UA125829C2 - Using gases and hydrocarbon recovery fluids containing nanoparticles to enhance hydrocarbon recovery - Google Patents
Using gases and hydrocarbon recovery fluids containing nanoparticles to enhance hydrocarbon recovery Download PDFInfo
- Publication number
- UA125829C2 UA125829C2 UAA202002157A UAA202002157A UA125829C2 UA 125829 C2 UA125829 C2 UA 125829C2 UA A202002157 A UAA202002157 A UA A202002157A UA A202002157 A UAA202002157 A UA A202002157A UA 125829 C2 UA125829 C2 UA 125829C2
- Authority
- UA
- Ukraine
- Prior art keywords
- sun
- gas
- group
- hydrocarbons
- liquefied gas
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 88
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 88
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 title claims abstract description 69
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 56
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 52
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 47
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims description 106
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 61
- -1 crude oil and gas Chemical class 0.000 claims abstract description 27
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 22
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 claims abstract description 6
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 68
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 61
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 35
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 35
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 34
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 32
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 31
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 29
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 29
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 26
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 24
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 21
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 20
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 19
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 claims description 15
- 229910000077 silane Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 13
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 13
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 13
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 10
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 10
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 8
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 6
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 5
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 4
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 4
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical group [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 claims description 2
- 125000003700 epoxy group Chemical group 0.000 claims description 2
- 125000001033 ether group Chemical group 0.000 claims description 2
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 claims description 2
- ZFSLODLOARCGLH-UHFFFAOYSA-N isocyanuric acid Chemical group OC1=NC(O)=NC(O)=N1 ZFSLODLOARCGLH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 125000005395 methacrylic acid group Chemical group 0.000 claims description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 claims description 2
- 125000005373 siloxane group Chemical group [SiH2](O*)* 0.000 claims description 2
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 claims description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 2
- WUBBRNOQWQTFEX-UHFFFAOYSA-N 4-aminosalicylic acid Chemical compound NC1=CC=C(C(O)=O)C(O)=C1 WUBBRNOQWQTFEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N Acetaminophen Chemical group CC(=O)NC1=CC=C(O)C=C1 RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 241001559981 Palyas Species 0.000 claims 1
- 235000011449 Rosa Nutrition 0.000 claims 1
- 235000006732 Torreya nucifera Nutrition 0.000 claims 1
- 244000111306 Torreya nucifera Species 0.000 claims 1
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 claims 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims 1
- 239000004744 fabric Substances 0.000 claims 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen(.) Chemical compound [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 claims 1
- 229940061368 sonata Drugs 0.000 claims 1
- 125000005504 styryl group Chemical group 0.000 claims 1
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 9
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 abstract description 7
- 239000006187 pill Substances 0.000 abstract 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 49
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 37
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 23
- 229940075614 colloidal silicon dioxide Drugs 0.000 description 22
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 20
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 19
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 16
- HQYALQRYBUJWDH-UHFFFAOYSA-N trimethoxy(propyl)silane Chemical compound CCC[Si](OC)(OC)OC HQYALQRYBUJWDH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 12
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 11
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 11
- 101100123850 Caenorhabditis elegans her-1 gene Proteins 0.000 description 9
- BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N Silane Chemical compound [SiH4] BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 9
- RSKGMYDENCAJEN-UHFFFAOYSA-N hexadecyl(trimethoxy)silane Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC[Si](OC)(OC)OC RSKGMYDENCAJEN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000008119 colloidal silica Substances 0.000 description 8
- KQAHMVLQCSALSX-UHFFFAOYSA-N decyl(trimethoxy)silane Chemical compound CCCCCCCCCC[Si](OC)(OC)OC KQAHMVLQCSALSX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- CZWLNMOIEMTDJY-UHFFFAOYSA-N hexyl(trimethoxy)silane Chemical compound CCCCCC[Si](OC)(OC)OC CZWLNMOIEMTDJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N Ethyl urethane Chemical compound CCOC(N)=O JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 7
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 7
- NKSJNEHGWDZZQF-UHFFFAOYSA-N ethenyl(trimethoxy)silane Chemical compound CO[Si](OC)(OC)C=C NKSJNEHGWDZZQF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- SBRXLTRZCJVAPH-UHFFFAOYSA-N ethyl(trimethoxy)silane Chemical compound CC[Si](OC)(OC)OC SBRXLTRZCJVAPH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 7
- 239000000047 product Substances 0.000 description 7
- 125000001436 propyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 7
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 7
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 7
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 7
- ZNOCGWVLWPVKAO-UHFFFAOYSA-N trimethoxy(phenyl)silane Chemical compound CO[Si](OC)(OC)C1=CC=CC=C1 ZNOCGWVLWPVKAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 6
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- MSRJTTSHWYDFIU-UHFFFAOYSA-N octyltriethoxysilane Chemical compound CCCCCCCC[Si](OCC)(OCC)OCC MSRJTTSHWYDFIU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229960003493 octyltriethoxysilane Drugs 0.000 description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- FFUAGWLWBBFQJT-UHFFFAOYSA-N hexamethyldisilazane Chemical compound C[Si](C)(C)N[Si](C)(C)C FFUAGWLWBBFQJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 5
- YTJSFYQNRXLOIC-UHFFFAOYSA-N octadecylsilane Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC[SiH3] YTJSFYQNRXLOIC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 201000010065 polycystic ovary syndrome Diseases 0.000 description 5
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 5
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 230000001976 improved effect Effects 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 4
- YUYCVXFAYWRXLS-UHFFFAOYSA-N trimethoxysilane Chemical compound CO[SiH](OC)OC YUYCVXFAYWRXLS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 description 3
- NHARPDSAXCBDDR-UHFFFAOYSA-N propyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CCCOC(=O)C(C)=C NHARPDSAXCBDDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 3
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- TUQLLQQWSNWKCF-UHFFFAOYSA-N trimethoxymethylsilane Chemical compound COC([SiH3])(OC)OC TUQLLQQWSNWKCF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- FALRKNHUBBKYCC-UHFFFAOYSA-N 2-(chloromethyl)pyridine-3-carbonitrile Chemical compound ClCC1=NC=CC=C1C#N FALRKNHUBBKYCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JIUWLLYCZJHZCZ-UHFFFAOYSA-N 3-propyloxolane-2,5-dione Chemical compound CCCC1CC(=O)OC1=O JIUWLLYCZJHZCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000408923 Appia Species 0.000 description 2
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M Methacrylate Chemical compound CC(=C)C([O-])=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 2
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 2
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 2
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 2
- 230000001476 alcoholic effect Effects 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 description 2
- 239000012470 diluted sample Substances 0.000 description 2
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 2
- 238000002296 dynamic light scattering Methods 0.000 description 2
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 2
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 2
- UQEAIHBTYFGYIE-UHFFFAOYSA-N hexamethyldisiloxane Chemical compound C[Si](C)(C)O[Si](C)(C)C UQEAIHBTYFGYIE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 239000000049 pigment Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 229940014800 succinic anhydride Drugs 0.000 description 2
- 238000006557 surface reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004381 surface treatment Methods 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 2
- 150000003505 terpenes Chemical class 0.000 description 2
- 235000007586 terpenes Nutrition 0.000 description 2
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 2
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 2
- XDLMVUHYZWKMMD-UHFFFAOYSA-N 3-trimethoxysilylpropyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CO[Si](OC)(OC)CCCOC(=O)C(C)=C XDLMVUHYZWKMMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101100067974 Arabidopsis thaliana POP2 gene Proteins 0.000 description 1
- 238000004438 BET method Methods 0.000 description 1
- 230000005653 Brownian motion process Effects 0.000 description 1
- ZUGOSPHJWZAGBH-UHFFFAOYSA-N CO[SiH](OC)C=C Chemical compound CO[SiH](OC)C=C ZUGOSPHJWZAGBH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101100314454 Caenorhabditis elegans tra-1 gene Proteins 0.000 description 1
- 102000001301 EGF receptor Human genes 0.000 description 1
- 101100118549 Homo sapiens EGFR gene Proteins 0.000 description 1
- 101000604197 Homo sapiens Neuronatin Proteins 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 102100038816 Neuronatin Human genes 0.000 description 1
- 101100123851 Saccharomyces cerevisiae (strain ATCC 204508 / S288c) HER1 gene Proteins 0.000 description 1
- 239000006087 Silane Coupling Agent Substances 0.000 description 1
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N ZrO2 Inorganic materials O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- 229910000410 antimony oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005537 brownian motion Methods 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-O carboxymethyl-[3-(dodecanoylamino)propyl]-dimethylazanium Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC(O)=O MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 229910000420 cerium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000001246 colloidal dispersion Methods 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000002591 computed tomography Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 230000001771 impaired effect Effects 0.000 description 1
- 238000009399 inbreeding Methods 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011147 inorganic material Substances 0.000 description 1
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940075468 lauramidopropyl betaine Drugs 0.000 description 1
- 235000001510 limonene Nutrition 0.000 description 1
- 229940087305 limonene Drugs 0.000 description 1
- XMGQYMWWDOXHJM-UHFFFAOYSA-N limonene Natural products CC(=C)C1CCC(C)=CC1 XMGQYMWWDOXHJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005923 long-lasting effect Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000004848 nephelometry Methods 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- SLYCYWCVSGPDFR-UHFFFAOYSA-N octadecyltrimethoxysilane Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC[Si](OC)(OC)OC SLYCYWCVSGPDFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- BMMGVYCKOGBVEV-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoceriooxy)cerium Chemical compound [Ce]=O.O=[Ce]=O BMMGVYCKOGBVEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VTRUBDSFZJNXHI-UHFFFAOYSA-N oxoantimony Chemical compound [Sb]=O VTRUBDSFZJNXHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);zirconium(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[Zr+4] RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000011164 primary particle Substances 0.000 description 1
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 1
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000011833 salt mixture Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000011163 secondary particle Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 229920002050 silicone resin Polymers 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 241000894007 species Species 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 229910052596 spinel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011029 spinel Substances 0.000 description 1
- 238000013112 stability test Methods 0.000 description 1
- 239000012085 test solution Substances 0.000 description 1
- XOLBLPGZBRYERU-UHFFFAOYSA-N tin dioxide Chemical compound O=[Sn]=O XOLBLPGZBRYERU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001887 tin oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004408 titanium dioxide Substances 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 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 1
- 238000004879 turbidimetry Methods 0.000 description 1
- 125000005287 vanadyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
- E21B43/168—Injecting a gaseous medium
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/2605—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures using gas or liquefied gas
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/594—Compositions used in combination with injected gas, e.g. CO2 orcarbonated gas
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
Description
Перехресне посилання на споріднені заявки на патентиCross Reference to Related Patent Applications
Ця заявка на патент заявляє про встановлення пріоритету за попередньою заявкою на патент США Мо 62/563415, поданою 26 вересня 2017 р., і заявляє про встановлення пріоритету за попередньою заявкою на патент США Мо 62/697.321; поданою 12 липня 2018 р. Ці заявки в повному обсязі включено до цього документа.This patent application claims priority to prior US patent application Mo 62/563415, filed on September 26, 2017, and claims priority to prior US patent application Mo 62/697,321; filed on July 12, 2018. These applications are incorporated herein in their entirety.
Галузь техніки, до якої належить винахідThe field of technology to which the invention belongs
Цей винахід стосується поліпшених способів вилучення вуглеводнів із використанням газів, таких як діоксид вуглецю, азот, природний газ, зріджений природний газ, зріджений діоксид вуглецю й/або їхніх сумішей у поєднанні з функціоналізованими матеріалами, такими як наночастинки або суміші наночастинок.The present invention relates to improved hydrocarbon recovery methods using gases such as carbon dioxide, nitrogen, natural gas, liquefied natural gas, liquefied carbon dioxide and/or mixtures thereof in combination with functionalized materials such as nanoparticles or mixtures of nanoparticles.
Рівень технікиTechnical level
У США є близько 1,7 мільйона діючих нафтових і газових свердловин. На цей момент сотні тисяч із цих нафтових і газових свердловин занепали або виснажилися до такої міри, що знаходяться на межі економічної доцільності. У міру старіння свердловин чисельні механізми сприяють зниженню видобутку.There are about 1.7 million active oil and gas wells in the United States. At this point, hundreds of thousands of these oil and gas wells have failed or depleted to the point where they are at the edge of economic feasibility. As wells age, numerical mechanisms contribute to a decrease in production.
Крім відмов механічної частини інфраструктури свердловини, зниження видобутку прискорюють наступні порушення експлуатаційних властивостей пласта: - падіння тиску бурового розчину на забої в міру виснаження свердловини, що знижує коефіцієнт проникності й збільшує зріджене навантаження; - міграція дрібних частинок, механічно індукована швидкістю потоку"; - солеутворення, осади, парафіни/асфальтени й набухання глин; - водяний блок і блок конденсату; - гідравлічні розриви.In addition to failures of the mechanical part of the well infrastructure, the following violations of the operational properties of the formation accelerate the decline in production: - a drop in the pressure of the drilling fluid at the bottom as the well is exhausted, which reduces the permeability coefficient and increases the liquefied load; - migration of small particles mechanically induced by flow velocity"; - salt formation, sediments, paraffins/asphaltenes and clay swelling; - water block and condensate block; - hydraulic fractures.
Підвищення продуктивності свердловини традиційно здійснюється з використанням методів стимулювання, які збільшують проникність колекторської породи або знижують в'язкість нафти.Increasing the productivity of the well is traditionally carried out using stimulation methods that increase the permeability of the reservoir rock or reduce the viscosity of the oil.
Кислотна обробка материнської породи (див. "Запазіопе Маїгіх Асіаігіпд Кпомієддєе апа ЕшигеAcid treatment of the mother rock (see "Zapaziope Maigih Asiaigipd Kpomieddiee apa Eshige
ОемеІортепі" у авторстві Міап СШтег Зпаїййд і Нізнат Веп Маптиа, 9. Реїго! Ехріог Ргод Тесппої! (2017) 7: 1205-1216), як метод стимулювання, є відносно недорогим, але обмеженим за можливостями. Ідеальними кандидатами для цього процесу зазвичай є свердловини в пластахOemeIortepi" by Miap SShteg Zpaiiid and Niznat Vep Maptia, 9. Reigo! Ehriog Rgod Tesppoi! (2017) 7: 1205-1216) as a stimulation method is relatively inexpensive but limited in capabilities. Ideal candidates for this process are usually wells in formations
Зо із проникністю 210 мД і в яких тверді частинки перекривають пори поблизу стовбура свердловини й/або в перфораційних отворах. Спосіб повторного гідророзриву знаходиться на іншому кінці спектру. Його можна використовувати для стимулювання продуктивності, але це більш дорогий варіант і більш ризикована пропозиція, особливо для нетрадиційних свердловин.Zo with a permeability of 210 mD and in which solid particles block the pores near the wellbore and/or in the perforation holes. The method of repeated hydraulic fracturing is at the other end of the spectrum. It can be used to stimulate productivity, but it is a more expensive option and a riskier proposition, especially for unconventional wells.
Гази та зріджені гази, такі як діоксид вуглецю, азот, природний газ, зріджений природний газ і зріджений діоксид вуглецю, мають довгу історію поліпшення відносної проникності, забезпечуючи енергію та витіснення в застосуваннях вилучення зі змішуванням і без змішування. Дослідження продемонстрували, що пароциклічні обробки свердловини (надалі використане скорочення ПЦОС) газом досягли особливо позитивних результатів щодо нафтовіддачі й короткострокового видобутку (Фіг. 2).Gases and liquefied gases such as carbon dioxide, nitrogen, natural gas, liquefied natural gas, and liquefied carbon dioxide have a long history of improving relative permeability, providing energy and displacement in mixed and unmixed extraction applications. Studies have shown that steam-cycle treatments of the well (hereafter used as an abbreviation of PCOS) with gas have achieved particularly positive results in terms of oil recovery and short-term production (Fig. 2).
ПЦОС азотом також продемонструвала дуже ефективні результати в дослідженнях в реальних умовах, проведених у придатних пластах в Аппалачському басейні (див. "Рієїй Савзе:Nitrogen treatment has also shown very effective results in real-world studies conducted in suitable formations in the Appalachian Basin (see "Rieii Savze:
Сусіїс Сав5 Весомегу ог Гідні ОЇ Овіпд Сатфоп Оіохіде/Ммігодеп/Майшга! Сав" у авторстві В.). МіПег і Т. Натійоп-бтій, З5РЕ 49169, Сопієтепсе: ЗРЕ Аппиа! ТесНпіса! Меєїїпа апа Ехпібйіоп, вересень 1998 р.). Обробки ПЦОС для стимулювання видобутку свердловини зазвичай являють собою індивідуальну циклічну обробку свердловини, що включає три фази: нагнітання, замочування й видобування.Susiis Sav5 Vesomegu og Worthy OYI Ovipd Satfop Oiohide/Mmigodep/Maishga! Sav" by V.). MiPeg and T. Natiyop-btiy, Z5RE 49169, Sopietepse: ZRE Appia! TesNpisa! Meeyiipa apa Ekhpibyiop, September 1998). PCOS treatments to stimulate well production usually represent an individual cyclic well treatment, which includes three phases: injection, soaking and extraction.
ПЦОС також надає важливу інформацію про прийомистість свердловини й наявність гідравлічного зв'язку з сусідніми свердловинами. Як перевірений метод односвердловинного стимулювання, вона може значно збільшити видобуток на вироблених, виснажених нафтових свердловинах або нафтових свердловинах із низьким пластовим тиском. За певних умов діоксид вуглецю й азот можуть змішуватися з сирою нафтою, знижуючи її в'язкість і, тим самим, підвищуючи ступінь вилучення.PCOS also provides important information about the well's capacity and the presence of hydraulic communication with neighboring wells. As a proven single-well stimulation method, it can significantly increase production in producing, depleted oil wells or oil wells with low reservoir pressure. Under certain conditions, carbon dioxide and nitrogen can mix with crude oil, reducing its viscosity and thereby increasing the degree of recovery.
Протягом багатьох років обробки ПЦОС діоксидом вуглецю, азотом, природним газом, зрідженим природним газом і зрідженим діоксидом вуглецю використовувалися як доступний і ефективний засіб підвищення ефективності вилучення. Вони являють собою ідеальне рішення для низькорентабельних свердловин в умовах прогресуючого виснаження й ефективний спосіб стимулювання колекторів із поганим зв'язком між свердловинами. Зовсім недавно дослідження продемонстрували, що закачування в ході ПЦОС є більш ефективним методом збільшення видобутку нафти зі сланців, ніж безперервне нагнітання в пласт газу (див. "Оріітігайоп ої пий-п- бо рий дав іпіесіоп іп 5Наїе ої! гтезегмоїг5" у авторстві У.). Зпепод, РеїоїЇєит, 2017 і "Сав 5еїесійоп ТогFor many years, treatment of WWTP with carbon dioxide, nitrogen, natural gas, liquefied natural gas, and liquid carbon dioxide has been used as an affordable and effective means of improving recovery efficiency. They are an ideal solution for low-yield wells in progressive depletion conditions and an effective way to stimulate reservoirs with poor well connectivity. More recently, studies have shown that injection during the PCOS is a more effective method of increasing oil production from shale than continuous injection of gas into the formation (see "Oriitigayop oi piy-p- boryy dav ipiesiop ip 5Naiee oi! gtezegmoig5" by U. ). 2017
Ний-п-Рий ЕОВ Іп 5Наїє ОЇ Везегмоїг5 Вазей ироп Ехрегітепіаї! апа Митетгіса! Біцау" у авторствіNiy-p-Riy EOV Ip 5Naiye OYI Vezegmoig5 Vazei irop Ehregitepiai! apa Mitetgis! Bitsau" in authorship
Г.Л ї9уУ.у. зпепо, ЗРЕ-185066-М5, 2017).G.L. и9uU.u. zpepo, ZRE-185066-М5, 2017).
