Нанопав для повышенной интенсификации углеводородов и способы формирования и применения таких нанопав

Настоящее изобретение относится к способам и системам формирования стабилизированной эмульсии и извлечения углеводородного материала из подземного пласта. Способ получения углеводородного материала из по крайней мере одного подземного пласта и нефтеносного песчаника, включающий смешивание амфифильных наночастиц с флюидом-носителем для образования суспензии, амфифильные наночастицы включают основную часть, гидрофобные группы, присоединенные к первой стороне основной части, и гидрофильные группы, включающие анионные или катионные функциональные группы, присоединенные ко второй стороне основной части, до контактирования по крайней мере одного подземного пласта и взвеси, включающей нефтеносный песчаник и воду, с суспензией модифицируют величину рН суспензии, где модифицирование включает уменьшение величины рН суспензии, включающей амфифильные наночастицы, включающие катионные функциональные группы, для повышения растворимости амфифильных наночастиц в суспензии, реагирующей на уменьшение величины рН суспензии, или увеличение величины рН суспензии, включающей амфифильные наночастицы, включающие анионные функциональные группы, для повышения растворимости амфифильных наночастиц в суспензии, реагирующей на увеличение величины рН суспензии, контактирование по крайней мере одного подземного пласта и взвеси, включающей нефтеносный песчаник и воду, с суспензией для образования эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами, и удаление углеводородов из эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами. Способ формирования суспензии для заводнения, включающий гидролиз гидрофильного соединения, включающего по крайней мере одно из следующих соединений: ортосиликат, оксисилан, аминосилан, силанол, эпоксисилан и алкоксид металла, при этом образуется экспонированная гидроксильная группа, гидролиз гидрофобного соединения, включающего оксисилан, включающий неполярную углеводородную группу, взаимодействие экспонированной группы гидрофильного соединения с гидроксильной группой гидрофобного соединения, при этом образуются амфифильные наночастицы, и смешивание амфифильных наночастиц, по крайней мере, с одним флюидом-носителем. Суспензия для извлечения углеводородов из подземного пласта путем заводнения, включающая множество амфифильных наночастиц, включающих материал-основу, включающую по крайней мере одно из соединений: диоксид кремния, металл и оксид металла, множество гидрофильных функциональных групп, расположенных на поверхности материала-основы, и множество гидрофобных функциональных групп, расположенных на противоположной поверхности материала-основы, и по крайней мере один флюид-носитель, где величина рН суспензии составляет ниже чем 3,0. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности извлечения углеводородов из подземного пласта. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

Перекрестные ссылки на родственные заявки

В настоящем заявке испрашивается приоритет в связи с заявкой US No. 14/169432, поданной 31 января 2014 г., которая в полном объеме включена в настоящее описание в качестве ссылки.

Область техники

Варианты осуществления настоящего изобретения в основном относятся к способам и системам формирования стабилизированной эмульсии и извлечения углеводородного материала из подземного пласта.

Предпосылки создания настоящего изобретения

Заводнение является стандартным процессом для интенсификации извлечения углеводородных материалов (например, сырая нефть, природный газ и т.п.) из подземных пластов. В ходе этого процесса водный флюид (например, вода, солевой раствор и т.п.) закачивают в подземный пласт через нагнетательные скважины для вытеснения углеводородного материала, содержащегося во внутрипоровом пространстве (например, поры, разломы, трещины, каналы и т.п.) подземного пласта, в эксплуатируемые скважины. Для повышения эффективности извлечения и последующей обработки углеводородного материала в водный флюид можно добавлять одну или более добавок.

Например, некоторые подходы включают добавление ПАВ, твердых частиц (например, коллоиды) или обоих материалов в водный флюид. ПАВ и/или твердые частицы могут прилипать к разделам фаз между углеводородным материалом и водным материалом или скапливаться в них, при этом образуется стабилизированная эмульсия одного углеводородного материала и водного материала, диспергированных в другом углеводородном материале и водном материале. ПАВ могут снижать поверхностное натяжение между углеводородной фазой и водной фазой, например, в эмульсии углеводородной фазы, диспергированной в водной фазе. Стабилизация с использованием ПАВ, твердых частиц или обоих материалов снижает поверхностное натяжение между углеводородом и водой, а также снижает энергию системы, предотвращая коалесценцию диспергированного материала (например, углеводородный материал или водный материал), и поддерживая распределение одного материала в виде отдельных единиц (например, капли) в другом материале. Снижение поверхностного натяжения повышает проницаемость и текучесть углеводородного материала. В результате, в значительной степени упрощается перемещение и извлечение углеводородного материала из подземного пласта по сравнению с процессом заводнения, в котором не используется добавление ПАВ и/или твердых частиц. Эффективность эмульсии в основном определяется способностью эмульсии сохранять стабильность и обеспечивать смешивание двух фаз.

Однако применение ПАВ обычно ограничивается стоимостью химических реагентов и их адсорбцией и потерями на породе содержащего углеводороды пласта. К сожалению, эффективность различных ПАВ может значительно снижаться в присутствии растворенных солей (например, различные соли, обычно присутствующие в подземных пластах). Кроме того, ПАВ характеризуются тенденцией прилипать к поверхностям подземного пласта, и следовательно, требуется экономически нежелательное добавление больших количеств ПАВ в закачиваемый водный флюид с учетом таких потерь. Более того, удаление твердых частиц из стабилизированной эмульсии может представлять проблемы в ходе последующей обработки, предотвращая коалесценцию углеводородного материала и водного материала с образованием дискретных несмешиваемых компонентов и в значительной степени снижая отдельный отбор углеводородного материала. Кроме того, в большинстве случаев ПАВ проявляют свою функцию или стабильность только в конкретных интервалах температур и могут потерять функциональность при повышенных температурах или в различных условиях, наблюдаемых в подземном пласте.

Краткое описание настоящего изобретения

Варианты осуществления настоящего изобретения, описанные в данном контексте, включают способы получения углеводородного материала из подземного пласта или из битуминозного песчаника, а также родственных стабилизированных эмульсий. Например, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения способ получения углеводородного материала включает смешивание амфифильных наночастиц, содержащих гидрофильную группу и гидрофобную группу, с флюидом-носителем, при этом образуется суспензия. Способ включает контактирование по крайней мере одного подземного пласта и взвеси, включающей бтуминозный песчаник и воду, с суспензией, образующей эмульсию, стабилизированную амфифильными наночастицами, и удаление углеводородов из эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами.

Согласно дополнительным вариантам способ формирования суспензии включает гидролиз гидрофильного соединения, включающего по крайней мере одно из следующих соединений: ортосиликат, оксисилан, аминосилан, силанол, эпоксисилан и алкоксид металла, при этом образуется экспонированная группа, и гидролиз гидрофобного соединения, включающего оксисилан, включающий неполярную углеводородную группу. Способ включает взаимодействие экспонированной гидроксильной группы в составе гидрофильного соединения с гидроксильной группой в составе гидрофобного соединения, при этом образуются амфифильные наночастицы, и смешивание амфифильных наночастиц по крайней мере с одним флюидом-носителем.

В других вариантах суспензия включает множество амфифильных наночастиц. Амфифильные наночастицы включают материал-основу, включающую по крайней мере одно из следующих соединений: диоксид кремния, металл и оксид металла, множество гидрофильных функциональных групп, расположенных на поверхности материала-основы, и множество гидрофобных функциональных групп, расположенных на противоположной поверхности материала-основы. Суспензия включает по крайней мере один флюид-носитель.

Краткое описание фигур

В то время как в описании вместе с пунктами формулы изобретения прежде всего указаны и четко заявлены объекты, которые следует рассматривать как варианты осуществления настоящего изобретения, преимущества вариантов можно более четко оценить при прочтении следующего описания в сочетании с прилагаемыми следующими фигурами.

На фиг. 1А-1В представлены упрощенные схемы амфифильной частицы согласно вариантам осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 2 представлена упрощенная схема способа извлечения углеводородов из подземного пласта согласно вариантам осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 3 представлена упрощенная схема способа извлечения углеводородов из битумного песчаника согласно вариантам осуществления настоящего изобретения.

