BR112020000589B1 - Métodos para a produção de petróleo bruto e para fabricação de uma composição tensoativa, composição tensoativa aquosa, e, uso de um intensificador de solubilidade - Google Patents
Métodos para a produção de petróleo bruto e para fabricação de uma composição tensoativa, composição tensoativa aquosa, e, uso de um intensificador de solubilidade Download PDFInfo
- Publication number
- BR112020000589B1 BR112020000589B1 BR112020000589-4A BR112020000589A BR112020000589B1 BR 112020000589 B1 BR112020000589 B1 BR 112020000589B1 BR 112020000589 A BR112020000589 A BR 112020000589A BR 112020000589 B1 BR112020000589 B1 BR 112020000589B1
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- ch2ch
- surfactant
- mixture
- ch2ch2o
- general formula
- Prior art date
Links
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 title claims abstract description 158
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 126
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 69
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 42
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 title claims abstract description 36
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 70
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 70
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 70
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 50
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 48
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims abstract description 29
- 239000008137 solubility enhancer Substances 0.000 claims abstract description 21
- -1 ammonia ions Chemical class 0.000 claims description 60
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 31
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 claims description 26
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 23
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims description 22
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 16
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 claims description 11
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims description 9
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 6
- 229910001413 alkali metal ion Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 125000003903 2-propenyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])=C([H])[H] 0.000 claims description 3
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 claims description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N ammonia Natural products N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 3
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 claims description 2
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 53
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 33
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 31
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 30
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 17
- XXROGKLTLUQVRX-UHFFFAOYSA-N allyl alcohol Chemical compound OCC=C XXROGKLTLUQVRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 16
- 239000002585 base Substances 0.000 description 13
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 13
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 12
- 239000008139 complexing agent Substances 0.000 description 12
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 description 12
- 230000008569 process Effects 0.000 description 12
- 239000013011 aqueous formulation Substances 0.000 description 11
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 11
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 11
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerol Natural products OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 10
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 9
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 9
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 8
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 8
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 8
- FWFUWXVFYKCSQA-UHFFFAOYSA-M sodium;2-methyl-2-(prop-2-enoylamino)propane-1-sulfonate Chemical compound [Na+].[O-]S(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C FWFUWXVFYKCSQA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 7
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 7
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 7
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 7
- YXIWHUQXZSMYRE-UHFFFAOYSA-N 1,3-benzothiazole-2-thiol Chemical compound C1=CC=C2SC(S)=NC2=C1 YXIWHUQXZSMYRE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000005160 1H NMR spectroscopy Methods 0.000 description 6
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 6
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 6
- BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N butan-2-ol Chemical compound CCC(C)O BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 6
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 5
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 5
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 229940123457 Free radical scavenger Drugs 0.000 description 4
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical compound OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- HUCVOHYBFXVBRW-UHFFFAOYSA-M caesium hydroxide Chemical compound [OH-].[Cs+] HUCVOHYBFXVBRW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N isobutanol Chemical compound CC(C)CO ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000005580 one pot reaction Methods 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 4
- 239000002516 radical scavenger Substances 0.000 description 4
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 4
- NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M sodium polyacrylate Chemical compound [Na+].[O-]C(=O)C=C NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 4
- ODCMOZLVFHHLMY-UHFFFAOYSA-N 1-(2-hydroxyethoxy)hexan-2-ol Chemical compound CCCCC(O)COCCO ODCMOZLVFHHLMY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- CIEZZGWIJBXOTE-UHFFFAOYSA-N 2-[bis(carboxymethyl)amino]propanoic acid Chemical compound OC(=O)C(C)N(CC(O)=O)CC(O)=O CIEZZGWIJBXOTE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000000954 2-hydroxyethyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])O[H] 0.000 description 3
- GFJMOZYIDADKLJ-UHFFFAOYSA-N 5-bromo-2-chloro-3-methoxypyridine Chemical compound COC1=CC(Br)=CN=C1Cl GFJMOZYIDADKLJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 101100353161 Drosophila melanogaster prel gene Proteins 0.000 description 3
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 description 3
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N Tetrahydrofuran Chemical compound C1CCOC1 WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEDRZPFGACZZDS-MICDWDOJSA-N Trichloro(2H)methane Chemical compound [2H]C(Cl)(Cl)Cl HEDRZPFGACZZDS-MICDWDOJSA-N 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical group 0.000 description 3
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910000288 alkali metal carbonate Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000008041 alkali metal carbonates Chemical class 0.000 description 3
- 150000001447 alkali salts Chemical class 0.000 description 3
- 229910001420 alkaline earth metal ion Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 3
- 125000002029 aromatic hydrocarbon group Chemical group 0.000 description 3
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 229910001919 chlorite Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910052619 chlorite group Inorganic materials 0.000 description 3
- FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N chloroacetic acid Chemical compound OC(=O)CCl FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229940106681 chloroacetic acid Drugs 0.000 description 3
- QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N chlorous acid Chemical compound OCl=O QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 238000007046 ethoxylation reaction Methods 0.000 description 3
- 239000010433 feldspar Substances 0.000 description 3
- 238000005227 gel permeation chromatography Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229910052900 illite Inorganic materials 0.000 description 3
- CYPPCCJJKNISFK-UHFFFAOYSA-J kaolinite Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[Al+3].[Al+3].[O-][Si](=O)O[Si]([O-])=O CYPPCCJJKNISFK-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 3
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 3
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 3
- VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L nonaaluminum;magnesium;tripotassium;1,3-dioxido-2,4,5-trioxa-1,3-disilabicyclo[1.1.1]pentane;iron(2+);oxygen(2-);fluoride;hydroxide Chemical compound [OH-].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[F-].[Mg+2].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[K+].[K+].[K+].[Fe+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2 VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- NWVVVBRKAWDGAB-UHFFFAOYSA-N p-methoxyphenol Chemical compound COC1=CC=C(O)C=C1 NWVVVBRKAWDGAB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 3
- 238000012667 polymer degradation Methods 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N pyrite Chemical compound [Fe+2].[S-][S-] NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011028 pyrite Substances 0.000 description 3
- 229910052683 pyrite Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910021647 smectite Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 3
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 3
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 3
- CNHDIAIOKMXOLK-UHFFFAOYSA-N toluquinol Chemical compound CC1=CC(O)=CC=C1O CNHDIAIOKMXOLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- DSZTYVZOIUIIGA-UHFFFAOYSA-N 1,2-Epoxyhexadecane Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCC1CO1 DSZTYVZOIUIIGA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YHMYGUUIMTVXNW-UHFFFAOYSA-N 1,3-dihydrobenzimidazole-2-thione Chemical compound C1=CC=C2NC(S)=NC2=C1 YHMYGUUIMTVXNW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TZMSYXZUNZXBOL-UHFFFAOYSA-N 10H-phenoxazine Chemical compound C1=CC=C2NC3=CC=CC=C3OC2=C1 TZMSYXZUNZXBOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CZNRFEXEPBITDS-UHFFFAOYSA-N 2,5-bis(2-methylbutan-2-yl)benzene-1,4-diol Chemical compound CCC(C)(C)C1=CC(O)=C(C(C)(C)CC)C=C1O CZNRFEXEPBITDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RNIHAPSVIGPAFF-UHFFFAOYSA-N Acrylamide-acrylic acid resin Chemical compound NC(=O)C=C.OC(=O)C=C RNIHAPSVIGPAFF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XFXPMWWXUTWYJX-UHFFFAOYSA-N Cyanide Chemical compound N#[C-] XFXPMWWXUTWYJX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N Guanidine Chemical compound NC(N)=N ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WQDUMFSSJAZKTM-UHFFFAOYSA-N Sodium methoxide Chemical compound [Na+].[O-]C WQDUMFSSJAZKTM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 2
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 2
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 238000001212 derivatisation Methods 0.000 description 2
- 229940090960 diethylenetriamine pentamethylene phosphonic acid Drugs 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- DUYCTCQXNHFCSJ-UHFFFAOYSA-N dtpmp Chemical compound OP(=O)(O)CN(CP(O)(O)=O)CCN(CP(O)(=O)O)CCN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O DUYCTCQXNHFCSJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- KQPYUDDGWXQXHS-UHFFFAOYSA-N juglone Chemical compound O=C1C=CC(=O)C2=C1C=CC=C2O KQPYUDDGWXQXHS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000001819 mass spectrum Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- OKKJLVBELUTLKV-VMNATFBRSA-N methanol-d1 Chemical compound [2H]OC OKKJLVBELUTLKV-VMNATFBRSA-N 0.000 description 2
- UCIAEFXQOXKPNP-UHFFFAOYSA-N n-ethenyl-3-(2-oxopyrrolidin-1-yl)prop-2-enamide Chemical compound C=CNC(=O)C=CN1CCCC1=O UCIAEFXQOXKPNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 description 2
- LPNYRYFBWFDTMA-UHFFFAOYSA-N potassium tert-butoxide Chemical compound [K+].CC(C)(C)[O-] LPNYRYFBWFDTMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 2
- AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N sulfur trioxide Chemical compound O=S(=O)=O AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N thiourea Chemical compound NC(N)=S UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000004169 (C1-C6) alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- NWHNXXMYEICZAT-UHFFFAOYSA-N 1,2,2,6,6-pentamethylpiperidin-4-ol Chemical compound CN1C(C)(C)CC(O)CC1(C)C NWHNXXMYEICZAT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KEQGZUUPPQEDPF-UHFFFAOYSA-N 1,3-dichloro-5,5-dimethylimidazolidine-2,4-dione Chemical compound CC1(C)N(Cl)C(=O)N(Cl)C1=O KEQGZUUPPQEDPF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SBGFNHWKIOFPRM-UHFFFAOYSA-N 1-[2-(2-hydroxyethoxy)ethoxy]hexan-2-ol Chemical compound CCCCC(O)COCCOCCO SBGFNHWKIOFPRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GRNOZCCBOFGDCL-UHFFFAOYSA-N 2,2,2-trichloroacetyl isocyanate Chemical compound ClC(Cl)(Cl)C(=O)N=C=O GRNOZCCBOFGDCL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WKODZNOGHQZNKD-UHFFFAOYSA-N 2,2,6,6-tetramethoxypiperidin-4-ol Chemical compound OC1CC(NC(C1)(OC)OC)(OC)OC WKODZNOGHQZNKD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCO OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- COBPKKZHLDDMTB-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-butoxyethoxy)ethoxy]ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCOCCO COBPKKZHLDDMTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HXIQYSLFEXIOAV-UHFFFAOYSA-N 2-tert-butyl-4-(5-tert-butyl-4-hydroxy-2-methylphenyl)sulfanyl-5-methylphenol Chemical compound CC1=CC(O)=C(C(C)(C)C)C=C1SC1=CC(C(C)(C)C)=C(O)C=C1C HXIQYSLFEXIOAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZZMVLMVFYMGSMY-UHFFFAOYSA-N 4-n-(4-methylpentan-2-yl)-1-n-phenylbenzene-1,4-diamine Chemical compound C1=CC(NC(C)CC(C)C)=CC=C1NC1=CC=CC=C1 ZZMVLMVFYMGSMY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005725 8-Hydroxyquinoline Substances 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NLZUEZXRPGMBCV-UHFFFAOYSA-N Butylhydroxytoluene Chemical compound CC1=CC(C(C)(C)C)=C(O)C(C(C)(C)C)=C1 NLZUEZXRPGMBCV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101150041968 CDC13 gene Proteins 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- XZMCDFZZKTWFGF-UHFFFAOYSA-N Cyanamide Chemical compound NC#N XZMCDFZZKTWFGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical class S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- VLCDUOXHFNUCKK-UHFFFAOYSA-N N,N'-Dimethylthiourea Chemical compound CNC(=S)NC VLCDUOXHFNUCKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FLVIGYVXZHLUHP-UHFFFAOYSA-N N,N'-diethylthiourea Chemical compound CCNC(=S)NCC FLVIGYVXZHLUHP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FCSHMCFRCYZTRQ-UHFFFAOYSA-N N,N'-diphenylthiourea Chemical compound C=1C=CC=CC=1NC(=S)NC1=CC=CC=C1 FCSHMCFRCYZTRQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N N-methyl-guanidine Natural products CNC(N)=N CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 description 1
- ZTHYODDOHIVTJV-UHFFFAOYSA-N Propyl gallate Chemical compound CCCOC(=O)C1=CC(O)=C(O)C(O)=C1 ZTHYODDOHIVTJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N Sulfurous acid Chemical class OS(O)=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Natural products NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910007564 Zn—Co Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002671 adjuvant Substances 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004703 alkoxides Chemical class 0.000 description 1
