Суспензии для улучшенного извлечения углеводородов и способы извлечения углеводородов с использованием указанных суспензий

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. Суспензия для извлечения углеводородов из подземного пласта, включающая множество амфифильных наночастиц, содержащих углеродное ядро, содержащее по меньшей мере один из следующих материалов: углеродные нанотрубки, наноалмазы, графит, графен, оксид графена, фуллерены и луковичные фуллерены, гидрофобные функциональные группы на поверхности указанного углеродного ядра и гидрофильные функциональные группы на другой поверхности указанного углеродного ядра и несущую текучую среду, содержащую воду или солевой раствор. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 24 пр., 5 ил.

 

ИСПРАШИВАНИЕ ПРИОРИТЕТА

Настоящая заявка испрашивает приоритет согласно дате подачи заявки на патент США № 14/519728, поданной 21 октября 2014 г., под названием «Suspensions for enhanced oil recovery, and methods of recovering hydrocarbons using the suspensions» («СУСПЕНЗИИ ДЛЯ УЛУЧШЕННОГО ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ И СПОСОБЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ УКАЗАННЫХ СУСПЕНЗИЙ»), которая представляет собой частичное продолжение заявки на патент США № 14/169432, поданной 31 января 2014 г., под названием «Nano-surfactanTs for enhanced hydrocarbon recovery, and methods of forming and using such nano-surfactants» («НАНО-ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫЕ ВЕЩЕСТВА ДЛЯ УЛУЧШЕННОГО ИЗВЛЕЧЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ, И СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ И ПРИМЕНЕНИЯ ТАКИХ НАНО-ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ»), содержание каждой из которых полностью включено в настоящую заявку посредством ссылок.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Варианты реализации настоящего изобретения в целом относятся к способам и системам для получения стабилизированной эмульсии и извлечения углеводородного материала из подземного пласта.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Заводнение представляет собой традиционный способ улучшения извлечения углеводородных материалов (например, сырой нефти, природного газа и т.д.) из подземных пластов. В указанном способе текучую среду на водной основе (например, воду, солевой раствор, и т.д.) нагнетают в подземный пласт через нагнетательные скважины для вытеснения углеводородного материала, содержащегося в промежутках (например, порах, трещинах, разломах, каналах и т.д.) подземного пласта, в направлении добывающих скважин, смещенных относительно нагнетательных скважин. В текучую среду на водной основе можно вводить одну или более добавок, способствующих извлечению и последующей переработке углеводородного материала.

Например, в некоторых подходах, в текучую среду на водной основе можно вводить поверхностно-активное вещество, твердые частицы (например, коллоиды) или обе указанные добавки. Поверхностно-активное вещество и/или твердые частицы могут прилипать или скапливаться на поверхностях раздела между углеводородным материалом и водным материалом с образованием стабилизированной эмульсии, в которой один углеводородный материал или водный материал диспергирован в другом водном материале или углеводородном материале. Поверхностно-активные вещества могут снижать поверхностное натяжение между углеводородной фазой и водной фазой, как например, в эмульсии углеводородной фазы, диспергированной в водной фазе. Стабилизация с участием поверхностно-активного вещества, твердых частиц или обеих указанных добавок, снижает межфазное поверхностное натяжение между углеводородом и водой и снижает энергию системы, препятствуя коалесценции диспергированного материала (например, углеводородного материала или водного материала) и поддерживая один из материалов, диспергированный в виде элементов (например, мелких капель) в объеме другого материала. Снижение поверхностного натяжения увеличивает проницаемость и текучесть углеводородного материала. Вследствие этого углеводородный материал можно легче транспортировать и извлекать из подземного пласта, по сравнению со способами заводнения без добавления поверхностно-активного вещества и/или твердых частиц. Эффективность эмульсии определяют, по большей части, по способности эмульсии оставаться стабильной и гарантировать смешивание двух фаз.

Тем не менее, применение поверхностно-активных веществ обычно ограничено стоимостью химических веществ и их адсорбцией и потерей на горной породе содержащего углеводород пласта. К сожалению, эффективность различных поверхностно-активных веществ может значительно снижаться в присутствии растворенных солей (например, таких как различные соли, обычно содержащиеся в подземном пласте). Кроме того, поверхностно-активные вещества обладают склонностью прилипать к поверхностям подземного пласта, что требует экономически нежелательного введения большего количества поверхностно-активного вещества в нагнетаемую текучую среду на водной основе для учета указанных потерь. Может быть затруднительно удалять твердые частицы из стабилизированной эмульсии во время последующей переработки, что препятствует коалесценции углеводородного материала и водного материала, образующих указанную эмульсию, с образованием отдельных несмешивающихся компонентов, и значительно замедляет отдельный сбор углеводородного материала. Кроме того, поверхностно-активные вещества часто являются функциональными или стабильными только в конкретном диапазоне температур, и могут терять функциональность при повышенных температурах или различных условиях, имеющих место в подземном пласте.

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Варианты реализации, описанные в настоящей заявке, включают способы извлечения углеводородного материала из подземного пласта или из битуминозного песка, а также связанные с указанными способами стабилизированные эмульсии. Например, согласно одному из вариантов реализации, способ извлечения углеводородного материала включает комбинирование амфифильных наночастиц, содержащих углеродное ядро, по меньшей мере одну гидрофильную группу и по меньшей мере одну гидрофобную группу, с несущей текучей средой, с образованием суспензии, осуществление контакта по меньшей мере одного подземного пласта и суспензии, содержащей битуминозный песок и воду, с указанной суспензией, с образованием эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами, и извлечение углеводородов из указанной эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами.

В дополнительных вариантах реализации способ извлечения углеводорода из подземного пласта включает создание по меньшей мере одной гидрофильной группы на поверхности углеродсодержащего материала, содержащего про меньшей мере один компонент из углеродной нанотрубки, фуллерена, наноалмаза, графена и оксида графена, смешивание указанного углеродсодержащего материала с несущей текучей средой с образованием суспензии, нагнетание указанной суспензии в подземный пласт и осуществление контакта углеводородов в подземном пласте с указанной суспензией в несущей текучей среде, с образованием эмульсии, стабилизированной углеродсодержащим материалом, и транспортировку полученной эмульсии на поверхность подземного пласта.

В других вариантах реализации суспензия для извлечения углеводородов из подземного пласта содержит множество углеродсодержащих амфифильных наночастиц, указанные наночастицы содержат гидрофобные функциональные группы на поверхности углеродсодержащего материала и гидрофильные функциональные группы на другой поверхности углеродсодержащего материала. Указанная суспензия дополнительно содержит несущую текучую среду.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

В то время как описание завершается формулой изобретения, конкретно указывающей и ясно заявляющей, что рассматривают как варианты реализации настоящего изобретения, преимущества вариантов реализации настоящего изобретения могут быть легче определены из следующего описания конкретных вариантов реализации настоящего изобретения, при прочтении вместе с прилагаемыми чертежами, на которых:

ФИГ. 1A – ФИГ. 1C представляют собой упрощенные схематические изображения амфифильной наночастицы согласно вариантам реализации настоящего изобретения;

ФИГ. 2 представляет собой упрощенную технологическую схему, изображающую способ извлечения углеводородов из подземного пласта, согласно вариантам реализации настоящего изобретения; и

ФИГ. 3 представляет собой упрощенную технологическую схему, изображающую способ извлечения углеводородов из битуминозного песка, согласно вариантам реализации настоящего изобретения.

ПУТЬ (ПУТИ) ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Представленные иллюстрации не являются реальными изображениями какого-либо конкретного материала, компонента или системы, а являются только идеализированными представлениями, применяемыми для описания вариантов реализации настоящего изобретения.

Следующее описание обеспечивает конкретные подробности, такие как типы материалов, композиции и условия переработки для обеспечения подробного описания вариантов реализации настоящего изобретения. Тем не менее, средний специалист в данной области техники поймет, что варианты реализации настоящего изобретения можно осуществлять на практике без указанных конкретных подробностей. В действительности, варианты реализации настоящего изобретения можно осуществлять на практике вместе с традиционными методиками, применяемыми в промышленности. Ниже подробно описаны только те технологические действия и структуры, которые необходимы для понимания вариантов реализации настоящего изобретения. Дополнительные действия или материалы для извлечения углеводородного материала из подземного пласта или из битуминозных песков (например, нефтеносных песков, гудронных песков и т.д.) можно осуществлять при помощи традиционных методик.

Описаны способы получения амфифильных наночастиц с двойной функциональностью. В настоящем описании термин «наночастица» обозначает и включает частицу, имеющую среднюю ширину или диаметр частицы менее примерно 1000 нм. В настоящем описании «амфифильная наночастица» обозначает и включает наночастицу, обладающую одновременно гидрофильными и гидрофобными свойствами (например, аналогично «двуликим» частицам). Амфифильная наночастица может включать двумерную структуру, в которой одна сторона структуры обладает гидрофобными характеристиками, а другая, противоположная, сторона структуры обладает гидрофильными характеристиками. Например, амфифильная наночастица может содержать одновременно гидрофильные и гидрофобные функциональные группы. В других вариантах реализации амфифильная наночастица может быть образована гидрофобным материалом ядра и по меньшей мере одна сторона или часть гидрофобного материала ядра может быть функционализирована гидрофильными функциональными группами. Поверхностно-активные вещества, содержащие такие амфифильные наночастицы, могут иметь большую удельную поверхность и могут быть стабильными при более высоких температурах и концентрациях солей, чем традиционные содержащие частицы поверхностно-активные вещества, применяемые для стабилизации эмульсий. Кроме того, функциональные группы амфифильных наночастиц могут быть выполнены с возможностью взаимодействия с различными подземными средами.