Описание настоящего изобретения

Представленные в данном контексте иллюстрации не следует рассматривать как реальное изображение любого конкретного материала, компонента или системы, а следует рассматривать просто как упрощенное представление, которое используется для описания вариантов осуществления настоящего изобретения.

В следующем описании представлена информация, такая как типы материалов, композиции и условия обработки, которые позволяют подробно описать варианты осуществления настоящего изобретения. Однако, специалисту в данной области техники представляется очевидным, что варианты можно использовать на практике без применения указанной специфической информации. Действительно, варианты можно использовать на практике в сочетании со стандартными технологиями, применяемыми в промышленности. Ниже описаны только такие операции способа и структуры, которые необходимы для понимания сущности вариантов осуществления настоящего изобретения. Дополнительные операции или материалы для извлечения углеводородного материала из подземного пласта или битуминозного песчаника (например, нефтеносный песчаник, смолянистый песчаник и т.п.) можно осуществлять по стандартным технологиям.

Описаны способы формирования амфифильных наночастиц с двойной функциональностью. Использованный в данном контексте термин «наночастица» означает и включает частицу со средними шириной или диаметром менее приблизительно 1000 нм). Использованный в данном контексте термин «амфифильная наночастица» означает и включает наночастицу, проявляющую как гидрофильные, так и гидрофобные свойств (например, аналогичные «двуликой» наночастице). Например, амфифильная наночастица может включать как гидрофобные, так и гидрофильные функциональные группы. ПАВ, включающие такие амфифильные наночастицы, могут обладать большей площадью поверхности и могут проявлять стабильность при более высоких температурах и солевых концентрациях по сравнению со стандартными частицами ПАВ, используемых для стабилизации эмульсий. Кроме того, функциональные группы на поверхности амфифильных наночастиц можно сформировать таким образом, чтобы они взаимодействовали с различными средами в различных условиях подземного пласта.

Амфифильные наночастицы могут накапливаться на минералах в подземном пласте, прилипать к ним и/или адсорбироваться на них, могут адсорбироваться на границах раздела фаз углеводородного материала и водного материала или на границах раздела обоих типов. Амфифильные наночастицы могут образовывать стабилизированную эмульсию (например, эмульсия для отбора), включающую отдельные единицы углеводородного материала и водного материала. Использованный в данном контексте термин «эмульсия» означает суспензии капель одной не смешиваемой жидкости, диспергированных в другой жидкости. Эмульсия может снижать межфазное натяжение на границе раздела между непрерывной и диспергированной фазами. Снижение межфазного натяжения между, например, диспергированной нефтяной фазой и непрерывной водной фазой, может повышать подвижность углеводорода (например, нефть) и степень извлечения из подземного пласта или из взвеси битуминозного песчаника, включающей углеводород.

Амфифильные наночастицы можно сформировать таким образом, чтобы они оставались на границе раздела между полярной фазой и неполярной фазой, между гидрофильной фазой и гидрофобной фазой и/или между углеводородной фазой и водной фазой. Амфифильные наночастицы могут стабилизировать эмульсию углеводородной фазы в водной фазе или эмульсию водной фазы в углеводородной фазе. Стабилизация эмульсии может предотвратить коалесценцию эмульсии как только сформируется граница раздела эмульсии. Одну сторону (например, гидрофильную сторону) амфифильных наночастиц можно сформировать таким образом, чтобы она притягивалась к водной фазе, в то время как другую сторону (например, гидрофобную сторону) амфифильных наночастиц можно сформировать таким образом, чтобы она притягивалась к гидрофобной фазе.

Амфифильные наночастицы, полученные описанными в данном контексте способами, могут характеризоваться большей площадью поверхности по сравнению со стандартными ПАВ. Функционализированные поверхности амфифильных наночастицы можно сформировать таким образом, чтобы они взаимодействовали с границей раздела фаз между углеводородной и водной фазой или с минералами в подземном пласте, при этом образуется стабильная эмульсия непрерывной водной или углеводородной фазы и диспергированной фазы другой углеводородной и водной фазы. Стабильность эмульсии можно контролировать с помощью одного или более методов контроля растворимости амфифильных наночастиц в водной фазе, контроля рН эмульсии и/или водной фазы, и контроля поверхностного заряда амфифильных наночастиц.

На фиг. 1А показана амфифильная наночастица 100. Амфифильная наночастица 100 может включать основную часть. Амфифильная наночастица 100 может включать гидрофильную часть 102 и гидрофобную часть 104. Поверхности основной части можно модифицировать функциональными группами для придания требуемых физических и химических свойств поверхности амфифильной частицы 100. Например, гидрофильная часть 102 может включать по крайней мере одну гидрофильную функциональную группу на поверхности основной части, а гидрофобная часть 104 может включать по крайней мере одну гидрофобную группу на поверхности основной части.

Основная часть может включать любой материал, который можно модифицировать химическим способом с использованием функциональных групп, при этом образуется гидрофильная часть 102 и гидрофобная часть 104. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения основная часть включает диоксид кремния. В других вариантах основная часть включает металл или оксид металла. Например, основная часть может включать металл, такой как железо, титан, германий, олово, свинец, цирконий, рутений, никель, кобальт, их оксиды и их комбинации. Таким образом, основная часть может включать диоксид кремния, металл, такой как один из следующих металлов: железо, титан, германий, олово, свинец, цирконий, рутений, никель, кобальт и их комбинации.

Амфифильную наночастицу 100 можно сформировать из множества гидрофильных предшественников и множества гидрофобных предшественников.

Использованный в данном контексте термин «гидрофильный предшественник» включает материалы, содержащие по крайней мере один из следующих атомов: кремний, железо, титан, германий, олово, свинец, цирконий, рутений, никель, кобальт, и по крайней мере одну гидрофильную функциональную группу. Использованный в данном контексте термин «гидрофобный предшественник» включает материалы, содержащие по крайней мере один из следующих атомов: кремний, железо, титан, германий, олово, свинец, цирконий, рутений, никель, кобальт, и по крайней мере одну гидрофобную функциональную группу. В некоторых вариантах множество предшественников могут вступать в реакцию с образованием наночастицы, включающей основание по крайней мере из одного из следующих соединений: диоксид кремния и металл, и оксид металла, с одной или более гидрофильных функциональных групп, присоединенных к их поверхности. Гидрофильные функциональные группы в составе гидрофильной части 102 могут быть получены из гидрофильной функциональной группы в составе гидрофильного предшественника.

Поверхность основания можно модифицировать химическим методом, при этом получают амфифильные наночастицы 100, включающие гидрофобную часть 104 и кроме того гидрофильную часть 102. Гидрофобную часть 104 можно сформировать из гидрофобных групп, присоединенных к поверхности основания. Гидрофобные группы могут включать неполярные группы, такие как, например, алкильные группы. Гидрофильная часть 102 может растворяться в водной фазе, а гидрофобная часть 104 может растворяться в органической фазе.

Амфифильной частице 100 можно придавать различную форму. Форму амфифильной частицы 100 можно контролировать при выращивании амифифильных частиц в присутствии структурообразующего агента. Неограничивающие примеры структурообразующего агента включают полимеры, такие как полипиррол (например, поливинилпирролидон (ПВП)), окисленный полипиррол, дифениловый эфир и цетилтриметиламмонийбромид (ЦТАБ). Как показано на фиг. 1А, амфифильная наночастица 100 может включать основание трубчатой формы с твердой гидрофильной частью 102 и гидрофобную часть 104 пустотелой трубчатой формы. Как показано на фиг. 1Б, амфифильная наночастица 100 может иметь в основном сферическую форму с гидрофильной частью 102 с одной стороны и гидрофобной частью 104 на противоположной стороне. Как указано на фиг. 1В, амфифильная наночастица 100 может иметь пластинчатую форму. На одной стороне пластины может располагаться гидрофильная часть 102, а на другой стороне пластины может располагаться гидрофобная часть 104.

