемого газа.
Заводнение пеной CO2, которое предназначено для повышения эффективности добычи за счет контроля подвижности, было предложено в качестве технологии следующего поколения вышеупомянутого способа заводнения газом CO2. В этом способе заводнения, вязкость закачиваемой жидкости повышается за счет образования пены CO2, и сравнительная вязкость сырой нефти (т.е. жидкости, подлежащей замещению) делается относительно ниже, тем самым улучшая отношение подвижностей и повышая эффективность добычи сырой нефти, оставшейся в микропорах породы-коллектора.
Например, что касается заводнения пеной CO2, не патентный документ 1 описывает способ с использованием коммерчески доступных наночастиц диоксида кремния, модифицированных силаном, и не патентный документ 2 описывает метод с использованием наночастиц диоксида кремния, поверхности которых привиты лигандами. Патентный документ 1 описывает пену для повышения нефтеотдачи, где пена содержит пенообразующую композицию, содержащую наночастицы диоксида кремния с модифицированной поверхностью и пенообразователь (например, газообразный азот). Патентный документ 2 описывает способ добычи сырой нефти с использованием эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами, содержащей наночастицы диоксида кремния и наночастицы металлов.
Документы известного уровня техники
Патентные документы
Патентный документ 1: JP 2005-526887 A
Патентный документ 2: WO 2015/116332
Не патентные документы
Не патентный документ 1: A. U. Rongmo (University of Bergen) et al., "Performance of Silica Nanoparticles in CO2-Foam for EOR and CCUS at Tough Reservoir Conditions", Society of Petroleum Engineers (2018) SPE-191318-MS, Society of Petroleum Engineers.
Не патентный документ 2: Shehab Alzobaidi (University of Texas at Austin) et al., "Carbon Dioxide-in-Brine Foams at High Temperatures and Extreme Salinities Stabilized with Silica Nanoparticles", Energy & Fuels 2017 31 10680-10690.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Проблемы, решаемые изобретением
При добыче сырой нефти, жидкость (например, пена), закачиваемая в подземные или подводные нефтяные пласты, часто производится по прошествии нескольких месяцев после закачки. Таким образом, возникает потребность в жидкости, которая демонстрирует эффект улучшения нефтеотдачи и которая является стабильной в течение от нескольких десятков дней до нескольких месяцев даже в необычно суровых условиях, таких как воздействие высоких температур 100°C или около того, высоких давлений свыше 100 атм, а также морской или соленой воды, содержащей ионы натрия, ионы кальция, ионы хлора и др. в высоких концентрациях.
Хотя были описаны различные методы с использованием, например, наночастиц диоксида кремния при заводнении пеной CO2 при EOR, как описано выше, не было сообщений, например, о стабильности пены CO2, особенно при высоком давлении и температуре, или золей, содержащих наночастицы диоксида кремния.
Настоящее изобретение относится к водному золю, используемому при заводнении пеной CO2 среди способов заводнения EOR для извлечения сырой нефти путем закачки в нефтяной пласт берегового или морского нефтяного месторождения. В частности, объект настоящего изобретения состоит в том, чтобы предоставить водный золь, который используется для увеличения стабильности пены в течение длительного периода времени, при высоких температурах и давлениях, и в соленой воде, и для повышения степени добычи сырой нефти.
Другим объектом настоящего изобретения является предоставление способа добычи сырой нефти с использованием вышеупомянутого водного золя, и способа производства водного золя.
Средства для решения проблем
Авторы настоящего изобретения провели обширные исследования для решения вышеупомянутых проблем и в результате обнаружили, что водный золь, в котором частицы диоксида кремния (выступающие в качестве коллоидного вещества) со средним диаметром частиц от 1 до 100 нм и поверхностями, по меньшей мере, частично покрытыми соединением силана, имеющим гидролизуемую группу, диспергируются в водном растворителе, имеющем рН от 1,0 или более до 6,0 или менее, выступая в качестве дисперсионной среды, могут повысить стабильность пены в течение длительного периода времени, при высоких температурах и давлениях, и в соленой воде, что приводит к повышению степени нефтеотдачи. Настоящее изобретение было выполнено на основе этого открытия.
Соответственно, первым аспектом настоящего изобретения является водный золь для повышения стабильности пены или эмульсии в смеси, содержащей диоксид углерода, воду и нефть, при заводнении СО2 пенной для повышения нефтеотдачи (EOR), где водный золь содержит:
частицы диоксида кремния, имеющие средний диаметр частиц от 1 до 100 нм, измеренный методом динамического светорассеяния, и имеющие поверхности, по меньшей мере, частично покрытые соединением силана, имеющим гидролизуемую группу, где частицы диоксида кремния служат коллоидным веществом, и диспергированы в водном растворителе, имеющем pH от 1,0 или более до 6,0 или менее, служащие в качестве дисперсионной среды.
Вторым аспектом настоящего изобретения является водный золь в соответствии с первым аспектом, где соединение силана, имеющее гидролизуемую группу, представляет собой соединение силана, имеющее эпоксидную группу, или органическую группу, полученную гидролизом эпоксидной группы.
Третьим аспектом настоящего изобретения является водный золь в соответствии со вторым аспектом, где эпоксидная группа представляет собой глицидильную группу, циклогексилэпоксигруппу или их комбинацию.
Четвертым аспектом настоящего изобретения является водный золь в соответствии с первым аспектом, где соединение силана, имеющее гидролизуемую группу, представляет собой соединение силана, имеющее аминогруппу.
Пятым аспектом настоящего изобретения является водный золь в соответствии с любым из аспектов с первого по четвертый, где соединение силана, имеющее гидролизуемую группу, дополнительно содержит второе соединение силана, имеющее гидролизуемую группу.
Шестым аспектом настоящего изобретения является водный золь в соответствии с пятым аспектом, где второе соединение силана, имеющее гидролизуемую группу, представляет собой соединение силана, имеющее органическую группу, содержащую C1-40 алкильную группу, группу C6-40 ароматического кольца или их комбинацию.
Седьмым аспектом настоящего изобретения является водный золь в соответствии с любым из аспектов с первого по шестой, где массовое отношение соединения силана к частицам диоксида кремния составляет от 0,01 до 2,00:1,00 в частицах диоксида кремния, имеющих, по меньшей мере, частично покрытые поверхности.
Восьмым аспектом настоящего изобретения является водный золь в соответствии с любым из аспектов с первого по седьмой, где водный золь не имеет изоэлектрической точки при рН 6 или менее.
Девятым аспектом настоящего изобретения является водный золь в соответствии с любым из аспектов с первого по восьмой, где, когда водный золь подвергают испытанию на хранение при 80°C в течение 30 дней в среде, содержащей хлорид натрия, хлорид кальция и хлорид магния в качестве основных компонентов, и с общей концентрацией соли от 10000 до 230000 ч./млн., так что концентрация диоксида кремния составляет 1,0% массовый, разница между средним диаметром частиц, измеренным с помощью динамического светорассеяния после испытания, и средним диаметром частиц до тестирования составляет 200 нм или менее в водном золе.
Десятым аспектом настоящего изобретения является водный золь в соответствии с любым из аспектов с первого по девятый, где водный золь имеет рН от 1,0 или более до 6,0 или менее при покрытии частиц диоксида кремния соединением силана, имеющим гидролизуемую группу в водной среде, и когда водный золь, хранящийся при рН от 1,0 или более до 6,0 или менее, подвергают испытанию на хранение при рН от 5,0 или более до 8,0 или менее, при 80°C в течение 30 дней в среде, содержащей хлорид натрия, хлорид кальция и хлорид магния в качестве основных компонентов, и имеющей общую концентрацию солей от 10000 до 230000 ч./млн, так что концентрация диоксида кремния составляет 1,0% массовый, разница между средним диаметром частиц, измеренным с помощью динамического светорассеяния после испытания и средним диаметром частиц перед тестированием составляет 200 нм или менее в водном золе.
Одиннадцатым аспектом настоящего изобретения является водный золь в соответствии с любым из аспектов с первого по десятый, где пена или эмульсия является стабильной при температуре от 30 до 120°C и давлении от 70 до 400 атм.
Двенадцатым аспектом настоящего изобретения является способ добычи сырой нефти из подземного углеводородсодержащего пласта, где способ включает:
стадию (а): стадию закачивания водного золя в соответствии с любым из аспектов с первого по одиннадцатый, воды и диоксида углерода попеременно или одновременно в подземный нефтяной пласт; и
стадию (b): стадию, на которой нефть добывают на поверхность из эксплуатационной нефтяной скважины, которая была пробурена в подземный нефтяной пласт.
Тринадцатым аспектом настоящего изобретения является способ добычи сырой нефти в соответствии с двенадцатым аспектом, где стадия (а) представляет собой стадию попеременного закачивания водного золя и воды и, в свою очередь, диоксида углерода, в подземный нефтяной пласт.
Четырнадцатым аспектом настоящего изобретения является способ добычи сырой нефти в соответствии с двенадцатым или тринадцатым аспектами, где закачивание на стадии (а) осуществляют при температуре от 30 до 120°C и давлении от 70 до 400 атм.
Пятнадцатым аспектом настоящего изобретения является способ добычи сырой нефти в соответствии с любым из аспектов с двенадцатого по четырнадцатый, где подземный нефтяной пласт содержит песчаник.
Шестнадцатым аспектом настоящего изобретения является способ добычи сырой нефти в соответствии с любым из аспектов с двенадцатого по четырнадцатый, где подземный нефтяной пласт содержит карбонатные породы.
Семнадцатым аспектом настоящего изобретения является способ производства водного золя в соответствии с любым из аспектов с первого по одиннадцатый, где золь содержит, в качестве коллоидного вещества, частицы диоксида кремния, поверхности которых, по меньшей мере, частично покрыты водным соединением силана, имеющим гидролизуемую группу, где способ производства, включает стадию смешивания водного золя не модифицированного коллоидного диоксида кремния с соединением силана, имеющим гидролизуемую группу, так что массовое отношение соединения силана к частицам диоксида кремния, содержащимся в водном золе, составляет от 0,01 до 2:1,00, и смесь обрабатывают при рН от 1 или более до 6 или менее в течение от 0,1 часа до 20 часов.
Восемнадцатым аспектом настоящего изобретения является способ получения в соответствии с семнадцатым аспектом, отличающийся тем, что стадию смешивания водного золя не модифицированного коллоидного диоксида кремния с соединением силана, имеющим гидролизуемую группу, и обработку смеси, проводят при температуре от 50 до 100°C.
Эффекты изобретения
Водный золь по настоящему изобретению может стабильно образовывать и поддерживать мелкодисперсную CO2 пену в течение длительного периода времени при высоких температурах (от 30 до 120°C), высоком давлении (от 70 до 400 атм) и различных концентрациях солей (от 10000 атм до 230000 ч./млн).
Образование СО2пены, обладающей отличной долговременной стабильностью и солестойкостью, увеличивает вязкость жидкости (пены СО2), закачиваемой в подземный нефтяной пласт. Таким образом, можно ожидать проникновения жидкости в поры породы-коллектора (включая поры, в которые до сих пор было трудно проникнуть), тем самым повышая эффективность добычи сырой нефти в породе и позволяя добывать сырую нефть с более высокой скоростью.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[ФИГ.1] На ФИГ. 1 показаны результаты измерения дзета-потенциалов водных золей (водных золей диоксида кремния и силана, подвергнутых обработке поверхности соединением силана), приготовленных в Примерах 1 и 2, при различных значениях рН от рН 2 или более до рН 10 или менее.
[ФИГ. 2] На ФИГ. 2 показано изменение среднего диаметра частиц, измеренное с помощью динамического светорассеяния (DLS, средний диаметр частиц: нм) во время тестирования на устойчивость к соленой воде (хранение при 80°C, низкая концентрация соли: 35000 ч./млн.) водных золей из примера 1 и сравнительного примера 1.
[ФИГ. 3] На ФИГ. 3 показано изменение среднего диаметра частиц, измеренное с помощью динамического светорассеяния (DLS, средний диаметр частиц: нм) во время тестирования на устойчивость к соленой воде (хранение при 80°C, средняя концентрация соли: 175000 ч./млн.) водных золей из примера 1 и сравнительного примера 1.
[ФИГ. 4] На ФИГ. 4 показано изменение среднего диаметра частиц, измеренное с помощью динамического светорассеяния (DLS, средний диаметр частиц: нм) во время тестирования на устойчивость к соленой воде (хранение при 80°C, средняя концентрация соли: 229000 ч./млн.) водных золей из примера 1 и сравнительного примера 1.
[ФИГ.5] На ФИГ. 5 показана структура аппарата, используемого в тестировании на пенообразование.
[ФИГ. 6] На ФИГ. 6 показаны результаты тестирования на пенообразование водных золей из примеров 1 и 2 и сравнительного примера 1.
[ФИГ. 7] На ФИГ. 7 показаны результаты тестирования на пенообразование водных золей из примеров 3 и 4 и сравнительного примера 1.
[ФИГ. 8] ФИГ. 8 представляет собой фотографию, показывающую результаты теста на долгосрочную стабильность пены или эмульсии через 30 минут, один день, три дня и семь дней после прекращения перемешивания в тесте на пенообразование водных золей из примеров 1 и 2.
[ФИГ. 9] ФИГ. 9 представляет собой фотографию эмульсии В/М, полученную с помощью оптического микроскопа, образованную при давлении 100 атм. путем добавления водорастворимого красителя к образцу соленой воды (концентрация соли: 229000 ч./млн), содержащему водный золь из Примера 1 (концентрация диоксида кремния: 1,0% массовый).
[ФИГ. 10] ФИГ. 10 представляет собой фотографию эмульсии М/В, полученную с помощью оптического микроскопа, образованную при давлении 100 атм. путем добавления водорастворимого красителя к образцу соленой воды (концентрация соли: 229000 ч./млн), содержащему водный золь из Примера 1 (концентрация диоксида кремния: 1,0% массовый).
[ФИГ. 11] ФИГ. 11 представляет собой фотографию пены, полученную с помощью оптического микроскопа, образованную при давлении 300 атм путем добавления водорастворимого красителя к образцу соленой воды (концентрация соли: 229000 ч./млн), содержащему водный золь из Примера 1 (концентрация диоксида кремния: 1,0% массовый).
[ФИГ. 12] ФИГ. 12 представляет собой схематический вид эмульсии В/М, образованной при давлении 100 атм путем добавления водорастворимого красителя к образцу соленой воды (концентрация соли: 229000 ч./млн), содержащему водный золь из Примера. 1 (концентрация диоксида кремния: 1,0% массовый).
[ФИГ. 13] ФИГ. 13 представляет собой схематический вид эмульсии М/В, образованной при давлении 100 атм путем добавления водорастворимого красителя к образцу соленой воды (концентрация соли: 229000 ч./млн), содержащему водный золь из Примера. 1 (концентрация диоксида кремния: 1,0% массовый).
[ФИГ. 14] ФИГ. 14 представляет собой схематический вид пены, образованной при давлении 300 атм при добавлении водорастворимого красителя к образцу соленой воды (концентрация соли: 229000 ч./млн), содержащему водный золь из Примера 1 (концентрация диоксида кремния: 1,0% массовый).
[ФИГ. 15] ФИГ. 15 представляет собой фотографию, показывающую внешний вид (а) песчаника (Berea Sandstone (BSS)) и (b) карбонатных пород (Indiana 200md (IN 200md)), использованных для оценки добычи сырой нефти, и результаты наблюдения за профилями поверхности этого керна (фотографии, полученные с помощью сканирующего электронного микроскопа (увеличение: 500)).
[ФИГ.16] На ФИГ. 16 показано соотношение между воздухопроницаемостью и пористостью образца карбонатной породы.
[ФИГ.17] На ФИГ. 17 показано расположение труб и оборудования в устройстве для тестирования кернового потока, используемом для оценки добычи сырой нефти.
[ФИГ. 18] На ФИГ. 18 показано количество (%) сырой нефти (вертикальная ось), добытой из пор образца керна песчаника (BSS) по отношению к количеству закачанной (горизонтальная ось) жидкости (соленая вода, содержащая водный золь из Примера 1 или 2 (концентрация диоксида кремния: 1,0% массовый), диоксид углерода), когда общий объем пор породы образца керна принимается за 1,0.
[ФИГ. 19] На ФИГ. 19 показано количество (%) сырой нефти (вертикальная ось), добытой из пор образца керна карбонатной породы (IN 200md) по отношению к количеству закачивания (горизонтальная ось) жидкости (соленая вода, содержащая водный золь (концентрация диоксида кремния: 1,0% массовый), диоксид углерода), когда общий объем пор породы образца керна принимается за 1,0.
[ФИГ. 20] ФИГ. 20 представляет собой фотографию образца, приготовленного с использованием водного золя из примера 1 (средняя концентрация соли: 175000 ч./млн, концентрация диоксида кремния: 1,0% массовый) (pH 6,3) (ФИГ. 20(a)), и образца, приготовленного с использованием водного золя из сравнительного примера 1 (средняя концентрация соли: 175000 ч./млн, концентрация диоксида кремния: 1,0% массовый), (pH 7,2) (ФИГ. 20(b)), на фотографии показаны состояния образцов после хранения при 80°C в течение семи дней.
[ФИГ.21] На ФИГ. 21 показана конструкция устройства, используемого в тесте для определения наличия блокировки пор в керне.