- 125000003545 alkoxy group Chemical group 0.000 description 1
- 125000005037 alkyl phenyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 description 1
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 description 1
- 125000005529 alkyleneoxy group Chemical group 0.000 description 1
- SOIFLUNRINLCBN-UHFFFAOYSA-N ammonium thiocyanate Chemical compound [NH4+].[S-]C#N SOIFLUNRINLCBN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001449 anionic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- GXCSNALCLRPEAS-CFYXSCKTSA-N azane (Z)-hydroxyimino-oxido-phenylazanium Chemical compound N.O\N=[N+](/[O-])c1ccccc1 GXCSNALCLRPEAS-CFYXSCKTSA-N 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CDQSJQSWAWPGKG-UHFFFAOYSA-N butane-1,1-diol Chemical compound CCCC(O)O CDQSJQSWAWPGKG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CZBZUDVBLSSABA-UHFFFAOYSA-N butylated hydroxyanisole Chemical compound COC1=CC=C(O)C(C(C)(C)C)=C1.COC1=CC=C(O)C=C1C(C)(C)C CZBZUDVBLSSABA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- XTHPWXDJESJLNJ-UHFFFAOYSA-N chlorosulfonic acid Substances OS(Cl)(=O)=O XTHPWXDJESJLNJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 1
- AFZSMODLJJCVPP-UHFFFAOYSA-N dibenzothiazol-2-yl disulfide Chemical compound C1=CC=C2SC(SSC=3SC4=CC=CC=C4N=3)=NC2=C1 AFZSMODLJJCVPP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGBSISYHAICWAH-UHFFFAOYSA-N dicyandiamide Chemical compound NC(N)=NC#N QGBSISYHAICWAH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- BADXJIPKFRBFOT-UHFFFAOYSA-N dimedone Chemical compound CC1(C)CC(=O)CC(=O)C1 BADXJIPKFRBFOT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000002147 dimethylamino group Chemical group [H]C([H])([H])N(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N dimethylaminoamidine Natural products CN(C)C(N)=N SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- LQZZUXJYWNFBMV-UHFFFAOYSA-N dodecan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCCCO LQZZUXJYWNFBMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003651 drinking water Substances 0.000 description 1
- 235000020188 drinking water Nutrition 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000007306 functionalization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005858 glycosidation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- FHKSXSQHXQEMOK-UHFFFAOYSA-N hexane-1,2-diol Chemical compound CCCCC(O)CO FHKSXSQHXQEMOK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 125000005647 linker group Chemical group 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- CXKWCBBOMKCUKX-UHFFFAOYSA-M methylene blue Chemical compound [Cl-].C1=CC(N(C)C)=CC2=[S+]C3=CC(N(C)C)=CC=C3N=C21 CXKWCBBOMKCUKX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229960000907 methylthioninium chloride Drugs 0.000 description 1
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 1
- 230000001483 mobilizing effect Effects 0.000 description 1
- 125000000896 monocarboxylic acid group Chemical group 0.000 description 1
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N nitrilotriacetic acid Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CC(O)=O MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002832 nitroso derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000963 oxybis(methylene) group Chemical group [H]C([H])(*)OC([H])([H])* 0.000 description 1
- 229960003540 oxyquinoline Drugs 0.000 description 1
- 125000000913 palmityl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- WXZMFSXDPGVJKK-UHFFFAOYSA-N pentaerythritol Chemical compound OCC(CO)(CO)CO WXZMFSXDPGVJKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 150000002991 phenoxazines Chemical class 0.000 description 1
- AQSJGOWTSHOLKH-UHFFFAOYSA-N phosphite(3-) Chemical class [O-]P([O-])[O-] AQSJGOWTSHOLKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003009 phosphonic acids Chemical class 0.000 description 1
- DOIRQSBPFJWKBE-UHFFFAOYSA-N phthalic acid di-n-butyl ester Natural products CCCCOC(=O)C1=CC=CC=C1C(=O)OCCCC DOIRQSBPFJWKBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 1
- BDAWXSQJJCIFIK-UHFFFAOYSA-N potassium methoxide Chemical compound [K+].[O-]C BDAWXSQJJCIFIK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZNNZYHKDIALBAK-UHFFFAOYSA-M potassium thiocyanate Chemical compound [K+].[S-]C#N ZNNZYHKDIALBAK-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229940116357 potassium thiocyanate Drugs 0.000 description 1
- 150000003138 primary alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 125000002572 propoxy group Chemical group [*]OC([H])([H])C(C([H])([H])[H])([H])[H] 0.000 description 1
- 235000010388 propyl gallate Nutrition 0.000 description 1
- MCJGNVYPOGVAJF-UHFFFAOYSA-N quinolin-8-ol Chemical compound C1=CN=C2C(O)=CC=CC2=C1 MCJGNVYPOGVAJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 1
- 230000008707 rearrangement Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000010517 secondary reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- NVIFVTYDZMXWGX-UHFFFAOYSA-N sodium metaborate Chemical compound [Na+].[O-]B=O NVIFVTYDZMXWGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L sodium sulfite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])=O GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000010265 sodium sulphite Nutrition 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 125000004079 stearyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L sulfite Chemical class [O-]S([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 125000001273 sulfonato group Chemical group [O-]S(*)(=O)=O 0.000 description 1
- 150000003567 thiocyanates Chemical class 0.000 description 1
- 150000003585 thioureas Chemical class 0.000 description 1
- KUAZQDVKQLNFPE-UHFFFAOYSA-N thiram Chemical compound CN(C)C(=S)SSC(=S)N(C)C KUAZQDVKQLNFPE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960002447 thiram Drugs 0.000 description 1
- 125000003944 tolyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- GETQZCLCWQTVFV-UHFFFAOYSA-N trimethylamine Chemical compound CN(C)C GETQZCLCWQTVFV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 230000035899 viability Effects 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
Abstract
A presente invenção refere-se a um método para a produção de petróleo bruto a partir de formações subterrâneas contendo petróleo compreendendo pelo menos as seguintes etapas de fornecer uma composição tensoativa aquosa compreendendo água e uma mistura tensoativa, injetar a dita composição tensoativa na formação subterrânea contendo petróleo através de pelo menos um poço de injeção, reduzindo assim a tensão interfacial entre o petróleo bruto e a água para menos de 0,1 mN/m, e retirar o petróleo bruto da formação através de pelo menos um poço de produção, em que a mistura tensoativa compreende pelo menos um tensoativo (A) com a fórmula geral R1-O-(CH2CH(R2) O)a-(CH2CH(CH3)O)b-(CH2CH2O)c-R3-Y- M+ (I) e um intensificador de solubilidade (B) com a fórmula geral R4-O-(CH2CH(CH3)O)x-(CH2CH2O)y-R3-Y- M+ (II), em que R1 a R4, a, b, c, x, y, Y e M têm os significados conforme definidos na descrição e nas reivindicações. A invenção refere-se adicionalmente à dita composição tensoativa aquosa e aos métodos para preparar a mesma, bem como ao uso do intensificador de solubilidade (B) para melhorar (...).
Description
[001] A presente invenção refere-se a um método para a produção de petróleo bruto a partir de formações subterrâneas contendo petróleo compreendendo pelo menos as seguintes etapas de fornecer uma composição tensoativa aquosa compreendendo água e uma mistura tensoativa, injetar a dita composição tensoativa na formação subterrânea contendo petróleo através de pelo menos um poço de injeção, reduzindo assim a tensão interfacial entre o petróleo bruto e a água para menos de 0,1 mN/m, e retirar o petróleo bruto da formação através de pelo menos um poço de produção.
[002] A invenção refere-se adicionalmente à dita composição tensoativa aquosa e aos métodos para prepará-la, bem como ao uso do intensificador de solubilidade (B) para melhorar a solubilidade do tensoativo aniônico (A).
[003] Nos depósitos naturais de petróleo, o petróleo está presente nas cavidades das rochas porosas do reservatório seladas em direção à superfície da terra por estratos impermeáveis sobrejacentes. As cavidades podem ser cavidades muito finas, capilares, poros ou outros similares. Os gargalos dos poros finos podem ter, por exemplo, um diâmetro de apenas cerca de 1 μm. Além do petróleo, incluindo as frações de gás natural, um depósito geralmente também compreende água com maior ou menor teor de sal.
[004] Se um depósito de petróleo tem uma pressão autógena suficiente, após início da perfuração do depósito, o petróleo flui através do poço até a superfície naturalmente, devido à pressão autógena (produção primária de petróleo). Mesmo que uma pressão autógena suficiente esteja presente no início, no entanto, a pressão autógena do depósito geralmente diminui de modo relativamente rápido no decurso da retirada do petróleo, e assim, geralmente, apenas pequenas quantidades da quantidade de petróleo presente no depósito podem ser produzidas desta forma, de acordo com o tipo de depósito.
[005] Portanto, quando a produção primária diminui, um método conhecido é perfurar mais poços, chamados de poços de injeção, na formação contendo petróleo, além dos poços que servem para a produção do petróleo, chamados de poços de produção. Através de tais poços de injeção, a água é injetada no depósito para manter a pressão ou aumentá-la novamente. A injeção da água força o petróleo através das cavidades na formação, procedendo gradualmente do poço de injeção na direção do poço de produção. Esta técnica é conhecida como injeção de água e é uma das técnicas do que é chamado de produção secundária de petróleo. No entanto, isso só funciona enquanto as cavidades estão completamente cheias de petróleo e o petróleo mais viscoso é empurrado para a frente pela água. Assim que a água móvel rompe as cavidades, ela flui no percurso de menor resistência a partir deste momento, ou seja, através do canal formado, e não empurra mais o petróleo para a frente. Com o progresso da injeção de água, cada vez mais petróleo fica preso nos capilares como gotículas esféricas isoladas, enquanto a água flui através dos canais formados, sem resultado. Consequentemente, a quantidade de petróleo produzida a partir do poço de produção diminui cada vez mais, enquanto a quantidade de água aumenta cada vez mais.
[006] Se a produção de petróleo economicamente viável for impossível ou não for mais possível por meio de técnicas primárias ou secundárias de produção de petróleo, as técnicas terciárias de produção de petróleo, também conhecidas como “Recuperação Aprimorada de Petróleo (EOR)”, podem ser aplicadas para melhorar o produção de petróleo. A produção terciária de petróleo inclui processos nos quais produtos químicos adequados, como tensoativos e/ou polímeros, são usados como adjuvantes para a produção de petróleo. Uma revisão da produção terciária de petróleo usando produtos químicos pode ser encontrada, por exemplo, no artigo de D. G. Kessel, Journal of Petroleum Science and Engineering, 2 (1989) 81 - 101.
[007] As técnicas de produção terciária de petróleo incluem o que é chamado de “injeção de tensoativo”. Na injeção de tensoativo, formulações aquosas que compreendem tensoativos adequados são injetadas através dos poços de injeção na formação subterrânea contendo petróleo. Os tensoativos reduzem a tensão interfacial entre o petróleo e a água, mobilizando assim mais petróleo da formação.
[008] Os requisitos técnicos para os tensoativos para a recuperação aprimorada de petróleo são elevados. As formações subterrâneas contendo petróleo podem ter temperaturas diferentes, por exemplo, temperaturas de 30°C a 120°C, e compreendem - além do petróleo bruto - também água de formação salina. A salinidade da água de formação pode ser de até 350.000 ppm e a água de formação também pode incluir cátions bivalentes, como Mg2+ e Ca2+. É amplamente difundido usar água de formação ou água do mar para fazer a formulação tensoativa aquosa para a recuperação aprimorada de petróleo. Consequentemente, os tensoativos adequados para a recuperação aprimorada de petróleo devem ter boa solubilidade na água de formação na temperatura do reservatório e devem reduzir a tensão interfacial entre o petróleo bruto e a água de formação até menos de 0,1 mN/m.
[009] Os tensoativos frequentemente têm boa solubilidade na água de formação à temperatura de formação ou produzem uma baixa tensão interfacial, mas muitas vezes os tensoativos não atendem a ambos os requisitos, simultaneamente. A fim de cumprir ambos os requisitos, é uma opção para usar misturas de dois ou mais tensoativos diferentes, como por exemplo, um tensoativo mais hidrofílico e um mais hidrofóbico. No entanto, ao usar misturas de tensoativos, surge um problema adicional, ou seja, que as propriedades da mistura não dependem apenas da natureza dos surfactantes utilizados, mas também da razão de mistura dos tensoativos.
[0010] Embora a razão de mistura possa ser devidamente ajustada sem problemas ao preparar a formulação tensoativa aquosa para a recuperação aprimorada de petróleo, pode acontecer que a razão de mistura não permaneça constante após a injeção na formação, mas sim que a razão de mistura mude. Tal efeito pode ser causado pelo seguinte mecanismo: ao fluir através da formação subterrânea, os dois tensoativos podem ser cromatograficamente separados se um dos dois tensoativos absorver melhor na superfície da formação do que o outro. Tal separação pode acontecer, em particular, se os tensoativos forem quimicamente muito diferentes ou se eles não formarem micelas mistas entre si. Assim, para uma mistura de tensoativos, os tensoativos não devem ser cromatograficamente separados ou as propriedades de uma mistura não devem mudar ou não devem pelo menos mudar muito após a variação na razão de mistura. Encontrar misturas de tensoativos que cumpram todos os requisitos mencionados é demorado e complexo.
[0011] O documento US 4.448.697 revela um processo para a recuperação de hidrocarbonetos de uma formação contendo hidrocarbonetos subterrânea, em que uma mistura de um tensoativo de sulfato ou sulfonato aniônico na mistura com um tensoativo não iônico RO-(C4H8O)1- 40(C2H4O)>10H é usada. R é selecionado dentre alquila C1-C6, fenila ou tolila.
[0012] O documento US 4.542.790 revela um processo de extração de petróleo de um depósito subterrâneo, injetando uma mistura tensoativa compreendendo um tensoativo aniônico de fórmula geral R-(OCH2CH2)n-OCH2COOM e R-(OCH2CH2)nH, em que n é de 1 a 30 e R é selecionado a partir de grupos alifáticos lineares ou ramificados de 4 a 20 átomos de carbono, ou grupos alquilfenila ou dialquilfenila de 1 a 14 átomos de carbono nos grupos alquila.
[0013] O documento WO 2012/158645 A1 revela uma mistura tensoativa adequada para a recuperação aprimorada de petróleo compreendendo um sulfato C12 a C20 propoxilado, um sulfonato olefina interno C12a C20 e um sulfato de álcool C4 a C12 etoxilado.
[0014] O documento WO 2013/090614 A1 revela uma composição aquosa não tensoativa que compreende um cossolvente leve, um polímero hidrossolúvel e um agente alcalino. O cossolvente leve pode ter a fórmula H-(CH2)1-6(OCH2CHR)nOH, em que n é de 0 a 30 e R é H, metila ou etila. A mistura pode ser usada para a produção de petróleo.