Обробка може бути застосована декілька разів до однієї свердловині для забезпечення покращення нафтовіддачі (ОВ) та підвищення нафтовіддачі (ЕОН). Невеликі обсяги діоксиду вуглецю можуть привести до значного збільшення видобувних ресурсів і видобутку, що забезпечує швидку окупність у результаті такого збільшення видобутку.The treatment can be applied multiple times to the same well to provide improved oil recovery (OR) and enhanced oil recovery (EOR). Small amounts of carbon dioxide can lead to a significant increase in mining resources and production, which provides a quick payback as a result of such an increase in production.
Вже не менше десяти років в авангарді досліджень в галузі різних застосувань у нафтогазовій промисловості перебувають наночастинки. Наночастинки зазвичай представляють собою частинки розміром менше 100 нм і можуть складатися з різних неорганічних матеріалів, таких як діоксид кремнію, оксид алюмінію й оксиди заліза.For at least ten years, nanoparticles have been at the forefront of research in the field of various applications in the oil and gas industry. Nanoparticles are typically particles smaller than 100 nm in size and can be composed of various inorganic materials such as silicon dioxide, aluminum oxide, and iron oxides.
Наночастинки можуть бути структуровані так, щоб вони містили внутрішнє ядро й зовнішню оболонку (див. "Мапоїнцід5 5сієпсе апа Тесппоіоду" у авторстві 5.К. Юа5, 5.0.5. Спої, М. Ми і Т.Nanoparticles can be structured so that they contain an inner core and an outer shell (see "Mapoincid5 5siepse apa Tesppoiodu" by 5.K. Yua5, 5.0.5. Spoi, M. My and T.
Ргадеер, Норокеп, Мем/ Уегзеу: допп УМіїєу й боп5, Іпс Рибіїзпіпуд. ІЗЄВМ 0470074736). Їхня зовнішня оболонка може бути модифікована, щоб змінити їхню змочуваність. Наночастинки (немодифіковані або модифіковані) потім можуть бути дисперговані у водному або органічному середовищі, такому як вода, метанол або ізопропанол, і розподілені. Наночастинки дуже універсальні й можуть бути створені для конкретних застосувань.Rgadeer, Norokep, Mem/ Uegzeu: dopp UMiieu and bop5, Ips Rybiizpipud. IZEVM 0470074736). Their outer shell can be modified to change their wettability. The nanoparticles (unmodified or modified) can then be dispersed in an aqueous or organic medium, such as water, methanol or isopropanol, and distributed. Nanoparticles are very versatile and can be designed for specific applications.
Фактичний спосіб дії наночастинок в колекторі залежить від того, як вони створені й розподілені. Однак лабораторні дослідження показали, що наночастинки в дисперсії можуть поєднуватися на крайовому куті змочування трьох фаз нафти, води, твердої речовини (див. "зргеадіпа ої Мапоїчціав оп Зоїїдв" у авторстві О.Т. М/азап і Мікоїом, дошигпаї ої Маїшиге (423): 156- 159, А. 2003). Поєднання наночастинок у клин між нафтою й гірською породою створює те, що відомо як структурний розклинюючий тиск, який допомагає створювати перепад тиску, достатній для підйому краплини нафти з поверхні гірської породи. Це явище призводить до збільшення швидкості нафтовіддачі й було продемонстровано у випробуваннях на поглинання флюїду й проникність керна (див. "Зргєадіпуд ої Мапойнціде оп Боїїде" у авторстві О.Т. М/азап і Мікоїом,The actual behavior of nanoparticles in the collector depends on how they are created and distributed. However, laboratory studies have shown that nanoparticles in the dispersion can combine at the marginal wetting angle of the three phases of oil, water, solid matter (see "Zrgeadipa oi Mapoichtsiav op Zoiidv" by O.T. M/azap and Mikoiom, doshigapai oi Maishige (423 ): 156-159, A. 2003). The combination of nanoparticles into a wedge between the oil and rock creates what is known as structural wedging pressure, which helps create a pressure drop sufficient to lift the oil droplet from the rock surface. This phenomenon leads to an increase in the rate of oil recovery and has been demonstrated in tests on fluid absorption and permeability of the core (see "Zrgeadipud oi Mapoincide op Boiide" by O.T. M/azap and Mikoyom,
Щдоигпаї ої Майте (423): 156-159, А. 2003).Shdoigpai oi Mayte (423): 156-159, A. 2003).
У тематичних дослідженнях в реальних умовах повідомляли про демонстрацію ефективності дисперсій наночастинок. В одному дослідженні в реальних умовах дляDemonstration of the effectiveness of nanoparticle dispersions was reported in case studies under real conditions. In one study in real conditions for
Зо гідророзриву пласта була застосована дисперсія наночастинок на основі діоксиду кремнію (див. "Арріїсайоп ої Мапоїнід Тесппоіоду 0 Ітргоме Весомегу іп ОїЇ апа Саз5 М/еїІв" у авторстві Р.М.Dispersion of nanoparticles based on silicon dioxide was used for hydraulic fracturing (see "Arrisaiop oi Mapoinid Tesppoiodu 0 Itrgome Vesomegu ip OiYi apa Saz5 M/eiIv" by R.M.
Мсейтези, О.Г. Ноїсоть і 0. ЄЕсіог, босієїу ої Реїгоївшт Епдіпеегв, дої: 10.2118/154827-М5, 01 січня 2012 р.). Дисперсія була використана як порція перед етапом закачування середовища гідророзриву в процесі гідророзриву для першого контакту з колектором в п'яти свердловинах у нафтоносних пластах Уоїїсатр і Вопе 5ргіпа у Пермському басейні. Результати в реальних умовах показали значне збільшення початкового видобутку приблизно на 20 відсотків у порівнянні з типовими кривими. Ці показники виявилися стабільними для продуктивних свердловин навіть при наявності прориву внаслідок зміщення гідророзриву. Результати також показали зниження початкової ефективної швидкості падіння пластового тиску.Mseitezi, O.H. Noisot and 0. Eesiog, boss of the Reigoivsht Epdipegv, doi: 10.2118/154827-M5, January 1, 2012). The dispersion was used as a portion before the injection stage of the hydraulic fracturing medium in the hydraulic fracturing process for the first contact with the reservoir in five wells in the oil-bearing formations of Uoyisatr and Vope 5rgipa in the Perm Basin. Real-world results showed a significant increase in initial yield of approximately 20 percent compared to typical curves. These indicators turned out to be stable for productive wells even in the presence of breakthrough due to displacement of the hydraulic fracturing. The results also showed a decrease in the initial effective rate of formation pressure drop.
Нижче наведено додаткові посилання в цій галузі:Below are additional links in this area:
Сагрепівг, С, доштаї ої Реїгоїєнт Тесппоіоду, Моабеїїпд ої Ргодисіюп Оесіїпе Сайзедй Бу Ріпе5Sagrepivg, S, mildayi oi Reigoient Thesppoiodu, Moabeiipd oi Rgodisiup Oesiipe Sizedy Bu Ripe5
Мідгайоп іп о Оеєерулаїєт Везегуоїї5, лютий 2018 р; Еадіє Ббогі Туре Сигує, віа.дом/апа|узів/вїшаіев/и55Ппаієедаз/рамивзпа!еріаувз.раг;Midgaip ip o Oeeerulaiet Veseguoii 5, February 2018; Eadiye Bbogi Toure Sigue, via.dom/apa|uziv/vyshaiev/y55Ppaieedaz/ramyvzpa!eriauvz.rag;
МУєї, В., Ри, МУ., Рапод, 5., Копо, Ї., Меспапізтве ої М» апа СО» Аввівівд біват Ний-п-Риїй Ргосе55 іп Еппапсіпуд Неаму ОЇ Ресомегу: А Сазе 5ішау Ов5іпд Ехрегітепіаіч апа Митегісаї!MUei, V., Ry, MU., Rapod, 5., Kopo, Y., Mespapiztve oi M" apa SO" Avvivivd bivat Nyi-p-Riiy Rgose55 ip Eppapsipud Neamu OYI Resomegu: A Saze 5ishau Ov5ipd Ehregitepiaich apa Mitegisai!
Зітшиіайоп, Сопіегепсе: Сопіегепсе: 5РЕ Мідаїє Еавзі ОЇ 5 Сав Зпом апа Сопієгепсе, лютий 2017 р.Zitshiiayop, Sopiegepse: Sopiegepse: 5RE Midaiye Eavzi OYI 5 Sav Zpom apa Sopiegepse, February 2017
МіПег, В.9У., Натійоп-5тій, Т., РЕ 49169 "Рівій Сазе: Сусіїс Са5 Весомегу Тог Гіані ОЇ ОвіпдMiPeg, V.9U., Natiyop-5tiy, T., RE 49169 "Riviy Saze: Susiis Sa5 Vesomegu Tog Giani OII Ovipd
Сатоп біохіде/Мігодеп/Маїшга! Сав", Сопієтепсе: 5РЕ Аппиа! ТесНпіса! Мееєїіпуд апа Ехпібйіоп, вересень 1998 р.;Satop biohide/Migodep/Maishga! Sav", Sopietepse: 5RE Appia! ThesNpisa! Meeeiipud apa Ehpibiiop, September 1998;
Зпепо, чу. 9., Оріїтігайоп ой пий-п-риїї дав іпіесійп іп зНаїє ої! гезегмоїг5, РеїгоЇвит, 2017;Come on, listen. 9., Oriitigayop oi piy-p-riii dav ipiesiip ip zNaie oi! Gezegmoig5, ReigoYivyt, 2017;
М, С, Зпепо, у.уУ., Са5 Зеїесіп їТог Ний-п-Рийї ЕОВ Іп 5Наїе ОЇ! Незегмоїї5 Вазей иропM, S, Zpepo, u.uU., Sa5 Zeiesip iTog Nyi-p-Riyi EOV Ip 5Naie OI! Nezegmoii5 Vasey irop
Ехрегітепаї апа Митетгіса! Бішау, 5РЕ-185066-М5, 2017;Ehregitepai apa Mitetgisa! Bischau, 5RE-185066-М5, 2017;
Раітег, Б.5., Гапагу, В.МУ., Вои-Мікаєї 5. 5РЕ 15497, "Оєезідп апа Ітптріетепіайоп оїRaiteg, B.5., Hapagu, V.MU., Voi-Mikaei 5. 5RE 15497, "Oyeezidp apa Itptrietepiayop oi
Іттівсібіе Сатбоп біохіде Оізріасетепі Рго|есів (СбО2 Ний-Рий) іп Бош І оцівіапа", Сопіегепсе:Ittivsibie Satbop biohide Oizriasetepi Rgo|esiv (СбО2 Nyi-Ryy) ip Bosch I otsiviapa", Sopiegepse:
ЗРЕ Аппиаї! Тесппіса! Мееїїпду апа Ехпірйіоп, жовтень 1986 р.; ав, 5.К., Спої, 5.0.5., Ми, МУ., апа Ргадеер, Т. 2008. Мапойнід5 5сієпсе апа ТесНпо!оду.ZRE Appiai! Thespian! Meeyipdu apa Ekhpiryiop, October 1986; av, 5.K., Spoi, 5.0.5., My, MU., apa Rgadeer, T. 2008. Mapoynid5 5siepse apa TesNpo!odu.
НорокКеп, Мем дегвеу: допп У/Іеу в Бопв, Іпс Рибіїзпіпа. ІЗВМ 0470074736;NorokKep, Mem degveu: dopp U/Ieu in Bopv, Ips Rybiizpipa. IZVM 0470074736;
Муазап, 0О.Т., апа Мікоїом, Зргеадіпу ої Мапоїйнідв оп зоїїдв. доштаї ої Мате (423): 156-159, 60 А. 2003;Muazap, O.T., apa Mikoiom, Zrgeadipu oi Mapoiinidv op zoiidv. Children of Mate (423): 156-159, 60 A. 2003;
Мсейтгевзп, Р. М, НоІсотр, 0. Г., 5 Єсіог, ОЮ. Арріїсайоп ої Мапоїцій Тесппоіоду 0 ІтргомеMseitgevzp, R. M., NoIsotr, 0. G., 5 Yesiog, OY. Arriisaiop oi Mapoitius Thesppoiodu 0 Itrgome
Весомегу іп ОЇїЇ апа Са МУєїІ5. босієїу ої Реєнт Епдіпеегзв, дої: 10.2118/154827-М5, 01 січня 2012р.;і зугап, Е. Е., Ноісотрб, 0. І.., І омтеу, Т. А., МісКегзоп, В. І., Зат, А. В., 5 Антай, У. ЕпнапсіпдVesomegu ip ОІіІ apa Sa МУеіІ5. bosieiu oi Reent Epdipeegzv, doi: 10.2118/154827-M5, January 01, 2012; and Zuhap, E. E., Noisotrb, 0. I.., I omteu, T. A., MisKegzop, V. I., Zat , A. V., 5 Antai, U. Epnapsipd
Реїіамлаге Вазіп Біїтиіайоп Незиїйв Овіпд Мапорапісіе Різрегвіоп Тесппоіоду. босієїу ої РеігоївитReiiamlage Vazip Biitiiaiop Neziiiv Ovipd Maporapisie Rizregiop Tesppoiodu. bosieiu oi Reigoivit
Епаїіпеетгв, дої: 10.2118/189876-М5, 23 січня 2018 р.Epaiipeetgv, doi: 10.2118/189876-М5, January 23, 2018.
У патенті США Мо 4.390.068 "Сагроп Оіохіде еіітиїіаїва ОЇ Весомегу Ргосезв", виданому 08 червня 1983 р., описано й заявлено спосіб стимулювання нафтовіддачі з використанням діоксиду вуглецю в зрідженому стані. Діоксид вуглецю вводиться до підземного пласта, де він частково розчиняється в присутній в ньому сирій нафті. У пласті підтримується зворотний тиск у діапазоні від атмосферного до приблизно 300 фунтів/кв. дюйм, у той час як проводиться відбір нафти, що містить діоксид вуглецю. Після цього діоксид вуглецю відділяється від нафти.In US patent No. 4,390,068 "Sagrop Oyohide eiitiiiiaiva OY Vesomegu Rgosezv", issued on June 08, 1983, a method of stimulating oil recovery using carbon dioxide in a liquefied state is described and claimed. Carbon dioxide is introduced into the underground formation, where it partially dissolves in the crude oil present in it. The formation maintains back pressures ranging from atmospheric to approximately 300 psi. inch, while oil containing carbon dioxide is sampled. After that, carbon dioxide is separated from the oil.
У патенті США Мо 5.381.863 "Сусіїс Ний-п-Рий м/йй Іттівсіріє Іпіесіоп апа Мівсіріе РгодисійопIn US patent No. 5,381,863
Зіерв", виданому 17 січня 1995 р., описується й заявляється спосіб вилучення вуглеводнів із пласта під активним заводненням або витісненням водою шляхом закачування флюїду для вилучення, яке містить діоксид вуглецю або азот, в умовах змішування, що дозволяють флюїд у для вилучення здійснювати замочування, і добуванням флюїду для вилучення й пластових флюїдів за умов умовного змішування або змішування після того, як тиск у зоні стовбура свердловини значно збільшився.Zierv", issued on January 17, 1995, describes and claims a method of extracting hydrocarbons from a reservoir under active flooding or water displacement by injecting an extraction fluid containing carbon dioxide or nitrogen under mixing conditions that allow the extraction fluid to soak, and producing recovery fluid and reservoir fluids under conditions of conditional mixing or mixing after the pressure in the wellbore zone has increased significantly.
У патенті США Мо 7.216.712 "Тгєаїтепі ої ОЇ М/еїІв", виданому 15 травня 2007 р., описано й заявлено спосіб, у якому тверді вуглеводневі частинки видаляються з нафтової свердловини шляхом подачі в нафтову свердловину композиції, що містить принаймні 40 об. 95 щільної фази діоксиду вуглецю й принаймні 30 об. 95 Сі-Сз алканольного компонента і необов'язково одну або декілька поверхнево-активних речовин під тиском від 300 до 10 000 фунтів на кв. дюйм і за температури від 90 РЕ до 120 "РЕ, відбувається витримування композиції в свердловині для солюбілізації твердих вуглеводневих частинок, а потім видалення зі свердловини зрідженої композиції, що містить солюбілізовані тверді вуглеводневі частинки й алканол. При безводному розриві відповідного пласта, що містить вуглеводні, також можуть бути використані такі гази, як діоксид вуглецю, азот, природний газ і/або зріджений природний газ.U.S. Patent No. 7,216,712, "Technology of Hydrocarbons", issued May 15, 2007, describes and claims a method in which solid hydrocarbon particles are removed from an oil well by applying to the oil well a composition containing at least 40 vol. 95 dense phase of carbon dioxide and at least 30 vol. 95 C-C3 alkanol component and optionally one or more surface-active substances under a pressure of 300 to 10,000 pounds per square meter. inch and at temperatures from 90 PE to 120 "PE, the composition is kept in the well to solubilize solid hydrocarbon particles, and then the liquid composition containing solubilized solid hydrocarbon particles and alkanol is removed from the well. During waterless fracturing of the corresponding layer containing hydrocarbons, gases such as carbon dioxide, nitrogen, natural gas and/or liquefied natural gas may also be used.
Зо У статті "У/аіепев5 їтасіигіпд Тесппоіодієв Тог ипсопмепійпаї! гезегмоїг5-орропипійез тог Ідийівй пігодеп", УЧошигпаї ої Маїшига! Са5 бсіепсе апа Епдіпеегіпа, 35 (2016) 160-174 у авторстві І єї Мапа еї а). описуються технології безводного розриву. За останні два десятиліття гідророзрив пласта значно підвищив видобуток нафти й газу зі сланцевих і щільних піщаних продуктивних пластів уZo In the article "U/aiepev5 ytasiigipd Tesppoiodiyev Tog ipsopmepiypai! gezegmoiig5-orropipiyez tog Idiyivy pygodep", UChoshigpai oi Maishiga! Sa5 bsiepse apa Epdipeegipa, 35 (2016) 160-174 authored by I ey Mapa ey a). technologies of waterless fracturing are described. Over the past two decades, hydraulic fracturing has significantly increased oil and gas production from shale and tight sand productive reservoirs in
Сполучених Штатах Америки та в інших місцях. Беручи до уваги порушення експлуатаційних властивостей пласта, споживання води та впливи на навколишнє середовище, пов'язані з рідинами для гідророзриву на водній основі, було докладено зусиль для розробки технологій безводного гідророзриву через їхній потенціал для вирішення цих проблем. Розглянуто основні теорії й особливості технологій безводного розриву, в тому числі розриву на основі нафти й нафтою з діоксидом вуглецю під тиском, вибухового й пропелентного розриву, загущеного зрідженого нафтового газу (ЗНГ) і розриву спиртом, розриву газом, розриву діоксидом вуглецю та кріогенного розриву. Представлено експериментальні результати, що описують ефективність зрідженого азоту в удосконаленні ініціювання й розвитку тріщин гідророзриву в зразках бетону, а також у гірській породі сланцевих і щільних піщаних продуктивних пластів. В ході лабораторних досліджень отримані кріогенні розриви були якісно й кількісно охарактеризовано за допомогою випробувань на падіння тиску, акустичних вимірювань, розриву пласта газом і КТ сканувань. Продемонстровано й досліджено можливості та придатність кріогенного розриву з використанням зрідженого азоту. За правильного формулювання технічних процедур для експлуатації в реальних умовах кріогенний розрив пласта з використанням зрідженого азоту може бути переважним варіантом для розриву нетрадиційних родовищ. пає Стоир - одна з провідних газових та інжинірингових компаній у світі, що працює більш ніж у 100 країнах по всьому світі. І іпде Стор розташована за адресою: Кіозієгпоївігаз5е 1, 80 331, Мипісн, Септапу (Німеччина), 80331. З початку 1990-х років компанія І іпадє впровадила технологію пароциклічної обробки для закачування діоксиду вуглецю у виснажені свердловини для поступового збільшення видобутку нафти. Менш витратна, ніж повторний гідророзрив, технологія пароциклічної обробки забезпечує енергію, щоб надати вуглеводням у зонах низького тиску необхідної підйомної сили, щоб вони надходили до стовбуру свердловини.United States of America and elsewhere. Considering the disruption to reservoir performance, water consumption, and environmental impacts associated with water-based fracturing fluids, efforts have been made to develop waterless fracturing technologies because of their potential to address these issues. The main theories and features of waterless fracturing technologies are considered, including oil-based fracturing and pressurized oil with carbon dioxide, explosive and propellant fracturing, condensed liquefied petroleum gas (LPG), and alcohol fracturing, gas fracturing, carbon dioxide fracturing, and cryogenic fracturing. Experimental results are presented describing the effectiveness of liquid nitrogen in improving the initiation and development of hydraulic fracturing cracks in concrete samples, as well as in shale and dense sand productive layers. In the course of laboratory studies, the resulting cryogenic fractures were qualitatively and quantitatively characterized using pressure drop tests, acoustic measurements, gas fracturing, and CT scans. The possibilities and applicability of cryogenic fracturing using liquefied nitrogen have been demonstrated and investigated. With the correct formulation of technical procedures for operation in real conditions, cryogenic fracturing using liquid nitrogen can be a preferred option for fracturing unconventional deposits. Paie Stoyr is one of the leading gas and engineering companies in the world, operating in more than 100 countries around the world. I ipde Store is located at: Kioziegpoivigas5e 1, 80 331, Mypisn, Septapu (Germany), 80331. Since the early 1990s, I ipde has implemented vapor-cycle treatment technology to inject carbon dioxide into depleted wells to gradually increase oil production. Less expensive than refracturing, steam cycle treatment technology provides the energy to give hydrocarbons in low-pressure zones the necessary lift to travel up the wellbore.