[ФИГ. 22] На ФИГ. 22 показан перепад инжекционного давления (левая вертикальная ось) и количество (см3) соленой воды (содержащей водный золь) (правая вертикальная ось), добытой из пор образца керна песчаника (BSS) по отношению к количеству закачивания (горизонтальная ось) жидкости (образец хранящейся соленой воды (средняя концентрация соли), содержащей водный золь (концентрация диоксида кремния: 1,0% массовый), диоксид углерода), когда общий объем пор породы образца керна принимается за 1,0 в тесте на определение наличия блокировки пор в керне с использованием водного золя из примера 1.
[ФИГ. 23] ФИГ. 23 представляет собой фотографию, показывающую образование пены в добытой жидкости в тесте на определение наличия блокировки пор в керне с использованием водного золя из примера 1.
[ФИГ. 24] На ФИГ. 24 показано инжекционное давление жидкости (вертикальная ось) по отношению к времени закачивания (горизонтальная ось) в случае непрерывного закачивания жидкости (образец хранящейся соленой воды (средняя концентрация соли), содержащий водный золь (концентрация диоксида кремния: 1,0% массовый), диоксид углерода), когда общий объем пор породы образца керна песчаника (BSS) принимается за 1,0 в испытании на определение наличия блокировки пор в керне с использованием водного золя из примера 2.
[ФИГ. 25] На ФИГ. 25 показан перепад инжекционного давления (левая вертикальная ось) и количество (см3) соленой воды (содержащей водный золь) (правая вертикальная ось), добытой из пор образца керна песчаника (BSS) по отношению к количеству закачивания (горизонтальная ось) жидкости (образец хранящейся соленой воды (средняя концентрация соли), содержащий водный золь (концентрация диоксида кремния: 1,0% массовый), диоксид углерода), когда общий объем пор образца керна породы принимается за 1,0 в тесте на определение наличия блокировки пор в керне с использованием водного золя из сравнительного примера 1.
[ФИГ. 26] На ФИГ. 26 показано инжекционное давление жидкости (вертикальная ось) по отношению к времени закачивания (горизонтальная ось) в случае непрерывного закачивания в тесте на определение наличия блокировки пор в керне с использованием водного золя из сравнительного примера. 1.
[ФИГ. 27] ФИГ. 27 представляет собой фотографию трубы аппарата, используемого в испытании для определения наличия блокировки пор в керне с использованием водного золя из сравнительного примера 1, где фотография показывает состояние трубы после тестирования (образование желатинированного компонента диоксида кремния).
СПОСОБЫ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение направлено на водный золь для повышения стабильности пены или эмульсии в жидкости в заводнении CO2 пеной для повышения нефтеотдачи (EOR). Водный золь по настоящему изобретению может способствовать формированию и стабилизации пены или эмульсии при контакте водного золя с водой (включая соленую воду, морскую воду и т. д.) и диоксидом углерода, а также при их контакте с сырой нефтью.
Используемый здесь термин «пена» относится к «пене», состоящей из множества пузырьков, где каждый пузырек имеет диаметр от нескольких мкм до нескольких сотен мкм.
В случае эмульсии каждая капля обычно имеет диаметр от примерно 0,1 мкм до нескольких сотен мкм.
<Водный золь>
В общем, водный золь представляет собой коллоидную дисперсионную систему, содержащую водный растворитель, служащий дисперсионной средой, и коллоидные частицы, служащие коллоидным веществом Настоящее изобретение, в частности, относится к водному золю, где дисперсионная среда представляет собой водную среду (воду), имеющую кислый pH, и коллоидное вещество представляет собой частицы диоксида кремния, подвергнутые поверхностной обработке конкретной функциональной группой. В частности, настоящее изобретение направлено на водный золь, где коллоидное вещество представляет собой частицы диоксида кремния, поверхность которых, по меньшей мере, частично покрыта соединением силана, имеющим гидролизуемую группу (далее может называться просто «соединение силана») (здесь и далее частицы диоксида кремния могут называться «частицами диоксида кремния, подвергнутыми обработке поверхности соединением силана» или «частицами диоксида кремния с обработанной поверхностью»), и дисперсионная среда представляет собой водный растворитель, имеющий рН от 1,0 или более до 6,0 или менее.
Фраза «частицы диоксида кремния, имеющие поверхности, по меньшей мере, частично покрытые соединением силана, имеющим гидролизуемую группу», используемая в настоящем документе, относится к состоянию, в котором соединение силана, имеющее гидролизуемую группу, связано с, по меньшей мере, частью поверхностей диоксида кремния»; в частности, включает состояние, когда соединение силана покрывает все поверхности частиц диоксида кремния, состояние, когда соединение силана покрывает часть поверхностей частиц диоксида кремния, и состояние, когда соединение силана связано с поверхностями частиц диоксида кремния.
Частицы диоксида кремния (частицы диоксида кремния с обработанной поверхностью), содержащиеся в водном золе по настоящему изобретению, могут быть оценены по их среднему диаметру частиц (средний диаметр частиц DLS) и состоянию дисперсии с помощью динамического светорассеяния.
Средний диаметр частиц DLS соответствует среднему значению диаметров вторичных частиц (диаметров дисперсных частиц). Говорят, что средний диаметр частиц DLS полностью диспергированных частиц примерно в два раза больше среднего диаметра первичных частиц (т. е. диаметра удельной площади поверхности, измеренного способом адсорбции газообразного азота (способ ВЕТ) или способом Сирса, что соответствует среднему диаметру первичных частиц). Таким образом, измерение среднего диаметра частиц DLS может определить, находятся ли коллоидные частицы (частицы диоксида кремния с обработанной поверхностью в настоящем изобретении), содержащиеся в водном золе, в диспергированном состоянии или в агрегированном состоянии. В частности, можно определить, что больший средний диаметр частиц DLS указывает на агрегированное состояние коллоидных частиц, содержащихся в водном золе.
В настоящем изобретении частицы диоксида кремния с обработанной поверхностью, содержащиеся в водном золе, могут иметь средний диаметр частиц (DLS диаметр частиц) от 1 до 100 нм, или от 1 до 50 нм, или от 3 до 30 нм, или от 5 до 15 нм. Частицы, имеющие средний диаметр DLS более 1 нм, не агрегируют в водном золе и остаются в нем стабильными, тогда как частицы, имеющие средний диаметр DLS частиц менее 100 нм, позволяют золю легко проникать в поры песчаника или карбонатных пород, присутствующей в подземном пласте нефтяного месторождения, что приводит к повышению степени добычи сырой нефти.
В частицах диоксида кремния с обработанной поверхностью, содержащихся в водном золе, массовое отношение соединения силана к частицам диоксида кремния составляет, например, от 0,01 до 2,00:1,00 или от 0,30 до 2,00:1,00 или от 0,33 до 2,00:1,00 или от 0,33 до 1,00:1,00.
Когда количество соединения силана составляет 0,01 массовой части или более (предпочтительно 0,30 массовой части или более) относительно 1,00 массовой части частиц диоксида кремния, содержащихся в водном золе, можно ожидать, что водный золь будет иметь благоприятную солеустойчивость. Однако, когда количество соединения силана доводят до 2,00 массовых частей или более, эффект, соизмеримый с увеличением количества, не может быть получен.
В вышеупомянутом водном золе, концентрация частиц диоксида кремния с обработанной поверхностью (концентрация твердого содержимого) может составлять, например, от 1 до 40% массовых.
Предпочтительно водный золь по настоящему изобретению не имеет изоэлектрическую точку при рН 6 или менее, например, в диапазоне рН от 1 или более до 6 или менее. В таком случае, можно ожидать, что водный золь не агрегируется, а оставаться стабильным.
Обычно концентрация солей в морской воде составляет от 30000 ч./млн. до 40000 ч./млн, концентрация соли на нефтяных и газовых месторождениях Японии составляет от 10000 ч./млн до 50000 ч./млн, и концентрация солей в пластовой жидкости за рубежом (например, в месторождение карбонатной нефти Абу-Даби) составляет около 160000 ч./млн и т.д. Ввиду закачивания золя по настоящему изобретению в нефтяной пласт на береговом или морском нефтяном месторождении, желательно, чтобы водный золь проявлял высокую солеустойчивость в среде с концентрацией соли около 10000 ч./млн (что соответствует 1,0% массовому) до более чем 200000 ч./млн; в частности, желательно, чтобы частицы диоксида кремния, содержащиеся в водном золе, не агрегировали или не образовывали геля и оставались в диспергированном состоянии в вышеупомянутой среде.
В настоящем изобретении, солеустойчивость (устойчивость к соленой воде) водного золя можно оценить с помощью теста на солеустойчивость, в котором водный золь хранят при рН от 5,0 или выше до 8,0 или ниже и при 80°C в течение 30 дней в среде, содержащей хлорид натрия, хлорид кальция и хлорид магния в качестве основных компонентов и имеющей общую концентрацию солей от 10000 до 230000 ч./млн, так что концентрация диоксида кремния составляет 1,0% массовый. Когда изменение среднего диаметра частиц водного золя, измеренного по динамическому светорассеянию, является незначительной до и после этого тестирования, частицы диоксида кремния, содержащиеся в водном золе, могут быть оценены на предмет сохранения их диспергированного состояния. Однако, когда водный золь проявляет плохую солеустойчивость, средний диаметр частиц DLS становится очень большим после тестирования на солеустойчивость, что отражает агрегированное состояние частиц диоксида кремния, содержащихся в золе.
В настоящем изобретении можно определить, что водный золь обладает хорошей солеустойчивостью, если средний диаметр частиц, измеренный с помощью динамического светорассеяния после вышеупомянутого тестирования на солеустойчивость, отличается на 200 нм или менее от среднего диаметра частиц до тестирования. В частности, когда разница в среднем диаметре частиц DLS до и после тестирования составляет 200 нм или менее (например, 160 нм или менее), можно определить, что водный золь имеет очень хорошую солеустойчивость без изменения (агрегации или гелеобразования) золя кремниевой кислоты.
Частицы диоксида кремния, содержащиеся в водном золе по настоящему изобретению, могут сохранять стабильную форму пены или эмульсии в присутствии воды, масла и диоксида углерода при температуре от 30 до 120°C и давлении от 70 до 400 атм. Термин «стабильный», используемый в настоящем документе, относится к случаю, когда пена или эмульсия не разрушаются или не отделяются. Авторы настоящего изобретения подтвердили, что, когда пена или эмульсия образуются в течение нескольких часов в статических условиях, пена или эмульсия стабильно сохраняют свою форму в течение нескольких дней.
Диоксид углерода становится сверхкритическим при температуре 31,1°C и давлении 72,8 атм или выше. В настоящем изобретении, нефть в порах породы замещается водой (содержащей частицы диоксида кремния), нефтью и диоксидом углерода в форме пены или эмульсии. В этом случае, диоксид углерода может находиться в гомогенном сверхкритическом состоянии или в газообразном или жидкофазном состоянии.
Вышеупомянутый водный золь получают путем смешивания соединения силана, имеющего гидролизуемую группу, с (не модифицированным) водным золем кремниевой кислоты, и затем термической обработкой смеси, как описано ниже. Водный золь кремниевой кислоты и соединение силана, имеющее гидролизуемую группу, которая образует водный золь, будут подробно описаны ниже.
<Водный золь кремниевой кислоты>
Водный золь кремниевой кислоты (не модифицированный золь кремниевой кислоты), который образует водный золь по настоящему изобретению, представляет собой водный золь кремниевой кислоты, содержащий коллоидный диоксид кремния в качестве коллоидного вещества, и может быть получен любым известным способом с использованием жидкого стекла (водный раствор силиката натрия) в качестве сырья.
Средний диаметр частиц водного золя кремниевой кислоты указывает средний диаметр частиц коллоидного диоксида кремния, служащего в качестве коллоидного вещества. Если не указано иное, средний диаметр частиц относится к диаметру удельной площади поверхности, измеренному способом адсорбции газообразного азота (способом ВЕТ) или диаметру частиц, измеренному способом Сирса.
Диаметр удельной площади поверхности (средний диаметр частиц (диаметр удельной площади поверхности) D (нм)), измеренный способом адсорбции газообразного азота (способом ВЕТ), определяется по следующей формуле: D (нм) = 2720/S, где S представляет собой удельную площадь поверхности (м2/г) по данным способа адсорбции газообразного азота.
Диаметр частиц, измеренный способом Сирса, соответствует среднему диаметру частиц, измеренному согласно литературе: G. W. Sears, Anal. Chem. 28 (12), p. 1981, 1956 (Rapid Method for Determination of Colloidal Silica Particle Diameter). В частности, диаметр частиц соответствует эквивалентному диаметру (диаметру удельной площади поверхности), рассчитанному из удельной площади поверхности коллоидного диоксида кремния, определяемой из количества 0,1N-NaOH, необходимого для титрования, от pH 4 или более до pH 9 или менее, коллоидного диоксида кремния, эквивалентного 1,5 г SiO2.
В настоящем изобретении, средний диаметр частиц водного золя кремниевой кислоты (частиц коллоидного диоксида кремния), измеренный способом адсорбции газообразного азота (способом ВЕТ) или способом Сирса, может составлять, например, от 1 до 100 нм или от 1 до 50 нм или от 3 до 30 нм или от 5 до 15 нм.
Вышеупомянутый водный золь кремниевой кислоты может быть коммерчески доступным продуктом. Водный золь кремниевой кислоты, имеющий концентрацию диоксида кремния от 5 до 50% массовых, обычно является коммерчески доступным. Такой продукт является предпочтительным, поскольку он легко доступен.
Водный золь может представлять собой щелочной водный золь кремниевой кислоты или кислый водный золь кремниевой кислоты, однако предпочтительно использовать кислый водный золь кремниевой кислоты, имеющий рН от 1,0 или более до 6,0 или менее, поскольку такой водный золь кремниевой кислоты позволяет получать водный золь, обладающий отличной солеустойчивостью (без агрегации).
Примеры коммерчески доступного кислого водного золя кремниевой кислоты включают Snowtex (зарегистрированная торговая марка) ST-OXS, ST-OS и ST-O (доступен от Nissan Chemical Corporation).
Водный золь кремниевой кислоты, используемый для водного золя, может иметь концентрацию диоксида кремния (SiO2), например, от 1 до 40% массовых.
<Соединение силана>
Соединение силана, используемое для обработки поверхности вышеупомянутого водного золя, представляет собой соединение силана, имеющее гидролизуемую группу Примеры гидролизуемой группы включают алкоксигруппу, ацилоксигруппу и галогеновую группу.
В частности, гидролизуемая группа предпочтительно представляет собой алкоксигруппу, такую как метоксигруппа или этоксигруппа. Например, предпочтительно используют соединение силана, содержащее метоксигруппу в качестве гидролизуемой группы.
Вышеупомянутое соединение силана, имеющее гидролизуемую группу, может представлять собой соединение силана, содержащее, помимо гидролизуемой группы, эпоксидную группу или органическую группу, полученную гидролизом эпоксидной группы. Эпоксидная группа может представлять собой глицидильную группу, циклогексилэпоксигруппу или их комбинацию. Как описано ниже, вышеупомянутое соединение силана, имеющее гидролизуемую группу, может представлять собой соединение силана, имеющее, помимо гидролизуемой группы, оксетановое кольцо вместо эпоксигруппы.
Примеры соединения силана, имеющего эпоксигруппу (и гидролизуемую группу), включают 3-глицидоксипропилтриметоксисилан, 3-глицидоксипропилтриметоксисилан, 3-глицидоксипропилметилдиметоксисилан, 3-глицидоксипропилметилдиэтоксисилан, 3-(3,4-эпоксициклогексил)пропилтриметоксисилан, 3-(3,4-эпоксициклогексил)пропилтриэтоксисилан, 2-(3,4-эпоксициклогексил)этилтриметоксисилан, 2-(3,4-эпоксициклогексил)этилтриэтоксисилан, 1-(3,4-эпоксициклогексил)метилтриметоксисилан и 1-(3,4-эпоксициклогексил)метилтриэтоксисилан. Эти соединения силана можно использовать по отдельности или в комбинации двух или нескольких видов.
Как описано выше, соединение силана, имеющее эпоксигруппу, может быть заменено соединением силана, имеющим оксетановое кольцо Примеры соединения силана, имеющего оксетановое кольцо, включают [(3-этил-3-оксетанил)метокси]пропилтриметоксисилан и [(3-этил-3-оксетанил)метокси]пропилтриэтоксисилан.
Вышеупомянутое соединение силана, имеющее гидролизуемую группу, может представлять собой соединение силана, имеющее аминогруппу помимо гидролизуемой группы.
Примеры соединения силана, имеющего аминогруппу (и гидролизуемую группу), включают N-2-(аминоэтил)-3-аминопропилметилдиметоксисилан, N-2-(аминоэтил)-3-аминопропилтриметоксисилан, 3-аминопропилтрихлорсилан, 3-аминопропилтриметоксисилан, 3-аминопропилтриэтоксисилан, 3-аминопропилметилдиметоксисилан, 3-аминопропилметилдиэтоксисилан, 3-триэтоксисилил-N-(1,3-диметилбутилиден)пропиламин, N-фенил-3-аминопропилтриметоксисилан и N-фенил-3-аминопропилтриэтоксисилан. Эти соединения могут быть использованы отдельно или в сочетании двух или нескольких видов.
В настоящем изобретении, соединение силана, используемое для обработки поверхности вышеупомянутого водного золя кремниевой кислоты, может дополнительно содержать второе соединение силана, имеющее гидролизуемую группу, помимо вышеупомянутого соединения силана, имеющего гидролизуемую группу (т.е. соединения силана, имеющего эпоксигруппу или органическую группу, полученную гидролизом эпоксигруппы, или соединения силана, содержащего аминогруппу).