[0015] O documento WO 2015/048139 A1 revela uma composição de recuperação de hidrocarbonetos compreendendo dois tensoativos aniônicos diferentes selecionados a partir de carboxilatos de álcool primário propoxilados ou glicerol sulfonatos de álcool primário, em que o número médio de carbonos é de 12 a 30 átomos de carbono, o grau de ramificação é de 0,5 a 3,5 e o número de grupos de óxido de propileno é de 1 a 20.
[0016] O documento WO 2015/048142 A1 revela uma composição de recuperação de hidrocarbonetos compreendendo dois tensoativos aniônicos diferentes selecionados a partir de carboxilatos de álcool primário propoxilados ou glicerol sulfonatos de álcool primário propoxilados e de carboxilatos de álcool primário alcoxilatos ou glicerol sulfonatos de álcool primário alcoxilados.
[0017] O documento WO 2011/045254 A1 revela que o álcool alílico pode ser gerado pelo rearranjo de óxido de propileno na presença de KOH e que tal álcool alílico pode ser, então, alcoxilado e sulfatado. No entanto, a dita publicação também menciona que tais produtos não são ativos como tensoativos.
[0018] Era um objetivo da presente invenção fornecer uma composição tensoativa aquosa para métodos de EOR cumprindo os requisitos mencionados acima de forma otimizada, especialmente em relação às propriedades tensoativas, solubilidade e similares.
[0019] O objetivo é alcançado por um método para a produção de petróleo bruto a partir de formações subterrâneas contendo petróleo, de preferência por injeções de microemulsão de Winsor tipo III, compreendendo pelo menos as seguintes etapas: (1) fornecer uma composição tensoativa aquosa que compreende água e uma mistura tensoativa, (2) injetar a dita composição tensoativa na formação subterrânea contendo petróleo através de pelo menos um poço de injeção, reduzindo assim a tensão interfacial entre o petróleo bruto e a água até menos de 0,1 mN/m, e (3) retirar o petróleo bruto da formação através de pelo menos um poço de produção, em que a mistura tensoativa compreende pelo menos um tensoativo (A) com a fórmula geral R1-O-(CH2CH(R2)O)a-(CH2CH(CH3)O)b-(CH2CH2O)c-R3-Y- M+ (I) e um intensificador de solubilidade (B) com a fórmula geral R4-O-(CH2CH(CH3)O)x-(CH2CH2O)y-R3-Y- M+ (II), em que R1 é uma porção de hidrocarboneto com 8 a 36 átomos de carbono, R2 é uma porção de hidrocarboneto com 8 a 36 átomos de carbono, R3 é selecionado a partir do grupo de • uma ligação simples, • um grupo alquileno -(CH2)o-, em que o é de 1 a 3, • um grupo -CH2-CH(OH)-CH2-, R4 é um grupo alila H2C=CH-CH2-, • - é um grupo aniônico selecionado a partir de -COO- ou -SO3-, M+ é pelo menos um cátion selecionado do grupo de íons de metal alcalino, NH4+ e íons amônia orgânicos, a é um número de 0 a 69, b é um número de 3 a 70, c é um número de 0 a 50, x é um número de 1 a 69, y é um número de 0 a 50, e em que • R3, Y-, e M+em (A) e (B) são idênticos, • x < b, • y = c, e • a proporção molar de tensoativo (A)/intensificador de solubilidade (B) é de 98:2 a 60:40.
[0020] O objetivo também é alcançado por uma composição tensoativa aquosa, conforme definido neste documento, assim como pelo uso de um intensificador de solubilidade (B) de fórmula geral R4-O-(CH2CH(CH3)O)x-(CH2CH2O)y-R3-Y- M+ (II) conforme definido neste documento, para melhorar a solubilidade de um tensoativo aniônico (A) de fórmula geral (I) R1-O-(CH2CH(R2)O)a-(CH2CH(CH3)O)b-(CH2CH2O)c-R3-Y- M+ conforme definido neste documento.
[0021] Surpreendentemente, verificou-se que o intensificador de solubilidade (B) pode agir como tensoativo e melhorar a solubilidade do tensoativo (A) sem reduzir significativamente a tensão interfacial reduzindo as propriedades do tensoativo (A), especialmente sob propriedades rigorosas, como temperatura e teor de sal aumentados.
[0022] Em relação à invenção, pode-se afirmar especificamente o seguinte:
[0023] Para o método para a produção de petróleo bruto a partir de formações subterrâneas de acordo com a presente invenção, uma composição tensoativa aquosa da presente invenção compreendendo pelo menos água, e uma mistura tensoativa compreendendo pelo menos o tensoativo (A) e um intensificador de solubilidade (B), é usada.
[0024] Ambos os tensoativos (A) e (B) representam tensoativos aniônicos alcoxilados, onde cada tensoativo (A) e (B) é representado na mistura tensoativa com uma certa distribuição em relação ao grau de cada etapa de alcoxilação. Por conseguinte, os tensoativos (A)/(B) podem ser considerados misturas de diferentes tensoativos para cada tipo, (A) e (B). Caso tensoativos sejam mencionados no singular, o principal componente dos compostos químicos com a maior proporção molar é abordado. Por conseguinte, em vários tensoativos de fórmula geral (I) ou (II), os números a, b, c e x, y são valores médios em relação a todas as moléculas dos tensoativos, uma vez que a alcoxilação do álcool com óxido de etileno ou óxido de propileno, ou óxidos de alquileno superiores (por exemplo. de óxido de butileno a óxido de hexadeceno), em cada caso, fornece uma certa distribuição de comprimentos de cadeia. Esta distribuição pode ser descrita de uma forma conhecida, em princípio, pelo que é chamado de polidispersividade D. D = Mw/Mn é a razão da massa molar média ponderal em peso e da massa molar média numérica. A polidispersividade pode ser determinada por métodos conhecidos pelas pessoas versadas na técnica, por exemplo, por meio de cromatografia de permeação em gel.
[0025] Os tensoativos (A) têm a fórmula geral R1-O-(CH2CH(R2)O)a-(CH2CH(CH3)O)b-(CH2CH2O)c-R3-Y- M+ (I).
[0026] Os tensoativos da fórmula (I) compreendem uma porção de hidrocarboneto R1, grupos alquilenóxi -(CH2CH(R2)O)-, b grupos propilenóxi -(CH2CH(CH3)O)- e c grupos etilenóxi -(CH2CH2O)-, que são preferencialmente dispostos em blocos na ordem como indicada na fórmula (I). Para o profissional versado, é evidente que, devido às condições de fabricação, a transição entre os blocos não deve necessariamente ser abrupta, podendo também ser gradual para que alguma mistura entre os blocos possa ser observada. Além disso, a e c podem ser 0, de modo que um ou ambos os blocos possam não estar presentes em certas modalidades da invenção. Os tensoativos, além disso, compreendem um grupo de cabeça aniônico -Y-M+, que está ligado por um grupo de ligação R3 ao bloco etilenóxi ou propóxi.
[0027] R1 é uma porção de hidrocarboneto com 8 a 36, de preferência 12 a 32, e mais preferencialmente 12 a 30, e mais preferencialmente de 14 a 28 átomos de carbono. A porção de hidrocarboneto pode ser linear ou ramificada, insaturada ou saturada e alifática e/ou aromática. Obviamente, os tensoativos (A) podem compreender duas ou mais porções de hidrocarboneto R1. Preferencialmente, R1 é alifático, e mais preferencialmente, (alquil) saturado e, mais preferencialmente, linear.
[0028] Em uma modalidade, R1 é uma porção de hidrocarboneto aromática ou uma porção de hidrocarboneto aromática substituída com grupos alifáticos. Exemplos de porções aromáticas substituídas incluem grupos fenila substituídos com alquila, como um grupo dodecilfenila.
[0029] Em uma modalidade adicional, R1 é uma porção de hidrocarboneto alifática saturada ou insaturada, linear ou ramificada, com de 8 a 36, preferencialmente de 12 a 32, e mais preferencialmente de 14 a 28 átomos de carbono.
[0030] Em uma modalidade, R1 é uma porção de hidrocarboneto alifático linear, saturada ou insaturada, linear e saturada com de 12 a 20 átomos de carbono, de preferência, de 14 a 18 átomos de carbono, e mais preferencialmente, com de 16 a 18 átomos de carbono. De preferência, o número de átomos de carbono é par. Tais porções de hidrocarboneto podem ser derivadas de álcoois graxos. Exemplos de tais porções compreendem porções n-dodecila, n-tetradecila, n-hexadecila, n-octadecila e n-eicosila. De preferência, os tensoativos (A) podem compreender pelo menos duas porções de hidrocarboneto alifáticas, saturadas e lineares diferentes R1 cujo número de carbono difere por dois. Exemplos de tais combinações compreendem n- dodecil e n-tetradecil, n-tetradecil e n-hexadecil, n-hexadecil e n-octadecil e n-octadecil e n-eicosil. Preferencialmente, os tensoativos (A) podem compreender porções n-hexadecil e n-octadecil.
[0031] Em outra modalidade, R1 é uma porção de hidrocarboneto alifática, saturada e ramificada com a fórmula geral -CH2-CH(R5)(R6) (X), em que R5 e R6 são independentemente um do outro grupos alquila lineares com 4 a 16 átomos de carbono, com a condição de que o número total de átomos de carbono em tais porções (X) é um número par de 12 a 32, preferencialmente de 16 a 28 átomos de carbono. Tais porções de hidrocarboneto são derivados dos álcoois de Guerbet. De preferência, duas ou mais dessas porções de hidrocarboneto derivadas dos álcoois de Guerbet podem estar presentes.
[0032] Em uma modalidade, os tensoativos (A) compreendem porções de hidrocarboneto R1 selecionadas do grupo 2-hexildecila, 2- octildecila, 2-hexildodecila ou 2-octildodecila, ou uma mistura dos mesmos.
[0033] Em uma modalidade, os tensoativos (A) compreendem porções de hidrocarboneto R1 selecionadas do grupo de 2-deciltetradecila, 2- dodeciltetradecila, 2-decilhexadecila ou 2-dodeciltetradecila, ou uma mistura dos mesmos.
[0034] Na fórmula (I), R2 é uma porção de hidrocarboneto com de 2 a 16 átomos de carbono, por exemplo, o grupo -(CH2CH(R2)O)- é derivado de óxido de butileno ou óxidos de alquileno superiores. As porções de hidrocarboneto podem, particularmente, ser selecionadas dentre porções de hidrocarboneto alifáticas lineares ou ramificadas, insaturadas ou saturadas, com 2 a 16 átomos de carbono, de preferência porções de hidrocarboneto saturadas, e mais preferencialmente porções de hidrocarboneto saturadas e lineares com 2 a 16 átomos de carbono. As mais preferidas são as porções etila. As porções de hidrocarboneto podem ser, além disso, selecionadas a partir de porções de hidrocarboneto aromáticas ou porções de hidrocarboneto substituídas com grupos alifáticos, em que o número total de átomos de carbono é de 6 a 10. No entanto, de preferência, R2 representa um grupo alquila, como indicado acima.
[0035] Nas fórmulas (I) e (II), R3 é selecionado do grupo consistindo em • uma ligação simples, • um grupo alquileno -(CH2)o-, em que o é de 1 a 3, e • um grupo -CH2-CH(OH)-CH2-.
[0036] Em um primeiro aspecto da presente invenção, Y- é C(O)O- e R3 é -(CH2)o- resultando em um carboxilato, em que o é 1, 2 ou 3, preferencialmente 1.
[0037] Em outro aspecto da presente invenção, Y-é um grupo SO3- e R3 é -(CH2)o- ou -CH2CH(OH)CH2-, resultando em um grupo sulfonato, onde o é 2 ou 3.
[0038] Em outro aspecto da presente invenção, Y-é um grupo SO3- e R3 é uma ligação simples , resultando em um grupo sulfato.
[0039] M+ é pelo menos um cátion selecionado do grupo de íons de metal alcalino, NH4+ e íons amônia orgânicos. De preferência, M+ é Li+, Na+, K+, Rb+, Cs+, NH4+, N(CH2CH2OH)3H+, N(CH2CH[CH3]OH)3H+, N(CH3)(CH2CH2OH)2H+, N(CH3)2(CH2CH2OH)H+, N(CH3)3(CH2CH2OH)+, N(CH3)3H+ ou N(C2H5)3H+. Mais preferencialmente, M+ é Li+, Na+, K+, Rb+, Cs+ ou NH4+. Ainda mais preferencialmente, M+ é Na+ ou K+. Ainda mais preferencialmente, M+ é Na+.
[0040] A variável “a” representa o número de alcoxilatos superiores, como o butilenóxi. Em uma modalidade preferencial, a é 0.
[0041] A variável “b” representa o número de grupos propilenóxi na fórmula (I). Em uma modalidade preferencial, b é um número de 5 a 60. Mais preferencialmente, b é de 5 a 50, mais preferencialmente, b é de 5 a 40, mais preferencialmente, é de 5 a 30, ainda mais preferencialmente, é de 6 a 20 e, ainda mais preferencialmente, b é de 6 a 10, e ainda mais preferencialmente, b = 7.
[0042] A variável “c” representa o número de grupos etilenóxi na fórmula (I). Preferencialmente, c é um número de 1 a 50, mais preferencialmente, de 2 a 40, mais preferencialmente, de 3 a 30, mais preferencialmente, de 5 a 20, e ainda mais preferencialmente, c = 10.
[0043] De preferência, a soma de a, b e c, e de preferência, de b e c (a = 0) é de 5 a 75. Mais preferencialmente, a sonda é de 5 a 70, ainda mais preferencialmente, de 6 a 60, ainda mais preferencialmente, de 7 a 50, ainda mais preferencialmente, de 8 a 40, ainda mais preferencialmente, de 10 a 30 e, ainda mais preferencialmente, de 15 a 20.