Компанія Міззап Спетіса! Атегіса Согрогаїйоп є провідним виробником розчинів колоїдного діоксиду кремнію й колоїдного електропровідного оксиду. Розташована за адресою 10333Mizzap Spetis company! Ategisa Sogrohaiyop is a leading manufacturer of colloidal silicon dioxide solutions and colloidal conductive oxide. Located at 10333
Віснтопа Амепие, Зийе 1100, Ноивіоп, ТХ 77042 компанія Міззап Спетіса! Атегіса Согрогаїййоп є бо дочірньою компанією, що повністю керується основною японською компанією Міззап Спетісаї!Visntopa Amepie, Ziye 1100, Noviop, TX 77042 Mizzap Spetis company! Ategisa Sogrogaiyop is a wholly owned subsidiary of the main Japanese company Mizzap Spetisai!
Согрогаййоп, ЦЯ. Компанія Міззап Спетіса! Атегіса Согрогайоп пропонує на продаж колоїдні продукти з діоксиду кремнію, а також рідини для вилучення вуглеводнів, які містять колоїдні продукти з діоксиду кремнію.Sogrogayop, CYA. Mizzap Spetis company! Ategisa Sogrogayop offers colloidal silicon dioxide products for sale, as well as hydrocarbon recovery fluids containing colloidal silicon dioxide products.
Вдосконалені способи нафтовіддачі відіграють усе більш важливу роль у нафтогазовій промисловості, оскільки існуючі родовища виснажуються, що призводить до зниження видобутку. Бажано було б отримати нові й модифіковані способи стимулювання (відновлення) свердловин, щоб збільшити вилучення вуглеводнів і зменшити обводненість зі свердловини з низькою ефективністю, переважно з використанням неводних матеріалів.Improved oil recovery plays an increasingly important role in the oil and gas industry as existing fields are depleted, resulting in lower production. It would be desirable to obtain new and modified methods of stimulation (recovery) of wells to increase hydrocarbon recovery and reduce water from a well with low efficiency, preferably using non-aqueous materials.
Суть винаходуThe essence of the invention
Першим аспектом заявленого наразі винаходу є спосіб стимулювання вилучення вуглеводнів, який включає (а) введення газу, зрідженого газу або випаруваного зрідженого газу в підземний пласт, що містить вуглеводні; (Б) забезпечення можливості абсорбції вказаного газу або випаруваного зрідженого газу вказаними вуглеводнями, (с) вилучення вказаних вуглеводнів, які містять вказаний газ, зріджений газ або випаруваний зріджений газ, абсорбований в них; і при цьому порцію рідини для вилучення вуглеводнів, яка містить поверхнево- функціоналізовані наночастинки, вводять у підземний пласт, що містить вуглеводні, до, під час або після введення газу, зрідженого газу або випаруваного зрідженого газу.The first aspect of the present invention is a method of stimulating the extraction of hydrocarbons, which includes (a) introducing gas, liquefied gas or vaporized liquefied gas into an underground reservoir containing hydrocarbons; (B) ensuring the possibility of absorption of the indicated gas or evaporated liquefied gas by the indicated hydrocarbons, (c) extraction of the indicated hydrocarbons that contain the indicated gas, liquefied gas or evaporated liquefied gas absorbed in them; and at the same time, a portion of the liquid for extracting hydrocarbons, which contains surface-functionalized nanoparticles, is injected into the underground formation containing hydrocarbons, before, during or after the introduction of gas, liquefied gas or vaporized liquefied gas.
Другим аспектом заявленого наразі винаходу є спосіб за першим аспектом заявленого наразі винаходу, у якому закачувані газ, зріджений газ або випаруваний зріджений газ і рідина для вилучення вуглеводнів, які містять поверхнево-функціоналізовані наночастинки, також можуть включати один або декілька робочих агентів, вибраних із групи, що складається зі свіжої прісної води, водного розчину КСІ, закупорюючих агентів і будь-якого іншого робочого агенту, який у цей час використовується для відновлення нафтових родовищ як частина обробки.A second aspect of the present invention is a method according to the first aspect of the present invention, in which the injected gas, liquefied gas or vaporized liquefied gas and hydrocarbon recovery fluid that contains surface-functionalized nanoparticles may also include one or more working agents selected from the group , consisting of fresh fresh water, aqueous KSI solution, plugging agents, and any other working agent currently being used to recover oil fields as part of the treatment.
Третім аспектом заявленого наразі винаходу є спосіб за першим аспектом заявленого наразі винаходу, у якому вказану порцію рідини для вилучення вуглеводнів, яка містить поверхнево- функціоналізовані наночастинки, вводять у підземний пласт, що містить вуглеводні, доA third aspect of the present invention is a method according to the first aspect of the present invention, in which a specified portion of a hydrocarbon recovery fluid containing surface-functionalized nanoparticles is injected into an underground formation containing hydrocarbons until
Зо введення газу, зрідженого газу або випаруваного зрідженого газу.From the introduction of gas, liquefied gas or vaporized liquefied gas.
Четвертим аспектом заявленого наразі винаходу є спосіб за першим аспектом заявленого наразі винаходу, у якому вказану порцію рідини для вилучення вуглеводнів, яка містить поверхнево-функціоналізовані наночастинки, вводять у підземний пласт, що містить вуглеводні, під час введення газу, зрідженого газу або випаруваного зрідженого газу.A fourth aspect of the present invention is a method according to the first aspect of the present invention, wherein said portion of a hydrocarbon recovery fluid containing surface-functionalized nanoparticles is injected into a subterranean formation containing hydrocarbons during the injection of gas, liquefied gas, or vaporized liquefied gas .
П'ятим аспектом заявленого наразі винаходу є спосіб за першим аспектом заявленого наразі винаходу, у якому вказану порцію рідини для вилучення вуглеводнів, яка містить поверхнево-функціоналізовані наночастинки, вводять у підземний пласт, що містить вуглеводні, після введення газу, зрідженого газу або випаруваного зрідженого газу.A fifth aspect of the present invention is a method according to the first aspect of the present invention, wherein said portion of a hydrocarbon recovery fluid containing surface-functionalized nanoparticles is injected into a subterranean formation containing hydrocarbons after the injection of gas, liquefied gas, or vaporized liquefied petroleum gas gas
Шостим аспектом заявленого наразі винаходу є спосіб за першим аспектом заявленого наразі винаходу, у якому вказаний газ вибраний із групи, що складається з діоксиду вуглецю, азоту, природного газу, зрідженого природного газу, зрідженого діоксиду вуглецю й/або їхніх сумішей.A sixth aspect of the present invention is a method according to the first aspect of the present invention, wherein said gas is selected from the group consisting of carbon dioxide, nitrogen, natural gas, liquefied natural gas, liquefied carbon dioxide and/or mixtures thereof.
Сьомим аспектом заявленого наразі винаходу є спосіб за першим аспектом заявленого наразі винаходу, у якому вказаний газ являє собою діоксид вуглецю.A seventh aspect of the present invention is a method according to the first aspect of the present invention, wherein said gas is carbon dioxide.
Восьмим аспектом заявленого наразі винаходу є спосіб за першим аспектом заявленого наразі винаходу, у якому вказаний газ являє собою азот.An eighth aspect of the present invention is a method according to the first aspect of the present invention, wherein said gas is nitrogen.
Дев'ятим аспектом заявленого наразі винаходу є спосіб за першим аспектом заявленого наразі винаходу, у якому вказаний газ являє собою природний газ.A ninth aspect of the present invention is a method according to the first aspect of the present invention, wherein said gas is natural gas.
Десятим аспектом заявленого наразі винаходу є спосіб за першим аспектом заявленого наразі винаходу, у якому вказаний газ являє собою зріджений природний газ, зріджений діоксид вуглецю й/або їхня суміші.A tenth aspect of the present invention is a method according to the first aspect of the present invention, wherein said gas is liquefied natural gas, liquefied carbon dioxide and/or mixtures thereof.
Одинадцятим аспектом заявленого наразі винаходу є спосіб за шостим аспектом заявленого наразі винаходу, у якому вказаний газ являє собою суміш двох або більше газів, вибраних із групи, що складається з діоксиду вуглецю, азоту, природного газу, зрідженого природного газу, зрідженого діоксиду вуглецю й/або їхніх сумішей.An eleventh aspect of the present invention is a method according to the sixth aspect of the present invention, wherein said gas is a mixture of two or more gases selected from the group consisting of carbon dioxide, nitrogen, natural gas, liquefied natural gas, liquefied carbon dioxide and/ or their mixtures.
Дванадцятим аспектом заявленого наразі винаходу є спосіб за першим аспектом заявленого наразі винаходу, у якому вказаний спосіб є частиною способу пароциклічної обробки.A twelfth aspect of the present invention is a method according to the first aspect of the present invention, wherein said method is part of a steam cycle treatment method.
Тринадцятим аспектом заявленого наразі винаходу є спосіб за дванадцятим аспектом 60 заявленого наразі винаходу, у якому зазначений спосіб є способом безводного розриву пласта.A thirteenth aspect of the present invention is a method according to the twelfth aspect 60 of the present invention, wherein said method is a waterless fracturing method.
Чотирнадцятим аспектом заявленого наразі винаходу є спосіб за тринадцятим аспектом заявленого наразі винаходу, у якому вказаний спосіб є способом гідророзриву з використанням меншої кількості води.A fourteenth aspect of the present invention is a method according to the thirteenth aspect of the present invention, wherein said method is a hydraulic fracturing method using less water.
Спосіб стимулювання вилучення вуглеводнів включає нагнітання газу, такого як діоксид вуглецю, азот, природний газ, зріджений природний газ, зріджений діоксид вуглецю й/або їхньої суміші, до підземного пласта, що містить вуглеводні, який дозволяє вказаному газу вимивати флюгїди, такі як конденсат, вода тощо, а також уламки породи, поблизу стовбура свердловини й підвищувати тиск у свердловині до 500 фунтів на кв. дюйм. У разі, якщо газ змішується з сирою нафтою, газ викликає її набухання й зниження в'язкості. Процес стимулювання включає комбінування нагнітання газу з порцією рідини ща для вилучення вуглеводнів, що містить поверхнево-функціоналізовані наночастинки, яку можна вводити до, під час або після газу.A method of stimulating hydrocarbon recovery includes injecting a gas, such as carbon dioxide, nitrogen, natural gas, liquefied natural gas, liquefied carbon dioxide, and/or a mixture thereof, into a subterranean formation containing hydrocarbons, which allows said gas to wash out fluxes such as condensate, water, etc., as well as rock debris, near the wellbore and increase the pressure in the well to 500 psig. inch. If the gas mixes with crude oil, the gas causes it to swell and reduce its viscosity. The stimulation process involves combining gas injection with a portion of hydrocarbon recovery fluid containing surface-functionalized nanoparticles that can be injected before, during, or after gas.
Поверхнево-функціоналізовані наночастинки мають особливі унікальні властивості, які дозволяють видобувати вуглеводні з мікро- та нанорозмірних проміжків, включаючи проміжки, що класифікуються як порожнечі або тріщини. Поверхнево-функціоналізовані наночастинки можуть викликати зміну змочуваності твердих/розріджених поверхонь, полегшуючи течію.Surface-functionalized nanoparticles have special unique properties that allow extraction of hydrocarbons from micro- and nano-sized spaces, including spaces classified as voids or cracks. Surface-functionalized nanoparticles can cause a change in the wettability of solid/liquid surfaces, facilitating flow.
Процес стимулювання включає в себе об'єднання газу й рідини для вилучення вуглеводнів, яка містить поверхнево-функціоналізовані наночастинки, що призводить до збільшення видобутку вуглеводнів, що пов'язано із синергетичним ефектом.The stimulation process includes the combination of gas and liquid for the extraction of hydrocarbons, which contains surface-functionalized nanoparticles, which leads to an increase in the extraction of hydrocarbons, which is associated with a synergistic effect.
Короткий опис графічних зображеньBrief description of graphic images
Фіг. 1. Приклад кривої спаду видобування. Узято з РаїЇтег, Е.5., І апагу, В.МУ., Вои-Ммікавєїі, 5.Fig. 1. An example of a production decline curve. Taken from RaiYiteg, E.5., I apagu, V.MU., Voi-Mmikaveii, 5.
ЗРЕ 15497, "Оезідп апа Ітріетепіайоп ої Іттівсібіє Сагтбоп Оріохіде Оізріасетепі Ргоіесів (С02ZRE 15497, "Oezidp apa Itrietepiayop oi Ittivsibie Sagtbop Oriohide Oizriasetepi Rgoiesiv (C02
Ний-Рий) іп зош І оцівіапа", Сопієгепсе: 5БРЕ Аппиа! Тесппіса! Мееїїпа апа Ехпірйіоп, жовтень 1986 р. Не є прикладом заявленого наразі винаходу.Nyi-Ry) ip zosh I otsiviapa", Sopiehepse: 5BRE Appia! Tesppisa! Meeiiipa apa Ehpiryiop, October 1986. Not an example of the currently claimed invention.
Фіг. 2. Порівняння нафтовіддачі з використанням СО», М» і парових обробок ПЦОС. Фігуру взято з У/азап, 0.Т., апа Мікоїом, Зргеадіпа ої Мапойнід5 оп Зоїїд5. доитаї ої Майшиге (423): 156- 159, А. 2003. Не є прикладом заявленого наразі винаходу.Fig. 2. Comparison of oil recovery with the use of SO», M» and steam treatment of PCOS. The figure is taken from U/azap, 0.T., apa Mikoiom, Zrgeadipa oi Mapoinid5 op Zoiid5. doitai oi Maishige (423): 156-159, A. 2003. Not an example of the currently claimed invention.
Фіг. 3. Наночастинки поєдналися на трифазному крайовому куті змочування для забезпечення вилучення вуглеводнів (див. М/азап еї аЇ., 2003). Не є прикладом заявленого наразі винаходу.Fig. 3. Nanoparticles combined at the three-phase marginal wetting angle to ensure the extraction of hydrocarbons (see M/azap eyi aYi., 2003). Not an example of the currently claimed invention.
Зо Фіг. 4. Сумарна кількість видобутої нафти для свердловин Аийвіїп СпаїК до й після обробки Ме і експериментальною рідиною папоАсім?Ф НтАї для вилучення вуглеводнів, яка містить поверхнево-функціоналізовані наночастинки.From Fig. 4. The total amount of produced oil for the Aiyviip SpaiK wells before and after treatment with Me and the experimental liquid PapoAsim?F NtAi for the extraction of hydrocarbons, which contains surface-functionalized nanoparticles.
Фіг. 5. Сумарний видобуток у БНЕ (барелях нафтового еквіваленту) в свердловинах Виада до й після обробки Мо й експериментальною рідиною папоАсіїм? НВАТ для вилучення вуглеводнів, яка містить поверхнево-функціоналізовані наночастинки.Fig. 5. Total production in BNE (barrels of oil equivalent) in the Viada wells before and after treatment with Mo and experimental liquid papoAsiim? Hydrocarbon extraction system containing surface-functionalized nanoparticles.
Фіг. 6. Три фази обробки НМР "М,Fig. 6. Three phases of NMR processing "M,
Детальний опис винаходуDetailed description of the invention
У всій цій патентній заявці термін "порція" має наступне визначення. Порція - будь-яка відносно невелика кількість спеціальної суміші бурового флюїду для вирішення конкретного завдання, яке не може виконати звичайний флюїд. Порції флюїдів зазвичай готуються для різних спеціальних задач. Порції являють собою невеликі кількості бурових флюїдів, і зрозуміло, що у вуглеводневий пласт можна подавати більше однієї порції.Throughout this patent application, the term "portion" has the following definition. Batch - any relatively small amount of a special mixture of drilling fluid to solve a specific task that cannot be performed by ordinary fluid. Batches of fluids are usually prepared for various special tasks. Batches are small amounts of drilling fluids, and it is understood that more than one batch can be fed into a hydrocarbon reservoir.
Першим аспектом заявленого наразі винаходу є спосіб стимулювання вилучення вуглеводнів, який включає (а) введення газу, зрідженого газу або випаруваного зрідженого газу в підземний пласт, що містить вуглеводні; (Б) забезпечення можливості абсорбції вказаного газу, зрідженого газу або випаруваного зрідженого газу вказаними вуглеводнями; (с) вилучення вказаних вуглеводнів, які містять вказаний газ, зріджений газ або випаруванийThe first aspect of the present invention is a method of stimulating the extraction of hydrocarbons, which includes (a) introducing gas, liquefied gas or vaporized liquefied gas into an underground reservoir containing hydrocarbons; (B) ensuring the possibility of absorption of the indicated gas, liquefied gas or vaporized liquefied gas by the indicated hydrocarbons; (c) extraction of specified hydrocarbons containing specified gas, liquefied gas or vapor
БО зріджений газ, абсорбований в них; і при цьому порцію рідини для вилучення вуглеводнів, яка містить поверхнево- функціоналізовані наночастинки, вводять у підземний пласт, що містить вуглеводні, до, під час або після введення газу, зрідженого газу або випаруваного зрідженого газу.BO liquefied gas absorbed in them; and at the same time, a portion of the liquid for extracting hydrocarbons, which contains surface-functionalized nanoparticles, is injected into the underground formation containing hydrocarbons, before, during or after the introduction of gas, liquefied gas or vaporized liquefied gas.