Амфифильные наночастицы могут скапливаться, прилипать и/или адсорбироваться на минералах в подземном пласте, могут адсорбироваться на поверхностях раздела между углеводородным материалом и водным материалом, или в обоих указанных местах. Амфифильные наночастицы могут образовывать стабилизированную эмульсию (например, эмульсию Пикеринга), содержащую элементы одного из углеводородного материала и водного материала. В настоящем описании термин «эмульсия» относится к суспензиям мелких капель одной несмешивающейся текучей среды в другой текучей среде. Эмульсия может снижать межфазное поверхностное натяжение между непрерывной фазой и диспергированной фазой. Снижение межфазного поверхностного натяжения между, например, диспергированной углеводородной фазой и непрерывной водной фазой может увеличивать подвижность углеводорода (например, нефти) и извлечение углеводорода из подземного пласта или образование суспензии битуминозного песка, содержащего углеводород.

Амфифильные наночастицы могут быть выполнены с возможностью удерживаться на поверхности раздела между полярной фазой и неполярной фазой, между гидрофильной фазой и гидрофобной фазой и/или между углеводородной фазой и водной фазой, такой как поверхность раздела между газовой фазой и водной фазой, поверхность раздела между жидкой углеводородной фазой и водной фазой, или поверхность раздела между твердой фазой и по меньшей мере одной из водной фазы и углеводородной фазы. Амфифильные частицы могут стабилизировать эмульсию углеводородной фазы в водной фазе или эмульсию водной фазы в углеводородной фазе. Стабилизация эмульсии может предотвращать коалесценцию эмульсии после образования поверхности раздела эмульсии. Одна сторона (например, гидрофильная сторона) амфифильных наночастиц может быть выполнена с возможностью притягиваться к водной фазе, в то время как другая сторона (например, гидрофобная сторона) амфифильных наночастиц может быть выполнена с возможностью притягиваться к углеводородной фазе.

Амфифильные частицы, полученные при помощи способов согласно настоящему описанию могут иметь большую удельную поверхность, чем традиционные поверхностно-активные вещества. Функционализированные поверхности амфифильных наночастиц могут быть выполнены с возможностью взаимодействия с поверхностью раздела между углеводородной фазой и водной фазой, или с поверхностями твердых частиц (например, минералов) в подземном пласте, с образованием стабильной эмульсии из непрерывной водной или углеводородной фазы и диспергированной другой углеводородной или водной фазы. Стабильностью эмульсии можно управлять путем управления одним или более из следующих вариантов: управление растворимостью амфифильных наночастиц в водной фазе, управление pH эмульсии и/или водной фазы, и управление поверхностным зарядом амфифильных наночастиц.

На ФИГ. 1A 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 могут быть модифицированы функциональными группами для придания желаемых физических и химических свойств поверхности амфифильной наночастицы 100. Например, гидрофильная часть 102 может включать по меньшей мере одну гидрофильную функциональную группу на поверхности основной части, и гидрофобная часть 104 может включать по меньшей мере одну гидрофобную группу на поверхности основной части. В других вариантах реализации гидрофобная часть 104 может быть образована основной частью и гидрофильная часть 102 может включать по меньшей мере одну гидрофильную функциональную группу на поверхности гидрофобной основной части.

Основная часть может включать любой материал, который может быть химически модифицирован функциональными группами с образованием гидрофильной части 102 и гидрофобной части 104. В некоторых вариантах реализации основная часть включает основу из диоксида кремния. В других вариантах реализации основная часть включает металл или оксид металла. Например, основная часть может включать такой металл, как железо, титан, германий, олово, свинец, цирконий, рутений, никель, кобальт, оксиды указанных металлов и комбинации указанных материалов. В других вариантах реализации основная часть может включать материал на основе углерода, такой как по меньшей мере один из следующих материалов: углеродные нанотрубки (например, однослойные углеродные нанотрубки (ОСУНТ), многослойные углеродные нанотрубки (МСУНТ) и комбинации указанных материалов), наноалмазы, графит, графен, оксид графена, фуллерены, луковичные структуры (например, «луковичный фуллерен»). Таким образом, основная часть может включать диоксид кремния, металл, такой как железо, титан, германий, олово, свинец, цирконий, рутений, никель, кобальт, углеродные нанотрубки, углеродные наноалмазы, графен, оксид графена, фуллерены, луковичные фуллерены и комбинации указанных материалов.

Амфифильная наночастица 100 может быть образована из множества гидрофильных прекурсоров и множества гидрофобных прекурсоров. В настоящем описании термин «гидрофильный прекурсор» включает материалы, содержащие по меньшей мере один атом углерода, кремния, железа, титана, германия, олова, свинца, циркония, рутения, никеля и кобальта, и по меньшей мере одну гидрофильную функциональную группу. В настоящем описании термин «гидрофобный прекурсор» включает материалы, содержащие по меньшей мере один атом углерода, кремния, железа, титана, германия, олова, свинца, циркония, рутения, никеля и кобальта, и по меньшей мере одну гидрофобную функциональную группу. В некоторых вариантах реализации множество гидрофильных прекурсоров может взаимодействовать с образованием наночастицы, включающей основу из по меньшей мере одного из следующих материалов: углерод, диоксид кремния, металл и оксид металла, с одной или более гидрофильными функциональными группами, присоединенными к поверхности указанной основы. Гидрофильные функциональные группы гидрофильной части 102 могут быть образованы из гидрофильных функциональных групп гидрофильного прекурсора.

Поверхность основной части может быть химически модифицирована для получения амфифильных наночастиц 100, содержащих гидрофобную часть 104 в дополнение к гидрофильной части 102. Гидрофобная часть 104 может быть образована из гидрофобных групп, присоединенных к поверхности основной части. Гидрофобные группы могут включать неполярные группы, такие как, например, алкильные цепи. Если основная часть образована из углерода (например, углеродные нанотрубки, наноалмазы, графит, графен, оксид графена, фуллерены, луковичные фуллерены и т.д.), гидрофобная часть 104 может содержать основную часть и гидрофильная часть 102 может быть образована на по меньшей мере одной из поверхностей гидрофобной основной части. Гидрофильная часть 102 может являться растворимой в водной фазе, в то время как гидрофобная часть 104 может являться растворимой в органической фазе.

Может быть получена амфифильная наночастица 100 различных форм. Формой амфифильной наночастицы 100 можно управлять, управляя ростом амфифильных наночастиц 100 в присутствии структурообразующего агента. Неограничивающие примеры структурообразующих агентов включают полимеры, такие как полипиррол (например, поливинилпирролидон (ПВП)), окисленный полипиррол, дифениловый сложный эфир и бромид цетилтриметиламмония (ЦTAБ). Продолжая рассматривать ФИГ. 1A, амфифильная наночастица 100 может включать основу трубчатой формы со сплошной гидрофильной частью 102 и имеющей форму полой трубки гидрофобной частью 104. Амфифильные наночастицы 100, образованные из ОСУНТ и МСУНТ, могут иметь трубчатую форму, как показано на ФИГ. 1A. Рассматривая ФИГ. 1B, амфифильная наночастица 100 может иметь в целом сферическую форму, с гидрофильной частью 102 на одной стороне и гидрофобной частью 104 на противоположной стороне. Амфифильные наночастицы 100, образованные из наноалмазов, фуллеренов и луковичных фуллеренов, могут обладать сферической формой, показанной на ФИГ. 1B. Рассматривая ФИГ. 1C, амфифильная наночастица 100 может иметь форму пластинки. Одна сторона пластинки может представлять собой гидрофильную часть 102, а другая сторона пластинки может представлять собой гидрофобную часть 104. Если амфифильные наночастицы 100 образованы из основы, содержащей графен или оксид графена, амфифильные наночастицы 100 могут иметь форму пластинок, как показано на ФИГ. 1C.

В некоторых вариантах реализации гидрофильную часть 102 амфифильных наночастиц 100 получают перед получением гидрофобной части 104. В некоторых вариантах реализации гидрофильную часть 102 получают путем гидролиза гидрофильного прекурсора. Гидрофильный прекурсор может включать органосилан общей формулы RnSiX(4-n), где X представляет собой поддающуюся гидролизу группу, такую как алкокси, ацилокси, амин или галогенидную группу, и Rn включает гидрофильную функциональную группу. В настоящем описании термин «поддающаяся гидролизу группа» обозначает и включает группу, которая может быть по меньшей мере частично деполимеризована для образования звеньев с меньшей молекулярной массой путем гидролиза (т.е. расщепления химической связи при взаимодействии с водой). Поддающаяся гидролизу группа может быть способна взаимодействовать с водным материалом, например, с водой.

Гидрофильный прекурсор может включать одну или более гидрофильные функциональные группы, такие как гидроксильная группа (–OH-), карбоксильная группа (–COOH-), карбонильная группа (–C=O), аминогруппа (–NH3+, -NH2, -NHR,-NRR', где R и R' включают углеводородную группу, такую как алкильная группа, алкенильная группа, алкинильная группа, арильная группа, каждая из которых может содержать один или более атомов водорода, замещенных одним или более из следующих заместителей: галогениды, гидроксильные группы, аминогруппы или серосодержащие группы), тиольная группа (–SH), фосфатная группа (–PO43-), или другие гидрофильные или полярные функциональные группы, помимо поддающихся гидролизу групп.

В некоторых вариантах реализации углеродсодержащий материал, образующий основную часть, может включать одну или более доступных функциональных групп, таких как гидроксильная группа, карбоксильная группа, карбонильная группа, аминогруппа, тиольная группа, фосфатная группа, азогруппа или другая гигрофильная или полярная функциональная группа. Например, углеродные нанотрубки могут включать одну или более гидрофильные функциональные группы по меньшей мере снаружи или внутри (например, на внутренней стенке или наружной стенке) углеродной нанотрубки. В других вариантах реализации по меньшей мере одна сторона графитовых пластинок, графеновых пластинок или пластинок оксида графена может быть функционализирована по меньшей мере одним типом гидрофильных функциональных групп.

В качестве неограничивающего примера, углеродсодержащий материал может быть функционализирован путем окисления концентрированной азотной кислотой, серной кислотой или комбинацией указанных кислот. При окислении могут образовываться карбоксильные группы на доступных поверхностях углеродсодержащего материала, таких как боковые стенки углеродных нанотрубок или доступные поверхности графеновой пластины. Доступные карбоксильные группы могут образовывать реакционные центры для дальнейшей функционализации углеродсодержащего материала. В некоторых вариантах реализации доступные карбоксильные группы можно подвергать воздействию амина (первичного амина (RNH2), вторичного амина (RR'NH) или третичного амина (RR'R''N), где R, R' и R'' включают углеводородную группу, такую как алкильная группа, алкенильная группа, алкинильная группа, арильная группа, каждая из которых может содержать один или более атомов водорода, замещенных одним или более из следующих заместителей: галогениды, гидроксильные группы, аминогруппы или серосодержащие группы), алканоламина (соединения, содержащего гидроксильную группу и по меньшей мере одну из групп NH2, NHR и NRR' где R и R' включают те же группы, что описаны выше для аминов), с образованием функционализированных амином нанотрубок. Аминогруппы, присоединенные к углеродсодержащей основе, могут образовывать гидрофильные группы, присоединенные к гидрофобной углеродсодержащей основе.

В других вариантах реализации доступные гидроксильные группы углеродсодержащего ядра могут взаимодействовать с другими гидрофильными прекурсорами, включая концевые гидроксильные группы, в реакции конденсации, для присоединения гидрофильной части 102 к углеродсодержащему материалу. Только в качестве примера, концевые гидроксильные группы углеродсодержащего материала могут взаимодействовать с такими материалами, как гидроксиламин (например, HO-NRR', где R и R' включают углеводородную группу как описано выше и включают по меньшей мере один атом водорода, замещенный одним или более из следующих заместителей: галогенид, гидроксильная группа, аминогруппа и серосодержащее соединение), в реакции конденсации.

Гидрофильный прекурсор может включать оксисиланы, ортосиликаты, аминосиланы, силанолы, эпоксисиланы, оксиды металлов, гидроксиды, гидроксиды металлов или комбинации указанных материалов. В настоящем описании термин «оксисилан» обозначает и включает материалы, содержащие атом кремния, связанный с по меньшей мере одним атомом кислорода (например, –Si–OR, где R представляет собой углеводородный материал или водород). В настоящем описании термин «ортосиликат» обозначает и включает материалы, содержащие атом кремния, связанный с четырьмя атомами кислорода (например, Si(OR)4, где R представляет собой углеводородный материал или водород).

Гидрофильный прекурсор может включать ортосиликаты, такие как, например, тетраметилортосиликат, тетраэтилортосиликат (TEOС), тетрапропилортосиликат, триметилметоксисилан, триэтилэтоксисилан или трипропилпропоксисилан. Гидролиз триметилметоксисилана, триэтилэтоксисилана или трипропилпропоксисилана может приводить к образованию силанола, такого как триметилсиланол, триэтилсиланол или трипропилсиланол, соответственно. В других вариантах реализации гидрофильный прекурсор включает этиоксисиланы, такие как триметоксисилан, триэтоксисилан или трибутил(этокси)силан.

В других вариантах реализации гидрофильный прекурсор включает гидроксиды металлов и соли металлов. Например, гидрофильный прекурсор 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 реализации гидрофильный прекурсор включает соль металла, такую как соли по меньшей мере одного из следующих металлов: железа, титана, германия, олова, свинца, циркония, рутения, никеля и кобальта. В некоторых вариантах реализации гидрофильный прекурсор, включающий гидроксид металла, может взаимодействовать с доступной гидроксильной группой на поверхности основы наночастицы.

В других вариантах реализации гидрофильный прекурсор включает оксид металла. Например, гидрофильный прекурсор может включать 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 (CoO, Co2O3, Co3O4). В других вариантах реализации гидрофильный прекурсор может включать алкоксид металла. Например, гидрофильный прекурсор может включать этоксид железа, изопропоксид титана, этоксид титана, этоксид германия, этоксид олова, этоксид свинца, этоксид циркония и метоксид никеля (II).

В других вариантах реализации гидрофильный прекурсор может включать аминосилан, содержащий по меньшей мере одну аминогруппу. Указанная по меньшей мере одна аминогруппа может являться дополнением к по меньшей мере двум оксисилановым группам. Неограничивающие примеры подходящих аминосиланов включают (3-аминопропил)-диэтокси-метилсилан (APDEMS), (3-аминопропил)-триметоксисилан (APTMS), (3-аминопропил)-метилдиэтоксисилан, (3-аминопропил)-триэтоксисилан (APTES), 3-аминопропилтриэтоксисилан, бис-(3-триэтоксисилилпропил)-амин и бис-(3-триметоксисилилпропил)-амин. Гидролиз аминооксисиланов может приводить к образованию заканчивающейся гидроксильной группой гидроксильной части 102, содержащей аминогруппы. В некоторых вариантах реализации аминосиланы могут взаимодействовать с, например, этиленкарбонатом, с образованием гидрофильной части 102, содержащей доступные гидроксильные группы.

В других вариантах реализации гидрофильный прекурсор может включать эпоксисилан. Неограничивающие примеры эпоксисиланов включают 3-глицидоксипропилтриметоксисилан, 3-глицидоксипропилметилдиэтоксисилан и 3-глицидилоксипропилтриэтоксисилан. Эпоксисилан может подвергаться гидролизу с образованием доступных гидроксильных групп гидрофильной части 102.

Синтез гидрофильной части 102 амфифильных наночастиц 100 можно осуществлять в полярном растворителе. Гидрофильная часть 102 может являться растворимой в указанном растворителе. Растворитель может включать спирт, такой как метанол, этанола, пропанол, бутанол, пентанол, другой спирт, ацетон или комбинацию указанных растворителей. Гидрофильный прекурсор может являться растворимым в указанном растворителе.

В реакционный раствор можно вводить дополнительные агенты. Например, с реакционным раствором можно смешивать структурообразующие агенты, такие как поливинилпирролидон (ПВП). pH можно варьировать путем введения различных кислот или оснований. Например, pH раствора можно повышать путем введения в раствор бикарбоната натрия, гидроксида натрия или другого основания. pH раствора можно понижать путем введения в раствор кислоты, такой как соляная кислота, уксусная кислота или другая кислота.

Синтез гидрофильной части 102 можно проводить при комнатной температуре. В некоторых вариантах реализации реакционный раствор можно нагревать для увеличения скорости реакции образования гидрофильной части 102 амфифильных наночастиц 100. В других вариантах реализации скорость реакции можно увеличивать при помощи микроволнового излучения. Реакция может протекать в течение промежутка времени от примерно одной минуты до нескольких часов. В некоторых вариантах реализации размер гидрофильной части 102 можно увеличивать путем увеличения времени синтеза гидрофильной части 102. В вариантах реализации, в которых гидрофильную часть 102 получают путем гидролиза, после реакции могут оставаться одна или более доступные гидроксильные группы на гидрофильной части 102. Гидрофильная часть 102 может включать одну или более дополнительные функциональные группы, такие как дополнительные гидроксильные группы, карбоксильную группу, карбонильную группу, аминогруппу, тиольную группу и фосфатную группу.

Гидрофильный прекурсор может подвергаться гидролизу с образованием множества гидрофильных прекурсоров с доступными гидроксильными группами. Доступные гидроксильные группы гидрофильных прекурсоров могут вступать между собой в реакцию конденсации с образованием гидрофильной части 102, включающей материал основы и гидрофильные функциональные группы на поверхности материала основы. Доступные функциональные группы могут представлять собой те же функциональные группы, что и функциональные группы гидрофильного прекурсора. Поверхность гидрофильной части 102 может, в общем, иметь структуру, показанную ниже, где Rn включает гидрофильные группы и M представляет собой по меньшей мере один из атомов углерода, кремния, железа, титана, германия, олова, свинца, циркония, рутения, никеля и кобальта. В тех вариантах реализации, в которых M представляет собой углерод или металл (например, железо, титан, германий, олово, свинец, цирконий, рутений, никель и кобальт), соседние атомы металла могут быть непосредственно связаны между собой без промежуточных атомов кислорода, и материалы на основе углерода могут включать гидрофильное замещение (например, соседние атомы могут быть непосредственно связаны между собой или могут быть соединены посредством гигрофильной функциональной группы).

Гидрофобный прекурсор можно вводить в реакционный раствор, содержащий гидрофильную часть 102. В реакционную смесь можно добавлять органический растворитель, в котором растворим гидрофобный прекурсор. В некоторых вариантах реализации органический растворитель представляет собой неполярный растворитель. Гидрофобная функциональная группа гидрофобного прекурсора может являться растворимой в органической фазе, в то время как гидрофильная функциональная группа на поверхности основного материала может быть растворимой в водной фазе.

Амфифильные наночастицы 100 могут быть получены при взаимодействии по меньшей мере некоторых доступных гидрофильных групп гидрофильной части 102 с одним или более гидрофобными прекурсорами. Гидрофобный прекурсор может включать одну или более доступные гидроксильные группы. В некоторых вариантах реализации гидрофобный прекурсор подвергается гидролизу для создания доступных гидроксильных групп гидрофобного прекурсора.

В некоторых вариантах реализации гидрофобная часть 104 выращена на одном из концов гидрофильной части 102. Не ограничиваясь никакой теорией, полагают, что только часть гидрофильной части 102 находится в контакте с неполярным растворителем, в котором растворены гидрофобные прекурсоры, по причине нерастворимости гидрофильной части 102 в неполярном растворителе. Гидроксильные группы части гидрофильной части 102, находящейся в контакте с гидрофобным прекурсором (например, на поверхности раздела между неполярным растворителем и полярным растворителем гидрофильной части 102), могут взаимодействовать с гидрофобными прекурсорами с образованием гидрофобной части 104 амфифильной наночастицы 100. Доступная поверхность гидрофобной части 104 может, в общем, иметь показанную ниже структуру, где Rm включает гидрофобную функциональную группу и M представляет собой по меньшей мере один из атомов углерода, кремния, железа, титана, германия, олова, свинца, циркония, рутения, никеля и кобальта. В тех вариантах реализации, в которых M представляет собой углерод или металл (например, железо, титан, германий, олово, свинец, цирконий, рутений, никель и кобальт), соседние атомы металла могут быть непосредственно связаны между собой без промежуточных атомов кислорода.

Амфифильная наночастица 100 может включать одну или более доступные гидрофобные неполярные органические группы, полученные из гидрофобного прекурсора, и одну или более функциональные группы (например, гидроксил, карбоксил, карбонил, амино, тиол, фосфат, металл, оксид металла), полученные из гидрофильного прекурсора.

Гидрофобный прекурсор может включать оксисилан, включающий неполярный органический компонент. Гидрофобный прекурсор может включать по меньшей мере один центральный атом, такой как углерод, кремний, железо, титан, германий, олово, свинец, цирконий, рутений, никель и кобальт, одну или более углеводородные группы, связанные с центральным атомом, и одну или более алкоксигрупп, связанных с центральным атомом. В других вариантах реализации гидрофобный прекурсор включает углеводород, связанный с изоцианатной функциональной группой, (–N=C=O), такой как октадецилизоцианат. В некоторых вариантах реализации углеводородная группа представляет собой алкильную группу, такую как метильная, этильная, пропильная, бутильная, пентильная, гексильная, октильная, додецильная и/или октадецильная группы, алкарильную группу, такую как бензильные группы, присоединенные через арильную часть (например, 4-метилфенил, 4-гидроксиметилфенил или 4-(2-гидроксиэти-фенил, и/или аралкильные группы, присоединенные в бензильном (алкил) положении, такие как фенилметильная и 4-гидроксифенилметильная группы, и/или присоединенные в 2-положении, такие как фенетильная и 4-гидроксифенетильная группы); лактонные группы, имидазольные и пиридиновые группы. В некоторых вариантах реализации алкоксигруппа представляет собой метоксигруппу, этоксигруппу, пропоксигруппу или бутоксигруппу. Гидрофобные прекурсоры могут включать алкилоксисиланы, такие как триалкоксисиланы, включая триметоксисилан, изобутилтриэтоксисилан, изобутилтриметоксисилан, винилтриметоксисилан, гексадецилтриметоксисилан (HDTMOS), метилтриметоксисилан, этилтриметоксисилан, октилтриметоксисилан, октилтриэтоксисилан или другие оксисиланы.

Гидрофобный прекурсор может включать соединение, выполненное с возможностью создания гидрофобных функциональных групп на поверхности амфифильной наночастицы 100. В некоторых вариантах реализации гидроксильная группа спирта или гидрофобного прекурсора может взаимодействовать с доступной гидроксильной группой основы амфифильной наночастицы по реакции конденсации, с образованием гидрофобной части 104. В качестве неограничивающего примера, гидрофобный прекурсор может взаимодействовать с доступной гидроксильной группой углеродсодержащего материала, с образованием гидрофобной части 104. В других вариантах реализации, гидроксильная группа гидрофобного прекурсора может взаимодействовать с доступными гидроксильными группами гидрофильной части 102 по реакции конденсации, с образованием гидрофобной части 104. Исключительно в качестве примера, гидрофобный прекурсор может включать спирт общей формулы RR'R''-OH, где R, R' и R'' могут включать водород или органическую группу, такую как алкильная группа, алкенильная группа, алкинильная группа, арильная группа и т.д. спирт может включать одну или более гидроксильные группы (например, диол, триол и т.д.). Гидрофобная часть 104 может быть создана на одной из сторон амфифильной наночастицы 100 (например, на противоположной стороне по отношению к гидрофильной части 102).

Гидрофобностью гидрофобной части 104 можно управлять путем изменения числа функциональных групп и размера функциональных групп гидрофобного прекурсора. В некоторых вариантах реализации гидрофобность гидрофобной части 104 увеличивают путем увеличения содержания углерода в функциональной группе гидрофобного прекурсора. Например, этилтриметоксисилан может быть более гидрофобным, чем метилтриметоксисилан. Аналогично, гексадецилтриметоксисилан может быть более гидрофобным, чем этилтриметоксисилан. Гидрофобность амфифильных наночастиц 100 можно также увеличивать путем увеличения концентрации гидрофобной функциональной группы по отношению к концентрации гидрофильной функциональной группы в реакционной смеси, или путем уменьшения времени реакции образования гидрофильной части 102 по отношению к времени реакции образования гидрофобной части 104. В других вариантах реализации, в которых основа включает углеродсодержащий материал, гидрофобная часть 104 амфифильной наночастицы 100 может представлять собой ядро, и гидрофильная часть 102 может представлять собой любые гидрофильные функциональные группы, присоединенные к углеродсодержащему материалу.

Амфифильные наночастицы 100 можно извлекать из реакционного раствора путем центрифугирования, ультрафильтрации или комбинации указанных способов. В некоторых вариантах реализации амфифильные наночастицы 100 извлекают путем пропускания раствора через мембранный фильтр. Фильтр может иметь размер пор от примерно 10 нм до примерно 1000 нм, такой как от примерно 10 нм до примерно 100 нм, от примерно 100 нм до примерно 200 нм, от примерно 200 нм до примерно 400 нм или от примерно 400 нм до примерно 1000 нм. В некоторых вариантах реализации раствор пропускают через фильтр с размером пор от примерно 200 нм до примерно 400 нм. Полученный твердый остаток можно высушить и собрать. Твердый остаток может включать амфифильные наночастицы 100 с гидрофильной частью 102 и гидрофобной частью 104. Гидрофобная часть 104 может быть расположена напротив гидрофильной части 102, так чтобы одна часть амфифильной наночастицы 100 притягивалась и растворялась в углеводородной фазе, и другая часть амфифильной наночастицы 100 притягивалась и растворялась в водной фазе.

Амфифильные наночастицы 100 могут иметь распределение по размерам в диапазоне от примерно 10 нм до примерно 1000 нм. В некоторых вариантах реализации распределение по размерам может соответствовать фильтру, через который пропускали раствор для отделения наночастиц от реакционного раствора. Амфифильные наночастицы 100 могут быть монодисперсными, когда каждая из амфифильных наночастиц 100 имеет по существу одинаковые размер, форму и материальный состав, или могут быть полидисперсными, когда амфифильные наночастицы 100 включают ряд размеров, форм и/или материальных составов. В некоторых вариантах реализации каждая из амфифильных наночастиц 100 имеет по существу тот же размер и ту же форму, что и все другие амфифильные наночастицы 100.

Амфифильные наночастицы 100 могут стабилизировать эмульсию при более высоких температурах, чем обычное поверхностно-активное вещество. Например, типичные поверхностно-активные вещества могут разлагаться или иным образом терять функциональность при температурах выше примерно 250 °С. Однако амфифильные наночастицы 100 согласно настоящему описанию могут быть стабильными при высоких температурах, которые могут встречаться в подземном пласте. Например, амфифильные наночастицы 100 могут быть стабильными при температурах до примерно 500 °С. В некоторых вариантах реализации амфифильные наночастицы 100 подвергаются воздействию температур от примерно 250 °С до примерно 500 °С, таких как от примерно 300 °С до примерно 400 °С или от примерно 400 °С до примерно 500 °С, и остаются стабильными.

Амфифильные наночастицы 100 могут оставаться эффективными для стабилизации эмульсии при более высоких концентрациях солей, чем обычные поверхностно-активные вещества. Благодаря присутствию в амфифильных наночастицах 100 функциональных групп, амфифильные наночастицы 100 могут отталкиваться от солей в солевом растворе, в то время как нефункционализированные частицы могут проявлять склонность к агломерации или гелеобразованию под действием солей.

Амфифильные наночастицы 100 могут быть стабильными в широком диапазоне pH. Например, амфифильные наночастицы 100 могут быть выполнены с возможностью являться стабильными при pH от примерно 3,0 до примерно 12,0. В некоторых вариантах реализации амфифильные наночастицы 100 выполнены с возможностью являться стабильными при таких высоких pH, как примерно 12,0, благодаря созданию амфифильных наночастиц 100 из анионных функциональных групп, таких как гидроксильные группы, карбоксилатные группы, карбоксильные группы, сульфатные группы, фосфатные группы или другие анионные группы. В других вариантах реализации амфифильные наночастицы 100 выполнены с возможностью являться стабильными при таких низких pH, как примерно 3,0, благодаря включению концевых катионных групп, таких как аминогруппы.

Амфифильные наночастицы 100 могут стабилизировать эмульсию в любом применении, где желательна стабильная эмульсия. Например, амфифильные наночастицы 100 можно применять в применениях для заводнения или в применениях для флотационных камер. Амфифильные наночастицы 100 могут стабилизировать эмульсию сами по себе, или амфифильные наночастицы 100 можно применять совместно с одним или более поверхностно-активными веществами.

На ФИГ. 2 показана упрощенная технологическая схема, показывающая способ извлечения углеводородного материала, содержащегося в подземном пласте, согласно вариантам реализации настоящего изобретения. Указанный способ может включать способ создания суспензии 200, включающий создание суспензии для заводнения, содержащей множество амфифильных наночастиц; способ заводнения 202, включающий нагнетание суспензии для заводнения в подземный пласт для отделения углеводородного материала от поверхностей подземного пласта и создания стабилизированной эмульсии углеводородного материала и водного материала; способ извлечения 204, включающий вытекание (например, вытеснение, вымывание, выталкивание и т.д.) стабилизированной эмульсии из подземного пласта; и способ дестабилизации эмульсии 206, включающий дестабилизацию (например, деэмульгирование, осаждение и т.д.) эмульсии с образованием отдельных несмешивающихся фаз.

Способ создания суспензии 200 может включать создание суспензии, содержащей амфифильные наночастицы и по меньшей мере одну несущую текучую среду. Указанная по меньшей мере одна несущая текучая среда может содержать, например, воду или солевой раствор. В настоящем описании термин «суспензия» обозначает и включает материал, содержащий по меньшей мере одну несущую текучую среду, в которой по существу однородно диспергированы амфифильные наночастицы. Суспензия может представлять собой суспензию для заводнения, применяемую при заводнении подземного пласта в способах повышения нефтеотдачи. Амфифильные наночастицы суспензии для заводнения могут быть совместимы с другими компонентами (например, материалами, составляющими и т.д.) суспензии для заводнения. В настоящем описании термин «совместимый» означает, что материал не влияет на функциональность амфифильных наночастиц или не вызывает потери функциональности амфифильных наночастиц в качестве поверхностно-активных веществ и стабилизаторов эмульсии.

Суспензия для заводнения может быть выполнена с возможностью включения концентрации амфифильных наночастиц от примерно 50 частей на миллион (м.д.) до примерно 50000 м.д. Например, в некоторых вариантах реализации, суспензия для заводнения может содержать концентрацию амфифильных наночастиц от примерно 50 м.д. до примерно 500 м.д., от примерно 500 м.д. до примерно 1000 м.д., от примерно 1000 м.д. до примерно 5000 м.д., или более 5000 м.д. В некоторых вариантах реализации суспензия для заводнения может иметь концентрацию от примерно 50 м.д. до примерно 5000 м.д. В некоторых вариантах реализации суспензия включает часть амфифильных наночастиц с углеродсодержащим ядром, и другую часть амфифильных наночастиц с другой основной частью. Например, суспензия может включать первую часть амфифильных наночастиц, включающих углеродсодержащий материал, вторую часть амфифильных наночастиц, включающую ядро из диоксида кремния, и третью часть амфифильных наночастиц, включающую металлическое ядро. Эмульсия может иметь такую же, более высокую или более низкую концентрацию амфифильных наночастиц, что и суспензия для заводнения.

Продолжая рассматривать ФИГ. 2, способ заводнения 202 может включать нагнетание суспензии, содержащей амфифильные наночастицы, в подземный пласт для отделения углеводородного материала от поверхностей подземного пласта и создания стабилизированной эмульсии углеводородного материала и водного материала. Суспензию для заводнения можно обеспечивать в подземном пласте при помощи традиционных способов. Например, поток под давлением суспензии для заводнения можно закачивать в нагнетательную скважину, проникающую в подземный пласт на желаемую глубину, и указанный поток может просачиваться (например, проникать, диффундировать и т.д.) в поровые пространства подземного пласта. Степень, до которой суспензия для заводнения просачивается в поровое пространство подземного пласта, по меньшей мере частично зависит от свойств суспензии для заводнения (например, плотности, вязкости, материального состава и т.д.) и углеводородных материалов (например, молекулярной массы, плотности, вязкости и т.д.), содержащихся в поровых пространствах подземного пласта.

pH суспензии для заводнения можно менять для управления растворимостью амфифильных наночастиц в суспензии для заводнения. Например, если амфифильные наночастицы содержат катионные функциональные группы (например, аминогруппы), снижение pH суспензии для заводнения может увеличивать растворимость амфифильных наночастиц в водной суспензии для заводнения. Если амфифильные наночастицы содержат анионные функциональные группы (например, гидроксильные, карбоксильные, карбонильные, фосфатные, тиольные группы и т.д.), увеличение pH суспензии для заводнения может увеличивать растворимость амфифильных наночастиц в суспензии для заводнения. Изменение pH суспензии для заводнения может менять поверхностный заряд амфифильных наночастиц. Например, увеличение pH суспензии для заводнения, содержащей анионные амфифильные наночастицы, может увеличивать суммарный заряд анионных амфифильных наночастиц в суспензии для заводнения. Снижение pH суспензии для заводнения, содержащей катионные амфифильные наночастицы, может увеличивать суммарный заряд катионных амфифильных наночастиц.

После закачивания суспензии для заводнения в подземный пласт, pH суспензии для заводнения можно менять для снижения растворимости амфифильных наночастиц в водной фазе суспензии для заводнения. Например, если амфифильные наночастицы содержат катионные функциональные группы, можно снижать pH суспензии для заводнения для того, чтобы заставить амфифильные наночастицы смещаться по поверхности раздела между водной фазой и углеводородной фазой. В некоторых вариантах реализации pH можно снижать ниже примерно 7,0, как например, ниже 5,0, ниже 4,0 или ниже 3,0. Если амфифильные наночастицы содержат анионные функциональные группы, можно повышать pH суспензии для заводнения для того, чтобы заставить амфифильные наночастицы смещаться по поверхности раздела между водной фазой и углеводородной фазой. В некоторых вариантах реализации pH можно повышать выше 7,0, как например, выше 8,0, выше 9,0, выше 10,0 и до 12,0.

Структуру и состав амфифильных наночастиц задают так, чтобы содействовать образованию стабилизированной эмульсии углеводородного материала и водного материала. Например, структуру и состав амфифильных наночастиц можно задавать так, чтобы придать им способность скапливаться (например, агломерироваться), прилипать и/или адсорбироваться на поверхностях раздела углеводородного материала и водного материала, с образованием эмульсии Пикеринга, содержащей элементы (например, мелкие капли) одного из углеводородного материала и водного материала, диспергированные в другом водном материале или углеводородном материале. Амфифильные наночастицы могут препятствовать коалесценции диспергированного материала (например, углеводородного материала или водного материала), и благодаря этому могут сохранять диспергированный материал в виде элементов, распределенных в другом материале.

Способ извлечения 204 может включать вытекание (например, вытеснение, вымывание, выталкивание и т.д.) стабилизированной эмульсии из подземного пласта на поверхность. Амфифильные наночастицы препятствуют коалесценции диспергированного материала и обеспечивают возможность, по существу, извлечения углеводородов из подземного пласта.

После извлечения углеводородов из подземного пласта, по меньшей мере часть эмульсии можно дестабилизировать в способе дестабилизации эмульсии 206, с образованием отдельных несмешивающихся фаз, включая водную фазу и углеводородную фазу. Можно модифицировать (например, заменять, изменять) одно или более свойств (например, температуру, pH, материальный состав, давление, и т.д.) стабилизированной эмульсии или водной фазы для по меньшей мере частичной дестабилизации эмульсии. Например, можно модифицировать pH водной фазы для увеличения растворимости амфифильных наночастиц в водной фазе, что приводит к дестабилизации эмульсии и образованию отдельных несмешивающихся фаз.

В некоторых вариантах реализации можно менять pH эмульсии или водной фазы, чтобы заставить амфифильные наночастицы перемещаться в водную фазу и дестабилизировать эмульсию. Если амфифильные наночастицы содержат анионные функциональные группы, можно увеличивать pH водной фазы для увеличения растворимости амфифильных наночастиц в водной фазе. pH водной фазы можно увеличивать путем введения в водную фазу основания, такого как гидроксид (например, гидроксид натрия) или бикарбонат (например, бикарбонат натрия). Если амфифильные наночастицы содержат катионные функциональные группы, можно уменьшать pH водной фазы для увеличения растворимости амфифильных наночастиц в водной фазе. pH водной фазы можно уменьшать путем введения в водный раствор соляной кислоты, фосфорной кислоты и уксусной кислоты, или другой кислоты.

Можно вводить в эмульсию деэмульгатор для дестабилизации эмульсии и образования отдельных несмешивающихся фаз, включая водную фазу и углеводородную фазу. В некоторых вариантах реализации эмульсию дестабилизируют путем регулирования pH по меньшей мере одной среды из водной фазы и эмульсии, и путем введения в эмульсию деэмульгатора.

На ФИГ. 3 показана упрощенная технологическая схема, показывающая способ извлечения углеводородного материала из битуминозного песка согласно другим вариантам реализации настоящего изобретения. Указанный способ может включать способ создания суспензии 300, включающий создание суспензии, содержащей множество амфифильных наночастиц; способ смешивания 302, включающий смешивание суспензии с пульпой, содержащей битуминозный песок и воду, с образованием стабилизированной эмульсии; способ транспортировки 304, включающий гидравлическую транспортировку пульпы; способ извлечения 306, включающий извлечение углеводородов из стабилизированной эмульсии; и способ дестабилизации эмульсии 308, включающий дестабилизацию (например, деэмульгирование, осаждение и т.д.) эмульсии с образованием отдельных несмешивающихся фаз.

Способ создания суспензии 300 может включать создание суспензии, содержащей амфифильные наночастицы и по меньшей мере одну несущую текучую среду. Указанная по меньшей мере одна несущая текучая среда может содержать, например, воду, солевой раствор или раствор каустической соды (NaOH). Суспензия для заводнения может быть выполнена с возможностью включения концентрации амфифильных наночастиц, аналогичной суспензии для заводнения, описанной выше при описании ФИГ. 2.

Способ смешивания 302 может включать смешивание суспензии с пульпой, содержащей битуминозный песок и воду, с образованием стабилизированной эмульсии. Пульпа может включать горячую воду, каустическую соду и битуминозный песок. Способ транспортировки 304 может включать гидравлическую транспортировку пульпы в то место, где можно перерабатывать стабилизированную эмульсию для извлечения углеводородов из нее (например, из битуминозного песка). В некоторых вариантах реализации способ смешивания 302 можно осуществлять одновременно со способом транспортировки 304. В некоторых вариантах реализации можно регулировать pH пульпы для снижения растворимости амфифильных наночастиц в гидрофильной части пульпы и увеличения растворимости амфифильных наночастиц в стабилизированной эмульсии во время смешивания и транспортировки 304.

Структуру и состав амфифильных наночастиц задают так, чтобы содействовать образованию стабилизированной эмульсии углеводородного материала и водной фазы. Например, структуру и состав амфифильных наночастиц можно задавать так, чтобы придать им способность скапливаться, прилипать и/или адсорбироваться на поверхностях раздела углеводородного материал и водного материала, с образованием эмульсии Пикеринга, содержащей элементы (например, капельки) одного из углеводородного материала и водного материала, диспергированные в другом водном материале или углеводородном материале.

Способ извлечения 306 может включать извлечение углеводородов из стабилизированной эмульсии. В некоторых вариантах реализации способ извлечения 306 включает извлечение углеводородов из стабилизированной эмульсии пульпы при помощи способа флотации.

После извлечения углеводородов из водной фазы в способе флотации, по меньшей мере часть стабилизированной эмульсии можно дестабилизировать в способе дестабилизации эмульсии 308, с образованием отдельных несмешивающихся фаз, включая водную фазу и углеводородную фазу. Можно модифицировать (например, заменять, изменять) одно или более свойств (например, температуру, pH, материальный состав, давление, и т.д.) стабилизированной эмульсии или водной фазы для по меньшей мере частичной дестабилизации эмульсии. Например, можно модифицировать pH водной фазы для увеличения растворимости амфифильных наночастиц в водной фазе, что приводит к дестабилизации эмульсии и образованию отдельных несмешивающихся фаз. Можно менять pH эмульсии или водной фазы, чтобы заставить амфифильные наночастицы перемещаться в водную фазу и дестабилизировать эмульсию, как описано выше при рассмотрении способа дестабилизации эмульсии 206 на ФИГ. 2. В других вариантах реализации можно вводить в эмульсию деэмульгатор для дестабилизации эмульсии и образования отдельных несмешивающихся фаз, включая водную фазу и углеводородную фазу.

После дестабилизации эмульсии углеводный материал можно отделить от водного материала и извлечь. После этого можно извлечь амфифильные наночастицы из водной фазы. В некоторых вариантах реализации можно регулировать pH водного раствора для снижения растворимости амфифильных наночастиц в водном растворе и осаждения амфифильных наночастиц из водного раствора. Например, если амфифильные наночастицы содержат такие функциональные группы, как аминные функциональные группы, снижение pH водного материала может снижать растворимость амфифильных наночастиц в водном растворе, вызывая осаждение амфифильных наночастиц из водного раствора. В тех вариантах реализации, в которых функциональными группами амфифильных наночастиц являются гидроксильные, карбоксильные, карбонильные, тиольные, фосфатные или другие анионные группы, увеличение pH водного раствора может вызывать осаждение амфифильных наночастиц из водного раствора. В других вариантах реализации амфифильные наночастицы извлекают путем фильтрования водного раствора через фильтр. Фильтр может иметь размер пор от примерно 10 нм до примерно 5000 нм, в зависимости от размера амфифильных наночастиц. В некоторых вариантах реализации можно осуществлять более одной стадии фильтрования. Например, на первой стадии фильтрования можно отфильтровывать пески и другие твердые частицы, имеющие больший диаметр, чем амфифильные наночастицы. Затем можно отделять амфифильные наночастицы от водного раствора.

Ниже приведены дополнительные неограничивающие варианты реализации настоящего изобретения:

Вариант реализации 1: Способ извлечения углеводородного материала, включающий: объединение множества амфифильных наночастиц, содержащих углеродное ядро, гидрофильные функциональные группы на поверхности углеродного ядра и гидрофобные функциональные группы на другой поверхности углеродного ядра, с несущей текучей средой, для получения суспензии; осуществление контакта по меньшей мере одного из подземного пласта или пульпы, содержащей битуминозный песок и воду, с указанной суспензией, для получения эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами; и извлечение углеводородов из эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами.

Вариант реализации 2: Способ по Варианту реализации 1, в котором осуществляют объединение множества амфифильных наночастиц, содержащих углеродное ядро, гидрофильные функциональные группы на поверхности углеродного ядра и гидрофобные функциональные группы на другой поверхности углеродного ядра, с несущей текучей средой, для получения суспензии, содержащей объединенные амфифильные наночастицы, содержащие по меньшей мере один из следующих материалов: углеродные нанотрубки, наноалмазы, графит, графен, оксид графена, фуллерены и луковичные фуллерены.

Вариант реализации 3: Способ по Варианту реализации 2, в котором осуществляют объединение множества амфифильных наночастиц, содержащих углеродное ядро, гидрофильные функциональные группы на поверхности углеродного ядра и гидрофобные функциональные группы на другой поверхности углеродного ядра, с несущей текучей средой, для получения суспензии, содержащей объединенные амфифильные наночастицы, содержащие аминную функциональную группу, с несущей текучей средой.

Вариант реализации 4: Способ по любому из Вариантов реализации 1 – 3, дополнительно включающий создание по меньшей мере одной гидрофильной группы на поверхности углеродного ядра, противоположной по отношению к по меньшей мере одной гидрофильной группе.

Вариант реализации 5: Способ по Варианту реализации 4, в котором создание по меньшей мере одной гидрофильной группы включает гидролиз по меньшей мере одного гидрофильного прекурсора на поверхности углеродного ядра.

Вариант реализации 6: Способ по любому из Вариантов реализации 1 – 5, дополнительно включающий создание по меньшей мере одной гидрофильной группы на внешней стенке углеродной нанотрубки.

Вариант реализации 7: Способ по любому из Вариантов реализации 1 – 6, дополнительно включающий создание по меньшей мере одной гидрофильной группы на одной из сторон графеновых пластинок.

Вариант реализации 8: Способ по любому из Вариантов реализации 1 – 7, дополнительно включающий увеличение растворимости амфифильных наночастиц в водной фазе после извлечения углеводородов из эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами.

Вариант реализации 9: Способ по Варианту реализации 8, в котором увеличение растворимости амфифильных наночастиц в водной фазе включает изменение pH водной фазы.

Вариант реализации 10: Способ по любому из Вариантов реализации 1 – 9, дополнительно включающий смешивание амфифильных наночастиц, содержащих основу из диоксида кремния, с несущей текучей средой.

Вариант реализации 11: Способ по любому из Вариантов реализации 1 – 10, в котором осуществляют объединение множества амфифильных наночастиц, содержащих углеродное ядро, гидрофильные функциональные группы на поверхности углеродного ядра и гидрофобные функциональные группы на другой поверхности углеродного ядра, с несущей текучей средой, для получения суспензии, содержащей от примерно 50 м.д. до примерно 500 м.д. амфифильных наночастиц.

Вариант реализации 12: Способ по любому из Вариантов реализации 1 – 11, дополнительно включающий изменение pH суспензии после осуществления контакта по меньшей мере одного из подземного пласта или пульпы, содержащей битуминозный песок и воду, с указанной суспензией.

Вариант реализации 13: Способ по любому из Вариантов реализации 1 – 12, дополнительно включающий снижение растворимости амфифильных наночастиц в водной фазе и извлечение по меньшей мере части амфифильных наночастиц из эмульсии после извлечения углеводородов из эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами.

Вариант реализации 14: Способ по любому из Вариантов реализации 1 – 13, дополнительно включающий дестабилизацию эмульсии после извлечения углеводородов, стабилизированных амфифильными наночастицами.

Вариант реализации 15: Способ извлечения углеводорода из подземного пласта, включающий: создание по меньшей мере одной гидрофильной группы на поверхности углеродсодержащего материала, содержащего по меньшей мере один из следующих материалов: углеродную нанотрубку, фуллерен, наноалмаз, графен и оксид графена; смешивание углеродсодержащего материала с несущей текучей средой для получения суспензии; нагнетание суспензии в подземный пласт и осуществление контакта углеводородов в подземном пласте с суспензией, для получения эмульсии, стабилизированной углеродсодержащим материалом; и транспортировку эмульсии на поверхность подземного пласта.

Вариант реализации 16: Способ по Варианту реализации 15, дополнительно включающий создание по меньшей мере одной гидрофобной группы на другой поверхности углеродсодержащего материала.

Вариант реализации 17: Способ по Варианту реализации 16, в котором создание по меньшей мере одной гидрофобной группы на другой поверхности углеродсодержащего материала включает создание по меньшей мере одной гидрофобной функциональной группы на поверхности, противоположной по отношению к по меньшей мере одной гидрофильной группе.

Вариант реализации 18: Способ по любому из Вариантов реализации 15 – 17, в котором создание по меньшей мере одной гидрофильной группы на поверхности углеродсодержащего материала включает создание по меньшей мере одной аминной группы на углеродсодержащем материале.

Вариант реализации 19: Способ по любому из Вариантов реализации 15 – 18, дополнительно включающий гидролиз по меньшей мере одной гидрофильной группы под действием доступных гидроксильных групп по меньшей мере одной гидрофильной группы углеродсодержащего материала, с образованием гидрофобных групп на углеродсодержащем материале.

Вариант реализации 20: Способ по любому из Вариантов реализации 15 – 19, в котором создание по меньшей мере одной гидрофильной группы на поверхности углеродсодержащего материала включает создание по меньшей мере одной гидрофильной группы на внешней стенке углеродной нанотрубки.

Вариант реализации 21: Способ по любому из Вариантов реализации 15 – 19, в котором создание по меньшей мере одной гидрофильной группы на поверхности углеродсодержащего материала включает создание по меньшей мере одной гидрофильной группы на одной из сторон графеновых пластинок.

Вариант реализации 22: Способ по любому из Вариантов реализации 15 – 21, дополнительно включающий смешивание амфифильных наночастиц, содержащих основу из диоксида кремния, с несущей текучей средой.

Вариант реализации 23: Суспензия для извлечения углеводородов из подземного пласта, включающая: множество углеродсодержащих амфифильных наночастиц, причем указанные амфифильные наночастицы содержат: гидрофобные функциональные группы на поверхности углеродсодержащего материала и гидрофильные функциональные группы на другой поверхности углеродсодержащего материала; и несущую текучую среду.

Вариант реализации 24: Суспензия по Варианту реализации 1, в которой гидрофильные функциональные группы на другой поверхности углеродсодержащего материала находятся на поверхности углеродсодержащего материала, противоположной по отношению к гидрофобным функциональным группам.

В то время как настоящее описание доступно для различных модификаций и альтернативных форм, конкретные варианты реализации были показаны в качестве примера на чертежах и были подробнее описаны в настоящем документе. Тем не менее, настоящее изобретение не должно ограничиваться конкретными формами, описанными в настоящей заявке. Напротив, изобретение охватывает все модификации, эквиваленты и альтернативы, входящие в объем настоящего изобретения, определяемый следующей прилагаемой формулой изобретения и ее легальными эквивалентами.

1. 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, 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.

2. Способ по п. 1, в котором объединение множества амфифильных наночастиц, содержащих углеродное ядро, с несущей текучей средой с получением суспензии включает объединение амфифильных наночастиц, содержащих аминную функциональную группу, с несущей текучей средой.

3. Способ по п. 1, дополнительно включающий получение указанной по меньшей мере одной гидрофильной группы на поверхности углеродного ядра, противоположной по отношению к указанной по меньшей мере одной гидрофильной группе.

4. Способ по п. 3, в котором получение указанной по меньшей мере одной гидрофильной группы включает гидролиз по меньшей мере одного гидрофильного прекурсора на указанной поверхности углеродного ядра.

5. Способ по п. 1, дополнительно включающий получение указанной по меньшей мере одной гидрофильной группы на внешней стенке углеродной нанотрубки.

6. Способ по п. 1, дополнительно включающий увеличение растворимости амфифильных наночастиц в водной фазе после извлечения углеводородов из указанной эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами.

7. Способ п. 6, в котором увеличение растворимости амфифильных наночастиц в водной фазе включает изменение рН водной фазы.

8. Способ по любому из пп. 1-7, дополнительно включающий смешивание амфифильных наночастиц, содержащих основу из диоксида кремния, с несущей текучей средой.

9. Способ по любому из пп. 1-7, в котором объединение множества амфифильных наночастиц, содержащих углеродное ядро, с несущей текучей средой с получением суспензии включает получение суспензии, включающей от примерно 50 м.д. до примерно 500 м.д. амфифильных наночастиц.

10. Способ по любому из пп. 1-7, дополнительно включающий изменение рН суспензии после осуществления контакта по меньшей мере одного из подземного пласта или пульпы, содержащей битуминозный песок и воду, с указанной суспензией.

11. Способ по любому из пп. 1-7, дополнительно включающий снижение растворимости амфифильных наночастиц в водной фазе и извлечение по меньшей мере части амфифильных наночастиц из указанной эмульсии после извлечения углеводородов из указанной эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами.

12. Суспензия для извлечения углеводородов из подземного пласта, включающая: множество амфифильных наночастиц, содержащих:

углеродное ядро, содержащее по меньшей мере один из следующих материалов: углеродные нанотрубки, наноалмазы, графит, графен, оксид графена, фуллерены и луковичные фуллерены;

гидрофобные функциональные группы на поверхности указанного углеродного ядра; и

гидрофильные функциональные группы на другой поверхности указанного углеродного ядра; и

несущую текучую среду, содержащую воду или солевой раствор.

13. Суспензия по п. 12, в которой гидрофильные функциональные группы на другой поверхности углеродного ядра находятся на поверхности ядра, противоположной по отношению к гидрофобным функциональным группам.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для интенсификации добычи нефти низкопроницаемых пород. Способ включает приготовление рабочих агентов, инжектирование их по продуктопроводу в продуктивный нефтекерогеносодержащий пласт.
Изобретение относится к добыче нефти, газа или воды из скважин, пробуренных в подземном пласте. Способ обработки повреждения пласта месторождения в подземном пласте месторождения, в котором повреждение пласта вызвано следующими причинами: фильтрационными корками буровых флюидов на масляной основе, фильтрационными корками буровых флюидов на водной основе, нефтепромысловыми отложениями, асфальтеном, парафином, воском, резьбовой смазкой, эмульсией или водяным блоком, включает: введение в подземный пласт месторождения флюида для обработки, содержащего воду и по меньшей мере одно из следующих соединений циклодекстрина или крахмала с ферментом, способным генерировать циклодекстрин из крахмала, а также создание условий флюиду для обработки для устранения повреждения пласта.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям воздействия на нефтегазоносные пласты с целью увеличения коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к обработке подземного пласта для модификации поверхности. Способ обработки кремнистого или содержащего оксиды металлов подземного пласта, для повышения добычи углеводородов, через который проходит скважина, включающий закачивание в пласт агента для модификации поверхности, включающего содержащий металл якорный фрагмент и гидрофобный хвост, и связывание металла в составе содержащего металл якорного фрагмента агента для модификации поверхности с кремнистым пластом или с металлом, в подземном пласте, содержащем оксиды металлов.

Настоящее изобретение относится к композитному материалу для обработки скважин и его применению при обработке скважин. Композитный материал для обработки скважины для повышения добычи углеводородов, включающий агент для модификации поверхности, нанесенный по крайней мере частично на твердую частицу в виде покрытия, и где агент для модификации поверхности содержит содержащий металл якорный фрагмент и гидрофобный хвост, где гидрофобный хвост представляет собой кремнийорганическое соединение, фторированный углеводород или оба компонента - кремнийорганическое соединение и фторированный углеводород, и, кроме того, где содержащий металл якорный фрагмент в составе агента для модификации поверхности присоединен к твердой частице.

Изобретение относится к композиции, включающей сшитые набухающие полимерные микрочастицы, и способу изменения водопроницаемости подземной формации. Композиция закачиваемого флюида для извлечения углеводородного флюида из подземной формации, содержащая водную среду и от примерно 100 ч./млн до примерно 50000 ч./млн сшитых полимерных микрочастиц в пересчете на активное вещество полимера в указанной композиции, где указанные сшитые микрочастицы содержат от примерно 0,9 до примерно 20 мол.% одного или более лабильных сшивающих агентов, характеризуются такими распределением набухших частиц по размерам и реологическими свойствами, которые подходят для того, чтобы замедлять подземный поток воды, и указанные подвижные сшивающие агенты способны расщепляться при нейтральном или более низком значении pH.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования охвата пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин.

Настоящее изобретение относится к композициям и способам для сохранения контроля над скважиной в течение капитального ремонта. Способ обработки подземной скважины в процессе ремонта скважины, содержащий этапы: приготовление композиции, содержащей воду, по меньшей мере, один водорастворимый полимер, частицы и способные разрушаться волокна, помещение композиции в ствол скважины таким образом, чтобы она вступала в контакт с хвостовиком со щелевыми прорезями, скважинным фильтром, перфорациями, либо их комбинациями, обеспечение возможности прохождения композиции в хвостовик, фильтр или перфорации так, чтобы частицы и волокна формировали, по меньшей мере, одну пробку или осадок на фильтре, или то и другое, которые выдерживают перепад давления выше 3,5 МПа, предотвращая дальнейшее движение флюида через хвостовик, фильтр или перфорации, создание возможности волокнам разрушаться, что приводит к ослаблению пробки или осадка на фильтре или того и другого, и удаление пробки или осадка на фильтре, или того и другого, для возобновления движения флюида через хвостовик, фильтр или перфорации.

Изобретение относится к пенообразующему составу, имеющему хорошую устойчивость при низких температурах, и способу его применения для повышения нефтеотдачи. Водный пенообразующий раствор анионного поверхностно-активного вещества для применения в способе повышения нефтеотдачи, содержащий один или более альфа-олефинсульфонатов - AOS, растворитель, имеющий химическую формулу C8Н18O3, C8H16O3 или их смесь, и воду.

Настоящее изобретение относится к анионно-катионно-неионогенному поверхностно-активному веществу для добычи нефти. Анионно-катионно-неионогенное поверхностно-активное вещество – АКНПАВ - для добычи нефти представляет собой одно или более соединений, представленных приведенной формулой с указанным видом и сочетанием радикалов.

Настоящее изобретение относится к способу обработки подземного пласта для модификации поверхности. Способ обработки кремнистого или содержащего оксид металла подземного пласта, через который проходит скважина, включает закачивание в скважину агента для модификации поверхности, содержащего производное органической фосфорсодержащей кислоты в качестве якорного фрагмента и фторсодержащий остаток в качестве гидрофобного хвоста, где гидрофобный хвост напрямую присоединен к якорному фрагменту, когда агент для модификации поверхности закачан в скважину, связывание агента для модификации поверхности с поверхностью подземного пласта за счет присоединения к пласту якорного фрагмента, и расположение агента для модификации поверхности на кремнистом или содержащем оксид металла подземном пласте таким образом, чтобы гидрофобный хвост был удален от поверхности пласта.
Изобретение относится к добыче нефти, газа или воды из скважин, пробуренных в подземном пласте. Способ обработки повреждения пласта месторождения в подземном пласте месторождения, в котором повреждение пласта вызвано следующими причинами: фильтрационными корками буровых флюидов на масляной основе, фильтрационными корками буровых флюидов на водной основе, нефтепромысловыми отложениями, асфальтеном, парафином, воском, резьбовой смазкой, эмульсией или водяным блоком, включает: введение в подземный пласт месторождения флюида для обработки, содержащего воду и по меньшей мере одно из следующих соединений циклодекстрина или крахмала с ферментом, способным генерировать циклодекстрин из крахмала, а также создание условий флюиду для обработки для устранения повреждения пласта.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям воздействия на нефтегазоносные пласты с целью увеличения коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к обработке подземного пласта для модификации поверхности. Способ обработки кремнистого или содержащего оксиды металлов подземного пласта, для повышения добычи углеводородов, через который проходит скважина, включающий закачивание в пласт агента для модификации поверхности, включающего содержащий металл якорный фрагмент и гидрофобный хвост, и связывание металла в составе содержащего металл якорного фрагмента агента для модификации поверхности с кремнистым пластом или с металлом, в подземном пласте, содержащем оксиды металлов.

Настоящее изобретение относится к композитному материалу для обработки скважин и его применению при обработке скважин. Композитный материал для обработки скважины для повышения добычи углеводородов, включающий агент для модификации поверхности, нанесенный по крайней мере частично на твердую частицу в виде покрытия, и где агент для модификации поверхности содержит содержащий металл якорный фрагмент и гидрофобный хвост, где гидрофобный хвост представляет собой кремнийорганическое соединение, фторированный углеводород или оба компонента - кремнийорганическое соединение и фторированный углеводород, и, кроме того, где содержащий металл якорный фрагмент в составе агента для модификации поверхности присоединен к твердой частице.
Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для очистки от твёрдых отложений стенок обсадных труб и отверстий перфорации, декольматации призабойной зоны пласта и увеличения подвижности пластовых флюидов.

Изобретение относится к композиции, включающей сшитые набухающие полимерные микрочастицы, и способу изменения водопроницаемости подземной формации. Композиция закачиваемого флюида для извлечения углеводородного флюида из подземной формации, содержащая водную среду и от примерно 100 ч./млн до примерно 50000 ч./млн сшитых полимерных микрочастиц в пересчете на активное вещество полимера в указанной композиции, где указанные сшитые микрочастицы содержат от примерно 0,9 до примерно 20 мол.% одного или более лабильных сшивающих агентов, характеризуются такими распределением набухших частиц по размерам и реологическими свойствами, которые подходят для того, чтобы замедлять подземный поток воды, и указанные подвижные сшивающие агенты способны расщепляться при нейтральном или более низком значении pH.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, в частности к добыче нефти из низкопроницаемых коллекторов. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта за счет снижения фильтрационного сопротивления движению флюидов.

Изобретение относится к применению отслаивающего материала для повышения вязкости неводной жидкой основы, содержащей органофильную глину. Отслаивающий материал содержит глицеринкарбонат и алкоксилированный спирт, имеющий формулу: ,в которой R представляет собой неразветвленный или разветвленный алкил, содержащий от 2 до 18 атомов углерода, или ароматический радикал, имеющий структуру: ,в которой R1 представляет собой разветвленный или неразветвленный алкил, содержащий от 2 до 18 атомов углерода, R2 представляет собой H или CH3, R3 представляет собой H или CH3, a составляет от 0 до 12 и b составляет от 1 до 12.

Настоящее изобретение относится к композициям и способам для сохранения контроля над скважиной в течение капитального ремонта. Способ обработки подземной скважины в процессе ремонта скважины, содержащий этапы: приготовление композиции, содержащей воду, по меньшей мере, один водорастворимый полимер, частицы и способные разрушаться волокна, помещение композиции в ствол скважины таким образом, чтобы она вступала в контакт с хвостовиком со щелевыми прорезями, скважинным фильтром, перфорациями, либо их комбинациями, обеспечение возможности прохождения композиции в хвостовик, фильтр или перфорации так, чтобы частицы и волокна формировали, по меньшей мере, одну пробку или осадок на фильтре, или то и другое, которые выдерживают перепад давления выше 3,5 МПа, предотвращая дальнейшее движение флюида через хвостовик, фильтр или перфорации, создание возможности волокнам разрушаться, что приводит к ослаблению пробки или осадка на фильтре или того и другого, и удаление пробки или осадка на фильтре, или того и другого, для возобновления движения флюида через хвостовик, фильтр или перфорации.

Изобретение относится к области строительства переходов трубопроводов через естественные и искусственные препятствия методом наклонно-направленного бурения в несцементированных грунтах.

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. Суспензия для извлечения углеводородов из подземного пласта, включающая множество амфифильных наночастиц, содержащих углеродное ядро, содержащее по меньшей мере один из следующих материалов: углеродные нанотрубки, наноалмазы, графит, графен, оксид графена, фуллерены и луковичные фуллерены, гидрофобные функциональные группы на поверхности указанного углеродного ядра и гидрофильные функциональные группы на другой поверхности указанного углеродного ядра и несущую текучую среду, содержащую воду или солевой раствор. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 24 пр., 5 ил.

Наверх