[0044] O intensificador de solubilidade (B) é representado pela fórmula (II) R4-O-(CH2CH(CH3)O)x-(CH2CH2O)y-R3-Y- M+.
[0045] Na fórmula (II), R4 representa um grupo alila.
[0046] A variável “x” representa o número de grupos propilenóxi na fórmula (II). Preferencialmente, x é um número de 1 a 44, mais preferencialmente, de 1 a 40, mais preferencialmente, de 1 a 30, mais preferencialmente, de 1 a 20, ainda mais preferencialmente, de 1 a 10, ainda mais preferencialmente, de 1 a 5, e ainda mais preferencialmente, x = 1,6.
[0047] A variável “y” representa o número de grupos etilenóxi na fórmula (II). Preferencialmente, y é um número de 1 a 50, mais preferencialmente, de 2 a 40, mais preferencialmente, de 3 a 30, mais preferencialmente, de 5 a 20, e ainda mais preferencialmente, y = 10.
[0048] Para as fórmulas (I) e (II), as seguintes condições são fornecidas: R3, Y- e M+ em (A) e (B) são idênticos: conformemente, para R3, Y-, e M+, o mesmo se aplica à fórmula (II), que é descrita neste documento para R3, Y- e M+ na fórmula (I).
[0049] x < b. Por conseguinte, o grau de propoxilação no intensificador (B) é menor do que para o tensoativo (A).
[0050] y = c: por conseguinte, o grau de etoxilação é o mesmo para (A) e (B).
[0051] A proporção molar de tensoativo (A)/intensificador de solubilidade (B) é de 98:2 a 60:40, preferencialmente de 95:5 a 65:35, mais preferencialmente, de 95:5 a 70:30, mais preferencialmente de 90:10 a 80:20, e ainda mais preferencialmente 85:15.
[0052] Os alcoxilatos (A) e (B) podem ser preparados por métodos conhecidos na técnica a partir de um álcool adequado R1OH e R4OH, respectivamente, que estão disponíveis comercialmente ou podem ser sintetizados por métodos bem conhecidos pelas pessoas versadas na técnica. Também a alcoxilação e a subsequente funcionalização, a fim de introduzir o grupo R3-Y-M+, são bem conhecidas na técnica.
[0053] O número de grupos alcóxi pode ser ajustado pela razão molar dos respectivos materiais de partida. Os alcoxilatos (A) e (B) podem ser preparados separadamente e misturados para produzir a razão desejada.
[0054] Alternativamente, por escolha do catalisador durante a alcoxilação, o alcoxilato por pode ser obtido durante a preparação de (A) como um produto secundário devido à reação secundária do óxido de propileno em álcool alílico. Isto tem a vantagem de que a mistura tensoativa da presente invenção com a mistura tensoativa pode ser obtida em uma única etapa reacional (“reação de um recipiente”). No entanto, a reação de um recipiente é limitada em relação à escolha do catalisador. Como o NaOH e KOH afetam a formação do álcool alílico em temperaturas mais elevadas com a razão (A) para (B), como é informado na composição atual, isso não pode ser alcançado através do uso de catalisadores de cianeto metálico duplo (DMC), argilas de hidróxido duplo ou catalisador de CsOH. À medida que a formação de álcool alílico é iniciada durante a propoxilação do álcool R1OH, o grau de propoxilação é sempre menor para (B) em comparação com (A) (x < b). No entanto, este efeito não afetará a etoxilação em uma reação em um recipiente (y = c) e a subsequente derivatização (R3, Y- e M+ em (A) e (B) são idênticos). O grau de formação do álcool alílico pode ser influenciado pela quantidade de catalisador, a temperatura e a quantidade de óxido de propileno usada para formar o PO. O grau de formação do álcool alílico aumenta com o aumento da quantidade de catalisador, com o aumento da temperatura e/ou com o aumento da quantidade de óxido de propileno usado para a formação de PO. No caso de a = 0, de baixa quantidade de catalisador (menos de 0,05 eq. de KOH em relação à quantidade de 1,0 eq. De R1-OH), de temperatura moderada (130°C e inferior) e de quantidade baixa a moderada de óxido de propileno (menos de 8 eq. de óxido de propeno) usada para a formação de PO, a razão de (A) para (B) é 99,5:0,5 e superior.
[0055] Por conseguinte, outro aspecto da presente invenção é um método de fabricação de uma composição tensoativa da presente invenção compreendendo pelo menos as seguintes etapas: (a) opcionalmente alcoxilar um álcool R1OH com óxidos de alquileno de fórmula geral obtendo assim R1-O-(CH2CH(R2)O)aH (VI), (b) alcoxilar um álcool R1OH ou o álcool alcoxilado R1-O- (CH2CH(R2)O)aH (VI) com óxido de propileno, obtendo assim uma mistura de • R1-O-(CH2CH(R2)O)a-(CH2CH(CH3)O)bH (V) e • R4-O-(CH2CH(CH3)O)xH (VI), (c) opcionalmente, alcoxilar a mistura de (V) e (VI) com óxido de etileno, obtendo assim uma mistura de • R1-O-(CH2CH(R2)O)a-(CH2CH(CH3)O)b-(CH2CH2O)cH (VII) e • R4-O-(CH2CH(CH3)O)x-(CH2CH2O)yH (VIII), (d) introduzir grupos aniônicos terminais -Y-M+ na mistura de (VII) e (VIII), obtendo assim uma mistura de um tensoativo (A) com a fórmula geral R1-O-(CH2CH(R2)O)a-(CH2CH(CH3)O)b-(CH2CH2O)c-R3-Y- M+ (I) e um intensificador de solubilidade (B) com a fórmula geral R4-O-(CH2CH(CH3)O)x-(CH2CH2O)y-R3-Y- M+ (II), em que R1, R2, R3, R4, Y-, M+, a, b, c, x, e y têm os significados definidos acima.
[0056] Opcionalmente, a etapa b) é realizada na presença de NaOH ou KOH como catalisador.
[0057] De preferência, a mistura de (VII) e (VIII) reage com trióxido de enxofre ou ácido clorossulfônico e, em seguida, é neutralizada com uma base (por exemplo, hidróxido alcalino, como NaOH). Alternativamente, a mistura de (VII) e (VIII) reage com ácido sulfâmico (SO3NH3).
[0058] Em outra modalidade preferencial, a mistura de (VII) e (VIII) reage com um ácido carboxílico w-halogenado R5-(CH2)o-COOH, ou com um sal do mesmo, em que R5 é selecionado de F, Cl, Br ou I, e o é de 1 a 3, preferencialmente 1, obtendo assim uma mistura de um tensoativo (A) com a fórmula geral R1-O-(CH2CH(R2)O)a-(CH2CH(CH3)O)b-(CH2CH2O)c-(CH2)o-COO- M+(Ia) e um intensificador de solubilidade (B) com a fórmula geral R4-O-(CH2CH(CH3)O)x-(CH2CH2O)y-(CH2)o-COO- M+ (IIa).
[0059] A fim de aumentar a quantidade de (B), (B) preparado separadamente pode ser adicionado à mistura tensoativa após a reação de um recipiente.
[0060] A composição tensoativa aquosa compreende água e uma mistura tensoativa com pelo menos (A) e (B). A composição pode, além disso, compreender sais. Normalmente, água salina é usada na composição tensoativa aquosa. A água salina pode, entre outras coisas, ser água do rio, água do mar, água de um aquífero próximo ao depósito, chamada de água de injeção, água de depósito, chamada de água de produção, que está sendo reinjetada novamente, ou misturas das águas acima descritas. No entanto, a água salina também pode ser a que foi obtida a partir de uma água mais salina: por exemplo, por dessalinização parcial, esgotamento dos cátions polivalentes ou diluição com água doce ou água potável. A mistura tensoativa pode, de preferência, ser fornecida como um concentrado que, como resultado da preparação, também pode compreender sal.
[0061] Outro aspecto é o uso de um intensificador de solubilidade (B) de fórmula geral R4-O-(CH2CH(CH3)O)x-(CH2CH2O)y-R3-Y- M+ (II) conforme definido neste documento, para melhorar a solubilidade de um tensoativo aniônico (A) de fórmula geral (I) R1-O-(CH2CH(R2)O)a-(CH2CH(CH3)O)b-(CH2CH2O)c-R3-Y- M+ (I) conforme definido neste documento. De preferência, (A) e (B) são usados em uma razão, como descrita neste documento, e mais preferencialmente (A) e (B) são usados em uma composição aquosa da presente invenção.
[0062] Em uma modalidade preferencial, o método para a produção de petróleo bruto, de acordo com a presente invenção, é um método para injeções de microemulsão de Winsor tipo III, que é conhecido na técnica.
[0063] A microemulsão de Winsor tipo III está em equilíbrio com excesso de água e excesso de petróleo. Nestas condições de formação de microemulsão, os tensoativos cobrem a interface petróleo-água e reduzem a tensão interfacial o, mais preferencialmente, até valores < 10-2 mN/m (tensão interfacial ultrabaixa). Para alcançar um resultado ideal, a proporção da microemulsão no sistema água-microemulsão-petróleo, para uma quantidade definida de tensoativo, deve estar naturalmente no máximo, uma vez que isso permite alcançar menores tensões interfaciais.
[0064] Desta forma, é possível alterar a forma das gotículas de petróleo (a tensão interfacial entre o petróleo e a água é reduzida a tal ponto que o menor estado de interface não é mais favorecido e a forma esférica não é mais preferida), e elas podem ser forçadas através das aberturas capilares pela água da injeção.
[0065] Quando todas as interfaces petróleo-água são cobertas com tensoativo, na presença de uma quantidade em excesso de tensoativo, a microemulsão de Winsor tipo III se forma. Ela constitui, assim, um reservatório para os tensoativos que causam uma tensão interfacial muito baixa entre a fase oleosa e a fase aquosa. Pelo fato de a microemulsão de Winsor tipo III ter baixa viscosidade, ela também migra através da rocha de depósito porosa no processo de injeção. As emulsões, por outro lado, podem permanecer suspensas na matriz porosa e bloquear os depósitos. Se a microemulsão de Winsor tipo III encontrar uma interface petróleo-água ainda descoberta com tensoativo, o tensoativo da microemulsão pode reduzir significativamente a tensão interfacial desta nova interface e levar à mobilização do petróleo (por exemplo, por deformação das gotículas de petróleo).
[0066] As gotículas de petróleo podem, posteriormente, se combinar para produzir um banco de petróleo contínuo. Isto tem duas vantagens:
[0067] Primeiramente, à medida que o banco de petróleo contínuo avança através das novas rochas porosas, as gotículas de petróleo ali presentes podem se unir com o banco.
[0068] Além disso, a combinação das gotículas de petróleo para produzir um banco de petróleo reduz significativamente a interface petróleo- água e, portanto, o tensoativo que já não é necessário é liberado novamente. Depois disso, o tensoativo liberado, como descrito acima, pode mobilizar as gotículas de petróleo remanescentes na formação.
[0069] As injeções de microemulsão de Winsor tipo III são, consequentemente, um processo excepcionalmente eficiente e requer muito menos tensoativo em comparação com um processo de injeção de emulsão. Na injeção de microemulsão, os tensoativos são normalmente injetados opcionalmente juntamente com cossolventes e/ou sais básicos (opcionalmente na presença de agentes quelantes). Posteriormente, uma solução de polímero espessante é injetada para controlar a mobilidade. Outra variante é a injeção de uma mistura de polímero espessante e tensoativos, cossolventes e/ou sais básicos (opcionalmente com agente quelante) e, em seguida, uma solução de polímero espessante para controlar a mobilidade. Estas soluções devem ser geralmente límpidas, a fim impedir bloqueios do reservatório.
[0070] No contexto do processo de acordo com a invenção para a produção de petróleo bruto, o uso da composição tensoativa da invenção reduz a tensão interfacial entre o petróleo e água até valores < 0,1 mN/m, de preferência até < 0,05 mN/m, e mais preferencialmente, até < 0,01 mN/m. Assim, a tensão interfacial entre o petróleo e a água é reduzida até valores na faixa de 0,1 mN/m a 0,0001 mN/m, de preferência até valores na faixa de 0,05 mN/m a 0,0001 mN/m, e mais preferencialmente até os valores na faixa de 0,01 mN/m a 0,0001 mN/m. Os valores declarados referem-se à temperatura do depósito prevalecente. Uma modalidade particularmente preferencial é uma operação de injeções de microemulsão de Winsor tipo III, conforme descrito acima.
[0071] Em outra modalidade preferencial da invenção, um polímero espessante do grupo dos biopolímeros ou do grupo dos copolímeros à base de acrilamida é adicionado à composição tensoativa aquosa. O copolímero pode consistir, por exemplo, das seguintes unidades, entre outras coisas: - acrilamida e sal de sódio do ácido acrílico - acrilamida e sal de sódio do ácido acrílico e N- vinilpirrolidona - acrilamida e sal de sódio do ácido acrílico e AMPS (sal de sódio do ácido 2-acrilamido-2-metilpropanossulfônico) - acrilamida e sal de sódio do ácido acrílico e AMPS (sal de sódio do ácido 2-acrilamido-2-metilpropanossulfônico) e N- vinilpirrolidona.
[0072] O copolímero também pode incluir, adicionalmente, grupos associativos. Os copolímeros preferenciais são descritos nos documentos EP 2432807 ou WO 2014095621. Outros copolímeros preferenciais descritos no documento US 7700702.