Поверхнево-функціоналізовані наночастинки можуть бути виготовлені з будь-якого відповідного матеріалу. Приклади відповідних матеріалів для виготовлення поверхнево- функціоналізованих наночастинок включають, без обмежень, кераміку, метали, оксиди металів (наприклад, діоксид кремнію, діоксид титану, оксид алюмінію, діоксид цирконію, ванадил, оксид церію, оксид заліза, оксид сурми, оксид олова, алюміній, оксид цинку, бор та їхні комбінації), полімери (наприклад, полістирол), смоли (наприклад, силіконова смола) і пігменти (наприклад, бо хромітові пігменти зі структурою шпінелі). У деяких варіантах втілення поверхнево-Surface-functionalized nanoparticles can be made of any suitable material. Examples of suitable materials for making surface-functionalized nanoparticles include, without limitation, ceramics, metals, metal oxides (eg, silicon dioxide, titanium dioxide, aluminum oxide, zirconium dioxide, vanadyl, cerium oxide, iron oxide, antimony oxide, tin oxide, aluminum , zinc oxide, boron and their combinations), polymers (e.g. polystyrene), resins (e.g. silicone resin) and pigments (e.g. bo chromite pigments with a spinel structure). In some variants of the embodiment of the surface
функціоналізовані наночастинки містять безліч гідрофобізованих наночастинок. У деяких варіантах втілення поверхнево-функціоналізовані наночастинки являють собою поверхнево- функціоналізовані наночастинки колоїдного діоксиду кремнію.functionalized nanoparticles contain many hydrophobicized nanoparticles. In some embodiments, the surface-functionalized nanoparticles are surface-functionalized colloidal silicon dioxide nanoparticles.
У галузі нафтовидобутку, як правило, добре відомо, що підземні пласти містять великі кількості води, яка містить розчинені солі, такі як Масі, СасСр, КС, МасСі» й інші. Цю водно- сольову суміш зазвичай називають соляним розчином. Характеристики соляного розчину для різних регіонів і свердловин сильно розрізняються залежно від свердловинного середовища й літологічних властивостей. Як правило, флюїди, які використовуються в свердловині, повинні або переносити характеристики соляного розчину, або мати стійкі до соляного розчину властивості.In the field of oil production, as a rule, it is well known that underground formations contain large amounts of water that contains dissolved salts, such as Masi, SasSr, KS, MaSi" and others. This water-salt mixture is usually called a saline solution. The characteristics of the brine for different regions and wells differ greatly depending on the well environment and lithological properties. As a general rule, the fluids used in the well must either tolerate brine characteristics or have brine-resistant properties.
Колоїдні системи в цілому й водний колоїдний діоксид кремнію залежать головним чином від електростатичного відштовхування між зарядженими частинками діоксиду кремнію, щоб уникнути небажаних або несприятливих явищ, таких як агломерація, флокуляція, гелеутворення й осадження частинок. Таке електростатичне відштовхування легко руйнується в умовах соляного розчину, що зазвичай зустрічаються в підземних пластах. Крім того, агломерація/флокуляція/гелеутворення/осадження колоїдного діоксиду кремнію та флюїдів, які містять колоїдний діоксид кремнію, в умовах свердловини може привести до порушення експлуатаційних властивостей свердловини або потенційній повній закупорці свердловини.Colloidal systems in general and aqueous colloidal silica rely primarily on electrostatic repulsion between charged silica particles to avoid undesirable or unfavorable phenomena such as agglomeration, flocculation, gelation, and sedimentation of particles. Such electrostatic repulsion is easily destroyed in saline conditions, which are usually found in underground formations. In addition, agglomeration/flocculation/gelation/precipitation of colloidal silica and fluids containing colloidal silica under downhole conditions may result in impaired well performance or potential complete plugging of the well.
Отже, застосування колоїдного діоксиду кремнію в умовах свердловини вимагає перед застосуванням надання колоїдному діоксиду кремнію й флюїдам, які містять колоїдний діоксид кремнію, властивостей стійкості до соляного розчину.Therefore, the use of colloidal silicon dioxide in the conditions of the well requires the provision of colloidal silicon dioxide and fluids containing colloidal silicon dioxide with properties of resistance to salt solution before use.
Щоб при впливі соляного розчину (солоної води) не утворювався гель, наночастинки повинні отримати поверхневу функціоналізацію, яка стабілізує колоїдний діоксид кремнію. Поверхнева функціоналізація колоїдного діоксиду кремнію дозволяє колоїдному діоксиду кремнію бути стійким до впливу соляного розчину (солоної води) і тепла. Поверхнево-функціоналізований колоїдний діоксид кремнію зазвичай називають "стійким до соляного розчину золем силікатної кислоти". Рідини для вилучення вуглеводнів, які містять поверхнево-функціоналізований колоїдний діоксид кремнію, використовують разом з описаними тут газами для здійснення подальшого видалення вуглеводнів зі свердловин із низькою ефективністю.So that a gel does not form under the influence of a salt solution (salt water), nanoparticles must receive surface functionalization that stabilizes colloidal silicon dioxide. Surface functionalization of colloidal silicon dioxide allows colloidal silicon dioxide to be resistant to salt solution (salt water) and heat. Surface-functionalized colloidal silicon dioxide is commonly referred to as "saline-resistant silicate sol." Hydrocarbon recovery fluids that contain surface-functionalized colloidal silicon dioxide are used in conjunction with the gases described herein to further remove hydrocarbons from low-efficiency wells.
Зо Стандартні випробування на стабільність соляного розчину розкрито в наведених нижче параграфах.Standard salt solution stability tests are disclosed in the following paragraphs.
Соляний розчин АРІ за візуальним спостереженнямARI salt solution by visual observation
Соляний розчин АРІ з концентрацією 10 мас. 96 отримують шляхом розчинення 8 мас. 95 масі (бідта Айагісн) і 2 мас. 95 СасСі» (бБідта Аїдгісти) у дистильованій воді. Випробування на стійкість до соляного розчину проводять, поміщаючи 1 грам зразка золю силікатної кислоти до 10 грам соляного розчину АРІ. Спостереження за стабільністю проводять за стандартних періодів впливу соляного розчину 10 хвилин і 24 години. Такі спостереження включають спостереження чистоти й прозорості золю силікатної кислоти. Результати цих спостережень записуються в ці моменти часу. Розчини золю силікатної кислоти, стійкі до впливу соляного розчину, залишатимуться чистими й прозорими/опалесціюючими, у той час як нестабільні зразки після впливу соляного розчину стають помітно каламутними й непрозорими.ARI salt solution with a concentration of 10 wt. 96 is obtained by dissolving 8 wt. 95 masses (bidta Ayagisn) and 2 masses. 95 SasSi" (bBidta Aidgista) in distilled water. Salt solution resistance tests are carried out by placing 1 gram of a silicate acid sol sample in 10 grams of ARI salt solution. Observation of stability is carried out during standard periods of exposure to saline solution of 10 minutes and 24 hours. Such observations include observing the purity and transparency of the sol of silicic acid. The results of these observations are recorded at these points in time. Brine-resistant silicate sol solutions will remain clear and clear/opalescent, while unstable samples become noticeably cloudy and opaque after exposure to brine.
Штучна морська вода за візуальним спостереженнямArtificial sea water by visual observation
Штучну морську воду готують шляхом розчинення Нгії? Рго Адиаїйс5 АРМ Веєвї Рго Міх (РтйArtificial sea water is prepared by dissolving Ngia? Rgo Adiaiis5 ARM Veevi Rgo Mich (Rty
Іпдивійев, Іпс.) у концентрації б мас. 95 у дистильованій воді. Випробування на стійкість до соляного розчину проводять, поміщаючи 1 грам зразка золю силікатної кислоти до 10 грам штучної морської води. Спостереження за стабільністю проводять за стандартних періодів впливу соляного розчину 10 хвилин і 24 години. Такі спостереження включають спостереження чистоти й прозорості золю силікатної кислоти. Результати цих спостережень записуються в ці моменти часу. Розчини золю силікатної кислоти, стійкі до впливу соляного розчину, залишатимуться чистими й прозорими/опалесціюючими, у той час як нестабільні зразки після впливу соляного розчину стають помітно каламутними й непрозорими.Ipdiviyev, Ips.) in concentration b mass. 95 in distilled water. The salt solution resistance test is carried out by placing 1 gram of a sample of silicate acid sol in 10 grams of artificial seawater. Observation of stability is carried out during standard periods of exposure to saline solution of 10 minutes and 24 hours. Such observations include observing the purity and transparency of the sol of silicic acid. The results of these observations are recorded at these points in time. Brine-resistant silicate sol solutions will remain clear and clear/opalescent, while unstable samples become noticeably cloudy and opaque after exposure to brine.
Випробування на стійкість до соляного розчину АРІ з використанням турбідиметраTesting for resistance to ARI salt solution using a turbidimeter
Стандарт: 05 ЕРА 180.1 Визначення каламутності за допомогою нефелометріїStandard: 05 ERA 180.1 Determination of turbidity using nephelometry
Різниця між цим випробуванням і випробуванням 05 ЕРА 101.1 полягає в тому, що в цьому випробуванні етап 11.2 не виконується:The difference between this test and test 05 of EPA 101.1 is that step 11.2 is not performed in this test:
На етапі 11.2 вказано таке: каламутності, що перевищують 40 одиниць: розбавте зразок одним або декількома об'ємами води без каламутності, поки каламутність не опуститься нижче 40 одиниць. Каламутність вихідного зразка потім обчислюється з каламутності розведеного зразка й коефіцієнта розведення. 60 Наприклад, якщо 5 об'ємів води без каламутності було додано до 1 об'єму зразка, і розбавлений зразок показав каламутність 30 одиниць, то каламутність вихідного зразка склала 180 одиниць.Step 11.2 states the following: Turbidities greater than 40 units: Dilute the sample with one or more volumes of turbidity-free water until the turbidity drops below 40 units. The turbidity of the original sample is then calculated from the turbidity of the diluted sample and the dilution factor. 60 For example, if 5 volumes of water without turbidity were added to 1 volume of sample, and the diluted sample showed a turbidity of 30 units, then the turbidity of the original sample was 180 units.
Для цієї роботи записується фактичне (не перераховане) значення каламутності, незалежно від того, вище воно, нижче або дорівнює 40.For this work, the actual (not listed) turbidity value is recorded, regardless of whether it is greater than, less than, or equal to 40.
Випробувані розчини/поверхнево оброблені силіказолі випробовуються на стійкість до соляного розчину за допомогою турбідиметрії.The tested solutions/surface-treated silicasols are tested for salt solution resistance by turbidimetry.
Калібрований турбідиметр Насі 2100 АМ використовується для вимірювання каламутності в одиницях МТ (нефелометричні одиниці каламутності).The Nasi 2100 AM calibrated turbidimeter is used to measure turbidity in MT units (nephelometric turbidity units).
Випробуваний розчин у кількості 3,0 г поміщають у стандартні пробірки для визначення каламутності об'ємом приблизно 30 мл.The tested solution in the amount of 3.0 g is placed in standard tubes for determining turbidity with a volume of approximately 30 ml.
Двадцять сім грамів (27 г) 1095 соляного розчину АРІ (8 мас. 95 Масі, 2 мас. 95 Сасіг») додають у пробірку й суміш перевертають три рази, щоб змішати випробуваний розчин і соляний розчин. Тому концентрації випробуваного розчину складають 10 мас. 95 у соляному розчині АРІ.Twenty-seven grams (27 g) of 1095 ARI salt solution (8 wt. 95 Mass, 2 wt. 95 Sasig”) is added to the test tube and the mixture is inverted three times to mix the test solution and the salt solution. Therefore, the concentration of the tested solution is 10 wt. 95 in saline solution of АРИ.
Пробірки зі зразками вставляють у турбідиметр, і відразу ж виконують первинне вимірювання каламутності, а потім вимірювання каламутності через 24 години.Sample tubes are inserted into the turbidimeter and an initial turbidity measurement is taken immediately, followed by a turbidity measurement after 24 hours.
Зміна каламутності більш ніж на 100 МТ зумовлює висновок, що золь силікатної кислоти не є стійким до соляного розчину. І навпаки, зміна каламутності менш ніж на 100 МТИ після впливу соляного розчину АРІ зумовлює висновок, що золь силікатної кислоти є стабільним під впливом соляного розчину.A change in turbidity of more than 100 MT leads to the conclusion that the sol of silicate acid is not resistant to salt solution. Conversely, the change in turbidity by less than 100 MTI after exposure to the ARI salt solution leads to the conclusion that the silicate acid sol is stable under the influence of the salt solution.
Метод динамічного розсіювання світлаMethod of dynamic light scattering
Чи є частинки діоксиду кремнію у водному золі силікатної кислоти диспергованими або коагульованими, може бути визначено шляхом вимірювання середнього діаметра частинок за допомогою динамічного розсіювання світла (середній діаметр частинок за ОІ 5) для частинок діоксиду кремнію золю силікатної кислоти в хімічному флюїді.Whether the silica particles in the aqueous silicate ash are dispersed or coagulated can be determined by measuring the average particle diameter using dynamic light scattering (OI 5 average particle diameter) for the silica sol particles in the chemical fluid.
Середній діаметр частинок за ФІ 5 являє собою середнє значення діаметра вторинних частинок (діаметр диспергованих частинок), і вважається, що середній діаметр частинок за і 5 у повністю диспергованому стані приблизно вдвічі більше середнього діаметра частинок (якийThe average diameter of particles according to FI 5 represents the average value of the diameter of secondary particles (diameter of dispersed particles), and it is believed that the average diameter of particles according to and 5 in a fully dispersed state is approximately twice the average diameter of particles (which
Зо являє собою середнє значення діаметра первинних частинок з точки зору діаметра питомої поверхні, отриманого шляхом вимірювання за допомогою адсорбції азоту (метод ВЕТ) або діаметра частинок Сірса. Потім можна визначити, що при збільшенні середнього діаметра частинок за 0І 5 частинки діоксиду кремнію у водному золі силікатної кислоти стають більш коагульованими.Zo is the average value of the diameter of the primary particles in terms of the diameter of the specific surface, obtained by measurement using nitrogen adsorption (BET method) or the diameter of the Sears particles. Then it can be determined that with an increase in the average diameter of the particles for 0I 5, the particles of silicon dioxide in the aqueous ash of silicate acid become more coagulated.
У разі, коли рідина для вилучення вуглеводнів, яка містить поверхнево-функціоналізовані наночастинки, має добру стійкість до високої температури й солі, середній діаметр частинок заIn the case when the liquid for hydrocarbon extraction, which contains surface-functionalized nanoparticles, has good resistance to high temperature and salt, the average diameter of the particles by
РІЗ після випробування на стійкість до високої температури й солі майже такий самий, як середній діаметр частинок за 015 хімічного флюїду. Наприклад, якщо співвідношення середнього діаметра частинок за 0І 5 після випробування на стійкість до високої температури й солі до середнього діаметра частинок за 0І 5 рідини для вилучення вуглеводнів, яке містить поверхнево-функціоналізовані наночастинки, становить 1,1 або менше, це показує, що рідина для вилучення вуглеводнів, яка містить поверхнево-функціоналізовані наночастинки, після випробування на стійкість до високої температури й солі зберігає такий же стан дисперсії, що й рідина для вилучення вуглеводнів, яка містить поверхнево-функціоналізовані наночастинки.The RAZ after the high temperature and salt resistance test is almost the same as the average particle diameter for 015 chemical fluid. For example, if the ratio of the average particle diameter at 0I5 after the high temperature and salt resistance test to the average particle diameter at 0I5 of a hydrocarbon recovery fluid containing surface-functionalized nanoparticles is 1.1 or less, this indicates that the fluid for hydrocarbon recovery containing surface-functionalized nanoparticles, after the high temperature and salt resistance test, retains the same dispersion state as the hydrocarbon recovery fluid containing surface-functionalized nanoparticles.
Однак, коли стійкість до високої температури й солі рідини для вилучення вуглеводнів, яка містить поверхнево-функціоналізовані наночастинки, є низькою, діаметр частинок за і 5 після випробування на стійкість до високої температури й солі набагато більший, демонструючи, що рідина для вилучення вуглеводнів, яка містить поверхнево-функціоналізовані наночастинки, знаходиться в коагульованому стані.However, when the high temperature and salt resistance of the hydrocarbon recovery fluid containing surface-functionalized nanoparticles is low, the diameter of the particles at and 5 after the high temperature and salt resistance test is much larger, demonstrating that the hydrocarbon recovery fluid that contains surface-functionalized nanoparticles, is in a coagulated state.
Для рідини для вилучення вуглеводнів, яка містить поверхнево-функціоналізовані наночастинки, якщо співвідношення середнього діаметра частинок за 0 5 після випробування на стійкість до високої температури й солі до середнього діаметра частинок за 0 5 рідини для вилучення вуглеводнів, яка містить поверхнево-функціоналізовані наночастинки, становить 1,5 або менше (коефіцієнт зміни середнього діаметра частинок становить 50 95 або менше), можна зробити висновок, що стійкість до високої температури й солі добра. Якщо співвідношення середнього діаметра частинок за 0І 5 після випробування на стійкість до високої температури й солі до середнього діаметра частинок за І 5 рідини для вилучення вуглеводнів, яка містить поверхнево-функціоналізовані наночастинки, становить 1,1 або менше (коефіцієнт зміни середнього діаметра частинок становить 10 95 або менше), деградації золю силікатної кислоти не відбувається й можна зробити висновок, що стійкість до високої температури й солі дуже добра.For a hydrocarbon recovery fluid that contains surface-functionalized nanoparticles, if the ratio of the average particle diameter in 0 5 after the high temperature and salt resistance test to the average particle diameter in 0 5 of the hydrocarbon recovery fluid that contains surface-functionalized nanoparticles is 1.5 or less (the coefficient of change of the average particle diameter is 50 95 or less), it can be concluded that the resistance to high temperature and salt is good. If the ratio of the average particle diameter of 0I 5 after the high temperature and salt resistance test to the average particle diameter of I 5 of the hydrocarbon recovery fluid containing surface-functionalized nanoparticles is 1.1 or less (the coefficient of variation of the average particle diameter is 10 95 or less), there is no degradation of the silicic acid sol and it can be concluded that the resistance to high temperature and salt is very good.
Після численних випробувань пропонованих стійких до соляного розчину золів силікатної кислоти було виявлено, що стійкість до соляного розчину водного колоїдного діоксиду кремнію може бути поліпшена в порівнянні з необробленим колоїдним діоксидом кремнію шляхом додавання певних типів обробки поверхні органічними сполуками. Існує багато різних типів обробок поверхні органічними сполуками, які можна використовувати. Нижче наведено таблиці, у яких демонструються рецептури для багатьох прийнятних видів поверхнево обробленого колоїдного діоксиду кремнію. Такі стійкі до соляного розчину золі силікатної кислоти також відомі як "поверхнево-функціоналізований" колоїдний діоксид кремнію.After extensive testing of the proposed brine-resistant silicate sols, it was found that the brine resistance of aqueous colloidal silica can be improved over untreated colloidal silica by adding certain types of surface treatment with organic compounds. There are many different types of organic surface treatments that can be used. Below are tables showing formulations for many acceptable types of surface-treated colloidal silica. Such salt-resistant silicate sols are also known as "surface-functionalized" colloidal silicon dioxide.
У наведених нижче можливих прикладах кожен інгредієнт, який використовується для створення поверхнево обробленого колоїдного діоксиду кремнію, вимірюється в частинах інгредієнту на 100 частин поверхнево обробленого колоїдного діоксиду кремнію.In the following possible examples, each ingredient used to create the surface-treated colloidal silicon dioxide is measured in parts of the ingredient per 100 parts of the surface-treated colloidal silicon dioxide.