Вторым соединением силана, имеющим гидролизуемую группу, может быть соединение силана, имеющее органическую группу, содержащую C1-40 алкильную группу, C6-40 ароматическую кольцевую группу или их комбинацию.
Примеры силана, имеющего указанную выше гидролизуемую группу и имеющего C1-40 алкильную группу, включают алкоксисиланы, такие как метилтриметоксисилан, метилтриэтоксисилан, диметилдиметоксисилан, диметилдиэтоксисилан, триметилметоксисилан, этилтриметоксисилан, этилтриэтоксисилан, н-пропилтриметоксисилан, н-пропилтриэтоксисилан, изобутилтриметоксисилан, изобутилтриэтоксисилан, н-гексилтриметоксисилан, н-гексилтриэтоксисилан, циклогексилметилдиметоксисилан, н-октилтриэтоксисилан и н-децилтриметоксисилан. Эти соединения силана можно использовать отдельно или в комбинации двух или нескольких видов.
Примеры силана, имеющего вышеупомянутую гидролизуемую группу и C6-40 ароматическую кольцевую группу, включают фенилтриметоксисилан, фенилтриэтоксисилан, дифенилдиметоксисилан и дифенилдиэтоксисилан.
Можно ожидать, что использование второго соединения силана, имеющего гидролизуемые группы в комбинации, будет дополнительно улучшать эффект стабилизации пены или эмульсии в жидкости при заводнении CO2 пеной.
Второе соединение силана, имеющее гидролизуемую группу, предпочтительно используют в комбинации, в частности, с соединением силана, имеющим гидролизуемую группу, содержащую аминогруппу.
В настоящем изобретении, поверхности частиц диоксида кремния обрабатывают (модифицируют) с использованием, в качестве основного материала, соединения силана, имеющего гидролизуемую группу и эпоксигруппу, или органическую группу, полученную гидролизом эпоксигруппы, или соединения силана, имеющего аминогруппу (первое соединение силана) и с использованием, если желательно, соединения силана с гидролизуемой группой и с органической группой, содержащей C1-40 алкильную группу, C6-40 ароматическую кольцевую группу или их комбинацию (второе соединение силана). Молярное отношение первого соединения силана ко второму соединению силана во всем соединении силана может составлять от 1,00:0 до 3,00 или от 1,00:0 до 1,00.
В частности, соединение силана, используемое для обработки поверхности вышеупомянутого водного золя кремниевой кислоты, может представлять собой, например, 3-глицидоксипропилтриметоксисилан, 3-глицидоксипропилтриэтоксисилан, комбинацию 3-глицидоксипропилтриметоксисилана с 2-(3,4-эпоксициклогексил)этилтриметоксисиланом или комбинацию 3-аминопропилтриэтоксисилана с фенилтриметоксисиланом.
Вышеупомянутое соединение силана может быть коммерчески доступным продуктом. Примеры коммерчески доступного продукта включают торговое наименование KBM-403 (3-глицидоксипропилтриметоксисилан), KBE-403 (3-глицидоксипропилтриэтоксисилан), KBM-303 (2-(3,4-эпоксициклогексил)этилтриметоксисилан), KBE-903 (3-аминопропилтриэтоксисилан) и KBM-103 (фенилтриметоксисилан), которые доступны от Shin-Etsu Chemical Co., Ltd.
Настоящее изобретение включает использование частиц силана, поверхность которых связана с силаном, имеющим органическую функциональную группу, которые получают путем обработки (покрытия) поверхности частиц диоксида кремния, содержащихся в водном золе кремниевой кислоты, силаном, имеющим гидролизуемую группу. В настоящем изобретении, важным фактором солеустойчивости является комбинация pH водного золя кремниевой кислоты в качестве исходного материала и вышеупомянутой гидролизуемой группы. Когда кислый водный золь кремниевой кислоты используют в качестве исходного материала, вышеупомянутый силан может представлять собой метоксигруппу или этоксигруппу, каждая из которых обеспечивает благоприятные эффекты.
Когда в качестве сырья используется щелочной водный золь кремниевой кислоты, во время получения водного золя, вероятно, будет происходить гелеобразование, если гидролизуемая группа вышеупомянутого силана представляет собой метоксигруппу, или устойчивость к соленой воде снижается, если гидролизуемая группа представляет собой этоксигруппу. Когда используют щелочной водный золь кремниевой кислоты и покрывают силаном, имеющим этоксигруппу в качестве гидролизуемой группы, устойчивость к соленой воде снижается, даже если рН затем становится кислым.
<Способ обработки поверхности (Способ получения водного золя)>
Частицы диоксида кремния, подвергнутые поверхностной обработке соединением силана, могут быть получены путем добавления вышеупомянутого соединения силана, имеющего гидролизуемую группу, к вышеупомянутому водному золю кремниевой кислоты (предпочтительно, кислому водному золю кремниевой кислоты, имеющему рН от 1,0 или более до 6,0 или менее) с последующей термической обработкой смеси, например, при температуре от 50 до 100°C в течение от одного до 20 ч. В этом случае, соединение силана, имеющее гидролизуемую группу, может быть добавлено к водному золю кремниевой кислоты таким образом, чтобы массовое отношение соединения силана к частицам диоксида кремния (содержанию твердого диоксида кремния) в золе кремниевой кислоты было следующим: например, массовое отношение соединения силана к частицам диоксида кремния составляло от 0,01 до 2,00:1,00 или от 0,30 до 2,00:1,00 или от 0,33 до 2,00:1,00 или от 0,33 до 1,00:1,00.
Когда температура термической обработки ниже 50°C, снижается скорость частичного гидролиза гидролизуемой группы и, следовательно, снижается эффективность обработки поверхности, тогда как при температуре термической обработки выше 100°C образуется сухой силикагель, что нежелательно.
Когда время термической обработки составляет менее одного часа, реакция гидролиза соединения силана, имеющего гидролизуемую группу, протекает в недостаточной степени. Между тем, даже когда время термической обработки превышает 20 часов, реакция гидролиза соединения силана становится почти насыщенной, и, таким образом, время нагревания не должно быть больше. Фраза «частицы диоксида кремния, покрытые соединением силана» охватывает случай, когда гидролизуемые группы полностью гидролизуются, и частицы диоксида кремния покрыты силоксановыми связями, а также случай, когда некоторые гидролизуемые группы остаются непрореагировавшими, и другие гидролизуемые группы гидролизуются, и частицы диоксида кремния имеют силоксановые связи.
Степень обработки поверхности (покрытия) соединением силана, имеющим гидролизуемую группу, т. е. количество молекул соединения силана, связанных с поверхностью частиц диоксида кремния, предпочтительно составляет, например, от 0,01 до 5 или от 1 до 5 на нм2 поверхности частиц диоксида кремния.
Полученный водный золь, содержащий, в качестве коллоидного вещества, частицы диоксида кремния для обработки поверхности соединением силана, соответствует водному золю, диспергированному в водном растворителе, имеющем рН от 1,0 или более до 6,0 или менее, т. е. водному золю, хранящемуся при рН от 1,0 и более до 6,0 и менее.
Частицы диоксида кремния с обработанной поверхностью можно получить, используя щелочной водный золь кремниевой кислоты (pH 8 или выше) и добавляя соединение силана, имеющее гидролизуемую группу, к водному золю кремниевой кислоты таким же образом, как описано выше. Однако, водный золь, содержащий частицы диоксида кремния с обработанной поверхностью, диспергированный в водной среде, приготовленной с использованием щелочного водного золя кремниевой кислоты в качестве исходного материала, требует внимания, поскольку средний диаметр частиц, измеренный с помощью динамического светорассеяния, значительно увеличивается после описанного выше тестирования на солеустойчивость; т.е. частицы диоксида кремния, вероятно, агрегируются и менее стабильны. Когда частицы диоксида кремния с обработанной поверхностью получают в щелочных условиях, подтверждено, что водный золь, в котором диспергированы частицы, демонстрируют плохую пенообразующую способность в системе смеси воды, диоксида углерода и заменителя сырой нефти (углеводорода (декана)). Таким образом, водный золь вряд ли будет эффективен при добыче сырой нефти с помощью углекислого «снега».
Когда водный золь кремниевой кислоты (водный золь), содержащий частицы диоксида кремния с обработанной поверхностью, приготовленные в щелочных условиях, подкисляют, например, хлористоводородной кислотой (например, pH от 1,0 или более до 6,0 или менее), чтобы таким образом получить кислый водный золь кремниевой кислоты (водный золь), средний диаметр частиц, измеренный с помощью динамического светорассеяния, увеличивается после вышеупомянутого тестирования на солеустойчивость, и вышеупомянутые частицы диоксида кремния агрегируют и демонстрируют пониженную стабильность. Этот кислый водный золь кремниевой кислоты также демонстрирует плохое пенообразование в смешанной системе воды, диоксида углерода и заменителя сырой нефти (декана). Считается, что поры пород, способствующие течению жидкости, имеют диаметр несколько мкм и более. Таким образом, предположительно, агрегированный и гелеобразный водный золь кремниевой кислоты достаточно трудно проходит через поры пород диаметром несколько мкм при тестировании заводнения керна. Следовательно, вышеупомянутый щелочной водный золь кремниевой кислоты (водный золь), подвергнутый обработке поверхности соединением силана в щелочных условиях, или кислый водный золь кремниевой кислоты (водный золь), полученный из щелочного водного золя кремниевой кислоты, не подходит для добычи сырой нефти по настоящему изобретению.
<Способ добычи сырой нефти>
Водный золь по настоящему изобретению можно использовать для добычи сырой нефти из подземного углеводородсодержащего пласта посредством, например, процедуры, включающей стадию (а): стадию закачки водного золя по настоящему изобретению, воды и диоксида углерода, попеременно или одновременно, в подземный пласт, и стадию (b): стадию, на которой нефть добывают на поверхность и из эксплуатационной скважины, пробуренной в подземном нефтяном пласте.
Вода, вводимая на стадии (а), может представлять собой соленую воду, содержащую ионы хлора и ионы натрия, ионы кальция, ионы магния и т. д., или может представлять собой морскую воду (например, когда предполагается, что водный золь будет применяться в нефтяных пластах на морских нефтяных месторождениях). Никаких особых ограничений на концентрацию соли в такой соленой воде или морской воде не налагается, но концентрация соли обычно составляет примерно от 10000 до 230000 ч./млн, как описано выше.
При введении, массовое отношение частиц диоксида кремния с обработанной поверхностью, содержащихся в водном золе, к воде (или соленой воде, морской воде) может составлять, например, примерно 1:3 - 1000, а объемное отношение воды (или соленой воды, морской воды) к диоксиду углерода может составлять, например, примерно 1:0,01 - 100.
Предпочтительно, чтобы инжекционное давление было равно или выше естественного давления закачивания под действием силы тяжести жидкости из нагнетательной скважины и равно или ниже начального давления целевого пласта или разрушающего давления слоя покрывающей породы, в зависимости от того, что выше.
Стадия закачивания может проводиться, например, при температуре от 30 до 120°C и давлении от 70 до 400 атм.
Стадия (а) может представлять собой, например, стадию попеременного закачивания водного золя и воды, и диоксида углерода в подземный нефтяной пласт. Диоксид углерода, подлежащий закачиванию, может представлять собой диоксид углерода в сверхкритическом состоянии или жидкий диоксид углерода.
На стадии (а) водный раствор или вода могут содержать необязательный компонент, используемый для добычи сырой нефти. Примеры необязательных компонентов включают, но не ограничены ими, поверхностно-активное вещество, загуститель, раскислитель, ингибитор коррозии, альгицид, биоцид и ингибитор образования накипи.
Никаких особых ограничений не налагается на подземный нефтяной пласт, на который нацелен способ добычи сырой нефти, и целевой пласт может быть, например, пластом, содержащим песчаник, или пластом, содержащим карбонатные породы.
В настоящем изобретении водный раствор, воду и диоксид углерода закачивают в породу пласта таким образом, чтобы дзета-потенциалы частиц диоксида кремния в водном золе и породе пласта были отрицательными или положительными друг для друга. Это может предотвратить агрегацию частиц диоксида кремния в порах породы, что предпочтительно для образования и поддержания стабильной СО2 пены и повышения эффективности нефтеотдачи на ее основе.
В настоящем изобретении, жидкий диоксид углерода, закачиваемый в подземный нефтяной резервуар, образует в нем пену CO2. Это, вероятно, приводит к увеличению вязкости смеси, содержащей водный золь, воду и диоксид углерода, и улучшает добычу нефти из пор породы за счет жидкости, имеющей повышенную вязкость. Вязкость жидкости, образованной из смеси, предпочтительно составляет, например, от 1 сП до 100 сП или от 1 сП до 50 сП.
За стадией (а) следует стадия (b): стадия, на которой нефти из эксплуатационной скважины, пробуреной в подземном нефтяном пласте.
ПРИМЕРЫ
(Для анализа в примерах и сравнительных примерах используют следующие аппараты.)
рН: измеряют рН-метром (доступным от DKK-TOA CORPORATION).
Вязкость: измеряют вискозиметром Оствальда (доступным от AS ONE CORPORATION).
Средний диаметр первичных частиц, измеренный способом адсорбции газообразного азота (способом ВЕТ): водный золь кремниевой кислоты сушат, и полученный твердый диоксид кремния измельчают в порошок, и затем измельченный продукт дополнительно сушат с получением порошка диоксида кремния. Средний диаметр первичных частиц рассчитывают на основе удельной площади поверхности порошка диоксида кремния, определенной с помощью устройства для измерения удельной площади поверхности Monosorb (доступного от Quantachrome Instruments).
Средний диаметр частиц, измеренный с помощью динамического светорассеяния (DLS средний диаметр частиц): измеряют с помощью анализатора диаметра частиц с динамическим светорассеянием Zetasizer Nano (доступного от Malvern Panalytical, Spectris Co., Ltd.) после разбавления водного золя.
Дзета -потенциал: водный золь разбавляют, и затем к нему добавляют 0,4 М серную кислоту, чтобы довести рН смеси до 2. Затем к смеси добавляют 0,25 М водный раствор NaOH для повышения рН смеси, дзета-потенциал измеряют при различных значениях рН с помощью системы измерения дзета-потенциала/диаметра частиц/молекулярной массы ELSZ-2000ZS (доступной от Otsuka Electronics Co., Ltd.).
Получение образца керна породы: образец керна породы измельчают, и данные о составе образца керна породы (в пересчете на оксид металла) получают с помощью флуоресцентного рентгеновского анализатора Supermini 200 с дисперсией длины волны (доступном от Rigaku Corporation).
Наблюдение за профилем образца керна породы: профиль поверхности образца керна породы наблюдают с помощью сканирующего электронного микроскопа JSM-6010LV (доступного от JEOL Ltd.).
(Солевая композиция соленой воды, используемая для оценки)
В таблице 1 представлена солевая композиция пластовой жидкости местного нефтяного месторождения (концентрация солей: 14000 ч./млн.), соленой воды с низкой концентрацией солей (концентрация солей: 35000 ч./млн.), соленой воды со средней концентрацией солей (концентрация солей: 175000 ч./млн.) и соленой воды с высокой концентрацией солей (концентрация солей: 229000 ч./млн.), используемая для оценки.
| ТАБЛИЦА 1 Солевая композиция соленых вод, используемых для оценки |
||||
| Пластовая жидкость местного нефтяного месторождения (14000 ч./млн.) композиция (ч/млн) | Соленая вода с низкой концентрацией солей (35000 ч./млн.) композиция (ч/млн) | Соленая вода со средней концентрацией солей (175000 ч./млн.) композиция (ч/млн) | Соленая вода с высокой концентрацией солей (229000 ч./млн.) композиция (ч/млн) | |
| NaCl | 12000 | 24800 | 102500 | 130000 |
| CaCl2 | 200 | 1100 | 60000 | 82500 |
| MgCl2 | 100 | 5300 | 11400 | 16700 |
| Na2SO4 | 200 | 4100 | 400 | 100 |
| H3BO3 | 1000 | - | - | - |
Пример 1: Получение водного золя, содержащего частицы диоксида кремния, подвергнутого обработке поверхности 3-глицидоксипропилтриметоксисиланом (GPS)
В 500 мл стеклянную колбу в форме баклажана загружают 300 г водного золя кремниевой кислоты (Snowtex (зарегистрированная торговая марка) ST-OXS, доступного от Nissan Chemical Corporation, концентрация диоксида кремния: 10,5% массовых, средний диаметр первичных частиц: 5 нм, рН 3,0) и устанавливают мешалку. Затем, перемешивая водный золь кремниевой кислоты с помощью магнитной мешалки, в колбу добавляют 13,5 г 3-глицидоксипропилтриметоксисилана (GPS) (торговое название KBM-403, доступного от Shin-Etsu Chemical Co., Ltd.) так, чтобы массовое соотношение соединения силана составляло 0,43 части на 1,00 часть частиц диоксида кремния, содержащихся в водном золе кремниевой кислоты. Затем на верхнюю часть колбы в форме баклажана устанавливают охлаждающую трубку, через которую течет водопроводная вода, и водный золь кремниевой кислоты нагревают до 80°C и выдерживают с обратным холодильником при 80°C в течение восьми часов. После охлаждения до комнатной температуры, водный золь кремниевой кислоты удаляют из колбы, получая при этом 313,5 г водного золя кремниевой кислоты, поверхность которого обрабатывают соединением силана (GPS) (далее именуемым «водный золь из примера 1», массовое соотношение соединения силана к 1,00 части частиц диоксида кремния: 0,43 части, концентрация диоксида кремния: 11,0% массовых, рН 3,1, вязкость: 1,8 сП, удельная плотность: 1,06, средний диаметр частиц DLS: 8,0 нм).