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения гидрофильную часть 102 амфифильных наночастиц 100 формируют до формирования гидрофобной части 104. В других вариантах гидрофильную часть 102 формируют при гидролизе гидрофильного предшественника. Гидрофильный предшественник может включать кремнийорганическое соединение общей формулы RnSiX(4-n), где X означает гидролизуемую группу, такую как алкокси, ацилокси, аминогруппа или галоген, a Rn включает гидрофильную функциональную группу. Использованный в данном контексте термин «гидролизуемая группа» означает и включает группу, которую можно по крайней мере частично подвергать деполимеризации в ходе гидролиза до фрагментов с более низкой молекулярной массой (то есть расщепление химической связи при реакции с водой). Гидролизуемая группа может вступать в реакцию с водным материалом, таким как вода.

Гидрофильный предшественник может включать одну или более гидрофильных функциональных групп, таких как гидроксильная группа (-ОН-), карбоксильная группа (-СООН-), карбонильная группа (-С=O), аминогруппа (-NH3+, -NH2), тиольная группа (-SH), фосфатная группа (-РО43-), или другие гидрофильные или полярные функциональные группы наряду с гидролизуемой группой.

Гидрофильный предшественник может включать оксисиланы, ортосиликаты, аминосиланы, силанолы, эпоксисиланы, оксиды металлов, гидроксиды, гидроксиды металлов или их комбинации. Использованный в данном контексте термин «оксисилан» означает и включает материалы, включающие атом кремния, соединенный по крайней мере с одним атомом кислорода (например, -Si-OR, где R означает углеводородный материал). Использованный в данном контексте термин «ортосиликат» означает и включает материалы, включающие атом кремния, соединенный с четырьмя атомами кислорода (например, Si(OR)4, где R означает углеводородный материал).

Гидрофильный предшественник может включать ортосиликаты, такие как, например, тетраметилортосиликат, тетраэтилортосиликат, тетрапропилортосиликат, триметилметоксисилан, триэтилэтоксисилан или трипропилпропоксисилан. В ходе гидролиза триметилметоксисилана, триэтилэтоксисилана или трипропилпропоксисилана может образоваться силанол, такой как триметилсиланол, триэтилсиланол или трипропилсиланол, соответственно. В других вариантах гидрофильный предшественник включает этоксисиланы, такие как триметоксисилан, триэтоксисилан или трибутил(этокси)силан.

В еще одних вариантах гидрофильный предшественник включает гидроксиды металлов и соли металлов. Например, гидрофильный предшественник может включать гидроксиды металлов, такие как гидроксид железа, гидроксид титана (например, TiO(OH)2, Ti(OH)4), гидроксид германия, гидроксид олова, гидроксид свинца, гидроксид циркония, гидроксид рутения, гидроксид никеля и гидроксид кобальта. В некоторых вариантах гидрофильный предшественник включает соль металла, такую как соли по крайней мере одного из следующих металлов: железо, титан, германий, олово, свинец, цирконий, рутений, никель и кобальт. В других вариантах гидрофильный предшественник, включающий гидроксид металла, может вступать в реакцию с экспонированной гидроксильной группой на поверхности основания наночастицы.

В еще одних вариантах гидрофильный предшественник включает оксид металла. Например, гидрофильный предшественник включает оксид железа (Fe2O3, Fe3O4), диоксид титана, оксид германия (GeO, GeO2), оксид олова (SnO, SnO2), оксид свинца (PbO, PbO2, Pb3O4), оксид циркония, оксид рутения (RuO2, RuO4), оксид никеля (NiO, Ni2O3) и оксид кобальта (СоО, Co2O3, Co3O4). В других вариантах гидрофильный предшественник может включать алкоксид металла. Например, гидрофильный предшественник может включать этоксид железа, изопроксид титана, этоксид титана, этоксид германия, этоксид олова, этоксид свинца, этоксид циркония и метоксид никеля (II).

В других вариантах гидрофильный предшественник может включать аминосилан, включающий по крайней мере одну аминогруппу. Аминосилан может включать наряду по крайней мере с одной аминогруппой по крайней мере две группы окисилана. Неограничивающие примеры пригодных аминосиланов включают (3-аминопропил)диэтоксиметилсилан (АПДЭМС), (3-аминопропил)триметоксисилан (АПТМС), (3-аминопропил)метилдиэтоксисилан, (3-аминопропил)триэтоксисилан (АПТЭС), 3-аминопропилтриэтоксисилан, бис(3-триэтоксисилилпропил)амин и бис(3-триметоксисилилпропил)амин. В ходе гидролиза аминооксисиланов может образовываться гидрофильная часть 102 с концевыми гидроксильными группами, включающая аминогруппы. В еще одних вариантах аминосиланы могут вступать в реакцию, например, с этиленкарбонатом с образованием гидрофильной части 102, включающей экспонированные гидроксильные группы.

В других вариантах гидрофильный предшественник может включать эпоксисилан. Неограничивающие примеры эпоксисиланов включают 3-глицидоксипропилтриметоксисилан, 3 -глицидоксипропилметилдиэтоксисилан и 3-глицидоксипропилтриэтоксисилан. Эпоксисилан может подвергаться гидролизу с образованием экспонированных гидроксильных групп на гидрофильной части 102.

Синтез гидрофильной части 102 в составе амфифильных наночастиц 100 можно проводить в полярном растворителе. Гидрофильная часть 102 может растворяться в растворителе. Растворитель может включать спирт, такой как метанол, этанол, пропанол, бутанол, пентанол, другой спирт, ацетон или их комбинации. Гидрофильный предшественник может растворяться в растворителе.

В реакционный раствор можно добавлять дополнительные агенты. Например, в реакционный раствор можно добавлять структурообразующие агенты, такие как ПВП. Величину рН реакционного раствора можно изменять при добавлении различных кислот или оснований. Например, величину рН раствора можно повысить при добавлении в раствор бикарбоната натрия, гидроксида натрия или другого основания. Величину рН раствора можно снизить при добавлении в раствор кислоты, такой как соляная кислота, уксусная кислота или другая кислота.

Синтез гидрофильной части 102 можно проводить при комнатной температуре. В других вариантах реакционный раствор можно нагревать для повышения скорости реакции образования гидрофильной части 102 в составе амфифильных наночастиц 100. В еще одних вариантах скорость реакции можно повысить с помощью микроволнового излучения. Продолжительность реакции может находиться в интервале от приблизительно 1 мин до нескольких часов. В других вариантах размер гидрофильной части 102 можно увеличить при увеличении времени синтеза при образовании гидрофильной части 102. В тех вариантах, когда гидрофильная часть 102 формируется в ходе гидролиза, в результате реакции могут образоваться одна или более экспонированных гидроксильных групп на гидрофильной части 102. Гидрофильная часть 102 может включать одну или более дополнительных функциональных групп, таких как дополнительные гидроксильные группы, карбоксильная группа, карбонильная группа, аминогруппа, тиольная группа и фосфатная группа.

В ходе гидролиза гидрофильного предшественника может образоваться множество гидрофильных предшественников с экспонированными гидроксильными группами. Экспонированные гидроксильные группы в составе гидрофильных предшественников могут вступать в реакцию с каждой другой группой в ходе реакции конденсации с формированием гидрофильной части 102, включающей материал-основу и гидрофильные функциональные группы на поверхности материала-основы. Экспонированные функциональные группы могут быть идентичными функциональным группам, используемым в качестве функциональных групп в составе гидрофильного предшественника. Поверхность гидрофильной части 102 может иметь общую структуру, показанную ниже, где Rn включает гидрофильную группу, а М означает по крайней мере один из следующих элементов: кремний, железо, титан, германий, олово, свинец, цирконий, рутений, никель и кобальт. В тех вариантах, когда М означает металл (например, железо, титан, германий, олово, свинец, цирконий, рутений, никель и кобальт), соседние атомы металлов могут быть соединены напрямую друг с другом, и не содержать прерывающие атомы кислорода.

В реакционный раствор, включающий гидрофильную часть 102, можно добавлять гидрофобный предшественник. В реакционную смесь можно добавлять органический растворитель, в котором растворим гидрофобный предшественник. В некоторых вариантах органическим растворителем является неполярный растворитель. Гидрофобная функциональная группа в составе гидрофобного предшественника может растворяться в органическом растворителе, в то время как гидрофильная функциональная группа на поверхности материала-основы может растворяться в водной фазе.