[0073] Em uma modalidade preferencial da invenção, é um recurso característico do processo que a produção de petróleo bruto a partir de depósitos subterrâneos de petróleo seja um método de injeção de tensoativo ou um método de injeção de tensoativo/polímero e não um método de injeção de álcali/tensoativo/polímero e não um método de injeção no qual o Na2CO3 também é injetado.
[0074] Em uma modalidade particularmente preferencial da invenção, é um recurso característico do processo que a produção de petróleo bruto a partir de depósitos subterrâneos de petróleo seja um método de injeções de microemulsão de Winsor tipo III ou um método de injeção de microemulsão de Winsor tipo III/polímero, e não um método de injeção de álcali/microemulsão de Winsor tipo III/polímero e não um método de injeção no qual o Na2CO3 também é injetado.
[0075] A(s) formação(ões) subterrânea(s) contendo petróleo são tipicamente rochas de depósito, que podem ser arenito ou carbonato.
[0076] Em uma modalidade preferencial da invenção, o depósito é um depósito de arenito, em que mais de 70 por cento em peso de areia (quartzo e/ou feldspato) está presente e até 25 por cento em peso de outros minerais selecionados de caulinita, esmectita, ilita, clorita e/ou pirita podem estar presentes. É preferível que mais de 75 por cento em peso de areia (quartzo e/ou feldspato) esteja presente e até 20 por cento em peso de outros minerais selecionados do caulinita, esmectita, ilita, clorita e/ou pirita podem estar presentes. É especialmente preferível que mais de 80 por cento em peso de areia (quartzo e/ou feldspato) esteja presente e até 15 por cento em peso de outros minerais selecionados de caulinita, esmectita, ilita, clorita e/ou pirita podem estar presentes.
[0077] A gravidade API (gravidade do Instituto Americano do Petróleo) é uma unidade convencional de densidade comumente usada nos EUA para petróleos brutos. Ela é usada globalmente para caracterização e como um padrão de qualidade para o petróleo bruto. A gravidade API é calculada a partir da densidade relativa prel do petróleo bruto a 60°F (15,56°C), com base na água, usando gravidade API = (141,5/prel) - 131,5.
[0078] De acordo com a invenção, o petróleo bruto do depósito deve ter pelo menos 10° API. É dada preferência a pelo menos 12° API. Particular preferência é dada a pelo menos 15° API. E preferência muito particular é dada a pelo menos 20° API.
[0079] A temperatura de depósito no depósito de petróleo em que o método da invenção é empregado é, de acordo com a invenção, de 15 a 150°C, especialmente de 20°C a 140°C, de preferência de 25°C a 130°C, mais preferencialmente de 30°C a 120°C e, por exemplo, de 35°C a 110°C.
[0080] Os sais na água do depósito podem ser, especialmente, sais de metais alcalinos e sais de metais alcalinoterrosos. Exemplos de cátions típicos incluem Na+, K+, Mg2+ e/ou Ca2+, e exemplos de ânions típicos incluem cloreto, bromo, hidrogenocarbonato, sulfato ou borato. A quantidade de íons de metais alcalinoterrosos pode ser, de preferência, de 0 a 53.000 ppm, mais preferencialmente, de 1 ppm a 20.000 ppm, e ainda mais preferencialmente, de 10 a 6.000 ppm.
[0081] Em geral, pelo menos um ou mais de um íon de metal alcalino está presente, especialmente pelo menos Na+. Além disso, íons de metais alcalinoterrosos também podem estar presentes, e neste caso a razão em peso de íons de metais alcalinos/íons de metais alcalinoterrosos é geralmente □ 2, e preferencialmente □ 3. Os ânions presentes são, geralmente, pelo menos um ou mais de um de íon(s) de haleto, especialmente pelo menos Cl-. Em geral, a quantidade de Cl- é de pelo menos 50% em peso, e preferencialmente de pelo menos 60% em peso, com base na soma total de todos os ânions.
[0082] A quantidade total de todos os sais na água de depósito pode ser de até 350.000 ppm (partes por peso), com base na soma total de todos os componentes na formulação, por exemplo, de 2.000 ppm a 350.000 ppm, especialmente de 5.000 ppm a 250.000 ppm. Se a água do mar for utilizada para injeção, o teor de sal pode ser de 2.000 ppm a 40.000 ppm e, se for utilizada água de formação, o teor de sal pode ser de 5.000 ppm a 250.000 ppm, como por exemplo, de 10.000 ppm a 200.000 ppm.
[0083] A composição tensoativa aquosa compreende (A) e (B) e pode compreender mais tensoativos. A concentração de todos os tensoativos juntos é de 0,05% a 0,49% em peso, com base na quantidade total da composição aquosa injetada. A concentração de tensoativo total é, preferencialmente, de 0,06% a 0,39% em peso, e mais preferencialmente, de 0,08% a 0,29% em peso. É preferível que não existam mais tensoativos, além de (A) e (B), presentes.
[0084] Em uma outra modalidade preferencial da invenção, pelo menos um cossolvente orgânico pode ser adicionado à mistura tensoativa reivindicada. Estes são, de preferência, solventes completamente miscíveis em água, mas também é possível usar solventes com apenas miscibilidade parcial em água. Em geral, a solubilidade deve ser de pelo menos 50 g/L, e preferencialmente, de pelo menos 100 g/L. Exemplos incluem álcoois alifáticos C3 a C8, de preferência álcoois C4 a C6 álcoois, e adicionalmente, preferencialmente, álcoois C3 a C6, que podem ser substituídos por 1 a 5, e preferencialmente 1 a 3, unidades de etilenóxi para alcançar solubilidade em água suficiente. Outros exemplos incluem dióis alifáticos com 2 a 8 átomos de carbono, que também podem ter, opcionalmente, outras substituições. Por exemplo, o cossolvente pode ser pelo menos um selecionado do grupo de 2- butanol, 2-metil-1-propanol, butiletilenoglicol, butildietilenoglicol ou butiltrietilenoglicol.
[0085] Por conseguinte, é preferível que a composição tensoativa aquosa compreenda, assim como o tensoativo aniônico (A) da fórmula geral (I) e o intensificador (B) da fórmula geral (II), também um cossolvente selecionado do grupo de álcoois alifáticos com 3 a 8 átomos de carbono ou do grupo dos alquilmonoetilenoglicóis, dos alquildietilenoglicóis ou dos alquiltrietilenoglicóis, onde o radical alquila é um radical hidrocarbila alifático com 3 a 6 átomos de carbono.
[0086] É dada preferência particular a uma composição tensoativa aquosa da presente invenção na forma de um concentrado, que compreende 20% em peso a 70% em peso da mistura tensoativa, de 10% em peso a 40% em peso de água e de 10% em peso a 40% em peso de um cossolvente, com base na quantidade total do concentrado, onde o cossolvente é selecionado a partir do grupo dos álcoois alifáticos com 3 a 8 átomos de carbono ou do grupo dos alquilmonoetilenoglicóis, os alquildietilenoglicóis ou os alquiltrietilenoglicóis, onde o radical alquila é um radical hidrocarbila alifático com 3 a 6 átomos de carbono, e o concentrado é fluido a 20°C e tem uma viscosidade a 40°C de < 1500 mPas a 200 Hz.
[0087] É mais preferível que o concentrado compreenda butildietilenoglicol como cossolvente.
[0088] Uma modalidade adicional da invenção é uma composição da presente invenção que compreende adicionalmente tensoativos (C) que não são idênticos aos tensoativos (A) ou (B), e - sejam do grupo dos alquilbenzenossulfonatos, alfa- olefinossulfonatos, olefinossulfonatos internos, parafinossulfonatos, onde os tensoativos têm 14 a 28 átomos de carbono; e/ou - sejam selecionados do grupo dos etoxilatos de alquila e dos alquilpoliglicosídeos, onde o radical alquila em particular tem de 8 a 18 átomos de carbono.
[0089] Para os tensoativos (C), preferência particular é dada aos alquilpoliglicosídeos que se formaram a partir de álcoois graxos lineares primários que têm 8 a 14 átomos de carbono e têm um nível da glicosidação de 1 a 2, e os etoxilatos de alquila que se formaram a partir de álcoois primários com 10 a 18 átomos de carbono e têm um nível de etoxilação de 3 a 25.
[0090] Os tensoativos (A) e (B), de acordo com a fórmula geral (I) ou (II), podem, de preferência, ser preparados por alcoxilação catalisada por base. Neste caso, o álcool R1OH pode ser misturado em um reator de pressão com hidróxidos de metal alcalino (por exemplo, NaOH, KOH, CsOH), de preferência hidróxido de potássio, ou com alcóxidos de metal alcalino, como por exemplo, metóxido de sódio ou metóxido de potássio. A água (ou MeOH) ainda presente na mistura pode ser retirada por meio de pressão reduzida (por exemplo < 100 mbar (10 kPa)) e/ou aumentando a temperatura (30 a 150°C). Depois disso, o álcool está presente na forma do alcóxido correspondente. Isto é seguido pela inertização com gás inerte (por exemplo, nitrogênio) e a adição em etapas do(s) óxido(s) de alquileno nas temperaturas de 60 a 180°C até uma pressão de não mais de 20 bar (2.000 kPa) ((de preferência, não mais de 10 bar (10.000 kPa)). Em uma modalidade preferencial, o óxido de alquileno é medido inicialmente a 120°C. No decurso da reação, o calor da reação liberado faz com que a temperatura suba até 170°C.
[0091] Em outra modalidade preferencial da invenção, o óxido de alquileno superior (por exemplo, o óxido de butileno ou o óxido de hexadeceno) é adicionado pela primeira vez a uma temperatura na faixa de 100 a 145°C, em seguida, o óxido de propileno é adicionado a uma temperatura na faixa de 100 a 145°C e, posteriormente, o óxido de etileno é adicionado a uma temperatura na faixa de 120 a 165°C. No final da reação, o catalisador pode, por exemplo, ser neutralizado adicionando ácido (por exemplo, ácido acético ou ácido fosfórico) e ser removido por filtração, se for necessário. No entanto, o material também pode permanecer não neutralizado.
[0092] A alcoxilação dos álcoois R1OH também pode ser realizada por meio de outros métodos, como por exemplo, por alcoxilação catalisada por ácido. Além disso, é possível utilizar, por exemplo, argilas de hidróxido duplo, como descrito no documento DE 4325237 A1, ou é possível utilizar catalisadores de cianeto metálico duplo (catalisadores DMC). Os catalisadores de DMC adequados são revelados, por exemplo, no documento DE 10243361 A1, especialmente nos parágrafos [0029] a [0041] e na literatura citada no mesmo. Por exemplo, é possível usar catalisadores do tipo Zn-Co. Para realizar a reação, o álcool R1OH pode ser misturado com o catalisador, e a mistura desidratada, como descrito acima, e reagida com os óxidos de alquileno, como descrito. Normalmente, não mais de 1.000 ppm de catalisador com base na mistura são usados, e o catalisador pode permanecer no produto devido a esta pequena quantidade. A quantidade de catalisador pode, em geral, ser inferior a 1.000 ppm, como por exemplo, de 250 ppm ou menos.
[0093] Uma derivatização adicional pode ser realizada pelos métodos bem conhecidos na técnica. Por exemplo, a fim de preparar carboxilatos, o intermediário de alquilação não iônico pode reagir, enquanto sob agitação, com ácido cloroacético ou sal de sódio do ácido cloroacético na presença de hidróxido de metal alcalino ou hidróxido de metal alcalino aquoso, com remoção de água da reação, de tal forma que o teor de água no reator seja mantido em um valor de 0,2% a 1,7% (de preferência, de 0,3% a 1,5%) durante a carboximetilação através da aplicação de pressão reduzida e/ou pela passagem de nitrogênio no mesmo.
[0094] Além disso, de preferência, os métodos da invenção para a produção de petróleo bruto compreendem as etapas do método dos métodos de produção da invenção que estão a montante da etapa de injeção.
[0095] O método acima descrito de produção de petróleo bruto com o auxílio da composição tensoativa aquosa (A) da fórmula geral (I) e (B) da fórmula geral (II) pode ser opcionalmente realizado com a adição de outros métodos. Por exemplo, é opcionalmente possível adicionar um polímero ou uma espuma para controlar a mobilidade. O polímero pode ser opcionalmente injetado no depósito junto com a formulação tensoativa, seguido pela formulação tensoativa. Ele também pode ser injetado apenas com a formulação tensoativa ou somente após a formulação tensoativa. Os polímeros podem ser polímeros à base de acrilamida ou um biopolímero. O copolímero pode consistir, por exemplo, das seguintes unidades, entre outras coisas: - acrilamida e sal de sódio do ácido acrílico - acrilamida e sal de sódio do ácido acrílico e N- vinilpirrolidona - acrilamida e sal de sódio do ácido acrílico e AMPS (sal de sódio do ácido 2-acrilamido-2-metilpropanossulfônico) - acrilamida e sal de sódio do ácido acrílico e AMPS (sal de sódio do ácido 2-acrilamido-2-metilpropanossulfônico) e N- vinilpirrolidona.
[0096] O copolímero também pode incluir, adicionalmente, grupos associativos. Os copolímeros utilizáveis são descritos nos documentos EP 2432807 ou WO 2014095621. Outros copolímeros utilizáveis são descritos no documento US 7700702.
[0097] Os polímeros podem ser estabilizados pela adição de aditivos adicionais, como biocidas, estabilizantes, removedores de radicais livres e inibidores.
[0098] A espuma pode ser produzida na superfície do depósito ou in situ no depósito por injeção de gases, como nitrogênio ou hidrocarbonetos gasosos, como metano, etano ou propano. A espuma pode ser produzida e estabilizada adicionando a mistura tensoativa reivindicada, ou então, outros tensoativos.