Пример 2: Получение водного золя, содержащего частицы диоксида кремния, подвергнутого обработке поверхности 3-аминопропилтриэтоксисиланом (APTES) и фенилтриметоксисиланом (PTMS)
В 500 мл стеклянную колбу в форме баклажана загружают 300 г водного золя кремниевой кислоты (Snowtex (зарегистрированная торговая марка) ST-OXS, доступного от Nissan Chemical Corporation, концентрация диоксида кремния: 10,5% массовых, средний диаметр первичных частиц: 5 нм, рН 3,0) и устанавливают мешалку. Затем, перемешивая водный золь кремниевой кислоты с помощью магнитной мешалки, в колбу добавляют 6,9 г DL-молочной кислоты (доступной от Sigma-Aldrich). Затем в колбу добавляют 9,5 г 3-аминопропилтриэтоксисилана (APTES) (торговое название KBE-903, доступного от Shin-Etsu Chemical Co., Ltd.) так, чтобы массовое соотношение соединения силана составляло 0,30 части на 1,00 часть частиц диоксида кремния, содержащихся в водном золе кремниевой кислоты, и контейнер герметично закрывают и выдерживают в печи при 60°C в течение 12 часов. Затем, перемешивая водный золь кремниевой кислоты с помощью магнитной мешалки, в колбу добавляют 1,7 г фенилтриметоксисилана (PTMS) (торговое название KBM-103, доступного от Shin-Etsu Chemical Co., Ltd.) так, чтобы массовое соотношение соединения силана составляло 0,05 части на 1,00 часть частиц диоксида кремния, содержащихся в водном золе кремниевой кислоты. Затем на верхнюю часть колбы в форме баклажана устанавливают охлаждающую трубку, через которую течет водопроводная вода, и водный золь кремниевой кислоты нагревают до 60°C и выдерживают с обратным холодильником при 60°C в течение трех часов. После охлаждения до комнатной температуры, водный золь кремниевой кислоты удаляют из колбы, получая при этом 318,1 г водного золя кремниевой кислоты, поверхность которого обрабатывают соединениями силана (APTES + PTMS) (далее именуемым «водный золь из примера 2», массовое соотношение соединения силана к 1,00 части частиц диоксида кремния: 0,35 части, концентрация диоксида кремния: 10,8% массовых, рН 4,0, вязкость: 1,8 сП, удельная плотность: 1,06, средний диаметр частиц DLS: 13,0 нм).
Пример 3: Получение водного золя, содержащего частицы диоксида кремния, подвергнутого обработке поверхности 3-глицидоксипропилтриметоксисиланом (GPS) и 2-(3,4-эпоксициклогексил)этилтриметоксисиланом (EPCHS)
В 500 мл стеклянную колбу в форме баклажана загружают 300 г водного золя кремниевой кислоты (Snowtex (зарегистрированная торговая марка) ST-OXS, доступного от Nissan Chemical Corporation, концентрация диоксида кремния: 10,5% массовых, средний диаметр первичных частиц: 5 нм, рН 3,0) и устанавливают мешалку. Затем, перемешивая водный золь кремниевой кислоты с помощью магнитной мешалки, в колбу добавляют 13,5 г 3-глицидоксипропилтриметоксисилана (GPS) (торговое название KBM-403, доступного от Shin-Etsu Chemical Co., Ltd.) так, чтобы массовое соотношение соединения силана составляло 0,43 части на 1,00 часть частиц диоксида кремния, содержащихся в водном золе кремниевой кислоты. Затем на верхнюю часть колбы в форме баклажана устанавливают охлаждающую трубку, через которую течет водопроводная вода, и водный золь кремниевой кислоты нагревают до 80°C и выдерживают с обратным холодильником при 80°C в течение восьми часов. После охлаждения до комнатной температуры, перемешивая водный золь кремниевой кислоты с помощью магнитной мешалки, в колбу добавляют 7,0 г 2-(3,4-эпоксициклогексил)этилтриметоксисилана (EPCHS) (торговое название KBM-303, доступного от Shin-Etsu Chemical Co., Ltd.) так, чтобы массовое соотношение соединения силана составляло 0,22 части на 1,00 часть частиц диоксида кремния, содержащихся в водном золе кремниевой кислоты. Затем на верхнюю часть колбы в форме баклажана устанавливают охлаждающую трубку, через которую течет водопроводная вода, и водный золь кремниевой кислоты нагревают до 60°C и выдерживают с обратным холодильником при 60°C в течение трех часов. После охлаждения до комнатной температуры, водный золь кремниевой кислоты удаляют из колбы, получая при этом 320,5 г водного золя кремниевой кислоты, поверхность которого обрабатывают соединениями силана (GPS + EPCHS) (далее именуемым «водный золь из примера 3», массовое соотношение соединения силана к 1,00 части частиц диоксида кремния: 0,65 части, концентрация диоксида кремния: 11,4% массовых, рН 3,1, вязкость: 2,2 сП, удельная плотность: 1,06, средний диаметр частиц DLS: 8,9 нм).
Пример 4: Получение водного золя, содержащего частицы диоксида кремния, подвергнутого обработке поверхности 3-глицидоксипропилтриметоксисиланом (GPS) и 2-(3,4-эпоксициклогексил)этилтриметоксисиланом (EPCHS)
В 500 мл стеклянную колбу в форме баклажана загружают 300 г водного золя кремниевой кислоты (Snowtex (зарегистрированная торговая марка) ST-OS, доступного от Nissan Chemical Corporation, концентрация диоксида кремния: 20,5% массовых, средний диаметр первичных частиц: 9 нм, рН 3,0) и устанавливают мешалку. Затем, перемешивая водный золь кремниевой кислоты с помощью магнитной мешалки, в колбу добавляют 14,6 г 3-глицидоксипропилтриметоксисилана (GPS) (торговое название KBM-403, доступного от Shin-Etsu Chemical Co., Ltd.) так, чтобы массовое соотношение соединения силана составляло 0,24 части на 1,00 часть частиц диоксида кремния, содержащихся в водном золе кремниевой кислоты. Затем на верхнюю часть колбы в форме баклажана устанавливают охлаждающую трубку, через которую течет водопроводная вода, и водный золь кремниевой кислоты нагревают до 80°C и выдерживают с обратным холодильником при 80°C в течение восьми часов. После охлаждения до комнатной температуры, перемешивая водный золь кремниевой кислоты с помощью магнитной мешалки, в колбу добавляют 15,2 г 2-(3,4-эпоксициклогексил)этилтриметоксисилана (EPCHS) (торговое название KBM-303, доступного от Shin-Etsu Chemical Co., Ltd.) так, чтобы массовое соотношение соединения силана составляло 0,25 части на 1,00 часть частиц диоксида кремния, содержащихся в водном золе кремниевой кислоты. Затем на верхнюю часть колбы в форме баклажана устанавливают охлаждающую трубку, через которую течет водопроводная вода, и водный золь кремниевой кислоты нагревают до 60°C и выдерживают с обратным холодильником при 60°C в течение трех часов. После охлаждения до комнатной температуры, водный золь кремниевой кислоты удаляют из колбы, получая при этом 329,8 г водного золя кремниевой кислоты, поверхность которого обрабатывают соединениями силана (GPS + EPCHS) (далее именуемым «водный золь из примера 4», массовое соотношение соединения силана к 1,00 части частиц диоксида кремния: 0,49 части, концентрация диоксида кремния: 20,8% массовых, рН 2,9, вязкость: 3,3 сП, удельная плотность: 1,13, средний диаметр частиц DLS: 18,2 нм).
Сравнительный пример 1: Получение водного золя, содержащего частицы диоксида кремния, подвергнутого обработке поверхности 3-глицидоксипропилтриэтоксисиланом (GPTES)
Воду добавляют к имеющемуся в продаже натриевому жидкому стеклу (натриевое жидкое стекло JIS № 3, концентрация SiO2: 28,8% массовых, концентрация Na2O: 9,5% массовых), чтобы таким образом приготовить водный раствор силиката натрия, имеющий концентрацию диоксида кремния 3,8% массовых. Водный раствор силиката натрия пропускают через колонку, загруженную сильно кислой катионообменной смолой водородного типа (Amberlite IR-120B, доступной от The Dow Chemical Company), чтобы таким образом приготовить коллоидный водный раствор активного диоксида кремния (концентрация диоксида кремния: 3,6% массовых, pH 3.2).
В реакционное устройство, включающее стеклянный реакционный контейнер (внутренний объем: 3 л), оборудованный мешалкой, нагревателем и т. д., загружают 11,9 г 10% водного раствора гидроксида натрия и 291,7 г чистой воды, и смесь нагревают до 55°C. Затем, пока смесь выдерживается при 55°C, к смеси непрерывно добавляют 732,0 г коллоидного водного раствора активного диоксида кремния в течение двух часов. Затем, пока температура смеси повышалась до 80°C, 1464,4 г коллоидного водного раствора активного диоксида кремния непрерывно добавляют к смеси в течение четырех часов. Затем полученную смесь выдерживают при 80°C в течение шести часов, получая таким образом 2500,0 г разбавленного щелочного золя кремниевой кислоты (концентрация диоксида кремния: 3,1% массовых, рН 9,7, средний диаметр первичных частиц: 7 нм). Затем разбавленный щелочной золь кремниевой кислоты концентрируют с помощью устройства для ультрафильтрации, чтобы таким образом получить щелочной водный золь кремниевой кислоты (концентрация диоксида кремния: 28% массовых, средний диаметр первичных частиц: 7 нм, рН 9,0, вязкость: 5 сП, удельная плотность: 1,2, средний диаметр частиц DLS: 9,4 нм).
В 500 мл стеклянную колбу в форме баклажана загружают 250 г щелочного водного золя кремниевой кислоты и устанавливают мешалку. Затем, перемешивая водный золь кремниевой кислоты с помощью магнитной мешалки, в колбу добавляют водный раствор HCl для доведения рН до 8, и 18,9 г 3-глицидоксипропилтриэтоксисилана (GPTES) (торговое название KBE-403, доступного от Shin-Etsu Chemical Co., Ltd.) так, чтобы массовое соотношение соединения силана составляло 0,27 части на 1,00 часть частиц диоксида кремния, содержащихся в водном золе кремниевой кислоты. Затем полученную смесь выдерживают при 23°C в течение двух часов. Водный золь кремниевой кислоты удаляют из колбы, получая при этом 269,0 г водного золя кремниевой кислоты, поверхность которого обрабатывают соединением силана (GPTES) (далее именуемым «водный золь из сравнительного примера 1», массовое соотношение соединения силана к 1,00 части частиц диоксида кремния: 0,27 части, содержание твердого диоксида кремния: 28% массовых, средний диаметр первичных частиц: 7 нм, рН 8, вязкость: 5 сП, удельная плотность: 1,2, средний диаметр частиц DLS: 19,0 нм).
Сравнительный пример 2: Получение водного золя, содержащего частицы диоксида кремния, подвергнутого обработке поверхности 3-глицидоксипропилтриметоксисиланом (GPS)
В 500 мл стеклянную колбу в форме баклажана загружают 300 г водного золя кремниевой кислоты (Snowtex (зарегистрированная торговая марка) ST-XS, доступного от Nissan Chemical Corporation, концентрация диоксида кремния: 20,5% массовых, средний диаметр первичных частиц: 5 нм, рН 9,5) и устанавливают мешалку. Затем, перемешивая водный золь кремниевой кислоты с помощью магнитной мешалки, в колбу добавляют 26,3 г 3-глицидоксипропилтримтоксисилана (GPS) (торговое название KBM-403, доступного от Shin-Etsu Chemical Co., Ltd.) так, чтобы массовое соотношение соединения силана составляло 0,46 части на 1,00 часть частиц диоксида кремния, содержащихся в водном золе кремниевой кислоты. Затем полученную смесь выдерживают при 23°C в течение двух часов. Водный золь кремниевой кислоты, подвергнутый обработке поверхности соединением силана (GPS) агрегируется и становится мутно белым во время процесса производства, сто не позволяет получить гомогенный водный золь.
[Результаты измерения дзета-потенциала]
На ФИГ.1 показаны результаты измерения дзета-потенциалов водных золей (водных золей кремниевой кислоты, подвергнутых обработке поверхности соединением силана), полученных в примерах 1 и 2, при различных значениях рН от рН 2 или более до рН 10 или меньше.
Как показано на ФИГ. 1, водный золь из примера 1 проявлял отрицательный дзета-потенциал при рН 6 или менее, и водный золь из примера 2 проявлял положительный дзета-потенциал при рН 6 или менее, т. е. оба этих водных золя не имели изоэлектрической точки при рН 6 и менее.
[Тест на стабильность в соленой воде]
Водные золи из примера 1 и сравнительного примера 1 подвергают тестированию на стабильность в соленой воде (тесту на стабильность в соленой воде).
Водный золь из примера 1 (золь кремниевой кислоты, содержащий частицы диоксида кремния, подвергнутые обработке поверхности 3-глицидоксипропилтриметоксисилана (GPS), соединение силана:частицы диоксида кремния = 0,43:1 (массовое соотношение), pH 3,1, средний диаметр частиц DLS: 8,0 нм) или водный золь из сравнительного примера 1 (золь кремниевой кислоты, содержащий частицы диоксида кремния, подвергнутые обработке поверхности 3-глицидоксипропилтриэтоксисиланом (GPTES), соединение силана:частицы диоксида кремния = 0,27:1 (массовое соотношение), pH 8, средний диаметр частиц DLS: 19,0 нм) добавляют в соленую воду, чтобы достичь концентрации диоксида кремния 1,0% массовый. В этом случае, образцы для тестирования на стабильность в соленой воде получают таким образом, чтобы достичь низкой концентрации соли (концентрация соли: 35000 ч./млн.), средней концентрации соли (концентрация соли: 175000 ч./млн.) или высокой концентрации соли (концентрация соли: 229000 ч./млн.).
К образцу из примера 1 добавляют водный раствор NaOH, и к образцу из сравнительного примера 1 добавляют водный раствор HCl, получая тем самым водные золи с любыми значениями pH. Полученные водные золи используют для тестирования стабильности в соленой воде.
Каждый из приготовленных выше образцов хранят при температуре 80°C, и образец оценивают на предмет изменения среднего диаметра частиц, измеренного с помощью динамического светорассеяния (средний диаметр частиц DLS: нм).
Результаты представлены на ФИГ. 2 и в таблице 2 (низкая концентрация соли: 35000 ч./млн.), ФИГ. 3 и таблице 3 (средняя концентрация соли: 175000 ч./млн.) и ФИГ. 4 и в таблице 4 (высокая концентрация соли: 229000 ч./млн.).
В таблице 2 «Пример 1, рН 3» в колонке «Водный золь» соответствует образцу, полученному путем хранения водного золя из примера 1 после доведения рН до 3 и последующего разбавления водного золя соленой водой с низкой концентрацией соли (35000 ч./млн.) для достижения концентрации диоксида кремния 1,0% массовый. Разбавленный соленой водой (pH 6,4) образец оценивают на предмет изменения среднего диаметра частиц DLS во время хранения при 80°C.
В таблице 2 «Пример 1, рН 5» в колонке «Водный золь» соответствует образцу, полученному путем хранения водного золя из примера 1 после доведения рН до 5 и последующего разбавления водного золя соленой водой с низкой концентрацией соли (35000 ч./млн) для достижения концентрации диоксида кремния 1,0% массовый. Разбавленный соленой водой (pH 6,5) образец оценивают на предмет изменения среднего диаметра частиц DLS во время хранения при 80°C.
В таблице 2 «Пример 1, рН 6» в колонке «Водный золь» соответствует образцу, полученному путем хранения водного золя из примера 1 после доведения рН до 6 и последующего разбавления водного золя соленой водой с низкой концентрацией соли (35000 ч./млн) для достижения концентрации диоксида кремния 1,0% массовый. Разбавленный соленой водой (pH 6,7) образец оценивают на предмет изменения среднего диаметра частиц DLS во время хранения при 80°C.
В таблице 2 «Пример 1, рН 9» в колонке «Водный золь» соответствует образцу, полученному путем хранения водного золя из примера 1 после доведения рН до 9 и последующего разбавления водного золя соленой водой с низкой концентрацией соли (35000 ч./млн) для достижения концентрации диоксида кремния 1,0% массовый. Разбавленный соленой водой (pH 7,0) образец оценивают на предмет изменения среднего диаметра частиц DLS во время хранения при 80°C.
В таблице 2 «Сравнительный пример 1, рН 8» в колонке «Водный золь» соответствует образцу, полученному путем хранения водного золя из сравнительного примера 1 после доведения рН до 8 и последующего разбавления водного золя соленой водой с низкой концентрацией соли (35000 ч./млн) для достижения концентрации диоксида кремния 1,0% массовый. Разбавленный соленой водой (pH 6,9) образец оценивают на предмет изменения среднего диаметра частиц DLS во время хранения при 80°C.