Амфифильные наночастицы 100 можно сформировать при взаимодействии по крайней мере некоторых экспонированных гидроксильных групп в составе гидрофильной части 102 с одним или более гидрофобных предшественников. Гидрофобный предшественник может включать одну или более экспонированных гидрофильных групп. В некоторых вариантах гидрофобный предшественник подвергают гидролизу для создания экспонированных гидроксильных групп на гидрофобном предшественнике.

В некоторых вариантах гидрофобную часть 104 наращивают с одного конца гидрофильной части 102. Не ссылаясь ни на какую-либо теорию, предполагают, что только часть гидрофильной части 102 контактирует с неполярным растворителем, в котором растворены гидрофобные предшественники, в связи с нерастворимостью гидрофильной части 102 в неполярном растворителе. Гидроксильные группы в составе части гидрофильной части 102, которые контактируют с гидрофобным предшественником (например, на границе раздела между неполярным растворителем и полярным растворителем гидрофильной части 102) могут вступать в реакцию с гидрофобными предшественниками с формированием гидрофобной части 104 в составе амфифильной наночастицы 100. Экспонированная поверхность гидрофобной части 104 может иметь общую структуру, как показано ниже, где Rm включает гидрофобную функциональную группу, М означает по крайней мере один из следующих элементов: кремний, железо, титан, германий, олово, свинец, цирконий, рутений, никель и кобальт. В тех вариантах, где М означает металл (например, кремний, железо, титан, германий, олово, свинец, цирконий, рутений, никель и кобальт), соседние атомы металла могут быть напрямую присоединены друг к другу, и не содержать прерывающие атомы кислорода.

Амфифильная наночастица 100 может включать одну или более экспонированных, неполярных органических групп из гидрофобного предшественника и одну или более функциональных групп (например, гидроксильная, карбоксильная, карбонильная группа, аминогруппа, тиольная группа, фосфатная группа, металл, оксид металла) из гидрофильного предшественника.

Гидрофобный предшественник может включать оксисилан, включающий неполярный органический компонент. Гидрофобный предшественник может включать по крайней мере один центральный атом, такой как кремний, железо, титан, германий, олово, свинец, цирконий, рутений, никель и кобальт, одну или более углеводородных групп, присоединенных к центральному атому, и одну или более алкоксильных групп, присоединенных к центральному атому. В других вариантах гидрофобный предшественник включает углеводород, присоединенный к изоцианатной функциональной группе (-N=C=O), такой как октадецилизоцианат. В еще одних вариантах углеводородная группа означает алкильную группу, такую как метил, этил, пропил, бутил, пентил, гексил, октил, додецил и/или октадецил, алкарильную группу, такую как бензильные группы, присоединенные через арильный фрагмент (например, 4-метилфенил, 4-гидроксиметилфенил или 4-(2-гидроксиэтил)фенил, и/или аралкильные группы, присоединенные в бензильном (алкильном) положении, такие как фенилметильная группа и 4-гидроксифенилметильная группа, и/или присоединенные в 2-положении, такие как фенетильные и 4-гидроксифенетильные группы), группы лактона, имидазола и пиридина. В других вариантах алкоксильная группа означает метоксигруппу, этоксигруппу, пропоксигруппу или бутоксигруппу. Гидрофобные предшественники могут включать алкилоксисиланы, такие как триалкоксисиланы, включая триметоксисилан, изобутилтриэтоксисилан, изобутилтриметоксисилан, винилтриметоксисилан, гексадецилтриметоксисилан (ГДТМОС), метилтриметоксисилан, этилтриметоксисилан, октилтриметоксисилан, октилтриэтоксисилан или другие оксисиланы.

Гидрофобность гидрофобной части 104 можно контролировать, изменяя число функциональных групп и размер функциональных групп в составе гидрофобного предшественника. В некоторых вариантах гидрофобность гидрофобной части 104 повышают при увеличении содержания углерода в функциональной группе в составе гидрофобного предшественника. Например, этилтриметоксисилан может быть более гидрофобным, чем метилтриметоксисилан. Аналогичным образом, гексадецилтриметоксисилан может быть более гидрофобным, чем этилтриметоксисилан. Гидрофобность амфифильных наночастиц 100 можно также повысить при увеличении концентрации гидрофобной функциональной группы в отношении концентрации гидрофильной функциональной группы в реакционной смеси или при снижении продолжительности реакции образования гидрофильной части 102 по сравнению с продолжительностью реакции образования гидрофобной части 104.

Амфифильные наночастицы 100 можно удалить из реакционного раствора центрифугированием, ультрафильтрацией или их комбинациями. В некоторых вариантах амфифильные наночастицы 100 извлекают при пропускании раствора через мембранный фильтр. Фильтр может характеризоваться размером пор в интервале от приблизительно 10 нм до приблизительно 1000 нм, например, от приблизительно 10 нм до приблизительно 100 нм, от приблизительно 100 нм до приблизительно 200 нм, от приблизительно 200 нм до приблизительно 400 нм или от приблизительно 400 нм до приблизительно 1000 нм. В других вариантах раствор пропускают через фильтр с размером пор в интервале от приблизительно 200 нм до приблизительно 400 нм. Полученный твердый остаток можно высушивать и собирать. Твердый остаток может включать амфифильные наночастицы 100 с гидрофильной частью 102 и гидрофобной частью 104. Гидрофобная часть 104 может быть расположена с противоположной стороны от гидрофильной части 102 таким образом, что одна часть амфифильной наночастицы 100 притягивается к углеводородной фазе и растворяться в ней, а другая часть амфифильной наночастицы 100 притягивается к водной фазе и растворяется в ней.

Амфифильные наночастицы 100 могут характеризоваться распределением по размеру в интервале от приблизительно 10 нм до приблизительно 1000 нм. В некоторых вариантах распределение по размеру может соответствовать размеру фильтра, через который пропускают раствор для выделения наночастиц из реакционного раствора. Амфифильные наночастицы 100 могут представлять собой монодисперсный материал, при этом каждая из амфифильных наночастиц 100 характеризуется идентичными размером, формой и составом материала, или могут представлять собой полидисперсный материал, при этом амфифильные наночастицы 100 включают интервалы размеров, форм и/или составов материала. В других вариантах каждая из амфифильных наночастиц 100 характеризуется в основном теми же размером и формой, что другие амфифильные наночастицы 100.

Амфифильные наночастицы 100 могут стабилизовать эмульсию при более высоких температурах по сравнению с типичным ПАВ. Например, типичные ПАВ могут разлагаться или терять функциональность иным образом при температурах выше приблизительно 250°С.Однако амфифильные наночастицы 100, описанные в данном контексте, могут сохранять стабильность при высоких температурах, которые наблюдаются в подземном пласте. Например, амфифильные наночастицы 100 могут сохранять стабильность при температурах вплоть до приблизительно 500°С. В других вариантах амфифильные наночастицы 100 можно выдерживать при температуре от приблизительно 250°С до приблизительно 500°С, например, от приблизительно 300°С до приблизительно 400°С, или от приблизительно 400°С до приблизительно 500°С, и они могут оставаться стабильными.

Амфифильные наночастицы 100 могут проявлять эффективность в отношении стабилизации эмульсии при более высоких солевых концентрациях по сравнению с типичными ПАВ. За счет присутствия функциональных групп на амфифильных наночастицах 100, амфифильные наночастицы 100 могут отталкиваться от солей в солевом растворе, в то время как немодифицированные частицы могут иметь тенденцию образовывать агломераты или гель с солью.

Амфифильные наночастицы 100 могут сохранять стабильность в широком интервале рН. Например, можно формировать амфифильные наночастицы 100, стабильные в интервале рН от приблизительно 3,0 до приблизительно 12,0. В некоторых вариантах можно формировать амфифильные наночастицы 100, стабильные при рН вплоть до приблизительно 12,0 при формировании амфифильных наночастиц 100 из анионных функциональных групп, таких как гидроксильные, карбоксилатные, карбоксильные, сульфатные, фосфатные группы или другие анионные группы. В других вариантах формируют амфифильные наночастицы 100, стабильные при рН ниже приблизительно 3,0 за счет включения концевых катионных групп, таких как аминогруппы.