ЗТ-025 і 5Т-320 є доступними на ринку формами колоїдного діоксиду кремнію від компаніїZT-025 and 5T-320 are commercially available forms of colloidal silicon dioxide from the company
Міввап Спетіса! Атегіса Согрогайоп, що розташована за адресою 10333 Вісйтопіа Амепие, зЗийе 1100 Ноизвіоп, ТХ 77042, або від компанії Мізвап Спетіса! Согрогаййоп, що розташована за адресою 5-1, Міпоправні 2-Споте, Спио-Ки, ТокКуо 103-6119, дарап (Японія). 11111111 Прилади»ь г | 1 | 2 | з | 4 | 5 | 6 0000000 нфедієнтиуГ///СЇ7111111111111111111СMivvap Spetis! Ategisa Sogrogayop, located at 10333 Vistopia Amepie, zZiye 1100 Noizviop, TX 77042, or from Mizwap Spetisa! Sogrogaiyop, located at 5-1, Mipowrni 2-Spote, Spio-Ki, TokKuo 103-6119, Darap (Japan). 11111111 Devices g | 1 | 2 | with | 4 | 5 | 6 0000000 nfedientiuH///СЇ7111111111111111111С
З-(Триетоксисиліл)пропіл бурштиновий ангідрид | 29 | / | | 79 | 19 фотееетнвоюннн | Ге! 101 1 ретан , (Силан, триметокси|З-(оксиранілметокси)пропл| | | /29/| !C-(Triethoxysilyl)propyl succinic anhydride 29 | / | | 79 | 19 foteeetnvoynnn | Gee! 101 1 rethan, (Silan, trimethoxy|3-(oxyranylmethoxy)propl| | | /29/| !
З-Уреїдопропілтриетоксисилан.//-/:/ ЇЇ Ї1177ї1771171171 12910 ЇЇ 2-(3,4-Епоксициклогексил)етилтриметоксисилан | | / / |! 1їZ-Ureidopropyltriethoxysilane.//-/:/ ІІ І1177і1771171171 12910 ІІ 2-(3,4-Epoxycyclohexyl)ethyltrimethoxysilane | | / / |! 1st
З-(Триметоксисилілупропілметакрлат.у///-/:/ | |! (ЇЇ ЇЇ 1 11111111 Приклади» | 7 | 8 | 9 | то | п | 12 | 5 00000000 нредієнтиїГ/////11СЇ11111 (Гексаметилдисилоксан.//:/:// 111 111111 1 (Гексаметилдисилазан.//:/ 7777/1111 ЇЇ 1 1 (Триметоксиметилсилан././:/ 7/1... 11 111 Її 1 (Триметоксифенілсилан././:/ 777777 ЇЇ 11111 ЇЇ 1З-(Trimethoxysilylpropyl methacrylate.y///-/:/ | |! (HERE HER 1 11111111 Examples» | 7 | 8 | 9 | to | p | 12 | 5 00000000 nredientiiG/////11СЙ11111 (Hexamethyldisiloxane.// :/:// 111 111111 1 (Hexamethyldisilazane.//:/ 7777/1111 HER 1 1 (Trimethoxymethylsilane././:/ 7/1... 11 111 Her 1 (Trimethoxyphenylsilane././:/ 777777 HER 11111 Her 1
Вінілтриметоксисилан.//////777777777711111111111111 1111111 111 1 3З-(М,.М-Диметиламінопропілутриметоксисилаян.../:/ | | / | / /1їVinyltrimethoxysilane.//////777777777711111111111111 1111111 111 1 3Z-(M,.M-Dimethylaminopropyltrimethoxysilane.../:/ | | / | / /1st
З-(Дієтиламіно)пропілтриметоксисилан../-/:/ ЇЇ 11111111C-(Diethylamino)propyltrimethoxysilane../-/:/ HER 11111111
00000000 нфедієнтиїГ////СЇ7111111С (Триметокси(октадецилисилан../:/ | 11 1 111111 ЇЇ00000000 nfedientiiG////СЙ7111111С (Trimethoxy(octadecylsilane../:/ | 11 1 111111
Озобутилтриметоксисилан././://.////:/ | 111 1171 17171 71 (Гексилтриметоксисилан.//./:////////// ЇЇ... ЇЇ... 111 1 Її 71Ozobutyltrimethoxysilane././://.////:/ | 111 1171 17171 71 (Hexyltrimethoxysilane.//./////////// HER... HER... 111 1 HER 71
Децилтриметоксисилан.//:////:////:/;ОНОЇ. ЇЇ 111 Її 1Decyltrimethoxysilane.//:////////:/; HER 111 HER 1
Озооктилтриметоксисилан./////7777771 ЇЇ 1111111 1 1 (Гексадецилтриметоксисилан././:/// ЇЇ Її Її 111 ЇїOzooctyltrimethoxysilane./////7777771 HER 1111111 1 1 (Hexadecyltrimethoxysilane././:/// HER Her Her 111 Her
Пропілтриметоксисилан././:/ 7 ЇЇ 11 117111 117 1Propyltrimethoxysilane././:/ 7 HER 11 117111 117 1
Октилтриетоксисилан.//://777777711Ї1Ї111 11111111 00000000 нфбедієвтиї/////СЇ711111С 8-О25 г (Р | 70 | 80 | 75 | 72 | 76 | 76 | 76 | 76 | 76Octyltriethoxysilane.////777777711Ї1Ї111 11111111 00000000 nfbedievtii/////СЇ711111С 8-О25 g (Р | 70 | 80 | 75 | 72 | 76 | 76 | 76 | 76 | 76
Пропіленглколь. г. 113 8 | 10 | 12 | 10 | ло | ло | о | то зд и гаї | 1111 ангідрид 'Propylene glycol. g. 113 8 | 10 | 12 | 10 | lo | lo | about | then zd i gai | 1111 anhydride '
З-(«Триетоксисилілпропіл)-О- полетиленокидуртан0000100029| 0001919 01919019C-("Triethoxysilylpropyl)-O-polyethylenequidurtan0000100029| 0001919 01919019
Сокира 01113911 (оксиранілметокси)пропіл| "Ax 01113911 (oxyranylmethoxy)propyl| "
З-Уреїдопропілтриеєтоксисилан.../:/ | | | 1291Z-Ureidopropyltriethoxysilane.../:/ | | | 1291
БКсі чені ННЯ НОВО ВОНО НОЯ НОЯ ОТО НОЯ НОЯ НОЯ М етилтриметоксисиланBKsi chenie NNYA NEW IT NOYA NOYA OTO NOYA NOYA NOYA M ethyltrimethoxysilane
З-(Триметоксисиліл)пропілметакрілатї/ | | | | / /|1ї/ |! (Гексаметилддисилоксан.///:/:/:///// ЇЇ. 11111171 111 1 (Гексаметилддисилазан.//./:/ (ЇЇ ЇЇ 1 1 1 ЇЇ 117 1 (Триметоксиметилеилан././:/ ЇЇ. 11111111 00000000 недієнтиїГ/////77СЇ111111111С (Триметоксифенілсилан././:/ 7777777 111 1 ЇЇ ЇЇ 1C-(Trimethoxysilyl)propyl methacrylate/ | | | | / /|1st/ |! (Hexamethylddisiloxane.///:/:/://// HER. 11111171 111 1 (Hexamethylddisilazane.//./:/ (HERE HER 1 1 1 HER 117 1 (Trimethoxymethyleylane././:/ HER. 11111111 00000000 nedientiiG/////77СЇ111111111С (Trimethoxyphenylsilane././:/ 7777777 111 1 ІІ ІІ 1
Вінілтриметоксисилан.о///////7777777711111111111111 1111 ЇЇ ЇЇ 1 3-(М,.М-Диметиламінопропілу-триметоксисилан.../-/ | | /1/ ї/ їЇVinyltrimethoxysilane.o///////7777777711111111111111 1111 ІІ ІІ 1 3-(M,.M-Dimethylaminopropyl-trimethoxysilane.../-/ | | /1/ і/ іІ
З-(Дієтиламіно)пропілтриметоксисилан...:/ | ЇЇ Її 1 ЇЇ (Триметокси-октадецилусилан../-/:/:::////- || ЇЇ Її Її 111 її зобутилтриметоксисилан. |... ЇЇ (Гексил-триметоксисилан././/777771111111 11111111C-(Diethylamino)propyltrimethoxysilane...:/ | HER Her 1 HER (Trimethoxy-octadecylsilan../-/:/:::////- || HER Her Her 111 her Zobutyltrimethoxysilane. |... HER (Hexyl-trimethoxysilane././/777771111111 11111111
00000000 нфедієнтиїГ/////777771СЇ1111111111111111С00000000 nfedientiiG/////777771СЇ1111111111111111С
Децил-триметоксисилан.////7777777111111111111111 1 11111111Decyl-trimethoxysilane.////7777777111111111111111 1 11111111
Озооктил-триметоксисилан.///777711111111111111Ї1111111 1111 (Гексадецил-триметоксисилан.//:/://////777777. Її 111 ЇЇOzooctyl-trimethoxysilane.///777711111111111111Ї1111111 1111 (Hexadecyl-trimethoxysilane.//://////777777. Her 111 Her
Пропіл-триметоксисилан.//://1111111 Її 1111111Propyl-trimethoxysilane.//://1111111 Her 1111111
Октил-триетоксисилан.о/////7777777111111111111111111111Ї1111Ї111Ї111 1 00000000 нфедієнтиї///// ЇЇ 77711111 585-025 г 17617670 |80 | 76 | 76 | 76 | 76 | 76Octyl-triethoxysilane.o/////7777777111111111111111111111Ї1111Ї111Ї111 1 00000000 nfedientii///// HER 77711111 585-025 g 17617670 |80 | 76 | 76 | 76 | 76 | 76
Деїнізованавода.д 110 | 9 (бли пли утім рт утDeinized water.d 110 | 9 (bly pli tim rt ut
Пропіленглколь г 111 121 | 11 | 6 10 | ло | ло | о у тоPropylene glycol g 111 121 | 11 | 6 10 | lo | lo | oh in that
Р ін Я НИ НИ НО НИ НА МАН НА НА ангідрид ' полістиюнокидуєтан 00102911 полієтиленоксид уретан "Polystyrene anhydride Polyethylene oxide urethane
Силан, триметокси|3-Silane, trimethoxy|3-
Сокира рої 00100129) 019 01919 9) теSwarm ax 00100129) 019 01919 9) te
З-Уреїдопропілтриеєтоксисилан.../:/ | | | 1291 | | | /Г тире 1 1 етилтриметоксисиланZ-Ureidopropyltriethoxysilane.../:/ | | | 1291 | | | /H dash 1 1 ethyltrimethoxysilane
З-(Триметоксисиліл)пропілметакрлат | | | | / 1/1! |! (Гексаметилддисилоксан.////:/://.// Її. ЇЇ Її Ї11 111 1 (Гексаметилддисилазан.././:/ (| | | | / | | / 11 (Триметоксиметиллилан.././:/ ЇЇ 1 ЇЇ 1 1 Її 11 0000000 нФбедієнтиф ГуC-(Trimethoxysilyl)propyl methacrylate | | | | / 1/1! |! (Hexamethylddisiloxane.////:/://.// Her. Her Her Her Her.11 111 1 (Hexamethylddisilazane.././:/ (| | | | / | | / 11 (Trimethoxymethyllylan.././:/ HER 1 HER 1 1 Her 11 0000000 nFbedientif Gu
Силан, триметокси|3- (Триметоксифенілсилан./././:/ 1/1 Ї1117111111Ї111Г11Г111їгSilane, trimethoxy|3- (Trimethoxyphenylsilane./././:/ 1/1 Y1117111111Й111Г11Г111йг
Вінілтвиметоксисилан.//////77777777111111 11111111Vinyldimethoxysilane.//////77777777111111 11111111
ЕКО сіна ННЯ НОЯ НОЯ КЕСТНЯ КОНЯ ННЯ КОНЯ НОЯ триметоксисиланECO hay NNYA NOYA NOYA HORSE HORSE NNYA HORSE NOYA trimethoxysilane
З-(Дієтиламіно)пропілтриметоксисилан.ї | | / | ЇЇ ЇЇ (Триметокси(октадецилусилан././:/.//777/Ї771171711111 11111111 ЇЇC-(Diethylamino)propyltrimethoxysilane | / | HER HER (Trimethoxy(octadecylsilan././:/.//777/Ї771171711111 11111111 HER
Озобутилтриметоксисилан.////ї1777 ЇЇ Ї111111 г (Гексилтриметоксисилан.////77777771711Ї11111Ї11Ї1111 1Ozobutyltrimethoxysilane.////й1777 ЙЙ Й111111 g (Hexyltrimethoxysilane.////77777771711Й11111Й11Й1111 1
11111111 Приклади-».77777777777777 | 59 | 60 | 61 | 62 | 63 00000000 нфедієнтиїГ/////777771СЇ1111111111111111С11111111 Examples-".77777777777777 | 59 | 60 | 61 | 62 | 63 00000000 nfedientiiG/////777771СЇ1111111111111111С
Силан, триметокси|3-(оксиранілметокси)пропіліSilane, trimethoxy|3-(oxiranylmethoxy)propyl
Децилтриметоксисилан.о//:/://777777111111111 1 111 Ї1Ї11 1Decyltrimethoxysilane.о//:/://777777111111111 1 111 Ї1Ї11 1
Озооктилтриметоксисилан.////7777771111111111111 11111111 Її (Гексадецилтриметоксисилан./://////77777777 Її 111 ЇЇOzooctyltrimethoxysilane.////7777771111111111111 11111111 Her (Hexadecyltrimethoxysilane.///////77777777 Her 111 Her
Пропілтриметоксисилан.////11111111111111 11111111 1Propyltrimethoxysilane.////11111111111111 11111111 1
Октилтриетоксисилан.о////777777711111111111111111111Ї1111Ї111Ї111 1Octyltriethoxysilane.o////777777711111111111111111111Ї1111Ї111Ї111 1
Прикладди-» | 64| 65166 | 67 | 68 | 69 | 70 | 71 | 72 | 73 00000 нфедієнтиуГ//////177711 суштиновийянидвид 0010111 бурштиновий ангідрид " полстиленоксидуретн 00291111 поліетиленоксид уретан " " осиранлметоксипро 11129111 (оксиранілметокси)пропіл| "Apply-» | 64| 65166 | 67 | 68 | 69 | 70 | 71 | 72 | 73 00000 nfedientiuH//////177711 essential anion species 0010111 succinic anhydride " polystyrene oxide urethane 00291111 polyethylene oxide urethane " " oxyranylmethoxypro 11129111 (oxyranylmethoxy)propyl| "
З-Уреїдопропілтриетоксисилян.д | | | |29119 19119119 19 19 пес. 131 1111 етилтриметоксисилан маля 11111111 метакрілат (Гексаметилддисилоксан.////:/:/://.Оої./ ЇЇ ЇЇ 11171111 її (Гексаметилддисилазан.././:/ / | | | | | | /1їЇ її (Триметоксиметиллилан.././:/ | | | Ї ЇЇ Її ЇЇ 1/1 (Триметоксифенілсилан.././:/ / / | | Ї |! 1 1 | ЇЇ 1 11111 Приклади-» | 74 | 75 | 76 | 77 | 78 | 79 | во | в 0000 інФфедієнтиуїГ/////Ї 77771111Z-Ureidopropyltriethoxysilane.d | | | |29119 19119119 19 19 dog. 131 1111 ethyltrimethoxysilane malya 11111111 methacrylate (Hexamethylddisiloxane.////:/:/://.Оои./ ІІ ІІ 11171111 her (Hexamethylddisilazan.././:/ / | | | | | | /1іІ іІ (Trimethoxymethyllylan. /./:/ | 78 | 79 | in | in 0000 informationG/////Y 77771111
Вінілтриметоксисилян.і///// ЇЇ 1 ЇЇ 117ї111171Г111111Г1111гГ1 триметоилан 10011111 триметоксисиланVinyltrimethoxysilane.i///// ІІ 1 ІІ 117і111171Г111111Г1111гГ1 trimethoylane 10011111 trimethoxysilane
ЕЕ: НН НИ НОЯ ННЯ НОЯ КОНЯ НО НОЯ НОЯ пропілтриметоксисилан (Триметокси(октадецилисилан.ї | | / /1 | / /EE: NN NI NOYA NNYA NOYA KONYA NOYA NOYA NOYA NOYA Propyltrimethoxysilane (Trimethoxy(octadecylsilane.y | | / /1 | / /
Озобутилтриметоксисилан./..// | /! її її |/1ї/ ГГ (Гексилтриметоксисилан.//// | /! Її Її ЇЇOzobutyltrimethoxysilane./..// | /! her her |/1st/ GG (Hexyltrimethoxysilane.//// | /! Her Her HER
Децилтриметоксисилан.// | | її Її | / /1Decyltrimethoxysilane.// | | her Her | / /1
Озооктилтриметоксисилан.//// | ЇЇ 71717171 111 (Гексадецилтриметоксисилан./ | | / / | / ЇїOzooctyltrimethoxysilane.//// | HER 71717171 111 (Hexadecyltrimethoxysilane./ | | / / | / Her
Пропілтриметоксисилан./././-/ | / її її ЇЇ ЇЇ ГГPropyltrimethoxysilane./././-/ | / her her HER HER HH
Октилтривтоксисилан.///:/:/ ЇЇ 117ї11111111111Ї111Octyltrivthoxysilane.///:/:/ ІІ 117і11111111111І111
11111111 нтредієєтиї.ї//////7777777777771111111Ї111111111111111 (Гексадецилтриметоксисилан./-/://:/: ОСС: /4и4ни////77777777777777777771111 111111111111 ntredieetii.і//////7777777777771111111І1111111111111111 (Hexadecyltrimethoxysilane./-/://:/: ОСС: /4і4ny////77777777777777777771111 1111
Пропілтриметоксисилан.ї//-/(111111111111111111111111Г11111т гPropyltrimethoxysilane
Октилтривтоксисилан./-/-/:///ССССССС771111111111111111111111111111111111Ї1111111Ї11 77111111 Приклади» --::.:..р/р///////СД| 85 | 86 | 87 | 88 | 89 11111111 пнбедієнтиїї/////1Ї111111111111111111Octyltrivthoxysilane./-/-/:///СССССССС771111111111111111111111111111111111Ї1111111Ї11 77111111 Examples» --::.:..р/р///////СД| 85 | 86 | 87 | 88 | 89 11111111 pnbedientii/////1Ї111111111111111111
З-(Триетоксисиліл)пропіл бурштиновий ангідрид.д///-/ | 29 | | / | 19C-(Triethoxysilyl)propyl succinic anhydride.d///-/ | 29 | | / | 19
ОМ-(Триетоксисилілпропіл)-О-поліеєтиленоксидуретан.ї | /|29/OM-(Triethoxysilylpropyl)-O-polyethylene oxide urethane /|29/
Силан, триметокси|3-(оксиранілметокси)пропіл| нини рРІ ІSilane, trimethoxy|3-(oxiranylmethoxy)propyl| now rRI I
З-Уреїдопропілтриетоксисилан.:.:/ ЇЇ С11111711298|100 2-3,4-Епоксициклогексил)етилтриметоксисилян.:/ | | / / | 1Z-Ureidopropyltriethoxysilane.:.:/ HER С11111711298|100 2-3,4-Epoxycyclohexyl)ethyltrimethoxysilane.:/ | | / / | 1
З-(Триметоксисиліл)пропілметакрілат.у/:-./:/ ЇЇ 1 Її її (Гексаметилддисилоксан.//./:/ ее: |.C-(Trimethoxysilyl)propyl methacrylate.u/:-./:/ ЕІІ ІІ ІІ ІІ (Hexamethylddisiloxane.//./:/ ee: |.