В таблице 2 «Сравнительный пример 1, рН 3» в колонке «Водный золь» соответствует образцу, полученному путем хранения водного золя из сравнительного примера 1 после доведения рН до 3 и последующего разбавления водного золя соленой водой с низкой концентрацией соли (35000 ч./млн) для достижения концентрации диоксида кремния 1,0% массовый. Разбавленный соленой водой (pH 6,4) образец оценивают на предмет изменения среднего диаметра частиц DLS во время хранения при 80°C.
Подобным образом образцы, показанные в таблицах 3 и 4, были получены путем хранения водных золей из примера 1 и сравнительного примера 1 после доведения рН до различных значений (см. рН в столбце «Водный золь») и разбавления водных золей соленой водой со средней концентрацией соли или с высокой концентрацией соли таким образом, чтобы концентрация диоксида кремния составляла 1,0% массовый, и pH составлял от 5,0 или более до 8,0 или менее (см. колонку «pH образца для тестирование на стабильность в соленой воде»). Каждый из образцов разбавленный соленой водой, оценивают по изменению среднего диаметра частиц DLS при хранении при 80°C в течение 30 дней.
Как показано на ФИГ. 2 и в таблице 2 (низкая концентрация соли), на ФИГ. 3 и в таблице 3 (средняя концентрация соли) и на ФИГ. 4 и в таблице 4 (высокая концентрация соли), водный золь из примера 1 (pH 3 или больше до 6 или меньше) демонстрирует незначительное изменение среднего диаметра частиц DLS даже после хранения при 80°C в течение 30 дней по сравнению с водным золем из сравнительного примера 1. Однако, водный золь из примера 1 (pH 9) в случае низкой концентрации соли и средней концентрации соли, или водный золь из примера 1 (pH 7 или более) в случае высокой концентрации соли демонстрируют значительное изменение среднего диаметра частиц; в частности, изменение среднего диаметра частиц DLS более 200 нм до и после хранения в течение 30 дней.
| ТАБЛИЦА 2 Значение DLS, низкая концентрация соли (35000 ч./млн.) |
||||
| Водный золь | pH образца для испытаний на стабильность в соленой воде (концентрация диоксида кремния: 1,0% массовый) |
Средний диаметр частиц DLS (нм) | Изменение диаметра частиц DLS (нм) |
|
| Сразу после получения | После хранения при 80°C в течение 30 дней | |||
| Пример 1 рН 3 |
6,4 | 26,5 | 28,3 | 1,8 |
| Пример 1 рН 5 |
6,5 | 26,8 | 39,1 | 12,3 |
| Пример 1 рН 6 |
6,7 | 26,2 | 45,2 | 19,0 |
| Пример 1 рН 9 |
7,0 | 27,1 | 277,6 | 250,5 |
| Сравнительный пример 1 рН 8 |
6,9 | 27,0 | Неизмеримый | - |
| Сравнительный пример 1 рН 3 |
6,4 | 26,0 | Неизмеримый | - |
| ТАБЛИЦА 3 Значение DLS, средняя концентрация соли (175000 ч./млн.) |
||||
| Водный золь | pH образца для испытаний на стабильность в соленой воде (концентрация диоксида кремния: 1,0% массовый) |
Средний диаметр частиц DLS (нм) | Изменение диаметра частиц DLS (нм) |
|
| Сразу после получения | После хранения при 80°C в течение 30 дней | |||
| Пример 1 рН 3 |
6,3 | 28,0 | 40,5 | 12,5 |
| Пример 1 рН 5 |
6,6 | 26,1 | 32,4 | 6,3 |
| Пример 1 рН 6 |
6,7 | 26,0 | 37,0 | 11,0 |
| Пример 1 рН 9 |
7,3 | 26,3 | 283,0 | 256,7 |
| Сравнительный пример 1 рН 8 |
7,2 | 27,1 | Неизмеримый | - |
| Сравнительный пример 1 рН 3 |
6,3 | 27,0 | Неизмеримый | - |
| ТАБЛИЦА 4 Значение DLS, высокая концентрация соли (229000 ч./млн.) |
||||
| Водный золь | pH образца для испытаний на стабильность в соленой воде (концентрация диоксида кремния: 1,0% массовый) |
Средний диаметр частиц DLS (нм) | Изменение диаметра частиц DLS (нм) |
|
| Сразу после получения | После хранения при 80°C в течение 30 дней | |||
| Пример 1 рН 3 |
5,3 | 27,2 | 129,5 | 102,3 |
| Пример 1 рН 5 |
5,8 | 26,0 | 150,0 | 124,0 |
| Пример 1 рН 6 |
6,0 | 27,1 | 182,6 | 155,5 |
| Пример 1 рН 7 |
6,4 | 30,0 | 258,0 | 228,0 |
| Пример 1 рН 9 |
6,9 | 30,1 | 428,0 | 397,9 |
| Сравнительный пример 1 рН 8 |
6,4 | 35,0 | Неизмеримый | - |
| Сравнительный пример 1 рН 3 |
5,4 | 33,0 | Неизмеримый | - |
[Тестирование на пенообразование]
Водные золи из примеров 1, 2, 3 и 4 и сравнительного примера 1 подвергают тестированию на пенообразование с использованием устройства, показанного на ФИГ.5, по следующей процедуре.
Соленую воду, содержащую каждый из водных золей кремниевой кислоты, подвергнутых обработке поверхности (водные золи из примеров 1-4 и сравнительного примера 1) (концентрация диоксида кремния: 1,0% массовый), помещают в устойчивую к давлению камеру для визуального наблюдения, имеющую окно для наблюдения (доступную от TAMASEIKI IND. Co., Ltd., объем: 150 мл). После этого устойчивую к давлению камеру нагревают до температуры 100°C и диоксид углерода (доступный от Nippon Ekitan Corporation, чистота: 99,99% или больше) вводят в камеру до достижения внутреннего давления 100 атм, 200 атм или 300 атм. Водный золь кремниевой кислоты перемешивают мешалкой при скорости вращения от 1000 до 1500 об/мин в течение 15 минут, и затем перемешивание прекращают, позволяя золю отстояться. Пенообразование оценивают путем визуального наблюдения за состоянием образования пены или эмульсии через смотровое окно.
<Тестирование на пенообразование 1>
Водные золи из примеров 1 и 2 и сравнительного примера 1 подвергают тесту на пенообразование с использованием заменителя сырой нефти (н-декана).
Водный золь из примера 1 (золь кремниевой кислоты, содержащий частицы диоксида кремния, подвергнутые обработке поверхности 3-глицидоксипропилтриметоксисиланом (GPS), соединение силана:частицы диоксида кремния = 0,43:1 (массовое соотношение)), водный золь из примера 2 (золь кремниевой кислоты, содержащий частицы силана, подвергнутые обработке поверхности 3-аминопропилтриэтоксисиланом (APTES) и фенилтриметоксисиланом (PTMS), соединение силана:частицы диоксида кремния = 0,35:1 (массовое соотношение)), или водным золем из сравнительного примера 1 (золь кремниевой кислоты, содержащий частицы диоксида кремния, подвергнутые обработке поверхности с 3-глицидоксипропилтриэтоксисиланом (GPTES), соединение силана:частицы диоксида кремния = 0,27:1 (массовое соотношение)) добавляют к соленой воде, чтобы достичь концентрации диоксида кремния 1,0% массовый, чтобы таким образом получить три образца соленой воды (концентрация соли: 229000 ч./млн. (соленая вода с высокой концентрацией солей)) для теста на пенообразование 1.
Каждый образец соленой воды для теста на пенообразование 1 смешивают с диоксидом углерода с получением (а) образца соленой воды:диоксида углерода = 50:50 (объемные доли), или смешивают с диоксидом углерода и деканом с получением (b) образца соленой воды:диоксида углерода:декана = 20:60:20 (объемные доли), и полученную смесь перемешивают при температуре 100°C и давлении 100 атм, 200 атм или 300 атм мешалкой при частоте вращения 1500 об/мин в течение 15 минут.
ФИГ.6 показаны фотографии образцов смеси сразу после прекращения перемешивания (0 мин) и после выдерживания в течение 30 мин.
На фотографиях наблюдений, показанных на ФИГ. 6 и ФИГ. 7 и 8 ниже, мутная часть (однородная белая часть) в каждом круге (окне наблюдения) указывает на образование пены или эмульсии, а темная часть в нижней стороне круга указывает на соленую воду. Наблюдение пустот или неравномерность цвета в мутной части круга указывает на недостаточное образование пены или эмульсии. Образование пены или эмульсии позволяет им проникать в поры в керне породы и действовать при добыче сырой нефти.
Как показано на ФИГ. 6(а), образец, полученный путем смешивания образца соленой воды для теста на пенообразование 1 («СОЛЕНАЯ ВОДА», показанная на ФИГ. 6) и диоксида углерода в объемных долях 50/50 с использованием каждого из водных золей из примеров 1 и 2 проявил высокую пенообразующую способность.
Как показано на ФИГ. 6(b), образец, полученный путем смешивания образца соленой воды для теста на пенообразование 1, диоксида углерода и заменителя сырой нефти (н-декана) в объемных долях 20/60/20 с использованием каждого из водных золей из примеров 1 и 2 проявляют высокую пенообразующую способность.
Эти результаты свидетельствуют о том, что водные золи из примеров 1 и 2 обладают высокой способностью вытеснять сырую нефть из пор образца керна.
Напротив, в случае сравнительного примера, пустоты или неравномерность цвета наблюдают на верхней стороне круга сразу после окончания 15-минутного перемешивания (0 мин) и даже после того, как ему дали постоять в течение 30 минут (т.е. , недостаточное образование пены или эмульсии), в частности, как показано в результатах тестирования с использованием заменителя сырой нефти (ФИГ. 6(b)). Результаты позволяют предположить, что водный золь из сравнительного примера обладает плохой способностью вытеснять сырую нефть.
<Тестирование на пенообразование 2>
Водные золи примеров 3 и 4 и сравнительного примера 1 подвергают тесту на пенообразование.
Водный золь из примера 3 (золь кремниевой кислоты, содержащий частицы диоксида кремния, подвергнутые обработке поверхности 3-глицидоксипропилтриметоксисиланом (GPS) и эпоксициклогексилэтилтриметоксисиланом (EPCHS), соединение силана:частицы диоксида кремния = 0,65:1 (массовое соотношение)), водный золь из примера 4 (золь кремниевой кислоты, содержащий частицы диоксида кремния, подвергнутые обработке поверхности 3-глицидоксипропилтриметоксисиланом (GPS) и эпоксициклогексилэтилтриметоксисиланом (EPCHS), соединение силана:частицы диоксида кремния = 0,49:1 (массовое соотношение)), или водный золь из сравнительного примера 1 (золь кремниевой кислоты, содержащие частицы, подвергнутые обработке поверхности 3-глицидоксипропилтриэтоксисиланом (GPTES), соединение силана:частицы диоксида кремния = 0,27:1 (массовое соотношение)) добавляют в соленую воду, чтобы достичь концентрации диоксида кремния 1,0% массовый, таким образом получая три образца соленой воды (концентрация соли: 14000 ч./млн. (пластовая жидкость местных нефтяных месторождений)) для теста на пенообразование 2.
Каждый образец соленой воды для теста на пенообразование 2 смешивают с диоксидом углерода так, чтобы добиться соотношения образец соленой воды:диоксид углерода = 50:50 (объемные доли), и полученную смесь перемешивают при температуре 100°C и давлении 185 атм или 300 атм с мешалкой при скорости вращения 1000 об/мин, 1250 об/мин или 1500 об/мин в течение 15 минут.
На ФИГ.7 показаны фотографии образцов смеси сразу после прекращения перемешивания и после того, как им дали постоять в течение 30 минут после 15-минутного перемешивания при 1500 об/мин.
Как показано на ФИГ. 7, образец, полученный с использованием каждого из водных золей из примеров 3 и 4, проявляет высокую пенообразующую способность. Результаты позволяют предположить, что водные золи из примеров 3 и 4 обладают высокой способностью вытеснять сырую нефть из пор керна породы.
<Тестирование на пенообразование 3: тестирование на долговременную стабильность пены или эмульсии>
Водный золь из примера 1 (золь кремниевой кислоты, содержащий частицы диоксида кремния, подвергнутые обработке поверхности 3-глицидоксипропилтриметоксисиланом (GPS), соединение силана:частицы диоксида кремния = 0,43:1 (массовое соотношение)) или водный золь из примера 2 (золь кремниевой кислоты, содержащий частицы, подвергнутые обработке поверхности 3-аминопропилтриэтоксисиланом (APTES) и фенилтриметоксисиланом (PTMS), соединение силана:частицы диоксида кремния = 0,35:1 (массовое соотношение)) добавляют в соленую воду, чтобы достичь концентрации диоксида кремния 1,0% массовый, чтобы таким образом получить два образца соленой воды (концентрация соли: 229000 ч./млн. (соленая вода с высокой концентрацией соли)) для теста на пенообразование 3.
Каждый образец соленой воды для теста на пенообразование 3 смешивают с диоксидом углерода и деканом так, чтобы получить соотношение образец соленой воды:диоксид углерода:декан = 20:60:20 (объемные доли), и полученную смесь перемешивают при температуре 100°C и давлении 200 атм с мешалкой при скорости вращения 1500 об/мин в течение 15 минут.
На ФИГ.8 показаны фотографии образцов смеси после того, как им дали постоять в течение 30 минут, один день, три дня и семь дней после прекращения перемешивания.
Как показано на ФИГ. 8, образец, полученный с использованием каждого из водных золей из примеров 1 и 2, сохраняет высокую пенообразующую способность даже после выстаивания в течение семи дней. Результаты показывают, что полученная пена или эмульсия демонстрирует превосходную долгосрочную стабильность.
<Наблюдение пены или эмульсии>
Водный золь из примера 1 (золь кремниевой кислоты, содержащий частицы диоксида кремния для обработки поверхности 3-глицидоксипропилтриметоксисиланом (GPS), соединение силана:частицы диоксида кремния = 0,43:1 (массовое соотношение)) добавляют к соленой воде, чтобы получить концентрацию диоксида кремния 1,0% массовый, чтобы таким образом подготовить образцы соленой воды (концентрация соли: 229000 ч./млн. (соленая вода с высокой концентрацией соли), pH 5,2) для наблюдения пены или эмульсии.
Водорастворимый краситель (метиловый оранжевый) следующей формулы (1) добавляют к образцу соленой воды для наблюдения за пеной или эмульсией так, чтобы содержание красителя в соленой воде составляло 0,3% масс.
Образец соленой воды для наблюдения пены или эмульсии смешивают с диоксидом углерода и деканом так, чтобы получить образец соленой воды:диоксид углерода:декан = 50:30:20 (объемные доли), и полученную смесь перемешивают при температуре 100°C и давлении от 100 атм до 300 атм с мешалкой при скорости вращения 1500 об/мин в течение 15 минут.
Перемешанный образец переносят из устойчивой к давлению камеры для визуального наблюдения аппарата, применяемого в тесте на пенообразование, показанного на ФИГ. 5, в устойчивую к давлению камеру для наблюдения под микроскопом, и состояние пены или эмульсии наблюдают с помощью оптического микроскопа.
На ФИГ. 9 и 10 представлены фотографии с оптического микроскопа, показывающие эмульсию, каждая из которых образовалась при давлении 100 атм, и на ФИГ. 11 представлена фотография с оптического микроскопа, показывающая пену, образовавшуюся при давлении 300 атм.
На ФИГ. 12 и 13 представлены собой схематические виды, на каждом из которых показано образование эмульсии, и на ФИГ. 14 представлен схематический вид, показывающий образование пены.
На ФИГ. 9 (см. схематическое изображение с ФИГ. 12) показана эмульсия типа В/М, содержащая непрерывную фазу, образованную деканом, и дисперсную фазу, образованную сосуществованием бесцветных капель (диоксида углерода) и темных капель (воды, содержащей частицы диоксида кремния). Как показано на ФИГ.12, каждая темная капля (дисперсная фаза, образованная из воды, содержащей частицы диоксида кремния) образована частицами диоксида кремния на поверхности капли, внутренней водой и частицами диоксида кремния в воде.
На ФИГ. 10 (см. схематическое изображение с ФИГ. 13) показана эмульсия М/В, содержащая непрерывную фазу, образованную водой, содержащей частицы диоксида кремния, и дисперсную фазу, образованную сосуществованием капель (диоксида углерода) и капель (декана). Как показано на ФИГ.13, непрерывная фаза образована водой и частицами диоксида кремния в воде, и дисперсная фаза образована диоксидом углерода или деканом (капли), где частицы диоксида кремния присутствуют на поверхности каждой капли.
На ФИГ. 11 (см. схематическое изображение с ФИГ. 14) показана дисперсная фаза, содержащая пену, образованную из гомогенной фазы, содержащей декан и частицы диоксида углерода и диоксида кремния, присутствующие на поверхности пены, и непрерывная фаза, образованная из воды, содержащей частицы диоксида кремния.
[Наблюдение за композицией и профилем образца керна породы]
Данные о композиции образца керна породы, использованные для оценки добычи сырой нефти, описанной ниже, получают с помощью вышеупомянутой процедуры, и наблюдают профиль образца керна породы.
Используемый образец керна породы представляет собой образец песчаника (тип SiO2) песчаника Berea (доступного от Core Lab Instruments, далее именуемого «BSS») или образец карбонатной породы (тип CaCO3) Indiana 200md (доступен от Kocurek, именуемый далее «IN 200md»).
Образец керна породы (образец песчаника или образец карбонатной породы), используемый для различных оценочных испытаний, представляет собой цилиндрический образец диаметром 1,5 дюйма и длиной 1 фут (примерно 3,8 см в диаметре х 30,5 см в длину), полученный путем промывки с обратным холодильником толуолом для удаления масла и воды с последующей сушкой в течение суток при 120°C, и затем промывкой с обратным холодильником метанолом для удаления солей с последующей сушкой в течение суток при 80°C.
В таблице 5 представлены полученные данные о составе каждого образца (флюоресцентный рентгеновский анализ, состав в пересчете на оксид). На ФИГ. 5 представлена фотография, показывающая внешний вид образцов керна породы, а также результаты наблюдений профилей поверхности образцов (фотографии сканирующего электронного микроскопа (увеличение: 500)) (ФИГ. 15(а): песчаник (BSS), ФИГ. 15(b): карбонатные породы (IN 200md)).
| ТАБЛИЦА 5 Образец керна породы (композиции в пересчете на оксид) |
||
| Компонент (% массовый) | Песчаник (тип SiO2), BSS | Карбонатные породы (тип CaCO3), IN 200md |
| SiO2 | 88,5 | 0,6 |
| Al2O3 | 6,6 | - |
| CaO | 1,1 | 98,0 |
| MgO | 0,5 | 0,4 |
| Fe2O3 | 1,9 | 0,8 |
| K2O | 1,4 | 0,2 |
[Объем пор и воздухопроницаемость образца керна породы]
Измеряют пористость и воздухопроницаемость вышеупомянутого образца керна породы, чтобы таким образом определить объем его пор.
Пористость измеряют с помощью гелиевого порозиметра (доступного от Core Lab Instruments).
Пористость измеряют воздушным пермеаметром (доступным от Core Lab Instruments).
Эти измерения проводят на пяти образцах песчаника (BSS) и девяти образцах карбонатных пород (IN 200md). Результаты представлены в таблицах 6 и 7.
| ТАБЛИЦА 6 Объем пор и воздухопроницаемость образца песчаника |
|||
| Образец песчаника | Объем пор (см3) | Пористость (%) | Воздухопроницаемость (md) |
| Песчаник Berea-1 | 64,8 | 19,3 | 252 |
| Песчаник Berea-2 | 64,3 | 19,0 | 251 |
| Песчаник Berea-3 | 64,4 | 19?1 | 255 |
| Песчаник Berea-4 | 64,5 | 19,0 | 252 |
| Песчаник Berea-5 | 64,5 | 19,0 | 251 |
| ТАБЛИЦА 7 Объем пор и воздухопроницаемость образца карбонатной породы |
|||
| Образец карбонатной породы | Объем пор (см3) | Пористость (%) | Воздухопроницаемость (md) |
| Indiana 200md-1 | 53,5 | 15,5 | 217 |
| Indiana 200md-2 | 51,6 | 15,0 | 107 |
| Indiana 200md-3 | 51,9 | 15,1 | 177 |
| Indiana 200md-4 | 48,3 | 14,0 | 111 |
| Indiana 200md-5 | 44,9 | 13,0 | 64 |
| Indiana 200md-6 | 50,5 | 14,6 | 253 |
| Indiana 200md-7 | 49,3 | 14,3 | 76 |
| Indiana 200md-8 | 52,4 | 15,2 | 320 |
| Indiana 200md-9 | 49,9 | 14,5 | 160 |
Образцы карбонатных пород (IN 200md), использованные для описанной ниже оценки добычи сырой нефти, отбирают следующим образом. Более конкретно, график на основе К (воздухопроницаемость) - Фи (пористость) показан на ФИГ. 16, образцы керна с низкой проницаемостью и образцы керна с высокой проницаемостью (Δ) исключены, и образцы керна породы со средней проницаемостью (воздухопроницаемость: примерно 150±50 md) отбирают и используют для оценки добычи сырой нефти.
[Оценка добычи сырой нефти с использованием образца керна породы]
Водный золь, полученный в Примере 1, оценивают на предмет добычи сырой нефти (при условии подземного нефтяного пласта) с помощью процедуры, описанной ниже, с использованием аппарата для тестирования потока керна (расположение труб и оборудования), показанного на ФИГ. 17, и с использованием образцов сырой нефти и керна породы с Ближнего Востока (песчаник (BSS) и карбонатных пород (IN 200md)).
Как показано на ФИГ. 17, аппарат для тестирования потока керна включает нагнетательные насосы (доступные от Schlumberger), поршневой цилиндр с CO2 для подачи жидкости, поршневой цилиндр для наночастиц и соленой воды и поршневой цилиндр для сырой нефти (доступный от VINCI Technologies), кернодержатель (доступен от VINCI Technologies), насос давления обжима (доступен от VINDUM ENGINEERING), клапан обратного давления и насос обратного давления (доступны от VINCI Technologies), газожидкостный сепаратор (установка для добычи сырой нефти) для добытой жидкости (доступный от VINCI Technologies), мокрый газовый счетчик для измерения количества свободного газа (доступный от Shinagawa Corporation), преобразователь давления (доступный от VALCOM), датчик термометра сопротивления для измерения внутренней температуры, температура термостатической камеры, температуры свободного газа (доступный от Chino Corporation) и воздушную термостатическую камеру (доступна от Sunaka Rika Kogyo K.K.). Давление на входе и на выходе кернодержателя, давление обжима (боковое давление) кернодержателя, давление для контроля клапана обратного давления, температуры керна и термостатической камеры, и количество и температуру свободного газа регистрируют ежесекундно с помощью компьютера через регистратор данных (доступный от GRAPHTEC).
<Экспериментальный пример 1: Оценка добычи сырой нефти с использованием песчаника (BSS)>
Образец керна из песчаника (BSS) (один образец), вставленный в резиновую втулку, помещают в кернодержатель, показанный на ФИГ. 17, и поры керна из песчаника (BSS) вакуумируют с последующим вакуумированием кольцевого пространства между резиновым рукавом и внутренней стенкой кернодержателя (кольцевое пространство для наполнения жидкостью давления обжима (бокового давления)). После насыщения кольцевого пространства жидкостью под давлением из насоса давления обжима путем отсоса атмосферного давления, давление обжима (боковое давление) увеличивают до 68,0 атм с помощью насоса давления обжима, чтобы тем самым определить отсутствие протечек в поры керна песчаника (BSS) и во внешнюю среду. Клапан обратного давления устанавливают на 200 атм (т.е. тестируемые условия) с насосом обратного давления. Нагнетательный насос 2 соединяют с поршневым цилиндром сырой нефти, и сырую нефть вводят в вакуумированные поры керна песчаника (BSS) с последующим нагнетанием до 34,0 атм и контролем насоса при постоянном давлении. Для достижения перепада давления, установленного для тестирования для оценки добычи сырой нефти (установочное давление обратного давления +68,0 атм (1000 ф/кв. д.)), давление обжима (боковое давление) увеличивают до 102,0 атм, и фиксируют количество введенной сырой нефти. Из количества введенной сырой нефти при перепаде давления 68,0 атм вычитают предварительно измеренный мертвый объем между входным и выходным клапанами кернодержателя, таким образом определяя 100% объем насыщения сырой нефтью пор керна, который используют в качестве объема пор керна для расчета степени добычи сырой нефти. По мере проверки того, что утечки отсутствуют, давление обжима (боковое давление), и затем давление в порах керна увеличивают с шагом 34,0 атм, и давление обжима (боковое давление) и давление в порах керна устанавливают на 268,1 атм и 200,0 атм (тестируемые давления), соответственно. Нагнетательный насос 2 настраивают на постоянный контроль расхода, и сырую нефть подают с низким расходом, чтобы таким образом определить работу клапана обратного давления и состояние выходного сигнала преобразователя давления. Клапан на входе поршневого цилиндра неочищенной нефти закрывают, и внутреннее давление поршневого цилиндра для подачи жидкости регулируют на постоянном уровне 200 атм нагнетательными насосами 1 и 2. Воздушную термостатическую камеру нагревают от комнатной температуры с шагом 10°C, и температуру в воздушной термостатической камере поддерживают на уровне 100°C (тестируемая температура). Что касается объема расширения жидкости при повышении температуры, то внутреннее давление поршневого цилиндра для подачи жидкости поддерживают на уровне 200 атм за счет нагнетательных насосов 1 и 2, сырую нефть в кернодержателе сбрасывают через обратный клапан и поддерживают на уровне 200 атм, и давление обжима (боковое давление) поддерживают на уровне 268,1 атм за счет насоса давления обжима.
Затем получают жидкость с соленой водой (концентрация диоксида кремния: 1,0% массовый, концентрация соли: 175000 ч./млн (соленая вода со средней концентрацией соли)), содержащую водный золь из примера 1 (золь кремниевой кислоты, содержащий частицы диоксида кремния, подвергнутые поверхностной обработке 3-глицидоксипропилтриметоксисиланом (GPS)), который вводят из поршневого цилиндра для наночастиц и соленой воды, и углекислый газ вводят из поршневого цилиндра СО2. Жидкость, полученную из соленой воды, и диоксид кремния одновременно закачивают в соотношении 1:1 со скоростью потока 4 фута/день в образец керна из песчаника (BSS), насыщенный сырой нефтью в кернодержателе. Для сравнительного экспериментального примера, в насыщенный образец керна вводят только диоксид углерода со скоростью 4 фута/день в образец керна, насыщенный сырой нефтью. Закачку жидкости производят в керн при температуре 100°C, контрольном давлении обратного давления 200 атм и давлении обжима (боковом давлении) 268,1 атм. Закачивание проводят до тех пор, пока объем закачиваемой жидкости не прореагирует на 120% по отношению к объему пор образца керна.
Коэффициент добычи сырой нефти рассчитывают по количеству сырой нефти, добытой из пор образца керна песчаника (BSS) путем закачивания нагнетаемой жидкости (водный золь из примера 1, соленая вода и диоксид углерода) в образец керна. Результаты показаны на ФИГ. 18 и в таблице 8.
Кроме того, используют жидкость, полученную с использованием соленой воды (концентрация диоксида кремния: 1,0% массовый, концентрация соли: 175000 ч/млн (соленая вода со средней концентрацией соли)), содержащей водный золь из примера 2 (золь кремниевой кислоты, содержащий частицы диоксида кремния, подвергнутые обработке поверхности 3-аминопропилтриэтоксисиланом (APTES) и фенилтриметоксисиланом (PTMS)), и степень добычи сырой нефти оценивают с помощью той же процедуры, что описана выше. Результаты также показаны на ФИГ. 18 и в таблице 8.
На ФИГ. 18 и в Таблице 8 показан объем закачивания (отношение объемов закачиваемой жидкости к порам (объем закачивания/объем пор): PV) жидкости (водного золя из примера 1 или примера 2, соленой воды и углекислого газа) (соответствует горизонтальной оси), и количество (%) сырой нефти, добытой из пор образца керна песчаника (BSS) (соответствует вертикальной оси), когда общий объем пор породы образца керна принят за 1,0. На ФИГ.18 символ соответствует результатам одновременного закачивания соленой воды (концентрация диоксида кремния: 1,0% массовый, концентрация соли: 175000 ч./млн.), содержащей водный золь из примера 1 (золь кремниевой кислоты, содержащий частицы диоксида кремния, подвергнутые обработке поверхности 3-глицидоксипропилтриметоксисиланом (GPS)) и диоксидом углерода в соотношении 1:1 при скорости потока 4 фута/сутки; символ соответствует результатам одновременного закачивания соленой воды (концентрация диоксида кремния: 1,0% массовый, концентрация соли: 175000 ч./млн.), содержащей водный золь из примера 2 (золь кремниевой кислоты, содержащий частицы диоксида кремния, подвергнутые обработке поверхности 3-аминопропилтриэтоксисиланом (APTES) и фенилтриметоксисиланом (PTMS)) и диоксид углерода в соотношении 1:1 при скорости потока 4 фута/сутки, и символ соответствует результатам закачивания только диоксида углерода при скорости потока 4 фута/сутки.
Как показано на ФИГ.18 и в таблице 8, когда объем закачки жидкости в поры образца керна из песчаника (BSS) достиг 1,20 (120%), степень добычи сырой нефти составила 58,5% в случае закачивания водного золя из примера 1, соленой воды и диоксида углерода, степень добычи сырой нефти составила 61,6% в случае закачивания водного золя из примера 2, соленой воды и диоксида углерода, и степень добычи сырой нефти составила 50,5% в случае закачивания только диоксида углерода.
| ТАБЛИЦА 8 Образец керна из песчаника (BSS), доля добычи сырой нефти |
|||||
| Сравнительный пример | Пример 1 | Пример 2 | |||
| Объемное отношение закачиваемой жидкости к порам: PV |
СО2 Доля добычи сырой нефти (%) |
Объемное отношение закачиваемой жидкости к порам: PV |
СО2 пена Доля добычи сырой нефти (%) Пример 1 (тип GPS) |
Объемное отношение закачиваемой жидкости к порам: PV |
СО2 пена Доля добычи сырой нефти (%) Пример 2 (тип APTES) |
| 0,00 | 0,0 | 0,00 | 0,0 | 0,00 | 0,0 |
| 0,16 | 10,1 | 0,10 | 8,6 | 0,08 | 9,8 |
| 0,26 | 15,2 | 0,21 | 16,8 | 0,21 | 23,9 |
| 0,35 | 19,6 | 0,33 | 24,4 | 0,34 | 35,6 |
| 0,44 | 25,5 | 0,45 | 32,0 | 0,47 | 43,3 |
| 0,54 | 29,2 | 0,57 | 39,2 | 0,60 | 49,2 |
| 0,63 | 32,7 | 0,69 | 47,7 | 0,73 | 55,0 |
| 0,72 | 36,5 | 0,80 | 54,2 | 0,86 | 57,3 |
| 0,82 | 39,4 | 0,92 | 56,3 | 0,99 | 59,2 |
| 0,91 | 42,5 | 1,04 | 57,2 | 1,12 | 60,6 |
| 1,09 | 48,1 | 1,16 | 58,1 | 1,20 | 61,6 |
| 1,20 | 50,5 | 1,20 | 58,5 | - | - |
<Экспериментальный пример 2: тестирование добычи сырой нефти с использованием карбонатной породы (IN 200md)>
Образец керна карбонатной породы (IN 200md) (один образец), вставленный в резиновую втулку, помещают в кернодержатель, показанный на ФИГ. 17, и поры керна карбонатной породы (IN 200md) вакуумируют с последующим вакуумированием кольцевого пространства между резиновой втулкой и внутренней стенкой кернодержателя (кольцевого пространства для наполнения жидкостью давления обжима (бокового давления)). Заетм, кольцевое пространство насыщают жидкостью под давлением из насоса давления обжима путем отсоса атмосферного давления, давление обжима (боковое давление) увеличивают до 68,0 атм с помощью насоса давления обжима, чтобы тем самым определить отсутствие протечек в поры керна карбонатной породы (IN 200md) и во внешнюю среду. Клапан обратного давления устанавливают на 200 атм (т.е. тестируемые условия) с насосом обратного давления. Нагнетательный насос 2 соединяют с поршневым цилиндром сырой нефти, и сырую нефть вводят в вакуумированные поры керна карбонатной породы (IN 200md) с последующим нагнетанием до 34,0 атм и контролем насоса при постоянном давлении. Для достижения перепада давления, установленного для тестирования для оценки добычи сырой нефти (установочное давление обратного давления +68,0 атм (1000 ф/кв. д.)), давление обжима (боковое давление) увеличивают до 102,0 атм, и фиксируют количество введенной сырой нефти. Из количества введенной сырой нефти при перепаде давления 68,0 атм вычитают предварительно измеренный мертвый объем между входным и выходным клапанами кернодержателя, таким образом определяя 100% объем насыщения сырой нефтью пор керна, который используют в качестве объема пор керна для расчета степени добычи сырой нефти. По мере определения того, что утечки отсутствуют, давление обжима (боковое давление), и затем давление в порах керна увеличивают с шагом 34,0 атм, и давление обжима (боковое давление) и давление в порах керна устанавливают на 268,1 атм и 200,0 атм (тестируемые давления), соответственно. Нагнетательный насос 2 настраивают на постоянный контроль расхода, и сырую нефть подают с низким расходом, чтобы таким образом определить работу клапана обратного давления и состояние выходного сигнала преобразователя давления. Клапан на входе поршневого цилиндра неочищенной нефти закрывают, и внутреннее давление поршневого цилиндра для подачи жидкости регулируют на постоянном уровне 200 атм нагнетательными насосами 1 и 2. Воздушную термостатическую камеру нагревают от комнатной температуры с шагом 10°C, и температуру в воздушной термостатической камере поддерживают на уровне 100°C (тестируемая температура). Что касается объема расширения жидкости при повышении температуры, то внутреннее давление поршневого цилиндра для подачи жидкости поддерживают на уровне 200 атм за счет нагнетательных насосов 1 и 2, сырую нефть в кернодержателе сбрасывают через обратный клапан и поддерживают на уровне 200 атм, и давление обжима (боковое давление) поддерживают на уровне 268,1 атм за счет насоса давления обжима.
Затем получают жидкость с соленой водой (концентрация диоксида кремния: 1,0% массовый, концентрация соли: 229000 ч./млн (соленая вода с высокой концентрацией соли)), содержащую водный золь из примера 1 (золь кремниевой кислоты, содержащий частицы диоксида кремния, подвергнутые поверхностной обработке 3-глицидоксипропилтриметоксисиланом (GPS)), который вводят из поршневого цилиндра для наночастиц и соленой воды, и углекислый газ вводят из поршневого цилиндра СО2. Жидкость, полученную из соленой воды, и диоксид кремния одновременно закачивают в соотношении 1:1 со скоростью потока 4 фута/день в образец керна карбонатной породы (IN 200md), насыщенный сырой нефтью в кернодержателе. Для сравнительного экспериментального примера, в насыщенный образец керна вводят только диоксид углерода со скоростью 4 фута/день в образец керна, насыщенный сырой нефтью. Закачку жидкости производят в керн при температуре 100°C, контрольном давлении обратного давления 200 атм и давлении обжима (боковом давлении) 268,1 атм. Закачивание проводят до тех пор, пока объем закачиваемой жидкости не прореагирует на 120% по отношению к объему пор образца керна.
Коэффициент добычи сырой нефти рассчитывают по количеству сырой нефти, добытой из пор образца керна карбонатной породы (IN 200md) путем закачивания нагнетаемой жидкости (водный золь из примера 1, соленая вода и диоксид углерода) в образец керна. Результаты показаны на ФИГ. 19 и в таблице 9.
На ФИГ. 19 и в Таблице 9 показан объем закачивания (отношение объемов закачиваемой жидкости к порам (объем закачивания/объем пор): PV) жидкости (водного золя из примера 1 или примера 2, соленой воды и углекислого газа) (соответствует горизонтальной оси), и количество (%) сырой нефти, добытой из пор образца керна карбонатной породы (IN 200md) (соответствует вертикальной оси), когда общий объем пор породы образца керна принят за 1,0. На ФИГ.19 символ соответствует результатам одновременного закачивания соленой воды (концентрация диоксида кремния: 1,0% массовый, концентрация соли: 229000 ч./млн.), содержащей водный золь из примера 1 (золь кремниевой кислоты, содержащий частицы диоксида кремния, подвергнутые обработке поверхности 3-глицидоксипропилтриметоксисиланом (GPS)) и диоксидом углерода в соотношении 1:1 при скорости потока 4 фута/сутки; и символ соответствует результатам закачивания только диоксида углерода при скорости потока 4 фута/сутки.
Как показано на ФИГ.19 и в таблице 9, когда объем закачки жидкости в поры образца керна карбонатной породы (IN 200md) достиг 1,20 (120%), степень добычи сырой нефти составила 51,4% в случае закачивания водного золя из примера 1, соленой воды и диоксида углерода, и степень добычи сырой нефти составила 37,0% в случае закачивания только диоксида углерода.
| ТАБЛИЦА 9 Образец керна карбонатной породы (IN 200md), доля добычи сырой нефти |
|||
| Сравнительный пример | Пример 1 | ||
| Объемное отношение закачиваемой жидкости к порам: PV |
СО2 Степень добычи сырой нефти (%) |
Объемное отношение закачиваемой жидкости к порам: PV |
СО2 пена Степень добычи сырой нефти (%) |
| 0,00 | 0,0 | 0,00 | 0,0 |
| 0,10 | 5,7 | 0,06 | 4,4 |
| 0,22 | 12,5 | 0,18 | 14,0 |
| 0,34 | 21,1 | 0,30 | 23,1 |
| 0,47 | 26,8 | 0,43 | 31,2 |
| 0,59 | 31,0 | 0,55 | 34,3 |
| 0,71 | 32,7 | 0,67 | 37,4 |
| 0,83 | 34,3 | 0,80 | 40,4 |
| 0,96 | 35,5 | 0,92 | 44,2 |
| 1,08 | 36,4 | 1,04 | 48,5 |
| 1,20 | 37,0 | 1,20 | 51,4 |
<Экспериментальный пример 3: тестирование на определение наличия блокировки пор в керне породы водным золем (пример 1) с использованием песчаника (BSS)>
Водный золь из примера 1 используют для приготовления образца со средней концентрацией соли (175000 ч./млн.), концентрацией диоксида кремния 1,0% массовый и рН 6,3 таким же образом, как описано в [тесте на стабильность в соленой воде]. Образец хранят при температуре 80°C в течение семи дней, и затем образец тестируют на предмет блокировки пор в керне породы.
На ФИГ. 20(а) показан образец (с использованием водного золя из примера 1), использованный в настоящем тесте. Визуально подтверждено, что частицы диоксида кремния в водном золе диспергируются однородно и не выпадают в осадок.
Водный золь, полученный по методике примера 1, как описано выше, добавляют к соленой воде (средняя концентрация соли (175000 ч/млн, рН 6,3)) для достижения концентрации диоксида кремния 1,0% массовый, и смесь хранят при 80°C в течение семи дней, чтобы получить образец. С помощью процедуры, описанной ниже, проводят тест на определение наличия блокировки пор в керне породы (при условии подземного нефтяного пласта) с использованием аппарата для тестирования блокировки пор в керне (расположение труб и оборудования), показанного на ФИГ. 21 и с использованием образца керна породы (песчаник, BSS-4), насыщенного образцом и дистиллированной водой.
Как показано на ФИГ. 21, аппарат для тестирования потока керна включает нагнетательные насосы (доступные от Schlumberger), поршневой цилиндр с CO2 для подачи жидкости, поршневой цилиндр для наночастиц и соленой воды и поршневой цилиндр для сырой нефти (доступный от VINCI Technologies), кернодержатель (доступен от VINCI Technologies), насос давления обжима (доступен от VINDUM ENGINEERING), клапан обратного давления и насос обратного давления (доступны от VINCI Technologies), газожидкостный сепаратор для добытой жидкости (доступный от VINCI Technologies), мокрый газовый счетчик для измерения количества свободного газа (доступный от Shinagawa Corporation), преобразователь давления (доступный от VALCOM), датчик термометра сопротивления для измерения внутренней температуры, температуры термостатической камеры, температуры свободного газа (доступный от Chino Corporation) и воздушную термостатическую камеру (доступна от Sunaka Rika Kogyo K.K.). Давление на входе и на выходе кернодержателя, давление обжима (боковое давление) кернодержателя, давление для контроля клапана обратного давления, температуры керна и термостатической камеры, и количество и температуру свободного газа регистрируют ежесекундно с помощью компьютера через регистратор данных (доступный от GRAPHTEC).
<Экспериментальный пример 3: тест для определения наличия блокирования пор в керне горной породы водным золем (примеры 1 и 2) с использованием песчаника (BSS)>
Образец керна песчаника (BSS) (один образец), вставленный в резиновую втулку, помещают в кернодержатель, показанный на ФИГ. 21, и поры керна из песчаника (BSS) вакуумируют с последующим вакуумированием кольцевого пространства между резиновым рукавом и внутренней стенкой кернодержателя (кольцевое пространство для наполнения жидкостью давления обжима (бокового давления)). После насыщения кольцевого пространства жидкостью под давлением из насоса давления обжима путем отсоса атмосферного давления, давление обжима (боковое давление) увеличивают до 68,0 атм с помощью насоса давления обжима, чтобы тем самым определить отсутствие протечек в поры керна песчаника (BSS) и во внешнюю среду. Клапан обратного давления устанавливают на 200 атм (т.е. тестируемые условия) с насосом обратного давления. Нагнетательный насос 2 соединяют с поршневым цилиндром дистиллированной воды, и дистиллированную воду вводят в вакуумированные поры керна песчаника (BSS) с последующим нагнетанием до 34,0 атм и контролем насоса при постоянном давлении. Для достижения перепада давления, установленного для тестирования для оценки блокировки (установочное давление обратного давления +68,0 атм (1000 ф/кв. д.)), давление обжима (боковое давление) увеличивают до 102,0 атм, и фиксируют количество введенной дистиллированной воды. Из количества введенной дистиллированной воды при перепаде давления 68,0 атм вычитают предварительно измеренный мертвый объем между входным и выходным клапанами кернодержателя, таким образом определяя 100% объем насыщения дистиллированной водой пор керна, который используют в качестве объема пор керна для расчета количества закачивания (объемной доли закачанной жидкости в поры (объем закачивания/объем пор): PV). По мере определения того, что утечки отсутствуют, давление обжима (боковое давление), и затем давление в порах керна увеличивают с шагом 34,0 атм, и давление обжима (боковое давление) и давление в порах керна устанавливают на 268,1 атм и 200,0 атм (тестируемые давления), соответственно. Нагнетательный насос 2 настраивают на постоянный контроль расхода, и дистиллированную воду подают с низким расходом, чтобы таким образом определить работу клапана обратного давления и состояние выходного сигнала преобразователя давления. Клапан на входе поршневого цилиндра дистиллированной закрывают, и внутреннее давление поршневого цилиндра для подачи жидкости регулируют на постоянном уровне 200 атм нагнетательными насосами 1 и 2. Воздушную термостатическую камеру нагревают от комнатной температуры с шагом 10°C, и температуру в воздушной термостатической камере поддерживают на уровне 100°C (тестируемая температура). Что касается объема расширения жидкости при повышении температуры, то внутреннее давление поршневого цилиндра для подачи жидкости поддерживают на уровне 200 атм за счет нагнетательных насосов 1 и 2, дистиллированную воду в кернодержателе сбрасывают через обратный клапан и поддерживают на уровне 200 атм, и давление обжима (боковое давление) поддерживают на уровне 268,1 атм за счет насоса давления обжима.
Затем получают жидкость с соленой водой (концентрация диоксида кремния: 1,0% массовый, концентрация соли: 175000 ч./млн (соленая вода со средней концентрацией соли)), содержащую водный золь из примера 1 (золь кремниевой кислоты, содержащий частицы диоксида кремния, подвергнутые поверхностной обработке 3-глицидоксипропилтриметоксисиланом (GPS)), который вводят из поршневого цилиндра для наночастиц и соленой воды, и углекислый газ вводят из поршневого цилиндра СО2. Жидкость, полученную из соленой воды, и диоксид кремния одновременно закачивают в соотношении 1:1 со скоростью потока 4 фута/день в образец керна из песчаника (BSS), насыщенный дистиллированной водой в кернодержателе. Закачку жидкости производят в образец керна при температуре 100°C, контрольном давлении обратного давления 200 атм и давлении обжима (боковом давлении) 268,1 атм. Пока измеряют перепад давления закачивания (перепад давления потока жидкости при расходе 4 фута/сутки), процесс закачивания продолжают до завершения закачивания всего объема жидкости, полученной с соленой водой (концентрация диоксида кремния: 1,0% массовый, концентрация соли: 175000 ч./млн. (соленая вода со средней концентрацией солей)), содержащей водный золь из примера 1 (золь кремниевой кислоты, содержащий частицы диоксида кремния, подвергнутые обработке поверхности 3-глицидоксипропилтриметоксисиланом (GPS)), загруженным в поршневой цилиндр, и автоматической остановки нагнетательного насоса 2 в связи с повышением давления насоса 2 до 234 атм (т.е. верхней предельной установочной величины давления насоса). При вытекании жидкости из клапана обратного давления и снижения перепада давления до 0 атм (давление перед образцом керна песчаника (BSS) - давление после него) после завершения закачивания, определяют, что керн не блокирован, тогда как при перепаде давления, сохраняющемся на уровне 234 атм (т.е. верхней предельной установочной величины давления насоса) (давление на входе в образец керна песчаника (BSS) - давление на выходе из него) после завершения накачивания, определяют, что керн блокирован. Когда определяют, что керн не блокирован, и перепад давления закачивания увеличивается при одновременном закачивании приготовленной жидкости из соленой воды из поршневого цилиндра для наночастиц и соленой воды и углекислого газа из поршневого цилиндра СО2 в соотношении 1:1, предполагают, что кажущаяся вязкость закачиваемой жидкости увеличивается, и ожидается образование пены CO2.
Измеряют перепад давления закачивания жидкости, протекающей через поры образца керна из песчаника (BSS) путем закачивания нагнетаемой жидкости (водного золя из примера 1, соленой воды и диоксида углерода). Результаты показаны на ФИГ. 22 и в Таблице 10.
Термин «перепад давления закачивания», используемый в настоящем документе, относится к разнице между первичным давлением (давлением на входе) и вторичным давлением (давлением на выходе) во время потока жидкости. При тестировании потока, перепад давления закачивания соответствует разнице между давлениями, измеренными на входе и выходе образца керна, вставленного в кернодержатель, во время потока жидкости (т. е. перепад давления закачивания (потока) = давление на входе - давление на выходе). Когда скорость закачивания потока постоянна, перепад давления закачивания является низким в керне с высокой проницаемостью, и перепад давления закачивания является выше в керне с низкой проницаемостью. В случае одиночного керна (т.е. с постоянной проницаемостью), большая скорость закачивания приводит дает высокий перепад давления, и низкая скорость закачивания дает низкий перепад давления. В случае постоянной скорости потока, закачивание жидкости с высокой вязкостью может привести к высокому перепаду давления, и закачивание жидкости с низкой вязкостью приводит к низкому перепаду давления.
На ФИГ. 22 показан объем закачивания (отношение объемов закачиваемой жидкости к порам (объем закачивания/объем пор): PV) жидкости (образец, полученный путем хранения (при 80°C в течение семи дней) соленой воды (концентрация диоксида кремния: 1,0% массовый, концентрация соли: 175000 ч./млн. (соленая вода со средней концентрацией соли)), содержащей водный золь из примера 1 (золь кремниевой кислоты, содержащий частицы диоксида кремния, подвергнутые обработке поверхности 3-глицидоксипропилтриметоксисиланом (GPS)), диоксид углерода) (соответствует горизонтальной оси), перепад давления закачивания (соответствует левой вертикальной оси) и количество (см3) соленой воды (содержащей водный золь), добытой из пор образец керна песчаника (BSS) (соответствует правой вертикальной оси), когда общий объем пор породы в образце керна принят за 1,0. На ФИГ. 22 символ соответствует перепаду давления закачивания, и символ соответствует количеству извлеченной жидкости.
Как показано в Таблице 10 и на ФИГ. 22, увеличение перепада давления закачивания предполагает образование пены или эмульсии внутри керна породы, поскольку верхнее давление снижается до нижнего давления сразу после остановки насоса, и перепад давления достигает 0 атм, и определяют что керн не является «блокированным». На ФИГ. 23 представлена фотография, показывающая образование пены в извлеченной жидкости.
Водный золь из примера 2 (золь кремниевой кислоты, содержащий частицы диоксида кремния, подвергшиеся обработке поверхности 3-аминопропилтриэтоксисиланом (APTES) и фенилтриметоксисиланом (PTMS)) также тестируют на определение наличия блокирования керна песчаника (BSS). Результаты показаны на ФИГ. 24 и в таблице 11.
На ФИГ. 24 показано время впрыска (часы) жидкости (образец, полученный путем хранения (при 80°C в течение семи дней) соленой воды (концентрация диоксида кремния: 1,0% массовый, концентрация соли: 175000 ч./млн (соленая вода со средней концентрацией соли)), содержащей водный золь из примера 2 (золь кремниевой кислоты, содержащий частицы диоксида кремния, подвергнутые обработке поверхности 3-аминопропилтриэтоксисиланом (APTES) и фенилтриметоксисиланом (PTMS)), диоксид углерода) (соответствует оси абсцисс), и перепад давления закачивания (соответствует вертикальной оси), когда общий объем пор породы образца керна песчаника (BSS) принят за 1,0.
Как показано в Таблице 11 и на ФИГ. 24, после начала закачивания жидкости определяют постепенное увеличение перепада давления закачивания, применяемого к керну из песчаника. Через 5,42 часа после начала закачивания жидкости, эксперимент останавливают; т.е. закачивание прекращают остановкой насоса. Затем определяют постепенное снижение перепада давления, применяемого к керну из песчаника. Постепенное снижение давления определяют сразу же после остановки насоса до того, как перепад давления достигает 0 атм. Такое «мягкое блокирование» не создает проблем на практике.
| ТАБЛИЦА 10 Образец керна песчаника (BSS)/ тестирование на определение наличия блокировки пор в керне (пример 1) |
||
| Объемное отношение закачиваемой жидкости к порам (PV) | Перепад давления закачивания (атм) |
Количество извлеченной жидкости (см3) |
| 0,00 | 0,0 | 0,00 |
| 0,65 | 2,7 | 16,20 |
| 1,30 | 5,7 | 45,70 |
| 2,59 | 7,8 | 88,95 |
| 3,89 | 9,3 | 142,00 |
| 5,18 | 11,4 | 183,75 |
| 6,48 | 14,4 | 224,00 |
| 7,77 | 18,7 | 264,00 |
| 9,07 | 27,6 | 304,25 |
| 10,36 | 35,8 | 343,00 |
| 10,36 | 0,0 | - |
| ТАБЛИЦА 11 Образец керна песчаника (BSS)/ тестирование на определение наличия блокировки керна из песчаника (пример 2)/ Поршневой цилиндровый насос закачивания соленой воды, содержащей наночастицы диоксида кремния/ Переход давления |
|||
| Время впрыска жидкости (часы) |
Перепад давления закачивания (атм) |
Время впрыска жидкости (часы) |
Перепад давления закачивания (атм) |
| 0,00 | 0,3 | 4,52 | 3,8 |
| 0,12 | 0,4 | 5,12 | 4,1 |
| 0,32 | 0,4 | 5,32 | 4,4 |
| 0,52 | 0,3 | 5,42 | 3,1 |
| 1,12 | 0,6 | 5,52 | 1,9 |
| 1,32 | 0,6 | 6,02 | 1,2 |
| 1,52 | 1,1 | 6,12 | 1,0 |
| 2,12 | 1,1 | 6,22 | 1,1 |
| 2,32 | 1,3 | 6,32 | 0,0 |
| 2,52 | 1,8 | 6,42 | 0,0 |
| 3,05 | 1,9 | 6,52 | 0,0 |
| 3,12 | 2,0 | 7,02 | 0,0 |
| 3,32 | 1,8 | 7,12 | 0,0 |
| 3,52 | 2,5 | 7,22 | 0,0 |
| 4,12 | 3,1 | 7,32 | 0,0 |
| 4,32 | 3,1 | 7,42 | 0,0 |
<Экспериментальный пример 4: тестирование на определение наличия блокировки пор в керне породы водным золем (сравнительный пример 1) с использованием песчаника (BSS)>
Водный золь из сравнительного примера 1 используют для получения образца, имеющего среднюю концентрацию соли (175000 ч./млн.), концентрацию диоксида кремния 1,0% массовый и рН 7,2 таким же образом, как описано в [Тесте на стабильность в соленой воде]. Образец хранят при 80°C в течение семи дней, и затем образец тестируют для определения того, закупоривает ли он поры керна породы.