Амфифильные наночастицы 100 могут стабилизовать эмульсию в любой области применения, в которой требуется стабильная эмульсия. Например, амфифильные наночастицы 100 можно использовать в операциях по заводнению или в операциях с флотационной машиной. Амфифильные наночастицы 100 могут стабилизовать эмульсию сами по себе или их можно использовать с одним или более ПАВ.

На фиг. 2 показана упрощенная схема, иллюстрирующая способ получения углеводородного материала, содержащегося в подземном пласте, согласно вариантам осуществления настоящего изобретения. Способ может включать процесс 200, включающий формирование суспензии для заводнения, включающей множество амфифильных частиц, процесс заводнения 202, включающий введение суспензии для заводнения в подземный пласт для отделения углеводородного материала от поверхностей подземного пласта и для формирования стабилизированной эмульсии углеводородного материала и водного материала, процесс извлечения 204, включающий перекачивание (например, вытеснение, отведение, выкачивание и т.п.) стабильной эмульсии из подземного пласта, и процесс 206, включающий дестабилизацию (например, разрушение эмульсии, осаждение и т.п.) эмульсии с образованием дискретных несмешиваемых фаз.

Процесс 200 формирования суспензии может включать формирование суспензии, включающей амфифильные наночастицы и по крайней мере один флюид-носитель. По крайней мере один флюид-носитель может, например, включать воду или солевой раствор. Использованный в данном контексте термин «суспензия» означает и включает материал, включающий по крайней мере один флюид-носитель, в котором в основном равномерно диспергированы амфифильные частицы. Суспензия может представлять собой суспензию для заводнения, например, которую используют для заводнения подземного пласта в ходе процессов повышения нефтеотдачи. Амфифильные наночастицы в составе суспензии для заводнения могут быть совместимыми с другими компонентами (например, материалы, составляющие и т.п.) суспензии для заводнения. Использованный в данном контексте термин «совместимый» означает, что материал не нарушает функциональность амфифильных частиц или не может привести к потере функциональности амфифильных наночастиц в качестве ПАВ и стабилизаторов эмульсии.

Можно получить суспензию для заводнения, включающую концентрацию амфифильных наночастиц в интервале от приблизительно 50 част./млн до приблизительно 50000 част./млн. Например, в некоторых вариантах концентрация амфифильных наночастиц в суспензии для заводнения находится в интервале от приблизительно 50 част./млн до приблизительно 500 част./млн, от приблизительно 500 част./млн до приблизительно 1000 част./млн, от приблизительно 1000 част./млн до приблизительно 5000 част./млн или более 5000 част./млн. В других вариантах концентрация амфифильных наночастиц в суспензии для заводнения находится в интервале от приблизительно 50 част./млн до приблизительно 5000 част./млн. Концентрация амфифильных наночастиц в эмульсии может быть равна, выше или ниже их концентрации в суспензии для заводнения.

На фиг. 2 также показано, что процесс заводнения 202 может включать введение суспензии для заводнения, включающей амфифильные наночастицы, в подземный пласт для отделения углеводородного материала от поверхностей подземного пласта и для формирования стабилизированной эмульсии углеводородного материала и водного материала. Суспензию для заводнения можно доставлять в подземный пласт стандартными способами. Например, поток суспензии для заводнения под давлением можно закачивать в нагнетательную скважину, проникающую на требуемую глубину подземного пласта, и указанная суспензия может просачиваться (например, проникать, диффундировать и т.п.) в межпоровые пространства подземного пласта. Степень, с которой суспензия для заводнения просачивается в межпоровые пространства подземного пласта, по крайней мере частично зависит от свойств суспензии для заводнения (например, плотность, вязкость, состав материалов и т.п.), и от свойств от углеводородных материалов (например, молекулярная масса, плотность, вязкость и т.п.), содержащихся в межпоровых пространствах подземного пласта.

Величину рН суспензии для заводнения можно изменять для контроля растворимости амфифильных наночастиц в суспензии для заводнения. Например, если амфифильные наночастицы включают катионные функциональные группы (например, аминогруппы), снижение величины рН суспензии для заводнения может повысить растворимость амфифильных наночастиц в водной суспензии для заводнения. Если амфифильные наночастицы включают анионные функциональные группы (например, гидроксильные, карбоксильные, карбонильные, фосфатные, тиольные группы и т.п.), повышение величины рН суспензии для заводнения может повысить растворимость амфифильных наночастиц в суспензии для заводнения. Изменение величины рН суспензии для заводнения может изменить поверхностный заряд амфифильных наночастиц. Например, повышение величины рН суспензии для заводнения, включающей анионные амфифильные наночастицы, может повысить суммарный заряд катионных амфифильных наночастиц в суспензии для заводнения.

После введения суспензии для заводнения в подземный пласт величину рН суспензии для заводнния можно изменять для снижения растворимости амфифильных наночастиц в водной фазе суспензии для заводнения. Например, если амфифильные наночастицы включают катионные функциональные группы, рН суспензии для заводнения можно снизить, чтобы вызвать передвижение амфифильных наночастиц к границе раздела между водной фазой и углеводородной фазой. В некоторых вариантах величину рН можно снизить до величины приблизительно ниже 7,0, например, ниже 5,0, ниже 4,0 или ниже 3,0. Если амфифильные наночастицы включают анионные функциональные группы, величину рН суспензии можно повышать, чтобы вызвать передвижение амфифильных наночастиц к границе раздела между водной фазой и углеводородной фазой. В других вариантах рН можно повысить до величины выше 7,0, например, выше 8,0, выше 9,0, выше 10,0 и вплоть до 12,0.

Амфифильные наночастицы можно конструировать и формировать таким образом, чтобы ускорить формирование стабилизированной эмульсии углеводородного материала и водного материала. Например, амфифильные наночастицы можно конструировать и формировать таким образом, чтобы они могли накапливаться (например, образовывать агломераты) на границе раздела фаз между углеводородным материалом и водным материалом, прилипать к границе раздела и/или адсорбироваться на ней, при этом образуется эмульсия для отбора, включающая отдельные единицы (например, капли) одного углеводородного материала и водного материала, диспергированные в другом углеводородном материала и водном материале. Амфифильные наночастицы могут предотвращать коалесценцию диспергированного материала (например, углеводородного материала или водного материала), и таким образом, могут поддерживать диспергированный материал в виде дискретных единиц в другом материале.

Процесс извлечения 204 может включать перекачивание (например, вытеснение, отведение, выкачивание и т.п.) стабилизированной эмульсии из подземного пласта на поверхность. Амфифильные наночастицы предотвращают коалесценцию диспергированного материала и способствуют в значительной степени удаление углеводородов из подземного пласта.

После удаления углеводородов из подземного пласта по крайней мере часть эмульсии можно дестабилизировать в ходе процесса 206 дестабилизации эмульсии с образованием дискретных несмешиваемых фаз, включая водную фазу и углеводородную фазу. Одно или более свойств (например, температура, рН, состав материалов, давление и т.п.) стабилизированной эмульсии или водной фазы можно модифицировать (например, изменить), чтобы по крайней мере частично дестабилизировать эмульсию. Например, величину рН водной фазы можно модифицировать для повышения растворимости амфифильных наночастиц в водной фазе, и тем самым вызвать дестабилизацию эмульсии и формирование дискретных несмешиваемых фаз.

В некоторых вариантах можно изменить величину рН эмульсии или водной фазы, чтобы вызвать перемещение амфифильных наночастиц в водную фазу и дестабилизацию эмульсии. Если амфифильные наночастицы включают анионные функциональные группы, величину рН водной фазы можно повысить для повышения растворимости амфифильных наночастиц в водной фазе. Величину рН водной фазы можно повысить при добавлении в водную фазу основания, такого как гидроксид (например, гидроксид натрия) или бикарбонат (например, бикарбонат натрия). Если амфифильные наночастицы включают катионные функциональные группы, величину рН водной фазы можно снизить для повышения растворимости амфифильных наночастиц в водной фазе. Величину рН водной фазы можно снизить при добавлении в водную фазу соляной кислоты, фосфорной кислоты и уксусной кислоты или другой кислоты.

В эмульсию можно добавлять деэмульгатор для дестабилизации эмульсии и формирования дискретных несмешиваемых фаз, включая водную фазу и углеводородную фазу. В некоторых вариантах эмульсию можно дестабилизировать при доведении величины рН по крайней мере одной водной фазы и эмульсии и при добавлении в эмульсию деэмульгатора.