Гексаметилддисилазан.ї//-/:/ 77771111 11111111 Приклади» 90 | 91 | 92 11111111 нтредієєтиї.ї//////7777777777771111111Ї111111111111111Hexamethylddisilazane//-/:/ 77771111 11111111 Examples» 90 | 91 | 92 11111112
З-(Триметоксисиліл)пропіл метакрілатГ/:/:/://..С 77777777 11111111 (Гексаметилддисилоксан.//:////111111111111111111111111111Г11111т г (Гексаметилддисилазан.//-/://(/ 77777711 11 1 Приклади» ///-...рюЮюЮ/-/ | 93 | 94 | 95 | 96 | 97 | 98 | 99 0000 нбедієєтиї///// ЇЇ (Триметоксиметилсилан././././:/ 1.11. 11111111 (Триметоксифенілсилан.//./:/ 17711711. 11111111C-(Trimethoxysilyl)propyl methacrylateG/:/:/://..С 77777777 11111111 (Hexamethylddisilazane.//://///1111111111111111111111111111Г11111t g (Hexamethylddisilazane.//-/://(/ 77777711 11 1 Examples" / //-...ryuYuYu/-/ | 93 | 94 | 95 | 96 | 97 | 98 | 99 0000 nbedieetii///// HER (Trimethoxymethylsilane././././:/ 1.11. 11111111 (Trimethoxyphenylsilane. //./:/ 17711711. 11111111
Вінлтриметоксисилан.о/////77777777777717Ї11111111 11111111Vinyltrimethoxysilane.o/////77777777777717Ї11111111 11111111
00000000 нбедієєти..//////77777777171711111111111111111111сСсС (Гексилтриметоксисилан.//:////77777777111 1117117100000000 nbedieets..//////77777777171711111111111111111111сСсС (Hexyltrimethoxysilane.//://///77777777111 11171171
Децилтриметоксисилан.//:////-//./-:е;6Б// її / |. 1. 101171 1 зооктилтриметоксисилан./:///-6//-;8/ 0. ЇЇ... 1. 11. 1171171 (Гексадецилтриметоксисилан./-/://///1717177 10111111 11Decyltrimethoxysilane.//://///-//./-:e;6B// her / |. 1. 101171 1 zooctyltrimethoxysilane./:///-6//-;8/ 0. HER... 1. 11. 1171171 (Hexadecyltrimethoxysilane./-/://////1717177 10111111 11
Пропілтриметоксисилан.//./:///////-/ї177.. 10117111Propyltrimethoxysilane.//./:///////-/и177.. 10117111
Октилтриетоксисилан./://7777777711111111111111111Ї1111 1 00000000 нфедієстиї/////7/1771111111111111111111111сСсСOctyltriethoxysilane./://7777777711111111111111111Ї1111 1 00000000 nfediestia/////7/1771111111111111111111111сСсС
Етиленгліоль./-//гг777777777711111111111 11 8 112 | ло | ло | ло | ло | то зд | | 1111 ангідрид ' полієтиенонсидуретани 00006 8| 1010) поліетиленоксид уретанEthylene glycol./-//gg777777777711111111111 11 8 112 | lo | lo | lo | lo | then zd | | 1111 polyethienonsidurethane anhydride 00006 8| 1010) polyethylene oxide urethane
Ко МИ ЕС СУ НИ НИХ ПИ НО (оксиранілметокси)пропілCO WE ARE PY NO (oxiranylmethoxy)propyl
З-Уреїдопропілтриєтоксисилан.//-/:/ | 177 | 145/|145 епитриметенин 00001116 етилтриметоксисилан "Z-Ureidopropyltriethoxysilane.//-/:/ | 177 | 145/|145 epitrimethenin 00001116 ethyltrimethoxysilane "
З-(Триметоксисиліл)пропілметакрілатГ/ | / | / / (Гексаметилддисилоксан./:/://////1717171111111111Ї1111Ї1 1 00000111 нфедієнтиїГ/////777777171717111111111111111сС (Гексаметилдисилазан.//://111111 11111111 (Триметоксиметилсилан.//-/://////-ї. |. 1. 10011711 (Триметоксифенілсилан.//://////77777717ї11111 111111 1 13-(Trimethoxysilyl)propyl methacrylate / | / / (Hexamethylddisiloxane./://///1717171111111111Ї1111Ї1 1 00000111 nfedientiiG/////7777771717171111111111111111сС (Hexamethyldisilazane.////111111 11111111 (Trimethoxymethylsilane-/////-/ i. |. 1. 10011711 (Trimethoxyphenylsilane.//://////77777717і11111 111111 1 1
Вінілтриметоксисилан.//////777777777711111111111111 1111111 1 3-(М.М-Диметиламінопропілутриметоксисилан.. | | / /Vinyltrimethoxysilane.//////777777777711111111111111 1111111 1 3-(MM-Dimethylaminopropyltrimethoxysilane.. | | / /
З-(Дієтиламіно)пропілтриметоксисилан././:///....//// 1.0.1 1 | 1C-(Diethylamino)propyltrimethoxysilane././:///....//// 1.0.1 1 | 1
00000 нфедієнтиуГ//////177711100000 nfedientiuG//////1777111
М-(«Триетоксисилілпропіл)-О- (Триметокси(октадецилисилан..// | 1 1 2 ЇЇ Її ЇїM-("Triethoxysilylpropyl)-O-(Trimethoxy(octadecylsilane..// | 1 1 2 HER Her Her
Озобутилтриметоксисилан./////СЇ 1 Її (Гексилтриметоксисилан./////177771Ї11 111 11111111Ozobutyltrimethoxysilane./////СЇ 1 Her (Hexyltrimethoxysilane./////177771Ї11 111 11111111
Децилтриметоксисилан.//:///ї7 ЇЇ ЇЇ 1 1111111Decyltrimethoxysilane.
Озооктилтриметоксисилан.//////177771 ЇЇ Ї1111111 1111 (Гексадецилтриметоксисилан.///| ЇЇ Ї117Ї111ї111Ї11Г1їг1Ozooctyltrimethoxysilane.//////177771 ІІ І1111111 1111 (Hexadecyltrimethoxysilane.///| ІІ І117І111а111І11Г1аг1
Пропілтриметоксисилан./././:/ | ЇЇ Її 1111111Propyltrimethoxysilane./././:/ | HER Her 1111111
Октилтриетоксисилан.//:///17711Ї.1Ї11Ї11111Ї11111 1 00000 нфедієнтиуГ//////1777111 суштиновийандид 000 6|1|11 бурштиновий ангідрид " полієтиеносидуретян 0000111 поліетиленоксид уретан 'Octyltriethoxysilane./////17711Ї.1Ї11Ї11111Ї11111 1 00000 nfedientiuH//////1777111 essential anide 000 6|1|11 succinic anhydride "polyethienosidurethane 0000111 polyethylene oxide urethane"
Силан, триметокси|3-Silane, trimethoxy|3-
Сокира проліт 0068) те те) те) твAx flight 0068) te te) te) tv
З-Уреїдопропілтриетоксисилан. | |145| |145! тире 101 ре 011 01 етилтриметоксисилан " малят 1010 111 метакрілат ! (Гексаметилдисилоксан.////:/:/:/ ОЇ ЇЇ. Ї1Ї11171ї11111 11111 (Гексаметилдисилазан.///:/// 17/11 Ї11Ї1111111 1111111 00 інФфедієнти.їГ//СЇ11111Z-Ureidopropyltriethoxysilane. | |145| |145! dash 101 re 011 01 ethyltrimethoxysilane " maleate 1010 111 methacrylate ! (Hexamethyldisiloxane.////:/:/:/ ОЙ ЙЙ. Й1Й11171й11111 11111 (Hexamethyldisilazan.///:/// 17/11 Й11Й1111111 1111111 00 inF/іG/fedients /SI11111
Силан, триметокси|3- (Триметоксиметилеилан.//-/://:/:/ ОЇ 1. 11111111 (Триметоксифенілсилан./././:/ ЇЇ | 1 ЇЇ її Її їїSilane, trimethoxy|3- (Trimethoxymethyleilane.//-/://:/:/ ОЙ 1. 11111111 (Trimethoxyphenylsilane./././:/ ЖІ | 1 ІІ her Her her
Вінілтриметоксисилан.///////777777777711 ЇЇ 111 1111111Vinyltrimethoxysilane.///////777777777711 HER 111 1111111
ЕК сіна НН ННЯ КОНЯ СТО, НОЯ КОНЯ НОЯ триметоксисиланEC hay NN NNYA KONYA STO, NOYA KONYA NOYA trimethoxysilane
З-(Дієтиламіно)пропілтриметоксисилан.ї | | / / /11 Її (Триметокси(октадецилисилан../:/./ | ЇЇ Ї777177711171 11117111 1C-(Diethylamino)propyltrimethoxysilane | / / /11 Her (Trimethoxy(octadecylsilane../:/./ | Her Y777177711171 11117111 1
Озобутилтриметоксисилан.//////1СЇ1Ї11Ї11111Ї111111Ї1тOzobutyltrimethoxysilane.//////1СЇ1Ї11Ї11111Ї111111Ї1t
1111 нфедієнтиїїГ////1Ї!1111 nfedientiiG////1Й!
Силан, триметокси|3-(оксиранілметокси)пропіліSilane, trimethoxy|3-(oxiranylmethoxy)propyl
Гексилтриметоксисилан.//./:/ (7 Ї11 1711111Hexyltrimethoxysilane.//./:/ (7 Y11 1711111
Децилтриметоксисилан./././:/ (ЇЇ Ї11 ГГDecyltrimethoxysilane./././:/ (HERE 11 GH
Озооктилтриметоксисилан.//:///:// ЇЇ 111 111Ozooctyltrimethoxysilane
Гексадецилтриметоксисилан./.:/:/:/ ЇЇ 2 | ЇЇ 111 1 гHexadecyltrimethoxysilane./.:/:/:/ HER 2 | HER 111 1 g
Пропілтриметоксисилан./././:/ С Ї./Ї117Ї11117111111т гPropyltrimethoxysilane./././:/ С І./І117І11117111111t g
Октилтривтоксисилан.д//-/:/7Ї111Ї11171Ї11111111 1 0 андедієни.ЇГ///С1 зна || | 1 11 ангідрид І полвтленкидуюєтн 00010129 поліетиленоксид уретан ' (осиранілметонснюті 00111291 (оксиранілметокси)пропіл| "Octyltrivthoxysilane.d//-/:/7Ї111Ї11171Ї11111111 1 0 andediens.Ї///С1 zna || | 1 11 anhydride and half-oxygen dioxide 00010129 polyethylene oxide urethane (oxyranylmethones) 00111291 (oxyranylmethoxy)propyl|
З-Уреїдопропілтриетоксисилан./.:-:/ | | | | 29119119 | 15 сплтриметжєнтан 00001111 етилтриметоксисиланZ-Ureidopropyltriethoxysilane./.:-:/ | | | | 29119119 | 15 spltrimethygentan 00001111 ethyltrimethoxysilane
З-(Триметоксисиліл)упропілметакрілатГ: |. |! /!/ /! її 717C-(Trimethoxysilyl)upropyl methacrylateH: |. |! /!/ /! her 717
Гексаметилддисилоксан.//://(/177/Ї1Ї11171Ї11111111 1Hexamethylddisiloxane.//://(/177/Ї1Ї11171Ї11111111 1
Пнфведієнтиї С/ГPnfvedientii S/G
Гексаметилддисилазан././:/ /' б 11 / ї її оТриметоксиметилсилан.//./-:/ 1777/1171 17111111 о Триметоксифенілсилан./././:/ 17/17 111 11711111Hexamethylddisilazane././:/ /' b 11 / i her oTrimethoxymethylsilane.//./-:/ 1777/1171 17111111 o Trimethoxyphenylsilane./././:/ 17/17 111 11711111
Вінілтриметоксисилан./././://///177771711117Г111С17Ї111 ГГ приметкинльн00000011111 триметоксисиланVinyltrimethoxysilane./././://////177771711117Г111С17Ї111 ГГ primetkyln00000011111 trimethoxysilane
З-(Дієтиламіно)пропілтриметоксисилан. |! | Ї ГГ 1 її (Триметоксиоктадецил)усилан./.:/ / / | | ї/! / / 1C-(Diethylamino)propyltrimethoxysilane. |! | (Trimethoxyoctadecyl)sylan./.:/ / / | | i/! / / 1
00000000 нфбедієвтиї////// ЇЇ00000000 nfbedievtii////// HER
Озобутилтриметоксисилан.///.///. ЇЇ. 1 ЇЇ (Гексилтриметоксисилан.///71 ЇЇ. Ї1 11111111Ozobutyltrimethoxysilane.///.///. HER. 1 HER (Hexyltrimethoxysilane.///71 HER. HER1 11111111
Децилтриметоксисилан.//:// ЇЇ ЇЇ 1 11 Ї1Ї11їс1Decyltrimethoxysilane.///
Озооктилтриметоксисилан.//////// ЇЇ Ї1111111 1111 (Гексадецилтриметоксисилан.//:/// ЇЇ Ї117171711111 111 ЇїOzooctyltrimethoxysilane.//////// HER Y1111111 1111 (Hexadecyltrimethoxysilane.///// HER Y117171711111 111 Her
Пропілтриметоксисилан.//./:/ ЇЇ Її 1111111Propyltrimethoxysilane.//./:/ HER Her 1111111
Октилтриетоксисилан.//:/://7/ 11111111 1 11111111 Приклади-»/// | 169 | 170 | 171 | 172 | 173 | 174 | 175 111111 Обпис | інбредєнєстиїї/// | ЇЇ Її 1 ЇЇ ЇЇOctyltriethoxysilane.//:/://7/ 11111111 1 11111111 Examples-»/// | 169 | 170 | 171 | 172 | 173 | 174 | 175 111111 Census | inbreeding/// | HER Her 1 HER HER
Колоїдний діоксид кремнію 25 мас. Фо твердих речовин діоксиду кремнію, ЗІ-0-25 52,68 50 51 25 доступний від компаніїColloidal silicon dioxide 25 wt. Silica solids, ЗИ-0-25 52.68 50 51 25 available from the company
Мівзап Спетіса! АтегісаMeowzap of Spetis! Ategis
Лужний колоїдний діоксид кремнію від компанії Міввап Спетіса! | У172О 59,28 48 45.) 25Alkaline colloidal silicon dioxide from Mivvap Spetis company! | U172O 59.28 48 45.) 25
Сотрапу, Японія 71111111... |Денізованавода 1|36,05|27,97) 40 |41,5| 385) 43 | 35 11111111 |Пропіленліколь./:-|/ / // | | | /81|75Щ|85 11111111. |Етиленлікль./// | 8061985175 щ Силан, триметокси|3- 77717171. )|Загєалом | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | тобSotrapu, Japan 71111111... |Denizovanavoda 1|36.05|27.97) 40 |41.5| 385) 43 | 35 11111111 |Propylene Lycol./:-|/ / // | | | /81|75Ш|85 11111111. |Ethylene glycol./// | 8061985175 sh Silane, trimethoxy|3- 77717171. )|Zagealom | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | i.e
Стійкі до соляного розчину золі силікатної кислоти й рідини для вилучення вуглеводнів, які містять поверхнево-функціоналізовані наночастинки, при цьому поверхнево-функціоналізовані наночастинки являють собою стійкі до соляного розчину золі силікатної кислоти, можна знайти в заявці на патент США Мо 15/946,252; поданої 05 квітня 2018 року під назвою "Вгіпе НезівїапіBrine-resistant silicate sols and hydrocarbon recovery fluids that contain surface-functionalized nanoparticles, wherein the surface-functionalized nanoparticles are salt-resistant silicate sols, can be found in U.S. Patent Application Mo. 15/946,252; submitted on April 5, 2018 under the title "Vgipe Neziviapi
Зійса 5015"; заявці на патент США Мо 15/946338, поданої 05 квітня 2018 року під назвою "Нуйгосагроп Роптаййоп Тгєайтепі МісеМПаг Зоїшіопе"; заявці на патент США Мо 16/129,688; поданої 12 вересня 2018 року під назвою "Стиде ОїЇ Весомегу Спетіса! Рішцід5"; ця заявка заявляє про встановлення пріоритету за заявкою на патент Японії Мо УР 2017-175 511; і заявкою на патент США Мо 16/129,705; поданою 12 вересня 2018 року під назвою "Стиде ОЇ ВесомегуZiysa 5015"; US Patent Application Mo 15/946338 filed on Apr. 05, 2018 entitled "Nuygosagroup Roptaiyop Tgeaitepi MiseMPag Zoishiope"; US Patent Application Mo 16/129,688; filed on Sep. 12, 2018 entitled "Stide OiYI Vesomegu Spetisa! Rishcid5"; this application claims priority over Japanese patent application Mo UR 2017-175 511; and US patent application Mo 16/129,705; filed on September 12, 2018 under the title "Stide OY Wesomegu
Спнетіса! Ріша"; ця заявка заявляє про встановлення пріоритету за заявкою на патент Японії МоSpnetisa! Risha"; this application claims priority over Japanese patent application Mo
УР 2017-175511; причому всі заявки на патенти США включені в цей документ шляхом посилання в повному обсязі.UR 2017-175511; and all US patent applications are incorporated herein by reference in their entirety.
При виборі/використанні флюїду, яке буде використовуватися для обробки нафтової й/або газової свердловини, важливо, щоб Флюїд мав правильну комбінацію добавок і компонентів для досягнення необхідних характеристик конкретного кінцевого застосування. Основним завданням серед багатьох аспектів обробки вуглеводневого пласта є оптимізація вилучення нафти й/або газу з пласта. Однак частково тому, що флюїди, які використовуються під час експлуатації нафтової й/або газової свердловини, часто використовуються для одночасного виконання ряду завдань, досягнення необхідних оптимальних характеристик рідини для вилучення вуглеводнів, яка містить поверхнево-функціоналізовані наночастинки, завжди є складним завданням.When selecting/using a fluid to be used to treat an oil and/or gas well, it is important that the fluid has the correct combination of additives and components to achieve the required characteristics of the particular end application. The main task among the many aspects of hydrocarbon reservoir processing is to optimize the extraction of oil and/or gas from the reservoir. However, in part because the fluids used in oil and/or gas well operations are often used to perform a number of tasks simultaneously, achieving the required optimal performance of a hydrocarbon recovery fluid that contains surface-functionalized nanoparticles is always a challenge.
Додаткові доступні в продажу композиції, які підходять для рідини для вилучення вуглеводнів, включають лінію продуктів папоАсіїме НВТ, доступну від компанії Мізвап СпетісаїAdditional commercially available compositions suitable for hydrocarbon recovery fluids include the papoAsiime NVT product line available from Mizwap Spetisai
Атетіса Согрогайоп, що розташована за адресою 10333 Вісптопа Амепиє, Зийе 1100 Ноивюп,Atetisa Sogrogayop, located at 10333 Vistopa Amepije, Ziye 1100 Neuwiup,
ТХ 77042. Ці продукти, в тому числі експериментальні продукти, які в цей час проходять випробування, використовують нанорозмірні частинки в колоїдній дисперсії, яка дозволяє рідині працювати, викликаючи механізм дифузії, що приводиться в дію броунівським рухом, відомий як розклинюючий тиск, для забезпечення тривалої ефективності у вилученні вуглеводнів у звичайних і нетрадиційних пластах.TX 77042. These products, including experimental products currently being tested, use nano-sized particles in a colloidal dispersion that allows the liquid to work by inducing a Brownian motion-driven diffusion mechanism known as wedging pressure to provide long-lasting efficiency in the extraction of hydrocarbons in conventional and unconventional reservoirs.