На ФИГ. 20(b) показан образец (с использованием водного золя из сравнительного примера 1), использованный в настоящем тесте. Визуально подтверждают, что частицы диоксида кремния водного золя агрегируются и выпадают в осадок.
Водный золь, полученный по методике сравнительного примера 1, как описано выше, добавляют к соленой воде (средняя концентрация соли (175000 ч./млн., рН 7,2)) для достижения концентрации диоксида кремния 1,0% массовый, и смесь хранят при 80°C в течение семи дней, чтобы подготовить образец. С помощью процедуры, которая описана в экспериментальном примере 3, проводят испытание для определения наличия блокирования пор керна породы (при условии подземного нефтяного пласта) с использованием аппарата для тестирования блокирования пор керна (расположение труб и оборудования), показанного на ФИГ. 21, и с использованием образца керна породы (песчаник, BSS-5), насыщенного образцом и дистиллированной водой.
На ФИГ. 25 показан объем закачивания (отношение объемов закачиваемой жидкости к порам (объем закачивания/объем пор): PV) жидкости (образец, полученный путем хранения (при 80°C в течение семи дней) соленой воды (концентрация диоксида кремния: 1,0% массовый, концентрация соли: 175000 ч./млн. (соленая вода со средней концентрацией соли)) содержащей водный золь из сравнительного примера 1, диоксид углерода) (соответствует горизонтальной оси), и перепад давления закачивания (соответствует левой вертикальной оси) и количество (см3) соленой воды (поскольку увеличение перепада давления закачивания не измеряют, и перепад давления варьируется в диапазоне примерно 2-3 атм, принято, что частицы диоксида кремния водного золя агрегируются и выпадают в осадок в поршневом цилиндре для наночастиц и соленой воды, и закачивается только соленая вода), добытой из пор образца керна песчаника (BSS) (соответствует правой вертикальной оси), когда общий объем пор породы образца керна принят за 1,0. На ФИГ.25 символ соответствует перепаду давления закачивания, и символ соответствует количеству извлеченной жидкости.
| ТАБЛИЦА 12 Образец керна песчаника (BSS)/ тестирование на определение наличия блокировки пор в керне (1) (сравнительный пример 1) |
||
| Объемное отношение закачиваемой жидкости к порам (PV) | Перепад давления закачивания (атм) |
Количество извлеченной жидкости (см3) |
| 0,00 | 0,0 | 0,00 |
| 0,67 | 2,8 | 32,50 |
| 2,00 | 1,8 | 76,50 |
| 3,33 | 1,9 | 116,75 |
| 4,67 | 1,5 | 156,75 |
| 6,00 | 1,6 | 196,75 |
| 7,33 | 1,3 | 237,25 |
| 8,66 | 1,6 | 277,25 |
| 10,00 | 1,4 | 317,25 |
| 11,33 | 1,2 | 357,25 |
| 12,00 | 0,9 | 391,00 |
| 12,66 | 0,7 | 429,00 |
| 13,33 | 0,6 | 458,50 |
Как показано в Таблице 12 и на ФИГ. 25, увеличение перепада давления закачивания, которое указывает на образование пены или эмульсии внутри керна породы, не измеряют.
Причина этого, вероятно, связана с тем фактом, что соленая вода, содержащая водный золь (сравнительный пример 1), взывает разделение и выпадение в осадок компонента диоксида кремния водного золя внутри заряженного поршневого цилиндра, и компонента диоксида кремния соленой воды, содержащей водный золь из сравнительного примера 1, желатинируется, при этом компонент диоксида кремния соленой воды, содержащей водный золь из сравнительного примера 1, не закачивают в образец керна породы. Вышеупомянутый термин «желатинированный» означает образование геля, состоящего из диоксида кремния.
После этого закачивание продолжают, и в результате измеряют резкое увеличение давления, как показано в таблице 13 (ФИГ. 26). На ФИГ. 26 показано давление закачивания жидкости (вертикальная ось) в зависимости от времени закачивания (горизонтальная ось). Результаты, представленные в Таблице 13 и на ФИГ. 26, позволяют предположить, что компонент диоксида кремния желатинированного водного золя (сравнительный пример 1) начинает закачиваться в качестве нагнетаемой жидкости в поры образца керна породы в момент определения резкого повышения давления (через 4,06 ч), но «блокирование» пор происходит сразу же после начала закачивания желатинизированного диоксида кремния.
| ТАБЛИЦА 13 Образец керна песчаника (BSS) (сравнительный пример 1)/ Тест на определение наличия блокировки пор в керне (2)/ Нагнетательный насос с поршневым цилиндром для соленой воды, содержащей наночастицы диоксида кремния/ Переход давления |
|
| Время закачивания (часы) | Нагнетательный насос, переход давления (атм) |
| 0,00 | 201,6 |
| 0,33 | 204,7 |
| 0,67 | 203,9 |
| 1,01 | 203,5 |
| 1,35 | 203,6 |
| 1,69 | 203,7 |
| 2,03 | 203,6 |
| 2,37 | 203,5 |
| 2,71 | 203,6 |
| 3,05 | 203,2 |
| 3,38 | 203,1 |
| 3,72 | 203,0 |
| 4,06 | 240,5 |
| 4,15 | 240,5 |
| 4,24 | 240,7 |
| 4,32 | 240,6 |
| 4,41 | 240,8 |
| 4,49 | 240,8 |
| 4,57 | 240,9 |
| 4,66 | 240,7 |
| 4,74 | 240,8 |
На ФИГ. 27 представлена фотография, показывающая компонент желатинированного диоксида кремния водного золя (сравнительный пример 1) в цилиндре для закачиваемой жидкости, который визуально наблюдается во время демонтажа аппарата для тестирования на блокирование (комнатная температура) после завершения тестирования, проводимого с использованием водного золя из сравнительного примера 1. Как показано на ФИГ. 27, можно определить, что компонент диоксида кремния водного золя (сравнительный пример 1) желатинирован, что указывает на то, что водный золь не удалось ввести в керн породы.
В случае такого желатинирования, водный золь не может быть закачан внутрь породы, и желатинирование, вероятно, вызывает полную потерю проницаемости самой породы. Однако, как показано в профиле перепада давления водного золя типа APTES из примера 2 (ФИГ. 24, таблица 11), когда блокирование является достаточно слабым, чтобы не привести к полной потере проницаемости, можно ожидать, что путь потока закачиваемой жидкости (CO2 или пены CO2) может быть изменен в породе, тем самым повышая эффективность замещения.
Claims (22)
1. Водный золь для повышения стабильности пены или эмульсии в смеси, содержащей диоксид углерода, воду и нефть при заводнении СО2 пеной для повышения нефтеотдачи (EOR), водный золь кремниевой кислоты, содержащий частицы, имеющие средний диаметр частиц 1 до 100 нм по данным динамического светорассеяния, и имеющие поверхности по меньшей мере частично покрытые соединением силана, имеющим гидролизуемую группу, где частицы диоксида кремния служат коллоидным веществом и диспергированы в водном растворителе, имеющем рН от 1,0 или более до 6,0 или менее, который служит дисперсионной средой,
причем
массовое отношение соединения силана к частицам диоксида кремния составляет от 0,01 до 2,00:1,00 в частицах диоксида кремния, имеющих по меньшей мере частично покрытые поверхности; и
когда водный золь подвергают испытанию на хранение при рН от 5,0 или выше до 8,0 или ниже и при 80°С в течение 30 дней в среде, содержащей хлорид натрия, хлорид кальция и хлорид магния в качестве основных компонентов и имеющей общую концентрацию солей от 10000 до 230000 ч./млн, так что концентрация диоксида кремния составляет 1,0% массовый, разница между средним диаметром частиц, измеренным с помощью динамического светорассеяния после тестирования, и средним диаметром частиц до тестирования составляет 200 нм или менее в водном золе.
2. Водный золь по п.1, отличающийся тем, что соединение силана, имеющее гидролизуемую группу, представляет собой соединение силана, имеющее эпоксидную группу, или органическую группу, полученную гидролизом эпоксидной группы.
3. Водный золь по п.2, отличающийся тем, что эпоксидная группа представляет собой глицидильную группу, циклогексилэпоксигруппу или их комбинацию.
4. Водный золь по п.1, отличающийся тем, что соединение силана, имеющее гидролизуемую группу, представляет собой соединение силана, имеющее аминогруппу.
5. Водный золь по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что соединение силана, имеющее гидролизуемую группу, дополнительно содержит второе соединение силана, имеющее гидролизуемую группу.
6. Водный золь по п.5, отличающийся тем, что второе соединение силана, имеющее гидролизуемую группу, представляет собой соединение силана, имеющее органическую группу, содержащую C1-40 алкильную группу, C6-40 ароматическую кольцевую группу или их комбинацию.
7. Водный золь по любому из пп.1-6, отличающийся тем, что водный золь не имеет изоэлектрической точки при рН 6 или менее.
8. Водный золь по любому из пп.1-7, отличающийся тем, что водный золь имеет рН от 1,0 или более до 6,0 или менее после покрытия частиц диоксида кремния соединением силана, имеющим гидролизуемую группу, в водной среде, и когда водный золь, хранящийся при рН от 1,0 или более до 6,0 или менее, подвергают испытанию на хранение при рН от 5,0 или более до 8,0 или менее при 80°С в течение 30 дней в среде, содержащей хлорид натрия, хлорид кальция и хлорид магния в качестве основных компонентов и с общей концентрацией солей от 10000 до 230000 ч./млн., так что концентрация диоксида кремния составляет 1,0% массовый, разница между средним диаметром частиц, измеренным с помощью динамического светорассеяния после тестирования, и средним диаметром частиц до тестирования составляет 200 нм или менее в водном золе.
9. Водный золь по любому из пп.1-8, отличающийся тем, что пена или эмульсия стабильны при температуре от 30 до 120°С и давлении от 70 до 400 атм.
10. Способ добычи сырой нефти для добычи сырой нефти из подземного углеводородсодержащего пласта, включающий:
стадию (а): стадию закачивания водного золя по любому из пп. 1-9, воды и диоксида углерода попеременно или одновременно в подземный нефтяной пласт; и
стадию (b): стадию, на которой нефть добывают на поверхность из эксплуатационной скважины, пробуренной в подземном нефтяном пласте.
11. Способ добычи сырой нефти по п.10, отличающийся тем, что стадия (а) представляет собой стадию закачивания водного золя и воды и диоксида углерода по очереди в подземный нефтяной пласт.
12. Способ добычи сырой нефти по п.10 или 11, отличающийся тем, что закачивание на стадии (а) осуществляют при температуре от 30 до 120°С и давлении от 70 до 400 атм.
13. Способ добычи сырой нефти по любому из пп.10-12, отличающийся тем, что подземный нефтяной пласт содержит песчаник.
14. Способ добычи сырой нефти по любому из пп.10-12, отличающийся тем, что подземный нефтяной пласт содержит карбонатные породы.
15. Способ получения водного золя по любому из пп.1-9, отличающийся тем, что водный золь содержит в качестве коллоидного вещества частицы диоксида кремния, поверхности которых по меньшей мере частично покрыты соединением силана, имеющим гидролизуемую группу, где способ получения включает:
стадию смешивания водного золя немодифицированного коллоидного диоксида кремния с соединением силана, имеющим гидролизуемую группу, таким образом, чтобы массовое отношение соединения силана к частицам диоксида кремния, содержащимся в водном золе, составляло от 0,01 до 2:1,00, и обработки смеси при рН от 1 или более до 6 или менее в течение от 0,1 часа до 20 часов.
16. Способ получения по п.15, отличающийся тем, что стадию смешивания водного золя немодифицированного коллоидного диоксида кремния с соединением силана, имеющим гидролизуемую группу, и обработку смеси проводят при температуре от 50 до 100°С.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2019-215612 | 2019-11-28 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2823030C1 true RU2823030C1 (ru) | 2024-07-17 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2014085770A1 (en) * | 2012-11-29 | 2014-06-05 | M-I L.L.C. | Colloidal silica and polymer system for insulating packer fluids |
| RU2576617C2 (ru) * | 2009-11-05 | 2016-03-10 | Акцо Нобель Кемикалз Интернэшнл Б.В. | Водная дисперсия диоксида кремния |
| WO2018187563A1 (en) * | 2017-04-06 | 2018-10-11 | Nissan Chemical America Corporation | Hydrocarbon formation treatment micellar solutions |
| WO2019054414A1 (ja) * | 2017-09-13 | 2019-03-21 | 日産化学株式会社 | 原油回収用薬液 |
| US20190093462A1 (en) * | 2017-09-26 | 2019-03-28 | Nissan Chemical America Corporation | Using gases and hydrocarbon recovery fluids containing nanoparticles to enhance hydrocarbon recovery |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2576617C2 (ru) * | 2009-11-05 | 2016-03-10 | Акцо Нобель Кемикалз Интернэшнл Б.В. | Водная дисперсия диоксида кремния |
| WO2014085770A1 (en) * | 2012-11-29 | 2014-06-05 | M-I L.L.C. | Colloidal silica and polymer system for insulating packer fluids |
| WO2018187563A1 (en) * | 2017-04-06 | 2018-10-11 | Nissan Chemical America Corporation | Hydrocarbon formation treatment micellar solutions |
| WO2019054414A1 (ja) * | 2017-09-13 | 2019-03-21 | 日産化学株式会社 | 原油回収用薬液 |
| US20190093462A1 (en) * | 2017-09-26 | 2019-03-28 | Nissan Chemical America Corporation | Using gases and hydrocarbon recovery fluids containing nanoparticles to enhance hydrocarbon recovery |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11834608B2 (en) | Silica nanoparticles for crude oil recovery using carbon dioxide, and crude oil recovery method | |
| AU2018333735B2 (en) | Crude oil recovery chemical fluid | |
| US11104838B2 (en) | Composition and method for water and gas shut-off in subterranean formations | |
| US9045965B2 (en) | Biodegradable activators to gel silica sol for blocking permeability | |
| CN108291137B (zh) | 使用二氧化硅流体获得矿物油的方法 | |
| NO20120680A1 (no) | Anvendelse av nanopartikler for merking av injeksjonsvann for oljebronner | |
| AU2018269421B2 (en) | Composition and method for water and gas shut-off in subterranean formations | |
| Zhou et al. | Preparation and performance evaluation of an active nanofluid for enhanced oil recovery in ultra-low permeability reservoirs | |
| US20230037819A1 (en) | Surface-modified nanoparticle compositions and related applications in subterranean hydrocarbon recovery | |
| MX2012000404A (es) | Composiciones de dispersion con surfactantes no ionicos para uso en recuperacion de petroleo. | |
| Wu et al. | Facile and controllable synthesis of amino-modified carbon dots for efficient oil displacement | |
| Zahiri et al. | Effect of polymer–graphene-quantum-dot solution on enhanced oil recovery performance | |
| RU2823030C1 (ru) | Наночастицы кремния для добычи неочищенной нефти с использованием двуокиси углерода и способ добычи неочищенной нефти | |
| Jang et al. | Performance evaluation of surface-modified silica nanoparticles for enhanced oil recovery in carbonate reservoirs | |
| CN116685657A (zh) | 用于油气藏的地下处理的含有抗氧化剂的化学流体 | |
| Roustaei | Experimental study of surface-modified silica nanoparticles in enhancing oil recovery | |
| MX2014009377A (es) | Interfaces de fase nanohibrida para alterar la humectabilidad en aplicaciones de campo petrolero. | |
| Pu et al. | Temperature-Triggered Release of Chromium Chloride from Nanocapsules for Controlled Burst Release and Gelation of Hydrolyzed Polyacrylamide to Plug High-Permeability Channels | |
| CN105086979A (zh) | 一种用于低渗透油藏的乳化驱油剂及其应用 | |
| Chea et al. | Evaluation of in-situ reservoir blocking by sodium carbonate gel formed from sodium metasilicate solution and injected CO2 for CO2 sequestration | |
| RU2374294C1 (ru) | Водоизолирующий состав | |
| CN109054791B (zh) | 一种水基碳纳米流体及其制备方法 | |
| WO2024162406A1 (ja) | 炭酸ガス貯留用岩石表面濡れ性調整剤、及び炭酸ガス貯留方法 | |
| Kang et al. | Synthesis and Dispersion Stability Assessment of a Silica Nanofluid for Improving CO2 Geological Storage Efficiency | |
| RU2150573C1 (ru) | Состав для временной изоляции продуктивного пласта |