[0099] Opcionalmente, também é possível adicionar uma base, como hidróxido de metal alcalino ou carbonato de metal alcalino à formulação tensoativa, e neste caso, ela é combinada com agentes de complexação ou poliacrilatos, a fim de evitar a precipitação como resultado da presença de cátions polivalentes. Além disso, também é possível adicionar um cossolvente à formulação.
[00100] Isso dá origem aos seguintes métodos (combinados): - injeção de tensoativo - injeção de microemulsão de Winsor tipo III - injeção de tensoativo/polímero - injeção de microemulsão de Winsor tipo III/polímero - injeção de base alcalina/tensoativo/polímero - injeção de base alcalina/microemulsão de Winsor tipo III/polímero - Injeção de tensoativo/espuma - injeção de microemulsão de Winsor tipo III/espuma - injeção de base alcalina/tensoativo/espuma - injeção de base alcalina/microemulsão de Winsor tipo III/espuma
[00101] Em uma modalidade preferencial da invenção, um dos quatro primeiros métodos é empregado ( injeção de tensoativo, injeção de microemulsão de Winsor tipo III, injeção de tensoativo/polímero ou injeção de microemulsão de Winsor tipo III/polímero). É dada preferência especial à injeção de microemulsão de Winsor tipo III/polímero.
[00102] Na injeção de microemulsão de Winsor tipo III/polímero, na primeira etapa, uma formulação tensoativa é injetada com ou sem polímero. A formulação tensoativa, em contato com o petróleo bruto, resulta na formação de uma microemulsão de Winsor tipo III. Na segunda etapa, apenas o polímero é injetado. Na primeira etapa, em cada caso, é possível usar formulações aquosas com salinidade maior do que na segunda etapa. Alternativamente, ambas as etapas também podem ser realizadas com água de igual salinidade.
[00103] Em uma modalidade, os métodos podem, naturalmente, igualmente ser combinados com a injeção de água. No caso de injeção de água, a água é injetada em um depósito de petróleo mineral através de pelo menos um poço de injeção, e o petróleo bruto é retirado do depósito através de pelo menos um poço de produção. A água pode ser água doce ou água salina, como água do mar ou água de depósito. Após a injeção de água, o método da invenção pode ser utilizado.
[00104] Para executar o método da invenção, pelo menos um poço de produção e pelo menos um poço de injeção são afundados no depósito de petróleo mineral. Em geral, um depósito é fornecido com vários poços de injeção e com vários poços de produção. Uma formulação aquosa dos componentes hidrossolúveis descritos é injetada através de ao menos um poço de injeção no depósito de petróleo, e petróleo bruto é retirado do depósito através de pelo menos um poço de produção. Como resultado da pressão gerada pela formulação aquosa injetada, chamada de “injeção”, o petróleo flui na direção do poço de produção e é produzido através do poço de produção.
[00105] O termo “petróleo bruto” ou “petróleo” neste contexto, naturalmente não significa apenas petróleo de fase única; em vez disso, o termo também abrange as emulsões habituais de petróleo-água. Ficará claro para a pessoa versada na técnica que um depósito de petróleo também pode ter uma certa distribuição de temperatura. A dita temperatura do depósito baseia-se na região do depósito entre os poços de injeção e produção, que é coberto pela injeção com soluções aquosas. Métodos de determinação da distribuição de temperatura de um depósito de petróleo são conhecidos, em princípio, pelas pessoas versadas na técnica. A distribuição de temperatura é geralmente determinada a partir de medições de temperatura em locais específicos na formação, juntamente com cálculos de simulação; os cálculos de simulação também levam em conta as quantidades de calor introduzidas na formação e as quantidades de calor removidas da formação.
[00106] O método da invenção pode ser especialmente empregado em depósitos de petróleo com uma porosidade média de 5 mD a 4 D, de preferência, de 50 mD a 2 D e, mais preferencialmente, de 200 mD a 1 D. A permeabilidade de uma formação de petróleo é relatada pela pessoa versada na técnica na unidade “darcy” (abreviada para “D” ou “mD”, para “milidarcies”), e pode ser determinada a partir da vazão de uma fase líquida na formação de petróleo mineral em função do diferencial de pressão aplicado. A vazão pode ser determinada em testes de injeção do núcleo com núcleos de perfuração tomados da formação. Detalhes sobre isso podem ser encontrados, por exemplo, em K. Weggen, G. Pusch, H. Rischmüller em “Oil and Gas”, páginas 37 ff., Ullmann's Encyclopedia of Industrial Chemistry, edição on-line, Wiley-VCH, Weinheim 2010. Ficará claro para a pessoa versada na técnica que a permeabilidade em um depósito de petróleo não precisa ser homogênea, mas geralmente tem uma certa distribuição, e a permeabilidade relatada para um depósito de petróleo é, por conseguinte, uma permeabilidade média.
[00107] Aditivos podem ser usados, por exemplo, a fim de evitar efeitos colaterais indesejados, como por exemplo, a precipitação indesejada de sais, ou a fim de estabilizar o polímero utilizado. A composição injetada na formação no processo de injeção flui apenas muito gradualmente na direção do poço de produção, o que significa que eles permanecem sob as condições de formação na formação por um período prolongado. A degradação dos polímeros resulta em uma diminuição da viscosidade. Isto tem de ser levado em consideração através do uso de uma quantidade mais elevada de polímero, ou então, deve-se aceitar que a eficiência do método irá piorar. Em cada caso, a viabilidade econômica do método piora. Uma infinidade de mecanismos pode ser responsável pela degradação do polímero. Por meio de aditivos adequados, a degradação do polímero pode ser evitada ou pelo menos retardada, de acordo com as condições.
[00108] Em uma modalidade da invenção, a composição aquosa usada compreende adicionalmente pelo menos um sequestrador de oxigênio. Os sequestradores de oxigênio reagem com oxigênio, que pode estar presente na formulação aquosa e, assim, impedir que o oxigênio seja capaz de atacar os grupos de polímero ou poliéter. Exemplos de sequestradores de oxigênio compreendem sulfitos, como por exemplo, Na2SO3, bissulfitos, fosfitos, hidrofosfitos ou ditionitas.
[00109] Em uma modalidade adicional da invenção, a composição aquosa usada compreende pelo menos um sequestrador de radical livre. Os sequestradores de radicais livres podem ser usados para neutralizar a degradação do polímero por radicais livres. Compostos deste tipo podem formar compostos estáveis com radicais livres. Os sequestradores de radicais livres são conhecidos, em princípio, pelas pessoas versadas na técnica. Por exemplo, eles podem ser estabilizadores selecionados a partir do grupo de compostos de enxofre, aminas secundárias, aminas estericamente impedidas, n-óxidos, compostos nitrosos, compostos de hidroxila aromáticos ou cetonas. Exemplos de compostos de enxofre incluem tioureia, tioureias substituídas, como N,N'-dimetiltioureia, N,N'-dietiltioureia, N,N'-difeniltioureia, tiocianatos, por exemplo, tiocianato de amônio ou tiocianato de potássio, tetrametiltiuram-dissulfeto e mercaptanos, como 2-mercaptobenzotiazol ou 2- mercaptobenzimidazol, ou sais dos mesmos, como por exemplo, os sais de sódio, dimetilditiotocarbamato de sódio, 2,2'-ditiobis(benzotiazol) e 4,4'- tiobis(6-t-butil-m-cresol). Outros exemplos incluem fenoxazina, sais de fenoxazina carboxilada, fenoxazina carboxilada, azul de metileno, diciandiamida, guanidina, cianamida, parametoxifenol, sal de sódio do parametoxifenol, 2-metil-hidroquinona, sais de 2-metil-hidroquinona, 2,6-di- t-butil-4-metilfenol, butil-hidroxianisol, 8-hidroxiquinolina, 2,5-di(t-amil)- hidroquinona, 5-hidroxi-1,4-naftoquinona, 2,5-di(t-amil)hidroquinona, dimedona, 3,4,5-tri-hidroxibenzoato de propila, N-nitrosofenil-hidroxilamina de amônio, 4-hidroxi-2,2,6,6-tetrametiloxipiperidino, N-(1,3-dimetilbutil)-N'- fenil-p-fenilenodiamina e 1,2,2,6,6,6-pentametil-4-piperidinol. É dada preferência às aminas estericamente impedidas, como 1,2,2,6,6-pentametil-4- piperidinol e compostos de enxofre, compostos mercapto, especialmente 2- mercaptobenzotiazol ou 2-mercaptobenzimidazol ou sais dos mesmos, como por exemplo, os sais de sódio, e é dada preferência especial ao 2- mercaptobenzotiazol ou sais do mesmo.
[00110] Em uma modalidade adicional da invenção, a formulação aquosa usada compreende pelo menos um reagente sacrificial. Os reagentes sacrificiais podem reagir com os radicais livres e, assim, torná-los inócuos. Exemplos incluem especialmente álcoois. Os álcoois podem ser oxidados por radicais livres, como por exemplo, em cetonas. Exemplos incluem monoálcoois e poliálcools, como por exemplo, 1-propanol, 2-propanol, propilenoglicol, glicerol, butanodiol ou pentaeritritol.
[00111] Em uma modalidade adicional da invenção, a composição aquosa usada compreende adicionalmente pelo menos um agente complexante. É, naturalmente, possível usar misturas de vários agentes de complexação. Os agentes de complexação são geralmente compostos aniônicos que podem complexar especialmente com íons metálicos divalentes e de valência superior, como por exemplo, Mg2+ ou Ca2+. Desta forma, é possível, por exemplo, evitar qualquer precipitação indesejada. Além disso, é possível evitar que quaisquer íons metálicos polivalentes presentes reticulem o polímero por meio dos grupos ácidos presentes, especialmente do grupo COOH. Os agentes de complexação podem ser especialmente derivados de ácido fosfônico ou ácido carboxílico. Exemplos de agentes de complexação incluem ácido etilenodiaminotetracético (EDTA), ácido etilenodiaminossuccínico (EDDS), ácido dietilenotriaminopentametilenofosfônico (DTPMP), ácido metilglicinodiacético (MGDA) e ácido nitrilotriacético (NTA). Naturalmente, os sais correspondentes de cada um também podem estar envolvidos, como por exemplo, os sais de sódio correspondentes. Em uma modalidade particularmente preferencial da invenção, MGDA é usado como agente de complexação.
[00112] Como alternativa ou além dos agentes quelantes acima mencionados, também é possível usar poliacrilatos.
[00113] Em uma modalidade adicional da invenção, a composição compreende adicionalmente pelo menos um cossolvente orgânico, como descrito acima. Estes são, de preferência, solventes completamente miscíveis em água, mas também é possível usar solventes com apenas miscibilidade parcial em água. Em geral, a solubilidade deve ser de pelo menos 50 g/L, e preferencialmente, de pelo menos 100 g/L. Exemplos incluem álcoois alifáticos C4 a C8, de preferência álcoois C4 a C6 álcoois, que podem ser substituídos por 1 a 5, e preferencialmente 1 a 3 unidades de etilenóxi para alcançar solubilidade em água suficiente. Outros exemplos incluem dióis alifáticos com 2 a 8 átomos de carbono, que também podem ter, opcionalmente, outras substituições. Por exemplo, o cossolvente pode ser pelo menos um selecionado do grupo de 2-butanol, 2-metil-1-propanol, butilglicol, butildiglicol e butiltriglicol.
[00114] A injeção da composição aquosa pode ser realizada utilizando aparelhos habituais. A composição pode ser injetada em um ou mais poços de injeção utilizando bombas habituais. Os poços de injeção são normalmente revestidos com tubos de aço cimentados no lugar, e os tubos de aço são perfurados no ponto desejado. A formulação entra na formação de petróleo mineral a partir do poço de injeção através da perfuração. A pressão aplicada por meio das bombas, de uma forma conhecida em princípio, é usada para corrigir a vazão da formulação e, portanto, também o estresse da cisalhamento com o qual a formulação aquosa entra na formação. O estresse de cisalhamento na entrada na formação pode ser calculado pela pessoa versada na técnica de uma forma conhecida em princípio com base na lei de Hagen- Poiseuille, usando a área através da qual o fluxo passa na entrada na formação, o raio médio do poro e a vazão em volume. A permeabilidade média da formação pode ser encontrada como descrito em uma maneira conhecida em princípio. Naturalmente, quanto maior for a vazão em volume da formulação de polímero aquosa injetada na formação, maior será o estresse da cisalhamento.
[00115] A taxa de injeção pode ser fixada pela pessoa versada na técnica de acordo com as condições na formação. Preferencialmente, a taxa de cisalhamento na entrada da formulação de polímero aquosa na formação é de pelo menos 30.000 s-1, de preferência, de pelo menos 60.000 s-1 e, mais preferencialmente, de pelo menos 90.000 s-1.
[00116] Em uma modalidade da invenção, o método da invenção é um método de injeção em que uma base e, tipicamente, um agente de complexação ou um poliacrilato é usado. Este é tipicamente o caso quando a proporção de cátions polivalentes na água de depósito é baixa (100 a 400 ppm). Uma exceção é o metaborato de sódio, que pode ser usado como uma base na presença de quantidades significativas de cátions polivalentes mesmo sem agente de complexação.
[00117] O pH da formulação aquosa é geralmente pelo menos 8, de preferência pelo menos 9, especialmente de 9 a 13, preferencialmente de 10 a 12 e, por exemplo, de 10,5 a 11.
[00118] Em princípio, é possível usar qualquer tipo de base com a qual o pH desejado possa ser alcançado, e a pessoa versada na técnica fará uma seleção adequada. Exemplos de bases adequadas incluem hidróxidos de metal alcalino, como por exemplo, NaOH ou KOH, ou carbonatos de metais alcalinos, como por exemplo, Na2CO3. Além disso, as bases podem ser sais básicos, como por exemplo, sais de metais alcalinos dos ácidos carboxílicos, ácido fosfórico ou, especialmente, agentes de complexação que compreendem grupos ácidos na forma de base, como EDTANa4.