На фиг. 3 показана упрощенная схема, иллюстрирующая способ получения углеводородного материала из битуминозного песчаника согласно другим вариантам осуществления настоящего изобретения. Способ может включать процесс формирования суспензии 300, включающий формирование суспензии, включающей множество амфифильных частиц, процесс смешивания 302, включающий смешивание суспензии со взвесью, включающей битуминозный песок и воду, при этом образуется стабилизированная эмульсия, процесс перемещения 304, включающий гидротранспортировку взвеси, процесс извлечения 306, включающий извлечение углеводородов из стабилизированной эмульсии, включающий дестабилизацию (например, разрушение, осаждение и т.п.) эмульсии, при этом получают дискретные несмешивающиеся фазы.

Процесс формирования суспензии 300 может включать формирование суспензии, включающей амфифильные наночастицы и по крайней мере один флюид-носитель. Флюид-носитель может, например, включать воду, солевой раствор или раствор каустической соды (NaOH). Суспензию можно формировать таким образом, чтобы она включала концентрацию амфифильных наночастиц, аналогичную концентрации в суспензии для заводнения, описанной выше со ссылкой на фиг. 2.

Процесс смешивания 302 может включать смешивание суспензии со взвесью, включающей битуминозный песок и воду, при этом получают стабилизированную эмульсию. Взвесь может включать горячую воду, каустическую соду и битуминозный песок. Процесс перемещения 304 может включать гидротранспортировку взвеси до места назначения, где стабилизированную суспензию можно обрабатывать для удаления из нее углеводородов (например, отделять от битуминозного песка). В некоторых вариантах процесс смешивания 302 можно проводить одновременно с процессом перемещения 304. В других вариантах величину рН взвеси можно регулировать для снижения растворимости амфифильных наночастиц в гидрофильной части взвеси и для повышения растворимости амфифильных наночастиц в стабилизированной эмульсии в ходе процесса смешивания и процесса перемещения 304.

Амфифильные наночастицы можно конструировать и формировать таким образом, чтобы ускорить формирование стабилизированной эмульсии углеводородного материала и водной фазы. Например, амфифильные наночастицы можно конструировать и формировать таким образом, чтобы они могли накапливаться на границе раздела фаз между углеводородным материалом и водным материалом, прилипать к границе раздела и/или адсорбироваться на ней, при этом образуется эмульсия для отбора, включающая дискретные единицы (например, капли) одного углеводородного материала и водного материале в другом углеводородном материала и водном материале.

Процесс извлечения 306 может включать извлечение углеводородов из стабилизированной эмульсии. В некоторых вариантах процесс извлечения 306 включает извлечение углеводородов из стабилизированной эмульсии взвеси в ходе флотационного процесса.

После извлечения углеводородов из водной фазы в ходе флотационного процесса по крайней мере часть стабилизированной эмульсии можно разрушить в ходе процесса дестабилизации 308, при этом образуются дискретные несмешиваемые фазы, включащие водную фазу и углеводородную фазу. Одно или более свойств (например, температура, рН, состав материалов, давление и т.п.) стабилизированной эмульсии или водной фазы можно модифицировать (например, изменить), чтобы по крайней мере частично дестабилизировать эмульсию. Например, величину рН водной фазы можно модифицировать для повышения растворимости амфифильных наночастиц в водной фазе, и тем самым дестабилизировать эмульсию, при этом образуются дискретные несмешиваемые фазы. Величину рН стабилизированной эмульсии можно изменить, чтобы вызвать перемещение амфифильных наночастиц в водную фазу и дестабилизировать эмульсию, как описано выше со ссылкой на процесс дестабилизации эмульсии 206, фиг. 2. В других вариантах в эмульсию можно добавлять деэмульгатор для разрушения эмульсии и образования дискретных несмешиваемых фаз, включающих водную фазу и углеводородную фазу.

После дестабилизации эмульсии углеводородный материал можно отделить от водного материала и регенерировать. Затем можно регенерировать амфифильные наночастицы из водной фазы. В некоторых вариантах величину рН водного раствора можно регулировать для снижения растворимости амфифильных наночастиц в водном растворе и для осаждения амфифильных наночастиц из водного раствора. Например, если амфифильные наночастицы включают функциональные группы, такие как функциональные аминогруппы, снижение величины рН водного материала может снизить растворимость амфифильных наночастиц в водном растворе, и тем самым вызвать их осаждение из водного раствора. В тех вариантах, когда функциональной группой амфифильных наночастиц является гидроксильная, карбоксильная, карбонильная, тиольная, фосфатная или другая анионная группа, повышение величины рН водного раствора может вызвать осаждение амфифильных наночастиц из водного раствора. В других вариантах, амфифильные наночастицы регенерируют фильтрованием водного раствора через фильтр. Размер пор фильтра может находится в интервале от приблизительно 10 нм до 5000 нм в зависимости от размера амфифильных наночастиц. В еще одних вариантах можно осуществлять более одной стадий фильтрования. Например, на первой стадии фильтрования можно отфильтровать песок и другие твердые частицы с большим диаметром по сравнению с амфифильными наночастицами. Затем амфифильные наночастицы можно отделить от водного раствора.

Хотя в описании описаны различные модификации и альтернативные формы, конкретные варианты осуществления настоящего изобретения описаны более подробно в виде примеров и на фигурах. Однако описание не ограничивается представленными конкретными формами. А наоборот описание включает все модификации, эквиваленты и альтернативные формы, включенные в объем настоящего описания, как определено в прилагаемых пунктах формулы изобретения, и их правомерные эквиваленты.

1. Способ получения углеводородного материала из по крайней мере одного подземного пласта и нефтеносного песчаника, включающий:

смешивание амфифильных наночастиц с флюидом-носителем для образования суспензии, амфифильные наночастицы включают основную часть, гидрофобные группы, присоединенные к первой стороне основной части, и гидрофильные группы, включающие анионные функциональные группы или катионные функциональные группы, присоединенные ко второй стороне основной части;

до контактирования по крайней мере одного подземного пласта и взвеси, включающей нефтеносный песчаник и воду, с суспензией модифицируют величину рН суспензии, где модифицирование величины рН суспензии включает:

уменьшение величины рН суспензии, включающей амфифильные наночастицы, включающие катионные функциональные группы, для повышения растворимости амфифильных наночастиц в суспензии, реагирующей на уменьшение величины рН суспензии; или

увеличение величины рН суспензии, включающей амфифильные наночастицы, включающие анионные функциональные группы, для повышения растворимости амфифильных наночастиц в суспензии, реагирующей на увеличение величины рН суспензии;

контактирование по крайней мере одного подземного пласта и взвеси, включающей нефтеносный песчаник и воду, с суспензией для образования эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами, и

удаление углеводородов из эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами.

2. Способ по п. 1, где смешивание амфифильных наночастиц с флюидом-носителем для образования суспензии включает смешивание с флюидом-носителем амфифильных наночастиц, включающих по крайней мере один диоксид кремния и по крайней мере один металл, выбранный из группы, включающей железо, титан, германий, олово, свинец, цирконий, рутений, никель и кобальт.

3. Способ по п. 2, где смешивание амфифильных наночастиц с флюидом-носителем для образования суспензии включает смешивание амфифильных наночастиц, включающих функциональную аминогруппу, с флюидом-носителем.

4. Способ по п. 1, где смешивание амфифильных наночастиц с флюидом-носителем для образования суспензии включает формирование суспензии, включающей приблизительно от 50 част./млн до приблизительно 500 част./млн амфифильных наночастиц.

5. Способ по п. 1, дополнительно включающий изменение величины рН суспензии после контактирования по крайней мере одного подземного пласта и взвеси, включающей битуминозный песчаник и воду, с суспензией.

6. Способ по п. 1, дополнительно включающий дестабилизацию эмульсии после удаления углеводородов из эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами.

7. Способ по п. 6, где дестабилизация эмульсии включает повышение растворимости амфифильных наночастиц в водной фазе.

8. Способ по п. 7, где дестабилизация эмульсии включает изменение величины рН водной фазы.

9. Способ по п. 1, дополнительно включающий регенерацию по крайней мере части амфифильных наночастиц из эмульсии после удаления углеводородов из эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами.

10. Способ по п. 9, где регенерация по крайней мере части амфифильных наночастиц из эмульсии после удаления углеводородов из эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами, включает снижение растворимости амфифильных наночастиц в водной фазе.

11. Способ формирования суспензии для заводнения, включающий:

гидролиз гидрофильного соединения, включающего по крайней мере одно из следующих соединений: ортосиликат, оксисилан, аминосилан, силанол, эпоксисилан и алкоксид металла, при этом образуется экспонированная гидроксильная группа,

гидролиз гидрофобного соединения, включающего оксисилан, включающий неполярную углеводородную группу,

взаимодействие экспонированной группы гидрофильного соединения с гидроксильной группой гидрофобного соединения, при этом образуются амфифильные наночастицы, и

смешивание амфифильных наночастиц по крайней с одним флюидом-носителем.

12. Способ по п. 11, где гидролиз гидрофильного соединения, включающего по крайней мере одно из следующих соединений: ортосиликат, оксисилан, аминосилан, силанол, эпоксисилан и алкоксид металла, включает гидролиз гидрофильного соединения, включающего по крайней мере одну гидролизуемую группу и по крайней мере одну функциональную группу, выбранную из группы, включающей гидроксильную, карбоксильную, карбонильную, аминогруппу, тиольную и фосфатную группы.

13. Способ по п. 11, где гидролиз гидрофильного соединения, включающего по крайней мере одно из следующих соединений: ортосиликат, оксисилан, аминосилан, силанол, эпоксисилан и алкоксид металла, при этом образуется экспонированная гидроксильная группа, и гидролиз гидрофобного соединения, включающего оксисилан, включающий неполярную углеводородную группу, включает гидролиз гидрофильного соединения до гидролиза гидрофобного соединения.

14. Способ по п. 11, где гидролиз гидрофильного соединения, включающего по крайней мере одно из следующих соединений: ортосиликат, оксисилан, аминосилан, силанол, эпоксисилан и алкоксид металла, при этом образуется экспонированная гидроксильная группа, включает гидролиз гидрофильного соединения, включающего аминосилан.

15. Способ по п. 11, где гидролиз гидрофобного соединения, включающего оксисилан, включающий неполярную углеводородную группу, включает гидролиз гидрофобного соединения, включающего оксисилан, включающий алкильную группу.

16. Способ по п. 11, где взаимодействие экспонированной гидроксильной группы гидрофильного соединения с гидроксильной группой гидрофобного соединения включает образование амфифильных наночастиц с диаметром в интервале от приблизительно 200 нм до приблизительно 1000 нм.

17. Суспензия для извлечения углеводородов из подземного пласта путем заводнения, включающая:

множество амфифильных наночастиц, которые включают:

материал-основу, включающую по крайней мере одно из следующих соединений: диоксид кремния, металл и оксид металла,

множество гидрофильных функциональных групп, расположенных на поверхности материала-основы, и

множество гидрофобных функциональных групп, расположенных на противоположной поверхности материала-основы, и

по крайней мере один флюид-носитель, где величина рН суспензии составляет ниже чем 3,0.

18. Суспензия по п. 17, где множество гидрофобных функциональных групп, расположенных на противоположной поверхности материала-основы, включает множество алкильных групп.

19. Суспензия по п. 17, где множество гидрофильных функциональных групп, расположенных на поверхности материала-основы, включает множество аминогрупп и множество гидроксильных групп.

20. Суспензия по п. 17, где суспензия для заводнения включает концентрацию в интервале от приблизительно 50 част./млн до приблизительно 5000 част./млн амфифильных наночастиц.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к обработке воды, получаемой в ходе операций по обработке скважин. Способ обработки добываемой или возвратной воды из подземного пласта, включающий: смешивание добываемой или возвратной воды из подземного резервуара с серо- или фосфорсодержащим нуклеофильным агентом, где указанная вода содержит полимерный загуститель или его остаток, а также разжижитель, содержащий витамин В1, разжижитель, содержащий илид, или и разжижитель, содержащий витамин В1, и разжижитель, содержащий илид, дезактивацию указанного разжижителя в присутствии серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента для получения воды, пригодной для рециркуляции, и закачивание рециркуляционной воды в подземный резервуар.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. По одному варианту в способе извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающем приготовление и закачку в пласт мицеллярного раствора - МР, содержащего углеводородную жидкость - УЖ, поверхностно-активное вещество - ПАВ, изопропиловый спирт и пресную воду, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины - НПНС при начальном давлении закачки и минерализацию воды - МВ, при НПНС 100-250 м3/сут и МВ 0,15 г/дм3 закачивают МР в объеме 2-10 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта - м3/м ТПП, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, или водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.

Изобретение относится к использованию закупоривающих агентов и смесей, их содержащих, для интенсификации добычи углеводородов из подземных пластов. Способ интенсификации добычи углеводородов из подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии, на которых заливают смесь, содержащую растворимый закупоривающий агент и проппант, в высокопроницаемую зону трещины внутри подземного пласта вблизи ствола скважины, расклинивают в открытом состоянии по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны проппантом смеси и блокируют по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны закупоривающим агентом, закачивают флюид в подземный пласт и в зону пласта с более низкой проницаемостью, расположенную дальше от ствола скважины, растворяют закупоривающий агент, блокирующий по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны вблизи ствола скважины, и добывают углеводороды из высокопроницаемой зоны и зоны с более низкой проницаемостью.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли. В способе очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) от глинистых образований удаляют рыхлую часть глинистых образований путем промывки ПЗП технической водой, после чего закачивают в ПЗП очищающий реагент на водной основе и выдерживают упомянутый реагент до разрушения плотной части глинистых образований.

Изобретение относится к способу добычи нефти из пласта. Способ добычи нефти из нефтеносного пласта, включающий смешивание анионогенного поверхностно-активного вещества - АПАВ, воды, полимера, бикарбоната щелочного металла и жидкого аммиака с образованием композиции для извлечения нефти, имеющей рН менее 10, измеренный при 25°C, введение полученной композиции в нефтеносный пласт, контактирование ее с нефтью в нефтеносном пласте и добычу нефти из нефтеносного пласта после введения указанной композиции.

Изобретение относится к композитному материалу и способу его применения в операциях по обработке скважин. Композитный материал для обработки скважины включает агент для модификации поверхности, покрывающий по крайней мере частично твердую частицу и содержащий гидрофобный хвост и якорный фрагмент для фиксации гидрофобного хвоста к твердой частице, где якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты и дополнительно, где по меньшей мере одно из следующих условий имеет приоритетное значение: (а) гидрофобный хвост содержит перфорированную группу приведенной структуры, (б) гидрофобный хвост является фторсодержащим остатком, характеризующимся приведенной структурой, (в) агент для модификации поверхности характеризуется приведенной формулой или (г) агент для модификации поверхности выбирают из приведенной группы.

Настоящее изобретение относится к способу обработки и жидкости для обработки для увеличения проницаемости пластов органогенного сланца. Способ обработки включает обработку пласта органогенного сланца жидкостью для обработки.

Настоящее изобретение относится к извлечению подземных ресурсов, таких как нефть, природный газ, сланцевый газ, при использовании гидравлического разрыва пласта. Способ извлечения подземных ресурсов с помощью нагнетания текучей среды, заполняющей рудоподводящий канал, в котором формируют трещины и далее с помощью формирования или роста трещин подземные ресурсы извлекают через трещины, в котором блокирующий гидролиз агент вводят под давлением в текучую среду, чтобы блокировать отклоняющий агент, служащий для временного перекрытия трещин, где блокирующий гидролиз агент представляет собой способную к гидролизу смолу, имеющую температуру стеклования (Tg) более низкую, чем температура окружающей среды извлечения, и способная к гидролизу смола, используемая в качестве блокирующего гидролиз агента, имеет индекс кристаллизации ΔHm не более 70 Дж/г, представленный приведенной расчетной формулой.

Настоящее изобретение относится к обработке подземного пласта. Способ обработки кремнистого или содержащего оксиды металлов подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий приготовление водного обрабатывающего флюида, содержащего обрабатывающий агент для модификации поверхности, имеющий якорь, и гидрофобный хвост; и водную среду, содержащую органическую кислоту; закачку водного обрабатывающего флюида в скважину, проходящую через подземный пласт, и связывание обрабатывающего агента для модификации поверхности с поверхностью подземного пласта путем прикрепления якоря к пласту, при этом или (а) якорь представляет собой металл и гидрофобный хвост представляет собой кремнийорганический материал, фторированный углеводород или оба - кремнийорганический материал и фторированный углеводород, или (b) якорь представляет собой производное фосфорорганической кислоты и гидрофобная группа прикреплена к нему, металл якоря представляет собой металл Группы 3, 4, 5 или 6, органическую кислоту выбирают из группы, состоящей из уксусной, муравьиной, лимонной, щавелевой, малоновой, янтарной, яблочной, винной, фталевой, этилендиаминтетрауксусной (EDTA), нитрилотриуксусной, гликолевой, N-гидроксиэтил-N, N', N'-этилендиаминтриуксусной, гидроксиэтилиминодиуксусной, диэтилентриаминпентауксусной, циклогексилендиаминтетрауксусной кислот и их смесей.

Настоящее изобретение относится к способам и системам для получения стабилизированной эмульсии и извлечения углеводородного материала из подземного пласта. Способ извлечения углеводородного материала, включающий: объединение множества амфифильных наночастиц, содержащих углеродное ядро, выбранное из группы, содержащей по меньшей мере один из следующих материалов: углеродные нанотрубки, наноалмазы, графит, графен, оксид графена, фуллерены и луковичные фуллерены, где амфифильные наночастицы включают гидрофильные функциональные группы на поверхности указанного углеродного ядра и гидрофобные функциональные группы на другой поверхности указанного углеродного ядра, с несущей текучей средой, содержащей воду или солевой раствор, с получением суспензии, приведение по меньшей мере одного из подземного пласта или пульпы, содержащей битуминозный песок и воду, в контакт с указанной суспензией с получением эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами, и извлечение углеводородов из указанной эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной малоразведанной залежи. Технический результат - повышение эффективности способа за счет повышения дебита добывающих скважин.

Группа изобретений относится к области добычи природного газа из газового месторождения, и в частности, к компенсации добычи природного газа при снижении пластового давления, ведущего к проседанию пластов.
Изобретение относится к области разработки нефтяного и газонефтяного пласта трещино-кавернозно-порового типа с помощью добывающих и нагнетательных скважин. Технический результат - обеспечение дополнительной добычи нефти и более высокой конечной нефтеотдачи пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной малоразведанной залежи. Технический результат - снижение затрат на разработку за счет уточненного размещения горизонтальных скважин и повышения дебита добывающих скважин.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности разработки битуминозных аргиллитов и песчаников. Первоначально бурят скважину, вскрывающую целевой объект, и устанавливают скважинное оборудование, обеспечивающее подъем продукции скважины и задавливание растворителя при давлении выше гидроразрыва пласта.
Изобретение относится к обработке воды, получаемой в ходе операций по обработке скважин. Способ обработки добываемой или возвратной воды из подземного пласта, включающий: смешивание добываемой или возвратной воды из подземного резервуара с серо- или фосфорсодержащим нуклеофильным агентом, где указанная вода содержит полимерный загуститель или его остаток, а также разжижитель, содержащий витамин В1, разжижитель, содержащий илид, или и разжижитель, содержащий витамин В1, и разжижитель, содержащий илид, дезактивацию указанного разжижителя в присутствии серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента для получения воды, пригодной для рециркуляции, и закачивание рециркуляционной воды в подземный резервуар.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. По одному варианту в способе извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающем приготовление и закачку в пласт мицеллярного раствора - МР, содержащего углеводородную жидкость - УЖ, поверхностно-активное вещество - ПАВ, изопропиловый спирт и пресную воду, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины - НПНС при начальном давлении закачки и минерализацию воды - МВ, при НПНС 100-250 м3/сут и МВ 0,15 г/дм3 закачивают МР в объеме 2-10 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта - м3/м ТПП, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, или водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.

Изобретение относится к использованию закупоривающих агентов и смесей, их содержащих, для интенсификации добычи углеводородов из подземных пластов. Способ интенсификации добычи углеводородов из подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии, на которых заливают смесь, содержащую растворимый закупоривающий агент и проппант, в высокопроницаемую зону трещины внутри подземного пласта вблизи ствола скважины, расклинивают в открытом состоянии по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны проппантом смеси и блокируют по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны закупоривающим агентом, закачивают флюид в подземный пласт и в зону пласта с более низкой проницаемостью, расположенную дальше от ствола скважины, растворяют закупоривающий агент, блокирующий по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны вблизи ствола скважины, и добывают углеводороды из высокопроницаемой зоны и зоны с более низкой проницаемостью.
Настоящее изобретение относится к способу извлечения битума. Способ включает стадию обработки нефтеносных песков простым гликолевым эфиром, блокированным пропиленоксидом на концах цепи.

Изобретение относится к способу добычи нефти из пласта. Способ добычи нефти из нефтеносного пласта, включающий смешивание анионогенного поверхностно-активного вещества - АПАВ, воды, полимера, бикарбоната щелочного металла и жидкого аммиака с образованием композиции для извлечения нефти, имеющей рН менее 10, измеренный при 25°C, введение полученной композиции в нефтеносный пласт, контактирование ее с нефтью в нефтеносном пласте и добычу нефти из нефтеносного пласта после введения указанной композиции.
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для воздействия на добываемые флюиды, предназначенным для образования стойкой водонефтяной эмульсии, а также для предотвращения отложения асфальтенов, смол, асфальто-смоло-парафиновых веществ (АСПВ) при добычи и транспортировки нефти.

Настоящее изобретение относится к способам и системам формирования стабилизированной эмульсии и извлечения углеводородного материала из подземного пласта. Способ получения углеводородного материала из по крайней мере одного подземного пласта и нефтеносного песчаника, включающий смешивание амфифильных наночастиц с флюидом-носителем для образования суспензии, амфифильные наночастицы включают основную часть, гидрофобные группы, присоединенные к первой стороне основной части, и гидрофильные группы, включающие анионные или катионные функциональные группы, присоединенные ко второй стороне основной части, до контактирования по крайней мере одного подземного пласта и взвеси, включающей нефтеносный песчаник и воду, с суспензией модифицируют величину рН суспензии, где модифицирование включает уменьшение величины рН суспензии, включающей амфифильные наночастицы, включающие катионные функциональные группы, для повышения растворимости амфифильных наночастиц в суспензии, реагирующей на уменьшение величины рН суспензии, или увеличение величины рН суспензии, включающей амфифильные наночастицы, включающие анионные функциональные группы, для повышения растворимости амфифильных наночастиц в суспензии, реагирующей на увеличение величины рН суспензии, контактирование по крайней мере одного подземного пласта и взвеси, включающей нефтеносный песчаник и воду, с суспензией для образования эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами, и удаление углеводородов из эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами. Способ формирования суспензии для заводнения, включающий гидролиз гидрофильного соединения, включающего по крайней мере одно из следующих соединений: ортосиликат, оксисилан, аминосилан, силанол, эпоксисилан и алкоксид металла, при этом образуется экспонированная гидроксильная группа, гидролиз гидрофобного соединения, включающего оксисилан, включающий неполярную углеводородную группу, взаимодействие экспонированной группы гидрофильного соединения с гидроксильной группой гидрофобного соединения, при этом образуются амфифильные наночастицы, и смешивание амфифильных наночастиц, по крайней мере, с одним флюидом-носителем. Суспензия для извлечения углеводородов из подземного пласта путем заводнения, включающая множество амфифильных наночастиц, включающих материал-основу, включающую по крайней мере одно из соединений: диоксид кремния, металл и оксид металла, множество гидрофильных функциональных групп, расположенных на поверхности материала-основы, и множество гидрофобных функциональных групп, расположенных на противоположной поверхности материала-основы, и по крайней мере один флюид-носитель, где величина рН суспензии составляет ниже чем 3,0. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности извлечения углеводородов из подземного пласта. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 ил.

Наверх