Доступні на даний момент у продажу продукти папоАсіїмеННАТ включають, серед іншого: а. НАТ ВІО/2 - екологічно нешкідливий варіант; р. ОЕ5 СОВЕ РЕНО - варіант, що містить поглинач сірчистого нафтового газу для зменшення корозії металевих труб через Нг5; с. НАТ-78 - варіант, розроблений для високих температур; а. СРО-60 - варіант, що містить поверхнево-активну речовину гідроксисультаїн; е. СРО-37 - оригінальний варіант, який реалізовувався від самого початку;PapoAsiimeNNAT products currently available for sale include, among others: a. NAT VIO/2 - ecologically harmless option; r. OE5 SOVE RENO - a variant containing an absorber of sulfurous petroleum gas to reduce corrosion of metal pipes due to Hg5; with. NAT-78 - a variant designed for high temperatures; and. СРО-60 - a variant containing the surfactant hydroxysultain; e. SRO-37 - the original version, which was implemented from the very beginning;
І. НАТ-53 - економічний, високоефективний комерційний продукт; 9. НАТ-53 С - інший варіант НАТ-53С з більш розведеною композицією.I. NAT-53 - economical, highly efficient commercial product; 9. NAT-53C is another variant of NAT-53C with a more diluted composition.
Додаткові рідини для вилучення вуглеводнів, які містять функціоналізовані суміші колоїдного діоксиду кремнію, що підходять для цього винаходу, включають хімічний розчин для вилучення сирої нафти, який характеризується чудовою стійкістю до високих температур і солі, що відрізняється тим, що містить сполуку силану, водний золь силікатної кислоти, що має середній розмір частинок приблизно від З нм до 200 нм.Additional hydrocarbon recovery fluids containing functionalized colloidal silica mixtures suitable for the present invention include a crude oil recovery chemical solution characterized by excellent high temperature and salt resistance, characterized by the presence of a silane compound, an aqueous silicate acid having an average particle size of approximately 3 nm to 200 nm.
В одному варіанті втілення рідини для вилучення вуглеводнів, яка містить поверхнево- функціоналізовані наночастинки, водний золь силікатної кислоти містить частинки діоксиду кремнію, у яких принаймні частина сполуки силану зв'язана з поверхнею принаймні частини частинок силікатної кислоти в золі.In one embodiment of the hydrocarbon recovery fluid that contains surface-functionalized nanoparticles, the aqueous silicic acid sol contains silica particles in which at least a portion of the silane compound is bound to the surface of at least a portion of the silicic acid particles in the sol.
В іншому варіанті втілення рідини для вилучення вуглеводнів, яка містить поверхнево- функціоналізовані наночастинки, сполука силану являє собою принаймні одну сполуку, вибрану з групи, що складається з силанового зв'язуючого агенту, який має принаймні одну органічну функціональну групу, вибрану з групи, що складається з вінільної групи, етерної групи, епоксидної групи, стерильної групи, метакрильної групи акрильної групи, аміногрупи й ізоціануратної групи, алкоксисиланової групи, силазанової групи й силоксанової групи.In another embodiment of a hydrocarbon recovery fluid that contains surface-functionalized nanoparticles, the silane compound is at least one compound selected from the group consisting of a silane coupling agent having at least one organic functional group selected from the group consisting of consists of a vinyl group, an ether group, an epoxy group, a sterile group, a methacrylic group, an acrylic group, an amino group, and an isocyanurate group, an alkoxysilane group, a silazane group, and a siloxane group.
Зо В іншому варіанті втілення рідини для вилучення вуглеводнів, яка містить поверхнево- функціоналізовані наночастинки, водний золь силікатної кислоти присутній у кількості від приблизно 0,1 мас. 95 до приблизно 20 мас. 95 у розрахунку на загальну масу хімічного розчину для вилучення сирої нафти в перерахунку на вміст твердої речовини діоксиду кремнію.Zo In another variant of the embodiment of the liquid for the extraction of hydrocarbons, which contains surface-functionalized nanoparticles, the aqueous sol of silicate acid is present in an amount of about 0.1 wt. 95 to about 20 wt. 95 in the calculation of the total weight of the chemical solution for the extraction of crude oil in terms of the solid content of silicon dioxide.
В іншому варіанті втілення рідини для вилучення вуглеводнів, яка містить поверхнево- функціоналізовані наночастинки, сполука силану присутня в співвідношенні від 0,1 до 3,0 сполуки силану в розрахунку на масу твердої речовини діоксиду кремнію у водному золі силікатної кислоти.In another embodiment of a hydrocarbon recovery fluid that contains surface-functionalized nanoparticles, the silane compound is present in a ratio of 0.1 to 3.0 silane compound per mass of silicon dioxide solids in the aqueous silicic acid ash.
В іншому варіанті втілення рідини для вилучення вуглеводнів, яка містить поверхнево- функціоналізовані наночастинки, поверхнево-активні речовини присутні в кількості від приблизно 2 мас. 95 до приблизно 50 мас. 95 в розрахунку на загальну масу хімічного розчину для вилучення сирої нафти.In another variant of the embodiment of a liquid for the extraction of hydrocarbons, which contains surface-functionalized nanoparticles, surface-active substances are present in an amount of about 2 wt. 95 to about 50 wt. 95 based on the total weight of the chemical solution for the extraction of crude oil.
Додаткові рідини для вилучення вуглеводнів, які містять поверхнево-функціоналізовані суміші колоїдного діоксиду кремнію, що підходять для цього винаходу, включають міцелярно- дисперсійну рідину, яка містить: (а) нафтову фазу на основі терпену, яка містить менше ніж приблизно 20,0 мас. бо а- лімонену; (Б) одну або декілька поверхнево-активних речовин (ПАР), вибраних із групи, що складається з аніонних ПАР, катіонних ПАР, неіонних ПАР їі амфотерних ПАР; (с) спирт, вибраний із групи, що складається з Сі-Св спиртів, такий як, серед іншого, етиленгліколь і ізопропанол; (а) спиртовий співрозчинник, такий як, серед іншого, етилгексилові спирти; (є) воду; і () функціоналізований водний колоїдний діоксид кремнію, який повинен являти собою стійкий до соляного розчину поверхнево-функціоналізований колоїдний діоксид кремнію.Additional hydrocarbon recovery fluids that contain surface-functionalized colloidal silica mixtures suitable for the present invention include a micellar dispersion fluid that contains: (a) a terpene-based petroleum phase that contains less than about 20.0 wt. because a- limonene; (B) one or more surfactants (surfactants) selected from the group consisting of anionic surfactants, cationic surfactants, nonionic surfactants and amphoteric surfactants; (c) an alcohol selected from the group consisting of C-Cv alcohols, such as, among others, ethylene glycol and isopropanol; (a) an alcoholic cosolvent such as, among others, ethylhexyl alcohols; (is) water; and () functionalized aqueous colloidal silicon dioxide, which should be salt-resistant surface-functionalized colloidal silicon dioxide.
В іншому варіанті втілення рідини для вилучення вуглеводнів, яка являє собою міцелярну дисперсію, рідина для вилучення вуглеводнів містить поверхнево-функціоналізовані наночастинки, при цьому рідина містить: (а) нафтовий флюї, який не є терпеном, (Б) одну або декілька поверхнево-активних речовин (ПАР), вибраних із групи, що 60 складається з аніонних ПАР, катіонних ПАР, неіонних ПАР їі амфотерних ПАР;In another embodiment of the hydrocarbon recovery fluid that is a micellar dispersion, the hydrocarbon recovery fluid contains surface-functionalized nanoparticles, wherein the fluid contains: (a) a petroleum fluid that is not a terpene, (B) one or more surfactants substances (surfactants) selected from the group consisting of anionic surfactants, cationic surfactants, nonionic surfactants and amphoteric surfactants;
(с) спирт, вибраний із групи, що складається з С:і-Св спиртів; таких як, серед іншого, етиленгліколь і ізопропанол; (а) спиртовий співрозчинник, такий як, серед іншого, етилгексилові спирти; (є) воду; і () функціоналізований водний колоїдний діоксид кремнію, який повинен являти собою стійкий до соляного розчину поверхнево-функціоналізований колоїдний діоксид кремнію.(c) an alcohol selected from the group consisting of C:i-Cv alcohols; such as, among others, ethylene glycol and isopropanol; (a) an alcoholic cosolvent such as, among others, ethylhexyl alcohols; (is) water; and () functionalized aqueous colloidal silicon dioxide, which should be salt-resistant surface-functionalized colloidal silicon dioxide.
Приклади потенційно придатних рідин для вилучення вуглеводнів, які містять стійкі до соляного розчину золі силікатної кислоти, наведено в таблицях нижче.Examples of potentially suitable hydrocarbon recovery fluids that contain brine-resistant silicic acid ash are shown in the tables below.
Г11111111111111111111|Прикладди»ь../З | А | в | с | оГ11111111111111111111|Apply../Z | And | in | with | at
Постачальник )|Хімічнаприрода (інгредієнти:Supplier )|Chemical nature (ingredients:
Будь-який із прикладів ПоверхневоAny of the examples is superficial
МСАС 1475 оброблений золь| 79,00 | 84,50 | 84,00 | 84,00 силікатної кислоти шнннннЕвиИИ І ТЕО 10,00 110,00 8,00 | 5,50MSAS 1475 processed sol| 79.00 | 84.50 | 84.00 | 84.00 silicate acid shnnnnnEvyII I TEO 10.00 110.00 8.00 | 5.50
Акго Мобеї Етилан 1206Akgo Mobei Etylan 1206
Віобой МО1-6Vioboy MO1-6
Алкілолефінсульфонат| ВіоТегде АБ5-40 55/| |!Alkyl olefin sulfonate VioTegde AB5-40 55/| |!
Реїговівр 5В 460|460Reigovivr 5B 460|460
Лаурамідопропілбетаїн| Атрпозо! І.В 771561Lauramidopropyl betaine Atrposo! I.V 771561
Реїгобівр СО-50 111 Бо (Загалом. 77777771 11об,000100,00|100,00|100,00 11111111 Приклади». | Е | Е | с | н о Постачальник| Хімічнаприрода | Інгредієнти! | /Reigobivr СО-50 111 Bo (Total. 77777771 11ob,000100.00|100.00|100.00 11111111 Examples". | E | E | s | n o Supplier| Chemical nature | Ingredients! | /
Будь-який із прикладів Поверхнево обробленийAny of the examples is Surface Finished
МСАС 1-175 золь силікатної кислоти 84,90 1 84,60| 83,6 | 83,00 шннн"ш"8иИшши Еге 10,00 | 10,00MSAS 1-175 sol of silicate acid 84.90 1 84.60| 83.6 | 83.00 shnn"sh"8yYshshi Ege 10.00 | 10.00
Акго Мобеї Етилан 1206 040|040| 04Akgo Mobei Etylan 1206 040|040| 04
Бипупо! 420 шини ши етBipupo! 420 tires shi et
Віобой М91-6 (бієрап // |Алкілолефінсульфонат | ВіоТегде А5-40 15 | 600Vioboy M91-6 (bierap // |Alkylolefin sulfonate | VioTegde A5-40 15 | 600
Реїгобівер ММЕ 50 370,Reigobiver MME 50 370,
Тридецетсульфат зіерап натрію Седера! ТО 407 4,00 (Загалом. 77777777 (100,00|1100,001100,00|100,00Tridecetsulfate zierap sodium Seder! MAINTENANCE 407 4.00 (Total. 77777777 (100.00|1100.001100.00|100.00
Г11111111111111111111| Приклади». / | 1! | 9 | Кк | гГ11111111111111111111| Examples". / | 1! | 9 | Kk | Mr
Постачальник)! Хімічнаприрода | Інгредієнти. // | /Provider)! Chemical nature Ingredients. // | /
Будь-який із прикладів Поверхнево обробленийAny of the examples is Surface Finished
МСАС 1-175 золь силікатної кислоти 84,00 | 84,00 | 84,00 | 84,00 11111111 масони о 10,00 | 10,00 | 10,00 | 10,00MSAS 1-175 sol of silicate acid 84.00 | 84.00 | 84.00 | 84.00 11111111 freemasons at 10.00 | 10.00 | 10.00 | 10.00
Віобой М91-6 (Бієрап //Алкілолефінсульфонат | ВіоТегде А5-40 55/| /Vioboy M91-6 (Bierap //Alkylolefin sulfonate | VioTegde A5-40 55/| /
ЕтоксильованаEthoxylated
ЕтоксильованаEthoxylated
Етоксильована (Загалом. 77777777 (100,00|1100,001100,00|100,00Ethoxylated (Total. 77777777 (100.00|1100.001100.00|100.00
11111111 Приклади». | М | м | о11111111 Examples". | M | m | at
Постачальник | Хімічнаприрода / інгредієнти) -175 силікатної кислоти 11111111 маоноо) 77777777 | 10б00|10,00| 1000Supplier | Chemical nature / ingredients) -175 silicic acid 11111111 maonoo) 77777777 | 10b00|10.00| 1000
Емопік |Нейнний 0 Змпйупої420//:////:/:/.ОЇ. С |. 5Emopik |Neynny 0 Zmpyupoi420//://///:/:/.ОЙ. C |. 5
Зерап (|АлкілолефінсульфонатІВіотегдеАВ-40../|(/2ИСН/МЮьмНн | (| що |5О00 11111111 | Прилади» |РІЇО|В|5|тТ| ОМ М 01111111 Постачальник 0/0 інгредієнти)ЇГ | 77777771Zerap (|Alkylolefinsulfonate IViotegdeAV-40../|(/2ИСН/МЮмНн | (| that |5О00 11111111 | Devices» |РИЙО|В|5|тТ| ОМ М 01111111 Supplier 0/0 ingredients)ЙГ | 77777771
Стійкий до соляного розчину золь вищ ек оброблений золь | 21 |20,5116,5114,4Salt solution-resistant sol is higher than treated sol 21 |20.5116.5114.4
З2С, доступний від компанії Міззап й . : силікатної кислотиZ2C, available from Mizzap and . : silicate acid
Спетіса! Согрогайоп а.Spetis! Sogrogayop a.
Стійкий до соляного розчину золь ви тк оброблений золь 42 І37,433,529,4 025, доступний від компанії Мі55ап й о і . . силікатної кислотиSalt solution-resistant sol v tk treated sol 42 I37,433,529,4 025, available from the company Mi55ap i o i . . silicate acid
Спетіса! Атегіса Согрогаїййоп компанії Мепес ВіозоЇмепівSpetis! Ategisa Sogrogaiiyop of the company Mepes VyozoYimepiv
Метил соят (нафтова фаза)Methyl soyate (petroleum phase)
Вода Будьякеджерело! 91678 9/|8/|7 | 6Water Any source! 91678 9/|8/|7 | 6
Будь-який речовини, доступний від компанії боїмаAny substance available from the Boima company
АкКгоМорбе 11111111 Загалом, /// Моб р1о0 100) то ооо оо) тоо)AkKgoMorbe 11111111 In general, /// Mob r1o0 100) to ooo ooo) too)
Газ вибирають із групи, що складається з діоксиду вуглецю, азоту, природного газу, зрідженого природного газу, зрідженого діоксиду вуглецю й/або їхніх сумішей. Рухливість газу використовується для більш ефективного розподілу наночастинок і їхнього більш глибокого проникнення в пласт, що дозволяє газу й наночастинкам збільшити до максимального рівня свої можливості підвищення видобутку. Успішна обробка збільшує видобуток протягом шести й більше місяців завдяки ефективному проникненню й залишковому вмісту наночастинок. Цей процес надзвичайно гнучкий і тому може використовуватися з усіма типами свердловин, включаючи звичайні, нетрадиційні й нафтові та газові свердловини.The gas is selected from the group consisting of carbon dioxide, nitrogen, natural gas, liquefied natural gas, liquefied carbon dioxide and/or mixtures thereof. Gas mobility is used for more efficient distribution of nanoparticles and their deeper penetration into the reservoir, which allows gas and nanoparticles to maximize their production enhancement capabilities. A successful treatment increases yield for six months or more due to effective penetration and residual nanoparticle content. This process is extremely flexible and can therefore be used with all types of wells, including conventional, unconventional and oil and gas wells.
Наночастинки папоАсіїмФ НАТ першого покоління спеціально розроблено для використання в поєднанні з діоксидом вуглецю, азотом, природним газом, зрідженим природним газом, зрідженим діоксидом вуглецю й/або їхніми сумішами. Перше покоління папоАсіїме НАТ не призначене для роботи свердловини з парою. Пару не потрібно або не бажано використовувати в поєднанні з технологією папоАсіїмФ ННАТ першого покоління, що заявлена на отримання патенту. Пара залишається потенційним газом для використання в поєднанні з майбутніми поколіннями рідин для вилучення вуглеводнів, які містять поверхнево-функціоналізовані наночастинки.PapoAsiimF NAT nanoparticles of the first generation are specially designed for use in combination with carbon dioxide, nitrogen, natural gas, liquefied natural gas, liquefied carbon dioxide and/or their mixtures. The first generation of papoAsiime NAT is not intended for the operation of a well with steam. It is not necessary or desirable for the pair to be used in conjunction with the patent-pending papoAciimF NNAT technology of the first generation. Steam remains a potential gas for use in conjunction with future generations of hydrocarbon recovery fluids that contain surface-functionalized nanoparticles.
Сам по собі газ забезпечує ряд переваг, наприклад: - стимулювання свердловини тиском, мобілізація нафти або газу в стовбур свердловини; - видалення уламків породи, дрібної фракції й інших речовин (видалення "шкіри свердловини"); - набухання й зниження в'язкості нафти, що сприяє мобілізації нафти при змішуванні; - витіснення нафти або газу в пласт, мобілізація в стовбур свердловини; і - зміна характеристик змочуваності, видалення флюїдів, що викликають засмічення поблизу області стовбура свердловини, шляхом зміни їхньої змочуваності до більш нейтрального вологого стану.Gas itself provides a number of advantages, for example: - stimulation of the well by pressure, mobilization of oil or gas into the wellbore; - removal of rock fragments, small fraction and other substances (removal of "well skin"); - swelling and reduction of oil viscosity, which contributes to the mobilization of oil during mixing; - displacement of oil or gas into the reservoir, mobilization into the wellbore; and - changing wettability characteristics, removing clogging fluids near the wellbore region by changing their wettability to a more neutral wet state.
ВЕСНАВНСОСЕ НМР'М - це торгове найменування для запропонованої простої й гнучкої відновної обробки свердловин, що складається з трьох фаз пароциклічної обробки: нагнітання, замочування й видобування. Завдяки синергізму між експериментальними рідинами папоАсіїме для вилучення вуглеводнів, які містять поверхнево-функціоналізовані наночастинки, і газом, час замочування може бути значно скорочено в порівнянні з традиційною ПЦОС. Залежно від типу пласта, історії свердловини та виявлених проблем призначається конкретний план обробки.VESNAVNSOSE NMR'M is a trade name for the proposed simple and flexible recovery treatment of wells, which consists of three phases of steam-cycle treatment: injection, soaking and extraction. Due to the synergism between papoAsiime's experimental hydrocarbon recovery liquids containing surface-functionalized nanoparticles and gas, the soaking time can be significantly reduced compared to traditional WWTP. Depending on the type of formation, the history of the well and the identified problems, a specific treatment plan is prescribed.
Обробка ВЕСНАВСЕ НМР "М являє собою трьохфазний процес: 1) відбір свердловин-кандидатів, 2) визначення та призначення обробки та 3) здійснення обробки.Processing of VESNAVSE NMR "M" is a three-phase process: 1) selection of candidate wells, 2) determination and purpose of processing and 3) implementation of processing.
Сюди також входить моніторинг видобутку після обробки протягом 180 днів для визначення найбільш придатної обробки на наступному етапі. Щоб забезпечити правильну обробку, свердловини мають бути перевірені та проаналізовані Це надзвичайно важливо для забезпечення бажаного ефекту обробки на видобувні характеристики.This also includes monitoring the production after processing for 180 days to determine the most suitable processing for the next step. In order to ensure the correct treatment, the wells must be tested and analyzed. This is extremely important to ensure the desired effect of the treatment on the production characteristics.
У таблиці « нижче наведено поточні критерії відбору.The table below lists the current selection criteria.
Таблиця аTable a
Критерії відбору свердловин для ВНЕСНАВСЕ НМР тмCriteria for the selection of wells for VNESNAVSE NMR tm
Добрий початковий видобуток (ПВ) із кривою поступового зниження, якаGood initial yield (PV) with a gradual decline curve which
Видобуток вказує на безперервне виснаження свердловини, проблеми змочуваностіProduction indicates continuous depletion of the well, wettability problems
На даний момент « 10-20 95 ПВ і переважно « 5-10 ВОРО або 20 млн.ст.куб.фт./доб. умовах родовищах; треба враховувати зони поглинання й великі тріщини соби обробки | одюAt the moment, "10-20 95 PV and mainly "5-10 VORO or 20 million cubic feet/day. deposit conditions; it is necessary to take into account absorption zones and large cracks of the processing room | i'm going
Способи обробки ! паподАсіїмФMethods of processing! papodAsiimF
Устаткування Повинно бути в належному механічному стані. Насоси, подушки, свердловини ущільнювальні прокладки. Переконайтеся, що тиск перевірено або забезпечені рівні тиску обробки. солей (ТО5) можуть негативно вплинути на папоАсіїмФEquipment Must be in good mechanical condition. Pumps, pillows, wells, sealing gaskets. Ensure that the pressure is checked or the treatment pressure levels are ensured. salts (TO5) can negatively affect papoAsiimF
В ідеалі « 80 95 (М), « 90 95 (СО»), може збільшуватися при більших дозах обробки потужність пластаIdeally, « 80 95 (M), « 90 95 (СО»), the capacity of the reservoir can increase with higher processing doses
ПРИКЛАДEXAMPLE
Цей приклад описує роботу, проведену в пластах А!йвзіїп СНаїкК і Вида при поєднанні азоту й експериментального продукту, рідини папоАсіїме для вилучення вуглеводнів, яка містить стійкі до соляного розчину наночастинки золю силікатної кислоти, гідроксид натрію, одну аніонну ПАР і одну неіонну ПАР.This case study describes work carried out in the A!ivziip SnaikK and Vida reservoirs in a combination of nitrogen and an experimental product, a hydrocarbon recovery fluid containing saline-resistant silicate sol nanoparticles, sodium hydroxide, one anionic surfactant and one nonionic surfactant.
Це тематичне дослідження фокусується на ряді застарілих, виснажених свердловин (деякі з них закриті) в пластах Вида і А!йвіїп СнаіїК у Центральному Техасі (США). Ці свердловини є горизонтальними свердловинами, закінченими необсадженою частиною в продуктивному горизонті. Перед цією роботою оператор свердловин спочатку вводив невелику кількість М2 в кожну свердловину (60 тон на свердловину), щоб спробувати підвищити видобувні характеристики.This case study focuses on a number of aged, depleted wells (some of which are shut-in) in the Vida and Alviip SnaiiK formations in Central Texas (USA). These wells are horizontal wells completed with an uncased part in the productive horizon. Prior to this work, the well operator initially injected a small amount of M2 into each well (60 tonnes per well) to try to increase production performance.
Для досягнення кращих, триваліших результатів описане раніше експериментальна рідинаFor better, longer-lasting results, the previously described experimental liquid
Зо паподАсіїмФ для вилучення вуглеводнів використовується в поєднанні з азотом.Zo papodAsiimF is used in combination with nitrogen to extract hydrocarbons.
Процес обробки кожної свердловини полягає в наступному: 1) до пласта свердловини вводять порцію свіжої прісної води; 2) до пласта свердловини вводять експериментальне рідину папоАсіїмФ для вилучення вуглеводнів;The process of processing each well is as follows: 1) a portion of fresh fresh water is injected into the well bed; 2) the experimental liquid papoAsiimF is injected into the well bed for the extraction of hydrocarbons;
З) потім до пласта свердловини вводять азот; 4) етапи 2) і 3) повторюють послідовно принаймні ще чотири рази.C) then nitrogen is injected into the well bed; 4) steps 2) and 3) are repeated sequentially at least four more times.
Програма обробки в реальних умовахProcessing program in real conditions
П'ять свердловин обробляли різною кількістю експериментальної рідини папоАсімФ для вилучення вуглеводнів, яка містить поверхнево-функціоналізовані наночастинки, і постійним обсягом азоту (60 тон на свердловину).Five wells were treated with different amounts of the experimental fluid papoAsimF for the extraction of hydrocarbons, which contains surface-functionalized nanoparticles, and a constant amount of nitrogen (60 tons per well).
Свердловини-кандидати, обсяги азоту й етапи нагнітання вибиралися оператором.Candidate wells, nitrogen volumes and injection stages were selected by the operator.
Нижче наведено короткий опис обробки свердловин для кожної з ідентифікованих свердловин: - Свердловина А, Вида - загалом: 500 галонів порції свіжої прісної води, 2500 галонів експериментального середовища паподсіїмФ), 60 тон азоту - Свердловина В, Вида - загалом: 500 галонів порції свіжої прісної води, 2500 галонів експериментального середовища паподсіїмФ), 60 тон азоту - Свердловина С, Вида - загалом: 500 галонів порції свіжої прісної води, 3000 галонів експериментального середовища паподсіїмФ), 60 тон азоту - Свердловина А, А!йзвіїп СпаїК - загалом: 500 галонів порції свіжої прісної води, 7500 галонів експериментального середовища паподсіїмФ), 60 тон азоту - Свердловина В, А!йзвіїп СпаїК - загалом: 500 галонів порції свіжої прісної води, 7500 галонів експериментального середовища паподсіїмФ), 60 тон азотуBelow is a brief description of the well treatments for each of the identified wells: - Well A, Vida - total: 500 gallons of fresh fresh water, 2500 gallons of experimental medium (papodsiimF), 60 tons of nitrogen - Well B, Vida - total: 500 gallons of fresh fresh water of water, 2,500 gallons of experimental medium, 60 tons of nitrogen - Well C, Vida - total: 500 gallons of fresh fresh water, 3,000 gallons of experimental medium, 60 tons of nitrogen - Well A, A!izviip SpaiK - total: 500 gallons portions of fresh fresh water, 7,500 gallons of experimental medium, 60 tons of nitrogen - Well B, A!izviip SpaiK - total: 500 gallons of portion of fresh fresh water, 7,500 gallons of experimental medium, 60 tons of nitrogen
Після моніторингу видобувних характеристик протягом 180 днів після обробки й ретельного аналізу результатів видобування було зроблено декілька спостережень. Ефект від обробки проявився на всіх п'яти свердловинах. Якщо проаналізувати дозування обробки стосовно зони обробки, то існує пряма взаємно однозначна кореляція між дозуванням і ефектом від обробки.After monitoring the extraction characteristics for 180 days after processing and carefully analyzing the extraction results, several observations were made. The effect of treatment was manifested in all five wells. If you analyze the dosage of the treatment in relation to the area of treatment, there is a direct one-to-one correlation between the dosage and the effect of the treatment.
Зони, які отримують більш високі дози газу й наночастинок, демонструють кращі результати.Areas that receive higher doses of gas and nanoparticles show better results.
Ефект від обробки на чотирьох із п'яти свердловин, двох в А!йвіїп Спаік і двох у Висда, показано на Фіг. 4 і 5. П'ята свердловина отримує найнижчу дозу обробки (на 45 відсотків нижче, ніж найвище дозування), і спочатку єдиним ефектом, що спостерігався в цій свердловині, було видалення надлишкової води. Після приблизно 160 днів видобутку й видалення надлишкової води реєструється 20-відсоткове зростання середньодобового видобутку нафти.The effect of the treatment on four of the five wells, two at Alviip Spike and two at Wisda, is shown in Fig. 4 and 5. The fifth well receives the lowest treatment dosage (45 percent lower than the highest dosage), and initially the only effect observed in this well was removal of excess water. After approximately 160 days of production and removal of excess water, a 20 percent increase in average daily oil production is recorded.
Крім прямої кореляції між дозуванням, що було застосовано до свердловин, і ефектом від обробки (підвищення видобутку вуглеводнів, виражене у відсотках), існує також пряма кореляція між дозуванням і тривалістю реакції на обробку. Це можна побачити в таблиці р.In addition to the direct correlation between the dosage applied to the wells and the treatment effect (increase in hydrocarbon production expressed as a percentage), there is also a direct correlation between the dosage and the duration of the treatment response. This can be seen in the table p.
Зо Висока кореляція між дозуванням і питомою продуктивністюHigh correlation between dosage and specific productivity
Таблиця ДВDV table
Кореляція між дозуванням обробки азотом і експериментальною рідиною паподАсіїме для вилучення вуглеводнів, яка містить поверхнево-функціоналізовані наночастинки, в свердловинахCorrelation between nitrogen treatment dosage and an experimental hydrocarbon recovery fluid containing surface-functionalized nanoparticles in boreholes
А!йзвіїп СпаїК і Вида, а також вплив на продуктивність свердловини й тривалість реакції шинки С видобування (днів) (ранг) (ранг)A!yzviip SpaiK and Vida, as well as the effect on the productivity of the well and the duration of the reaction of the ham C production (days) (rank) (rank)
СвердловинаА, Вида.ї 77790111 11111131 11114 (СвердловинаА, Аивіїп Спак!ї 90777714 11113SverdlovinaA, Vida.i 77790111 11111131 11114 (SverdlovinaA, Aiviip Spak!i 90777714 11113
ВЕСНАВОСЕ НМР'"М - це запатентована багатоцільова відновна обробка для свердловин із рядом проблем видобування. Поєднання властивостей газу й наночастинок створює унікальну синергетичну обробку, яка одночасно вирішує декілька можливих проблем видобування, але при цьому є менш витратною, ніж альтернативні рішення. Розширені можливості надзвичайно корисні, оскільки в свердловинах часто виникає ряд проблем, які призводять до зниження видобувних характеристик, або, у багатьох випадках, оператори в повній мірі не усвідомлюють проблеми свердловини.VESNAVOSE NMR'"M is a patented multi-purpose recovery treatment for wells with a number of production problems. The combination of gas and nanoparticle properties creates a unique synergistic treatment that simultaneously solves several possible production problems, while being less expensive than alternative solutions. The expanded capabilities are extremely useful because wells often have a number of problems that lead to reduced production performance or, in many cases, operators are not fully aware of the well's problems.
Успішні обробки збільшують видобуток на шість місяців і більше, тим самим скорочуючи періодичність повторних обробок. Технологія ВЕСНАНОСЕ НМР'М дуже гнучка й проста в реалізації: її можна використовувати з усіма типами свердловин, включаючи звичайні, нетрадиційні й нафтові та газові свердловини.Successful treatments increase production by six months or more, thereby reducing the frequency of repeated treatments. SPRING NMR'M technology is very flexible and easy to implement: it can be used with all types of wells, including conventional, unconventional and oil and gas wells.
Хоча в попередньому розкритті обговорюються ілюстративні аспекти й/або варіанти втілення, слід зазначити, що в цьому розкритті може бути зроблено різні зміни й модифікації без відхилення від обсягу описаних аспектів й/або варіантів втілення, як визначено в поданій формулі винаходу. Крім того, хоча елементи описаних аспектів і/або варіантів втілення може бути описано або заявлено в однині, мається на увазі також множина, якщо вочевидь не вказано обмеження для однини.Although the foregoing disclosure discusses illustrative aspects and/or embodiments, it should be noted that various changes and modifications may be made in this disclosure without departing from the scope of the described aspects and/or embodiments as defined in the appended claims. Furthermore, while elements of the described aspects and/or embodiments may be described or claimed in the singular, the plural is also intended unless a singular limitation is clearly indicated.
Крім того, весь будь-який аспект і/або варіант втілення або його частина може використовуватися з усім будь-яким іншим аспектом і/або варіантом втілення або його частиною, якщо не вказано інше.In addition, all or part of any aspect and/or embodiment may be used with all or part of any other aspect and/or embodiment, unless otherwise indicated.
Усі патенти, заявки на патент і посилання, що цитуються будь-де в цьому розкритті, включено шляхом посилання в повному обсязі.All patents, patent applications, and references cited anywhere in this disclosure are incorporated by reference in their entirety.
Claims (14)
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201762563415P | 2017-09-26 | 2017-09-26 | |
| EP17194608 | 2017-10-03 | ||
| US201862697321P | 2018-07-12 | 2018-07-12 | |
| GBGB1811749.9A GB201811749D0 (en) | 2018-07-18 | 2018-07-18 | Enhancing hydrocarbon recovery with treatment that combines gas and nanoparticles |
| PCT/US2018/052736 WO2019067478A1 (en) | 2017-09-26 | 2018-09-25 | Using gases and hydrocarbon recovery fluids containing nanoparticles to enhance hydrocarbon recovery |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| UA125829C2 true UA125829C2 (en) | 2022-06-15 |
Family
ID=65903378
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| UAA202002157A UA125829C2 (en) | 2017-09-26 | 2018-09-25 | Using gases and hydrocarbon recovery fluids containing nanoparticles to enhance hydrocarbon recovery |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| CA (1) | CA3076007C (en) |
| MX (1) | MX2020002954A (en) |
| PL (1) | PL433562A1 (en) |
| RO (1) | RO134503A2 (en) |
| RU (1) | RU2759431C1 (en) |
| UA (1) | UA125829C2 (en) |
| WO (1) | WO2019067478A1 (en) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| BR112022012982A2 (en) | 2019-12-31 | 2022-09-13 | Totalenergies Onetech | NANOFLUID FOR REDUCTION OF FINE MIGRATION AND RECOVERY OF IMPROVED OIL, PREPARATION METHOD AND USES |
| CN113604208B (en) * | 2021-08-04 | 2022-09-23 | 宁波锋成先进能源材料研究院有限公司 | Nano fluid system and preparation method and application thereof |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4390068A (en) | 1981-04-03 | 1983-06-28 | Champlin Petroleum Company | Carbon dioxide stimulated oil recovery process |
| US5381863A (en) | 1994-01-13 | 1995-01-17 | Texaco Inc. | Cyclic huff-n-puff with immiscible injection and miscible production steps |
| EP1509676B1 (en) * | 2002-05-24 | 2009-01-21 | 3M Innovative Properties Company | Use of surface-modified nanoparticles for oil recovery |
| US7216712B2 (en) | 2003-12-10 | 2007-05-15 | Praxair Technology, Inc. | Treatment of oil wells |
| US8969261B2 (en) * | 2010-02-12 | 2015-03-03 | Rhodia Operations | Rheology modifier compositions and methods of use |
| US20110237467A1 (en) * | 2010-03-25 | 2011-09-29 | Chevron U.S.A. Inc. | Nanoparticle-densified completion fluids |
| US8997868B2 (en) * | 2012-06-21 | 2015-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using nanoparticle suspension aids in subterranean operations |
| US10815414B2 (en) * | 2015-05-20 | 2020-10-27 | Schlumberger Technology Corporation | Water control agent for oilfield application |
| US10907090B2 (en) * | 2015-10-05 | 2021-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | In situ solid organic pillar placement in fracture networks |
| JP6551278B2 (en) | 2016-03-25 | 2019-07-31 | ブラザー工業株式会社 | Head mounted display |
-
2018
- 2018-09-25 WO PCT/US2018/052736 patent/WO2019067478A1/en active Application Filing
- 2018-09-25 RO ROA202000155A patent/RO134503A2/en unknown
- 2018-09-25 RU RU2020112767A patent/RU2759431C1/en active
- 2018-09-25 MX MX2020002954A patent/MX2020002954A/en unknown
- 2018-09-25 UA UAA202002157A patent/UA125829C2/en unknown
- 2018-09-25 CA CA3076007A patent/CA3076007C/en active Active
- 2018-09-25 PL PL433562A patent/PL433562A1/en unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA3076007C (en) | 2022-09-06 |
| CA3076007A1 (en) | 2019-04-04 |
| RO134503A2 (en) | 2020-10-30 |
| MX2020002954A (en) | 2020-08-17 |
| WO2019067478A1 (en) | 2019-04-04 |
| RU2759431C1 (en) | 2021-11-12 |
| PL433562A1 (en) | 2021-08-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10801310B2 (en) | Using gases and hydrocarbon recovery fluids containing nanoparticles to enhance hydrocarbon recovery | |
| Zhou et al. | Experimental investigation of spontaneous imbibition process of nanofluid in ultralow permeable reservoir with nuclear magnetic resonance | |
| CA3080924C (en) | Using brine resistant silicon dioxide nanoparticle dispersions to improve oil recovery | |
| RezaeiDoust et al. | Smart water as wettability modifier in carbonate and sandstone: A discussion of similarities/differences in the chemical mechanisms | |
| Ahmadi et al. | Nonionic surfactant for enhanced oil recovery from carbonates: adsorption kinetics and equilibrium | |
| Zhang et al. | Mechanisms of enhanced natural imbibition with novel chemicals | |
| Li et al. | Spontaneous emulsification via once bottom-up cycle for the crude oil in low-permeability reservoirs | |
| US11162023B2 (en) | Method for treatment of bottomhole formation zone | |
| Wang et al. | Experimental investigation of oil recovery performance and permeability damage in multilayer reservoirs after CO2 and water–alternating-CO2 (CO2–WAG) flooding at miscible pressures | |
| Zhong et al. | Increased nonionic surfactant efficiency in oil recovery by integrating with hydrophilic silica nanoparticle | |
| Jiang et al. | Evaluation of gas wettability and its effects on fluid distribution and fluid flow in porous media | |
| Mohsenzadeh et al. | Effects of concentration, salinity and injection scenario of ionic liquids analogue in heavy oil recovery enhancement | |
| He et al. | Minimizing surfactant adsorption using polyelectrolyte based sacrificial agent: a way to optimize surfactant performance in unconventional formations | |
| ElMofty | Surfactant enhanced oil recovery by wettability alteration in sandstone reservoirs | |
| Zhao et al. | Feasibility and mechanism of compound flooding of high-temperature reservoirs using organic alkali | |
| Bello et al. | Foam EOR as an optimization technique for gas EOR: A comprehensive review of laboratory and field implementations | |
| UA125829C2 (en) | Using gases and hydrocarbon recovery fluids containing nanoparticles to enhance hydrocarbon recovery | |
| RU2619965C2 (en) | Treatment fluids, containing low emulsionizing surface-active agents, and related methods | |
| Ezzati et al. | Sandstone reservoir wettability alteration due to water softening: Impact of silica nanoparticles on sand production mechanism | |
| Wang et al. | Investigation on the interfacial properties of a viscoelastic-based surfactant as an oil displacement agent recovered from fracturing flowback fluid | |
| Wang et al. | Synergistic effects of weak alkaline–surfactant–polymer and SiO2 nanoparticles flooding on enhanced heavy oil recovery | |
| Dordzie et al. | Experimental study on alternating injection of silica and zirconia nanoparticles with low salinity water and surfactant into fractured carbonate reservoirs for enhanced oil recovery | |
| López et al. | Cardanol/SiO2 nanocomposites for inhibition of formation damage by asphaltene precipitation/deposition in light crude oil reservoirs. part ii: nanocomposite evaluation and coreflooding test | |
| Al Karfry et al. | Mechanistic study of the carbonated smart water in carbonate reservoirs | |
| Daneshfar et al. | Experimental investigation and modeling of fluid and carbonated rock interactions with EDTA chelating agent during EOR process |