[00119] O petróleo mineral normalmente também compreende vários ácidos carboxílicos, como por exemplo, ácidos naftênicos, que são convertidos nos sais correspondentes pela formulação básica. Os sais atuam como tensoativos que ocorrem na natureza e, assim, apoiam o processo de remoção de petróleo.
[00120] Com agentes de complexação, é vantajosamente possível evitar a precipitação indesejada de sais moderadamente solúveis, especialmente dos sais de Ca e Mg, quando a formulação aquosa alcalina entra em contato com os íons metálicos correspondentes e/ou quando formulações aquosas para o processo que compreendem sais correspondentes são usadas. A quantidade dos agentes de complexação é selecionada pela pessoa versada na técnica. Ela pode, por exemplo, ser de 0,1% a 4% por peso, com base na soma total de todos os componentes da formulação aquosa.
[00121] Em outra modalidade preferencial da invenção, no entanto, um método de produção de petróleo bruto é empregado em que nenhuma base (por exemplo, hidróxidos de metal alcalino ou carbonatos de metal alcalino) é usada.
[00122] A invenção deve ser ilustrada em detalhes pelos exemplos a seguir. Exemplos de síntese: Preparação dos tensoativos aniônicos (A) e (B): Abreviaturas utilizadas: EO etilenóxi PO propilenóxi
[00123] Os álcoois a seguir foram utilizados para a síntese: 1a) Alil-1,6 PO-10 EO-CH2CO2Na correspondente ao intensificador de solubilidade (B) da fórmula geral (II) R4-O-(CH2C(CH3)HO)x-(CH2CH2O)y-R3-Y- M+ com R4 = H2C=CHCH2, x = 1,6, y = 10, R3 = CH2, Y = CO2 e M = Na.
[00124] Um autoclave de pressão de 2 L com um agitador fixo foi inicialmente carregada com 116 g (2,0 mol) do álcool alílico, e o agitador foi ligado. Depois disso, 2,37 g de terc-butóxido de potássio (0,021 mol de KOtBu) foram adicionados. O recipiente foi purgado três vezes com N2. Depois disso, o recipiente foi verificado quanto a vazamentos, a pressão foi ajustada até a medida de 0,5 bar (50 kPa) (1,5 bar (150 kPa) absoluto) e o recipiente foi aquecido até 120°C. A 150 rotações por minuto, 186 g (3,2 mol) de óxido de propileno foram medidos a 120°C em 3 h. A mistura foi agitada a 130°C durante 3 h. 881 g (20 mol) de óxido de etileno foram medidos a 120°C em 24 h. A mistura foi deixada reagir por mais 1 h, arrefecida a 80°C e descomprimida até 1,0 bar (100 kPa) absoluto. Nitrogênio foi borbulhado através da solução durante 15 min. Depois disso, ele foi transferido a 80°C sob N2. A análise (espectro de massa, GPC, NMR 1H em CDCl3, NMR 1H em MeOD) confirmou a composição média CH2=CH-CH2O - 1,6 PO-10 EO-H.
[00125] Um reator com flange de 250 mL com um agitador de feixe de três níveis foi carregado com 130 g (0,22 mol, 1,0 eq) de CH2=CH-CH2O - 1,6 PO-10 EO-H e 35,3 g (0,297 mol, 1,35 eq) de sal de sódio do ácido cloroacético (98% de pureza) e a mistura foi agitada a 45°C durante 15 minutos a 400 revoluções por minuto sob pressão padrão. 2,0 g (0,05 mol, 0,227 eq.) de microgrânulos de NaOH (diâmetro de 0,5 a 1,5 mm) foram introduzidos, e um vácuo de 100 mbar (10 kPa) (foi aplicado durante 30 min. Posteriormente, o procedimento a seguir foi realizado seis vezes: 1,645 g (0,0411 mol, 0,187 eq.) de microgrânulos de NaOH (diâmetro de 0,5 a 1,5 milímetro) foi introduzido, um vácuo de 100 mbar (10 kPa) foi aplicado para remover a água de reação, a mistura foi agitada durante 50 min e, em seguida, o vácuo foi interrompido com N2. Um total de 11,88 g (0,297 mol, 1,35 eq) de microgrânulos de NaOH foram adicionados. Durante a primeira hora deste período, a velocidade de rotação aumentou até cerca de 1000 rotações por minuto. Depois disso, a mistura foi agitada a 45°C e a 100 mbar (10 kPa) por mais 10 h. O vácuo foi interrompido com N2 e o experimento foi descarregado (rendimento > 95%).
[00126] Foi obtido um líquido branco/amarelado e viscoso a 20°C. O pH (5% em água) foi igual a 8. A proporção molar de sal de sódio do ácido cloroacético é cerca de 6% em mol. A proporção molar do sal de sódio do ácido glicólico é cerca de 7% em mol. O nível de carboxilmetilação é 80%, de acordo com RMN 1H (RMN 1H com adição de reagente de deslocamento de isocianato de tricloroacetila). O teor de tensoativo é 83 por cento em peso. 1b) C16C18-7 PO-10 EO-CH2CO2Na
[00127] Correspondendo ao tensoativo aniônico (A) da fórmula geral (I) R1-O-(CH2C(R2)HO)a-(CH2C(CH3)HO)b-(CH2CH2O)c-R3-Y- M+ com R1 = C16H33/C18H37, a = 0, b = 7, c = 10, R3 = CH2, Y = CO2 e M = Na.
[00128] Um autoclave de pressão de 2 L com um agitador fixo foi inicialmente carregada com 304 g (1,19 mol) do álcool C16C18, e o agitador foi ligado. Depois disso, foram adicionados 4,13 g de solução de KOH aquosa 50% (0,037 mol de KOH, 2,07 g de KOH), um vácuo de 25 mbar (2,5 kPa) foi aplicado e a mistura foi aquecida a 100°C e ali mantida durante 120 min, a fim de remover a água por destilação. O recipiente foi purgado três vezes com N2. Depois disso, o recipiente foi verificado quanto a vazamentos, a pressão foi ajustada até a medida de 1,0 bar (100 kPa) (2,0 bar (200 kPa) absoluto), o recipiente foi aquecido a 130°C e, em seguida, a pressão foi ajustada até 2,0 bar (200 kPa) absoluto. A 150 rotações por minuto, 482 g (8,31 mol) de óxido de propileno foram medidos a 130°C em 6 h; a pmax foi 6,0 bar (600 kPa) absolutos. A mistura foi agitada a 130°C durante mais 2 h. 522 g (11,9 mol) de óxido de etileno foram medidos a 130°C durante 10 h; a pmax foi 5,0 bar (500 kPa) absolutos. A mistura foi deixada reagir durante 1 h até a pressão ficar constante, foi arrefecida até 100°C e descomprimida até 1,0 bar (100 kPa) absoluto. Um vácuo de < 10 mbar (1 kPa) foi aplicado e o óxido residual foi retirado durante 2 h. O vácuo foi interrompido com N2 e o produto foi transferido a 80°C sob N2. A análise (espectro de massa, GPC, NMR 1H em CDC13, NMR 1H em MeOD) confirmou a composição média C16C18-7 PO- 10 EO-H.
[00129] Um reator com flange de 250 mL com um agitador de feixe de três níveis foi carregado com 165,3 g (0,150 mol, 1,0 eq) de C16C18-7 PO-10 EO-H contendo 0,005 mol de C16C18-7 PO-10 EO-K e 24,1 g (0,203 mol, 1,35 eq) de sal de sódio do ácido cloroacético (98% de pureza) e a mistura foi agitada a 45°C em 400 rotações por minuto sob pressão padrão durante 15 minutos. Posteriormente, o procedimento a seguir foi realizado oito vezes: 1,02 g (0,0253 mol, 0,1688 eq.) de microgrânulos de NaOH (diâmetro de 0,5 a 1,5 milímetro) foi introduzido, um vácuo de 30 mbar (3 kPa) foi aplicado para remover a água de reação, a mistura foi agitada durante 50 min e, em seguida, o vácuo foi interrompido com N2. Um total de 8,1 g (0,203 mol, 1,35 eq) de microgrânulos de NaOH foi adicionado ao longo de um período de cerca de 6,5 h. Durante a primeira hora deste período, a velocidade de rotação aumentou até cerca de 1000 rotações por minuto. Depois disso, a mistura foi agitada a 45°C e a 30 mbar (3 kPa) por mais 3 h. O vácuo foi interrompido com N2 e o experimento foi descarregado (rendimento > 95%).
[00130] Foi obtido um líquido branco/amarelado e viscoso a 20°C. O pH (5% em água) foi de 7,5. O teor de água foi 1,5%. A proporção molar de sal de sódio do ácido cloroacético é cerca de 2% em mol. O teor de NaCl é de cerca de 6,0% em peso. O número de OH da mistura reacional é 8,0 mg de KOH/g. A proporção molar do sal de sódio do ácido glicólico é cerca de 3% em mol. O nível de carboximetilação é 85%. 99 g de butildietilenoglicol e 99 g de água foram adicionados. O teor de tensoativo é 45 por cento em peso. Testes de aplicação: Determinação da solubilidade
[00131] Os tensoativos foram misturados (exemplo 3) e agitados com a respectiva composição de sal na respectiva concentração a ser examinada em água salina a 20 a 30°C durante 30 min (alternativamente, o tensoativo foi dissolvido em água, o pH foi ajustado, se necessário, até uma faixa de 6,5 a 8 pela adição da solução aquosa de ácido clorídrico, e quantidades adequadas do respectivo sal foram dissolvidas a 20°C). Isto foi seguido pelo aquecimento em etapas até a turbidez ou uma separação de fases iniciar. Isto foi seguido pelo resfriamento cauteloso, e o ponto no qual a solução ficou límpida ou apresentando ligeiramente dispersão novamente foi observado. Este foi registrado como o ponto de turvação.
[00132] Em determinadas temperaturas fixas, a aparência da solução tensoativa na água salina foi anotada. Soluções límpidas ou soluções que são ligeiramente dispersoras e se tornam um pouco límpidas novamente, como resultado do leve cisalhamento (mas que não se tornam cremosas com o tempo) são consideradas aceitáveis. As ditas soluções de tensoativo ligeiramente dispersoras são filtradas através de um filtro com tamanho de poros de 2 μm. Nenhuma separação foi observada.
[00133] As quantidades declaradas de tensoativo foram relatadas como porcentagem em peso da substância ativa (corrigidas para teor de tensoativo de 100%). Determinação da tensão interfacial
[00134] As tensões interfaciais do petróleo bruto em relação à água salina na presença da solução tensoativa na temperatura foram determinadas pelo método da gota girante usando um SVT20 da DataPhysics. Para isso, uma gota de petróleo foi injetada em um capilar preenchido com solução tensoativa salina à temperatura, a expansão da gota a cerca de 4.500 revoluções por minuto foi observada e a evolução da tensão interfacial com o tempo foi anotada. A tensão interfacial IFT (ou s ll) foi calculada aqui - como descrito por Hans-Dieter Dorfler em “Grenzflachen und kolloid-disperse Systeme” [Interfaces and Colloidally Disperse Systems], Springer Verlag Berlin Heidelberg 2002 - pela seguinte fórmula do diâmetro do cilindro dz, à velocidade w e o diferencial de densidade (di-d2): s ii = 0,25 • dz3 • w2 • (di-dz).
[00135] As quantidades declaradas de tensoativo foram relatadas como porcentagem em peso da substância ativa (corrigidas para teor de tensoativo de i00%).
[00136] A gravidade API (gravidade do Instituto Americano do Petróleo) é uma unidade convencional de densidade comumente usada nos EUA para petróleos brutos. Ela é usada globalmente para caracterização e como um parâmetro de qualidade para o petróleo bruto. A gravidade API é determinada a partir da densidade relativa prel do petróleo bruto a 60°F (i5,56°C), com base na água, por meio da equação gravidade API = (141,5/prei) - 131,5.
[00137] Os resultados experimentais para a solubilidade e para a tensão interfacial após 0,75 a 7,5 h estão mostrados na tabela 1. Tabela 1 Tensões interfaciais e solubilidades com mistura tensoativa do tensoativo aniônico (A) da fórmula geral (I) e intensificador de solubilidade(B) da fórmula geral (II)
[00138] Como pode ser notado no exemplo comparativo C1 na tabela 1, o tensoativo aniônico (A) fornece tensões interfaciais desejadas de < 0,1 mN/m a 50°C na dada alta salinidade. No entanto, se a temperatura for aumentada até 85°C (exemplo comparativo C2) na mesma salinidade, o tensoativo aniônico (A) torna-se insolúvel e não é mais possível alcançar baixas tensões interfaciais. Surpreendentemente, por uma pequena adição de intensificador de solubilidade (B) em relação ao tensoativo aniônico (A) a 85°C e na dada alta salinidade, é possível alcançar tanto a solubilidade dos tensoativos como as tensões interfaciais desejadas de < 0,1 mN/m (exemplo da invenção 3). A pequena adição se reflete na razão do intensificador de solubilidade (B) em relação ao tensoativo aniônico (A) de 13:87, com base no peso ou 15:85 em uma base molar.
Claims (15)
1. Método para a produção de petróleo bruto a partir de formações subterrâneas contendo petróleo, caracterizado pelo fato de que compreende, pelo menos, as seguintes etapas: • 1) fornecer uma composição tensoativa aquosa que compreende água e uma mistura tensoativa, • 2) injetar a dita composição tensoativa na formação subterrânea contendo petróleo através de pelo menos um poço de injeção, reduzindo assim a tensão interfacial entre o petróleo bruto e a água até menos de 0,1 mN/m, e • 3) retirar o petróleo bruto da formação através de pelo menos um poço de produção, em que a mistura tensoativa compreende pelo menos • A) um tensoativo (A) com a fórmula geral R1-O-(CH2CH(R2)O)a-(CH2CH(CH3)O)b-(CH2CH2O)c-R3-Y- M+ (I) e • B) um intensificador de solubilidade (B) com a fórmula geral R4-O-(CH2CH(CH3)O)x-(CH2CH2O)y-R3-Y- M+ (II), em que R1 é uma porção de hidrocarboneto com 8 a 36 átomos de carbono, R2 é uma porção de hidrocarboneto com 8 a 36 átomos de carbono, R3 é selecionado a partir do grupo de • uma ligação simples, • um grupo alquileno -(CH2)o-, em que o é de 1 a 3, R4 é um grupo alila H2C=CH-CH2-, • - é o grupo aniônico -COO-, M+ é pelo menos um cátion selecionado do grupo de íons de metal alcalino e íons amônia orgânicos, a é um número de 0 a 69, b é um número de 3 a 70, c é um número de 0 a 50, x é um número de 1 a 69, y é um número de 0 a 50, e em que • R3, Y-, e M+ em (A) e (B) são idênticos, • x < b, • y = c, e • a proporção molar de tensoativo (A)/intensificador de solubilidade (B) é de 98:2 a 60:40.
2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que b é um número de 5 a 60.
3. Método de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que x é um número de 1 a 44.
4. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado pelo fato de que c é um número de 1 a 50, e y é um número de 1 a 50.
5. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelo fato de que a é 0.
6. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5, caracterizado pelo fato de que a soma de b e c é de 5 a 75.
7. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizado pelo fato de que R1 é uma porção de hidrocarboneto com de 12 a 32 átomos de carbono.
8. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, caracterizado pelo fato de que Y- é um grupo -COO- e R3 é -(CH2)o-, em que o é de 1 a 3, preferencialmente 1.
9. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 8, caracterizado pelo fato de que a proporção molar de tensoativo (A)/intensificador de solubilidade (B) é de 95:5 a 65:35.
10. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 9, caracterizado pelo fato de que a composição tensoativa aquosa também compreende sais.
11. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 10, caracterizado pelo fato de que o método é injeções de microemulsão de Winsor tipo III.
12. Composição tensoativa aquosa, caracterizada pelo fato de ser como definida nas reivindicações 1 a 11.
13. Método para fabricação de uma composição tensoativa como definida na reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que compreende pelo menos as seguintes etapas: (a) opcionalmente alcoxilar um álcool R1OH com óxidos de alquileno de fórmula geral obtendo assim R1-O-(CH2CH(R2)O)aH (VI), (b) alcoxilar um álcool R1OH ou o álcool alcoxilado R1-O- (CH2CH(R2)O)aH (VI) com óxido de propileno, obtendo assim uma mistura de • R1-O-(CH2CH(R2)O)a-(CH2CH(CH3)O)bH (V) e • R4-O-(CH2CH(CH3)O)xH (VI), (c) opcionalmente alcoxilar a mistura de (V) e (VI) com óxido de etileno, obtendo assim uma mistura de • R1-O-(CH2CH(R2)O)a-(CH2CH(CH3)O)b-(CH2CH2O)cH (VII) e • R4-O-(CH2CH(CH3)O)x-(CH2CH2O)yH (VIII), (d) introduzir grupos aniônicos terminais -Y-M+ na mistura de (VII) e (VIII), obtendo assim uma mistura de (A) um tensoativo (A) com a fórmula geral R1-O-(CH2CH(R2)O)a-(CH2CH(CH3)O)b-(CH2CH2O)c-R3-Y- M+ (I) e (B) um intensificador de solubilidade (B) com a fórmula geral R4-O-(CH2CH(CH3)O)x-(CH2CH2O)y-R3-Y- M+ (II), em que R1, R2, R3, R4, Y-, M+, a, b, c, x, e y têm os significados como definidos na reivindicação 14.
14. Método de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que a mistura de (VII) e (VIII) reage com um ácido carboxílico w-halogenado R5-(CH2)o-COOH, ou com um sal do mesmo, em que R5 é selecionado de F, Cl, Br ou I, e o é de 1 a 3, preferencialmente 1, obtendo assim uma mistura de (A) um tensoativo (A) com a fórmula geral R1-O-(CH2CH(R2)O)a-(CH2CH(CH3)O)b-(CH2CH2O)c-(CH2)o-COO- M+ (Ia) e (B) um intensificador de solubilidade (B) com a fórmula geral R4-O-(CH2CH(CH3)O)x-(CH2CH2O)y-(CH2)o-COO- M+ (IIa).
15. Uso de um intensificador de solubilidade (B) de fórmula geral R4-O-(CH2CH(CH3)O)x-(CH2CH2O)y-R3-Y- M+ (II) como definido em qualquer uma das reivindicações 1 a 9, caracterizado pelo fato de ser para intensificar a solubilidade de um tensoativo aniônico (A) de fórmula geral (I) R1-O-(CH2CH(R2)O)a-(CH2CH(CH3)O)b-(CH2CH2O)c-R3-Y- M+ como definido em qualquer uma
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP17181458.5 | 2017-07-14 | ||
| EP17181458 | 2017-07-14 | ||
| PCT/EP2018/068745 WO2019011965A1 (en) | 2017-07-14 | 2018-07-11 | ALLYL ALCOHOL SOLUBILITY AMPLIFIERS FOR AQUEOUS SURFACE FORMULATIONS FOR ASSISTED OIL RECOVERY |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BR112020000589A2 BR112020000589A2 (pt) | 2020-07-14 |
| BR112020000589B1 true BR112020000589B1 (pt) | 2023-12-12 |
Family
ID=59350788
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BR112020000589-4A BR112020000589B1 (pt) | 2017-07-14 | 2018-07-11 | Métodos para a produção de petróleo bruto e para fabricação de uma composição tensoativa, composição tensoativa aquosa, e, uso de um intensificador de solubilidade |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US11225857B2 (pt) |
| EP (1) | EP3652268B1 (pt) |
| CN (1) | CN110869464B (pt) |
| AR (1) | AR112507A1 (pt) |
| BR (1) | BR112020000589B1 (pt) |
| CA (1) | CA3068359A1 (pt) |
| WO (1) | WO2019011965A1 (pt) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20200157409A1 (en) * | 2017-07-14 | 2020-05-21 | Basf Se | Solubility enhancers on basis of allyl alcohol for aqueous surfactant formulations for enhanced oil recovery |
| US11225857B2 (en) * | 2017-07-14 | 2022-01-18 | Basf Se | Solubility enhancers on basis of allyl alcohol for aqueous surfactant formulations for enhanced oil recovery |
| CA3074089A1 (en) | 2017-09-13 | 2019-03-21 | Basf Se | Auxetic polyurethane and melamine foams by triaxial compression |
Family Cites Families (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3945437A (en) * | 1975-03-26 | 1976-03-23 | Shell Oil Company | Process for displacing oil using aqueous anionic surfactant systems containing aromatic ether polysulfonates |
| DE3033927C2 (de) | 1980-09-10 | 1982-09-09 | Chemische Werke Hüls AG, 4370 Marl | Verfahren zur Gewinnung von weitgehend emulsionsfreiem Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte |
| US4448697A (en) | 1982-01-22 | 1984-05-15 | Texaco Inc. | Secondary recovery process |
| DE4325237A1 (de) | 1993-07-28 | 1995-02-02 | Basf Ag | Verfahren zur Herstellung von Alkoxylierungsprodukten in Gegenwart von mit Additiven modifizierten Mischhydroxiden |
| US6133217A (en) * | 1998-08-28 | 2000-10-17 | Huntsman Petrochemical Corporation | Solubilization of low 2-phenyl alkylbenzene sulfonates |
| DE10243361A1 (de) | 2002-09-18 | 2004-04-01 | Basf Ag | Alkoxylatgemische und diese enthaltende Waschmittel |
| FR2868783B1 (fr) | 2004-04-07 | 2006-06-16 | Snf Sas Soc Par Actions Simpli | Nouveaux polymeres amphoteres associatifs de haut poids moleculaire et leurs applications |
| MY152754A (en) | 2009-05-20 | 2014-11-28 | Basf Se | Hydrophobically associating copolymers |
| US8853136B2 (en) * | 2009-10-14 | 2014-10-07 | Basf Se | Process for tertiary mineral oil production using surfactant mixtures |
| AU2010305911B2 (en) | 2009-10-14 | 2014-11-20 | Basf Se | Process for tertiary mineral oil production using surfactant mixtures |
| MY174671A (en) | 2010-03-10 | 2020-05-06 | Basf Se | Method for producing crude oil using surfactants based on c16c18 containing alkyl-propoxy surfactants |
| WO2012158645A1 (en) | 2011-05-16 | 2012-11-22 | Stepan Company | Surfactants for enhanced oil recovery |
| CN102504794B (zh) * | 2011-11-10 | 2013-07-24 | 西南石油大学 | 一种疏水缔合聚合物—混合表面活性剂二元复合驱体系 |
| US20130150269A1 (en) | 2011-12-13 | 2013-06-13 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Light co-solvent compositions |
| CN104995222B (zh) | 2012-12-17 | 2018-10-02 | 巴斯夫欧洲公司 | 具有疏水缔合单体的水溶性疏水缔合共聚物 |
| US20160215201A1 (en) | 2013-09-26 | 2016-07-28 | Shell Oil Company | Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery |
| WO2015048131A1 (en) | 2013-09-26 | 2015-04-02 | Shell Oil Company | Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery |
| US20160237337A1 (en) * | 2013-09-26 | 2016-08-18 | Shell Oil Company | Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery |
| RU2708734C2 (ru) | 2014-11-18 | 2019-12-11 | Басф Се | Способ добычи нефти |
| MX2018008704A (es) | 2016-01-13 | 2018-09-21 | Basf Se | Metodo para la recuperacion terciaria de petroleo por medio de un polimero de asociacion hidrofoba. |
| CA3064487A1 (en) * | 2017-05-30 | 2018-12-06 | Basf Se | Method of mineral oil production from underground deposits having high temperature and salinity |
| US11225857B2 (en) * | 2017-07-14 | 2022-01-18 | Basf Se | Solubility enhancers on basis of allyl alcohol for aqueous surfactant formulations for enhanced oil recovery |
-
2018
- 2018-07-11 US US16/627,473 patent/US11225857B2/en active Active
- 2018-07-11 CN CN201880046581.9A patent/CN110869464B/zh active Active
- 2018-07-11 WO PCT/EP2018/068745 patent/WO2019011965A1/en unknown
- 2018-07-11 EP EP18736933.5A patent/EP3652268B1/en active Active
- 2018-07-11 CA CA3068359A patent/CA3068359A1/en active Pending
- 2018-07-11 BR BR112020000589-4A patent/BR112020000589B1/pt active IP Right Grant
- 2018-07-13 AR ARP180101964 patent/AR112507A1/es active IP Right Grant
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN110869464B (zh) | 2023-01-24 |
| US20210148203A1 (en) | 2021-05-20 |
| BR112020000589A2 (pt) | 2020-07-14 |
| AR112507A1 (es) | 2019-11-06 |
| WO2019011965A1 (en) | 2019-01-17 |
| RU2020106774A (ru) | 2021-08-16 |
| RU2020106774A3 (pt) | 2021-11-08 |
| CN110869464A (zh) | 2020-03-06 |
| CA3068359A1 (en) | 2019-01-17 |
| EP3652268B1 (en) | 2021-04-28 |
| EP3652268A1 (en) | 2020-05-20 |
| US11225857B2 (en) | 2022-01-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8973668B2 (en) | Compositions for oil recovery and methods of their use | |
| US10961432B2 (en) | Method of mineral oil production | |
| BR112016013465B1 (pt) | Processo para produzir petróleo mineral, copolímero solúvel em água, e, formulação aquosa | |
| WO2012158645A1 (en) | Surfactants for enhanced oil recovery | |
| CA3064487A1 (en) | Method of mineral oil production from underground deposits having high temperature and salinity | |
| BR112020000589B1 (pt) | Métodos para a produção de petróleo bruto e para fabricação de uma composição tensoativa, composição tensoativa aquosa, e, uso de um intensificador de solubilidade | |
| EP3162872A1 (en) | Internal olefin sulfonate composition and use thereof in enhanced oil recovery | |
| US11390794B2 (en) | Robust alkyl ether sulfate mixture for enhanced oil recovery | |
| WO2019011966A1 (en) | ALLYL ALCOHOL SOLUBILITY AMPLIFIERS FOR AQUEOUS SURFACE FORMULATIONS FOR ENHANCED HYDROCARBON RECOVERY | |
| US20170066960A1 (en) | Composition comprising internal olefin sulfonate and alkoxylated alcohol or derivative and use thereof in enhanced oil recovery | |
| RU2772807C2 (ru) | Усилители растворимости на основе аллилового спирта для водных композиций поверхностно-активных веществ для усиления извлечения нефти | |
| EP3000862A1 (en) | Surfactant composition and use thereof in enhanced oil recovery | |
| US20170327730A1 (en) | Hydrocarbon recovery composition and a method for use thereof | |
| EA041016B1 (ru) | Стабильная смесь алкилэфирсульфата для повышения нефтеотдачи |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B350 | Update of information on the portal [chapter 15.35 patent gazette] | ||
| B06W | Patent application suspended after preliminary examination (for patents with searches from other patent authorities) chapter 6.23 patent gazette] | ||
| B06A | Patent application procedure suspended [chapter 6.1 patent gazette] | ||
| B09A | Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette] | ||
| B16A | Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette] |
Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 20 (VINTE) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 11/07/2018, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS |