BRPI0908071B1

BRPI0908071B1 - Método para tratar uma formação contendo hidrocarbonetos

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Publication number: BRPI0908071B1
Application number: BRPI0908071-6A
Authority: BR
Inventors: Julian Richard BARNES; Kirk Herbert Raney; Thomas Carl Semple; Paul Gregory Shpakoff; Johan Paul Smit; Jasper Roelf Smit
Original assignee: Shell Internationale Research Maatschappij B.V.
Priority date: 2008-02-07
Filing date: 2009-02-05
Publication date: 2019-05-28
Also published as: CA2714406A1; CN101970600A; US20090203557A1; EA201070932A1; CN101970600B; MY155539A; CA2714406C; BRPI0908071A2; MX2010008645A; US8759261B2; EP2242815A1; WO2009100224A1; EP2242815B1; EA021223B1

Abstract

método para tratar uma formação contendo hidrocarbonetos a presente invenção fornece um método para tratar uma formação contendo hidrocarbonetos compreendendo (a) fornecer uma composição de recuperação de hidrocarbonetos a pelo menos uma porção da formação contendo hidrocarbonetos, sendo que a composição compreende um ou mais sulfonatos de olefina interna tendo 17 ou mais átomos de carbono, (b) adicionar água e/ou salmoura da formação de hidrocarbonetos na composição, (c) adicionar um agente de solubilização que compreende um álcool etoxilado sendo que o álcool antes da etoxilação tinha um peso molecular de pelo menos 220 e (d) permitir que a composição interaja com os hidrocarbonetos na formação contendo hidrocarbonetos. o agente de solubilização pode compreender menos do que 0,1% em peso, preferivelmente de 0,02 a 0,05% em peso, da composição total e pode ter de 5 a 9 moles de óxido de etileno por mol de álcool.

Description

“MÉTODO PARA TRATAR UMA FORMAÇÃO CONTENDO HIDROCARBONETOS”

Campo da invenção [0001] A presente invenção geralmente se refere aos métodos para recuperação de hidrocarbonetos de formações de hidrocarbonetos. Mais particularmente, modalidades aqui descritas referem-se aos métodos de recuperação aumentada de hidrocarbonetos e às composições úteis nos mesmos que são especificamente planejadas para uso em formações de hidrocarbonetos nas quais condições de reservatório, i.e., salinidade e dureza, são relativamente severas.

Fundamentos da invenção [0002] Hidrocarbonetos podem ser recuperados de formações contendo hidrocarbonetos por penetração da formação com um ou mais poços. Hidrocarbonetos podem fluir para a superfície através dos poços. Condições (e.g., permeabilidade, concentração de hidrocarbonetos, porosidade, temperatura, pressão) da formação contendo hidrocarbonetos podem afetar a viabilidade econômica da produção de hidrocarbonetos da formação contendo hidrocarbonetos. Uma formação contendo hidrocarbonetos pode ter energia natural (e.g., gás, água) para auxiliar na mobilização dos hidrocarbonetos para a superfície da formação contendo hidrocarbonetos. Energia natural pode estar na forma de água. Água pode exercer pressão para mobilizar hidrocarbonetos para um ou mais poços de produção. Gás pode estar presente na formação (reservatório) contendo hidrocarbonetos em pressões suficientes para mobilizar os hidrocarbonetos para um ou mais poços de produção. A fonte de energia natural pode se tornar esgotada no decorrer do tempo. Processos de recuperação suplementares podem ser usados para continuar a recuperação de hidrocarbonetos da formação contendo hidrocarbonetos. Exemplos de processos suplementares incluem inundação com água, inundação com polímero, inundação com álcali, processos térmicos,

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 13/149 / 32 inundação com solução ou suas combinações.

[0003] Em Recuperação de Oleo Aumentada (EOR) química a mobilização de saturação de óleo residual é realizada através de tensoativos que geram uma tensão interfacial (IFT) de água/óleo cru suficientemente (ultra)baixa para dar um índice de capilaridade suficientemente grande para suplantar as forças de capilaridade e permitir o fluxo de óleo (I. Chatzis e N. R. Morrows, Correlation of capillary number relationship for sandstone. SPE Journal, Vol 29, pp 555-562, 1989). Contudo, reservatórios têm características diferentes (tipo de óleo cru, temperatura e a composição da água - salinidade, dureza) e é desejável que as estruturas do(s) tensoativo(s) adicionado(s) sejam adaptadas para estas condições para se alcançar uma IFT baixa. Em adição, um tensoativo promissor precisa atender completamente a outros critérios importantes incluindo baixa retenção em rocha, compatibilidade com polímero, estabilidade térmica e hidrolítica e custo aceitável.

[0004] Composições e métodos para recuperação de hidrocarbonetos aumentada utilizando um componente tensoativo contendo sulfato de alfaolefina são conhecidas. Patentes U.S. 4.488.976 e 4.537.253 descrevem composições de recuperação ou de óleo aumentadas contendo um tal componente. Composições e métodos para recuperação de hidrocarbonetos aumentada utilizando sulfonatos de olefina interna também são conhecidos. Uma tal composição de tensoativo é descrita em Patente U.S. 4.597.879. As composições descritas nas patentes anteriormente citadas têm as desvantagens de que solubilidade em salmoura e tolerância a íons divalentes são insuficientes em certas condições de reservatório. Ademais, seria vantajoso se a IFT que pode ser alcançada em condições de dureza e salinidade relativamente severas pudesse ser melhorada.

X [0005] À medida que o comprimento de cadeia de carbonos de sulfonatos de olefina interna é aumentado, a solubilidade dos sulfonatos de

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 14/149 / 32 olefina interna em soluções salinas e soluções de salmoura de reservatório pode ser difícil, particularmente em salinidades mais altas. A solução aquosa de injeção deve ser de fase única sem sinais de precipitação na temperatura ambiente para ser um fluido viável para injeção em um reservatório. A abordagem tradicionalmente usada para auxiliar na solubilidade tem sido o uso de co-solventes tais como sec-butanol e isopropanol. Em geral, a concentração dos co-tensoativos ou co-solventes precisa ser maior do que cerca de 1% em peso com o objetivo de manter a solubilidade do sulfonato de olefina interna na salmoura de salinidade alta.

[0006] Patente U.S. 5.068.043 descreve um sistema tensoativo contendo sabão de ácido de petróleo para inundação com água no qual foi usado um cotensoativo compreendendo um sulfonato de olefina interna C17-20 ou C20-24. Em Field Test of Cosurfactant-enhanced Alkaline Flooding de Falls et al., Society of Petroleum Engineers Reservoir Engineering, 1994, os autores descrevem o uso de cerca de 0,06% em peso de Tensoativo NEODOL® 2512 em uma composição para inundação com água contendo sulfonato de olefina interna C17-20 ou C20-24 para manter a composição como uma fase única em temperatura ambiente sem afetar significativamente o desempenho na temperatura do reservatório. A água tinha uma salinidade de cerca de 0,4% em peso de cloreto de sódio. NEODOL® 25-12 é um álcool C12-15 etoxilado contendo cerca de 12 moles de óxido de etileno por mol de álcool. Estes materiais, usados individualmente, também têm desvantagens sob condições relativamente severas de salinidade e dureza.

Sumário da invenção [0007] Em uma modalidade, hidrocarbonetos podem ser produzidos de uma formação contendo hidrocarbonetos tendo dureza e salinidade altas, tal como é o caso do Mar do Norte, por um método que inclui tratar pelo menos uma porção da formação contendo hidrocarbonetos com uma composição de recuperação de hidrocarbonetos que é compreendida de sulfonatos de olefina

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 15/149 / 32 interna de peso molecular alto. A salmoura da formação contendo hidrocarbonetos que é reinjetada na formação pode ser alta em salinidade e dureza. Como aqui usada salinidade refere-se a uma quantidade de sólidos dissolvidos de cloreto de sódio, de potássio, de cálcio e de magnésio em água. Dureza da água, como aqui usada, refere-se a uma concentração de íons divalentes (e.g., cálcio, magnésio) na água. Como aqui usada, salinidade alta significa que a salmoura tem mais do que 2% em peso de cloreto de sódio e dureza alta significa que a concentração de cálcio mais magnésio na salmoura é maior do que 0,01% em peso.

[0008] A presente invenção fornece um método para tratar uma formação contendo hidrocarbonetos compreendendo (a) fornecer uma composição de recuperação de hidrocarbonetos a pelo menos uma porção da formação contendo hidrocarbonetos, sendo que a composição compreende um ou mais sulfonatos de olefina interna tendo 17 ou mais átomos de carbono, (b) adicionar água e/ou salmoura da formação de hidrocarbonetos na composição, (c) adicionar um agente de solubilização que compreende um álcool etoxilado sendo que o álcool antes da etoxilação tinha um peso molecular de pelo menos 220 e (d) permitir que a composição interaja com os hidrocarbonetos na formação contendo hidrocarbonetos. O agente de solubilização pode compreender menos do que 0,1% em peso, preferivelmente de 0,02 a 0,05% em peso, da composição total e pode ter de 5 a 9 moles de óxido de etileno por mol de álcool, preferivelmente de 6 a 8 moles de óxido de etileno por mol de álcool.

[0009] Em uma modalidade, a composição de recuperação de hidrocarbonetos pode compreender de 1 a 75% em peso de sulfonato(s) de olefina interna, preferivelmente de 10 a 40% em peso e mais preferivelmente de 20 a 30% em peso. Em uma modalidade, a composição contendo hidrocarbonetos pode ser produzida de uma formação contendo hidrocarbonetos. A composição contendo hidrocarbonetos pode incluir

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 16/149 / 32 qualquer combinação de hidrocarbonetos, o(s) sulfonato(s) de olefina interna descrito(s) acima, um agente de solubilização, metano, água, asfaltenos, monóxido de carbono e amônia.

[00010] Em uma modalidade, a composição de recuperação de hidrocarbonetos é fornecida à formação contendo hidrocarbonetos pela misturação dela com água e/ou salmoura da formação. Preferivelmente, a composição de recuperação de hidrocarbonetos compreende de 0,01 a 0,75% em peso da mistura de composição de recuperação de hidrocarbonetos/salmoura e/ou água total (o fluido injetável). O mais importante é a quantidade de matéria ativa real que está presente no fluido injetável (matéria ativa é o tensoativo/aqui o(s) sulfonato(s) de olefina interna). Assim, a quantidade de sulfonato(s) de olefina interna no fluido injetável pode ser de 0,01 a 0,1% em peso, preferivelmente de 0,01 a 0,05% em peso. O fluido injetável pode ser então injetado na formação contendo hidrocarbonetos.

[00011] Em uma modalidade, a composição contendo hidrocarbonetos pode ser produzida de uma formação contendo hidrocarbonetos. A composição contendo hidrocarbonetos pode incluir qualquer combinação de hidrocarbonetos, um sulfonato de olefina interna ramificada, metano, água, asfaltenos, monóxido de carbono e amônia.

Breve Descrição dos desenhos [00012] As vantagens da presente invenção tornar-se-ão evidentes para aquelas pessoas experientes na arte com o benefício da seguinte descrição detalhada de modalidade e com referência aos desenhos acompanhantes, nos quais:

[00013] FIG. 1 mostra uma modalidade de tratar uma formação contendo hidrocarbonetos;

[00014] FIG. 2 mostra uma modalidade de tratar uma formação contendo hidrocarbonetos.

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 17/149 / 32 [00015] FIGS. 3-5 são fotografias de várias soluções de salmoura e sulfonatos de olefina interna combinadas com vários agentes de solubilização. [00016] Embora a invenção seja suscetível a várias modificações e formas alternativas, suas modalidades específicas são mostradas por meio de exemplo nos desenhos e serão aqui descritas em detalhe. Deve ser entendido que o desenho e a descrição detalhada do mesmo não são intencionados para limitarem a invenção à forma particular revelada, ao contrário, a intenção é cobrir todas modificações, equivalentes e alternativas caindo dentro do espírito e do escopo da presente invenção conforme definidos pelas reivindicações anexadas.

Descrição detalhada das modalidades [00017] Número médio de carbonos como aqui usado é determinado pela multiplicação do número de átomos de carbono de cada sulfonato de olefina interna na mistura pela percentagem em peso daquele sulfonato de olefina interna e então pela adição dos produtos.

[00018] Sulfonato de olefina interna C15-18 como aqui usado significa uma mistura de sulfonatos de olefina interna na qual a mistura tem um número médio de carbonos de 16 a 17 e pelo menos 50% em peso, preferivelmente pelo menos 75% em peso, mais preferivelmente pelo menos 90% em peso, dos sulfonatos de olefina interna na mistura contém de 15 a 18 átomos de carbono.

[00019] Sulfonato de olefina interna C20-24 como aqui usado significa uma mistura de sulfonatos de olefina interna na qual a mistura tem um número médio de carbonos de 20,5 a 23 e pelo menos 50% em peso, preferivelmente pelo menos 65% em peso, mais preferivelmente pelo menos 75% em peso, dos sulfonatos de olefina interna na mistura contém de 20 a 24 átomos de carbono.

[00020] Sulfonato de olefina interna C24-28 como aqui usado significa uma mistura de sulfonatos de olefina interna na qual a mistura tem um

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 18/149 / 32 número médio de carbonos de 25 a 27 e pelo menos 50% em peso, preferivelmente pelo menos 60% em peso, mais preferivelmente pelo menos 65% em peso, dos sulfonatos de olefina interna na mistura contém de 24 a 28 átomos de carbono.

[00021] Mistura de IOS total significa uma combinação ou uma misturação de dois ou mais dos sulfonatos de olefina interna descritos acima.

[00022] Hidrocarbonetos podem ser produzidos de formações de hidrocarbonetos através de poços penetrando uma formação contendo hidrocarbonetos. Hidrocarbonetos são geralmente definidos como moléculas formadas principalmente de átomos de carbono e de hidrogênio tais como óleo e gás natural. Hidrocarbonetos também podem incluir outros elementos, tais como, mas não limitados a, halogênios, elementos metálicos, nitrogênio, oxigênio e/ou enxofre. Hidrocarbonetos derivados de uma formação de hidrocarbonetos podem incluir, mas não são limitados a, querosene, betume, pirobetume, asfaltenos, óleos ou suas combinações. Hidrocarbonetos podem estar localizados dentro ou adjacentes às matrizes minerais dentro da terra. Matrizes podem incluir, mas não são limitadas a, rocha sedimentar, areias, silicilitos, carbonatos, diatomitas e outros meios porosos.

[00023] Uma formação inclui uma ou mais camadas contendo hidrocarbonetos, uma ou mais camadas sem hidrocarbonetos, uma formação sobrejacente e/ou uma formação subjacente. Uma formação sobrejacente e/ou uma formação subjacente inclui um ou mais tipos diferentes de materiais impermeáveis. Por exemplo, formação sobrejacente/formação subjacente podem incluir rocha, cascalho, argilito, ou carbonato úmido/estanque (i.e., um carbonato impermeável sem hidrocarbonetos). Por exemplo, uma formação subjacente também pode conter cascalho ou argilito. Em alguns casos, a formação sobrejacente/formação subjacente pode ser um pouco permeável. Por exemplo, uma formação subjacente pode ser composta

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 19/149 / 32 de um mineral permeável tal como arenito ou calcário. Em algumas modalidades, pelo menos uma porção de uma formação contendo hidrocarbonetos pode existir em menos do que ou mais do que 305 metros abaixo da superfície da terra.

[00024] Propriedades de uma formação contendo hidrocarbonetos podem afetar como os hidrocarbonetos fluem através de uma formação subjacente/formação sobrejacente para um ou mais poços de produção. Propriedades incluem, mas não são limitadas a, porosidade, permeabilidade, distribuição de tamanhos de poro, área superficial, salinidade ou temperatura da formação. Propriedades da formação sobrejacente/formação subjacente em combinação com as propriedades de hidrocarbonetos, tais como características (estáticas) de pressão de capilaridade características (de fluxo) de permeabilidade relativa podem afetar a mobilização de hidrocarbonetos através da formação contendo hidrocarbonetos.

[00025] Permeabilidade de uma formação contendo hidrocarbonetos pode variar dependendo da composição da formação. Uma formação relativamente permeável pode incluir hidrocarbonetos pesados arrastados para, por exemplo, areia ou carbonato. Relativamente permeável, como aqui usado, refere-se às formações ou suas porções, que têm uma permeabilidade média de 10 milidarcy ou mais. Permeabilidade relativamente baixa como aqui usada, refere-se às formações ou suas porções que têm uma permeabilidade média de menor do que 10 milidarcy. Um darcy é igual a 0,99 micrômetro quadrado. Uma porção impermeável de uma formação tem geralmente uma permeabilidade de menor do que 0,1 milidarcy. Em alguns casos, uma porção da ou toda uma porção de hidrocarbonetos de uma formação relativamente permeável pode incluir hidrocarbonetos predominantemente pesados e/ou alcatrão sem estrutura de grão mineral de suporte e apenas matéria mineral flutuante (ou nenhuma) (e.g., lagos asfálticos).

[00026] Fluidos (e.g., gás, água, hidrocarbonetos ou suas combinações)

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 20/149 / 32 de densidades diferentes podem existir em uma formação contendo hidrocarbonetos. Uma mistura de fluidos na formação contendo hidrocarbonetos pode formar camadas entre uma formação subjacente e uma formação sobrejacente de acordo com a densidade do fluido. Gás pode formar uma camada de topo, hidrocarbonetos podem formar uma camada intermediária e água pode formar uma camada de fundo na formação contendo hidrocarbonetos. Os fluidos podem estar presentes na formação contendo hidrocarbonetos em várias quantidades. Interações entre os fluidos na formação podem criar interfaces ou limites entre os fluidos. Interfaces ou limites entre os fluidos e a formação podem ser criadas através de interações entre os fluidos e a formação. Tipicamente, gases não formam limites com outros fluidos em uma formação contendo hidrocarbonetos. Em uma modalidade, um primeiro limite pode formar entre uma camada de água e uma formação subjacente. Um segundo limite pode formar entre uma camada de água e uma camada de hidrocarbonetos. Um terceiro limite pode formar entre hidrocarbonetos de densidades diferentes em uma formação contendo hidrocarbonetos. Fluidos múltiplos com limites múltiplos podem estar presentes em uma formação contendo hidrocarbonetos, em algumas modalidades. Deve ser entendido que muitas combinações de limites entre fluidos e entre fluidos e a formação sobrejacente/formação subjacente podem estar presentes em uma formação contendo hidrocarbonetos.

[00027] Produção de fluidos pode perturbar a interação entre fluidos e X entre fluidos e a formação sobrejacente/formação subjacente. À medida que fluidos são removidos da formação contendo hidrocarbonetos, as diferentes camadas de fluido podem se misturar e formar camadas de fluidos mistas. Os fluidos misturados podem ter interações diferentes nos limites de fluido. Dependendo das interações nos limites dos fluidos misturados, a produção de hidrocarbonetos pode tornar-se difícil. Quantificação das interações (e.g., nível de energia) na interface dos fluidos e/ou fluidos e formação

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 21/149 / 32 sobrejacente/formação subjacente pode ser útil para predizer a mobilização de hidrocarbonetos através da formação contendo hidrocarbonetos.

[00028] Quantificação de energia exigida para interações (e.g., misturação) entre fluidos dentro de uma formação em uma interface pode ser difícil de medir. Quantificação de níveis de energia em uma interface entre fluidos pode ser determinada por técnicas geralmente conhecidas (e.g., tensiômetro de gota giratória). Exigências de energia de interação em uma interface podem ser chamadas de tensão interfacial.

[00029] Tensão interfacial como aqui usada, refere-se a uma energia livre de superfície que existe entre dois ou mais fluidos que exibem um limite. Um valor de tensão superficial alto (e.g., maior do que 10 dinas/cm) pode indicar incapacidade de um fluido para misturar com um segundo fluido para formar uma emulsão de fluido. Como aqui usada, uma emulsão refere-se a uma dispersão de um fluido imiscível em um segundo fluido pela adição de uma composição que reduz a tensão interfacial entre os fluidos para alcançar estabilidade. A incapacidade dos fluidos para misturar pode ser devido à energia de interação superficial alta entre os dois fluidos. Valores de tensão interfacial baixos (e.g., menores do que 1 dina/cm) podem indicar menos interação superficial entre os dois fluidos imiscíveis. Menos energia de interação superficial entre dois fluidos imiscíveis pode resultar na misturação dos dois fluidos para formar uma emulsão. Fluidos com valores de tensão interfacial baixos podem ser mobilizados para um furo de poço devido às forças de capilaridade reduzidas e subsequentemente produzidos de uma formação contendo hidrocarbonetos.

[00030] Fluidos em uma formação contendo hidrocarbonetos podem umectar (e.g., aderir em uma formação sobrejacente/formação subjacente ou se espalhar sobre uma formação sobrejacente/formação subjacente em uma formação contendo hidrocarbonetos). Como aqui usado, umectabilidade refere-se à preferência de um fluido de se espalhar sobre ou de aderir em uma

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 22/149 / 32 superfície sólida em uma formação na presença de outro fluido. Métodos para determinar umectabilidade de uma formação de hidrocarbonetos são descritos por Craig, Jr. em The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding, 1971 Monograph Volume 3, Society of Petroleum Engineers, que é aqui incorporada como referência. Em uma modalidade, hidrocarbonetos podem aderir em arenito na presença de gás ou água. Uma formação sobrejacente/formação subjacente que está substancialmente revestida por hidrocarbonetos pode ser chamada de umectável por óleo. Uma formação sobrejacente/formação subjacente pode ser umectável por óleo devido à presença de hidrocarbonetos polares e/ou pesados (e.g., asfaltenos) na formação contendo hidrocarbonetos. Composição da formação (e.g., sílica, carbonato ou argila) pode determinar a quantidade de adsorção de hidrocarbonetos sobre a superfície de uma formação sobrejacente/formação subjacente. Em algumas modalidades, uma formação porosa e/ou permeável pode permitir que hidrocarbonetos umectem mais facilmente a formação sobrejacente/formação subjacente. Uma formação sobrejacente/formação subjacente substancialmente umectável por óleo pode inibir a produção de hidrocarbonetos da formação contendo hidrocarbonetos. Em certas modalidades, uma porção umectável por óleo de uma formação contendo hidrocarbonetos pode estar localizada a menos do que ou mais do que 305 metros abaixo da superfície da terra.

[00031] Uma formação de hidrocarbonetos pode incluir água. Água pode interagir com superfície da formação subjacente. Como aqui usado, umectável por água refere-se à formação de um revestimento de água sobre a superfície da formação sobrejacente/formação subjacente. Uma formação sobrejacente/formação subjacente umectável por água pode aumentar a produção de hidrocarbonetos da formação pela evitação de que os hidrocarbonetos umectem a formação sobrejacente/formação subjacente. Em certas modalidades, uma porção umectável por água de uma formação

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 23/149 / 32 contendo hidrocarbonetos pode incluir quantidades menores de hidrocarbonetos polares e/ou pesados.

z [00032] Água em uma formação contendo hidrocarbonetos pode conter minerais (e.g., minerais contendo bário, cálcio ou magnésio) e sais minerais (e.g., cloreto de sódio, cloreto de potássio, cloreto de magnésio). Salinidade da água e/ou dureza da água de água em uma formação podem afetar a recuperação de hidrocarbonetos em uma formação contendo hidrocarbonetos. Como aqui usada salinidade refere-se a uma quantidade de sólidos dissolvidos em água. Dureza da água, como aqui usada, refere-se a uma concentração de íons divalentes (e.g., cálcio, magnésio) na água. Salinidade e dureza da água podem ser determinadas por métodos geralmente conhecidos

X (e.g., condutividade, titulação). À medida que a salinidade da água aumenta em uma formação contendo hidrocarbonetos, as tensões superficiais entre hidrocarbonetos e água podem ser aumentadas e os fluidos podem se tornar mais difíceis de produzir.

[00033] Uma formação contendo hidrocarbonetos pode ser selecionada para tratamento baseado em fatores tais como, mas não limitados a, espessura das camadas contendo hidrocarbonetos dentro da formação, teor da produção líquida avaliado, localização da formação, teor de salinidade da formação, temperatura da formação, e a profundidade das camadas contendo hidrocarbonetos. Inicialmente, temperatura e pressão da formação natural podem ser suficientes para fazerem com que os hidrocarbonetos fluam para dentro dos furos de poço e para fora para a superfície. Temperaturas em uma

X formação contendo hidrocarbonetos podem variar de 0°C a 300°C. À medida que hidrocarbonetos são produzidos de uma formação contendo hidrocarbonetos, pressões e/ou temperaturas dentro da formação podem diminuir. Várias formas de elevação artificial (e.g., bombas, injeção de gás) e/ou aquecimento podem ser utilizadas para continuar a produzir hidrocarbonetos da formação contendo hidrocarbonetos. Produção de

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 24/149 / 32 hidrocarbonetos desejados da formação contendo hidrocarbonetos pode se tornar não econômica à medida que os hidrocarbonetos são esgotados da formação.

[00034] Mobilização de hidrocarbonetos residuais retidos em uma formação contendo hidrocarbonetos pode ser difícil devido à viscosidade dos hidrocarbonetos e dos efeitos de capilaridade de fluidos em pores da formação contendo hidrocarbonetos. Como aqui usadas forças de capilaridade referem-se às forças de atração entre fluidos e pelo menos uma porção da formação contendo hidrocarbonetos. Em uma modalidade, forças de capilaridade podem ser suplantadas pelo aumento das pressões dentro de uma formação contendo hidrocarbonetos. Em outras modalidades, forças de capilaridade podem ser suplantadas pela redução da tensão interfacial entre fluidos em uma formação contendo hidrocarbonetos. A capacidade para reduzir as forças de capilaridade em uma formação contendo hidrocarbonetos pode depender de numerosos fatores, incluindo, mas não limitados a, a temperatura da formação contendo hidrocarbonetos, a salinidade da água na formação contendo hidrocarbonetos, e a composição dos hidrocarbonetos na formação contendo hidrocarbonetos.

X [00035] À medida que as taxas de produção diminuem, métodos adicionais podem ser utilizados para tornar uma formação contendo hidrocarbonetos mais economicamente viável. Métodos podem incluir adição de fontes de água (e.g., salmoura, vapor de água), gases, polímeros, monômeros ou quaisquer suas combinações na formação de hidrocarbonetos para aumentar a mobilização de hidrocarbonetos.

[00036] Em uma modalidade, uma formação contendo hidrocarbonetos pode ser tratada com uma inundação de água. Uma inundação de água pode incluir injeção de água para dentro de uma porção de uma formação contendo hidrocarbonetos através de poços de injeção. Inundação de pelo menos uma porção da formação pode umectar com água uma porção da formação

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 25/149 / 32 contendo hidrocarbonetos. A porção umectável por água da formação contendo hidrocarbonetos pode ser pressurizada por métodos conhecidos e uma mistura de água/hidrocarbonetos pode ser colhida usando um ou mais poços de produção. A camada de água, contudo, pode não misturar eficientemente com a camada de hidrocarbonetos. Eficiência de misturação insatisfatória pode ser devido a uma tensão interfacial alta entre a água e os hidrocarbonetos.

[00037] Produção de uma formação contendo hidrocarbonetos pode ser aumentada pelo tratamento da formação contendo hidrocarbonetos com um polímero e/ou monômero que pode mobilizar hidrocarbonetos para um ou mais poços de produção. O polímero e/ou monômero pode reduzir a mobilidade da fase aquosa em pores da formação contendo hidrocarbonetos. A redução da mobilidade da água pode permitir que os hidrocarbonetos sejam mais facilmente mobilizados através da formação contendo hidrocarbonetos. Polímeros incluem, mas não são limitados a, poliacrilamidas, poliacrilamida parcialmente hidrolisada, poliacrilatos, copolímeros etilênicos, biopolímeros, carbóxi-metil-celulose, poli(vinil-álcool), poli(estireno-sulfonatos), poli(vinilpirrolidona, AMPS (2-acrilamida-2-metil-propano-sulfonato) ou suas combinações. Exemplos de copolímeros etilênicos incluem copolímeros de ácido acrílico e acrilamida, ácido acrílico e acrilato de laurila, acrilato de laurila e acrilamida. Exemplos de biopolímeros incluem goma xantana e goma guar. Em algumas modalidades, polímeros podem ser reticulados in situ em uma formação contendo hidrocarbonetos. Em outras modalidades, polímeros podem ser gerados in situ em uma formação contendo hidrocarbonetos. Polímeros e preparações de polímero para uso em recuperação de óleo são descritos em Patente U.S. de N° 6.427.268 de Zhang et al., intitulada Method For Making Hydrophobically Associative Polymers, Methods of Use and Compositions; Patente U.S. de N° 6.439.308 de Wang, intitulada Foam Drive Method; Patente U.S. de N° 5.654.261 de Smith,

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 26/149 / 32 intitulada, Permeability Modifying Composition For Use In Oil Recovery; Patente U.S. de N° 5.284.206 de Surles et al., intitulada Formation Treating; Patente U.S. 5.199.490 de Surles et al., intitulada Formation Treating e Patente U.S. de N° 5.103.909 de Morgenthaler et al., intitulada Profile Control In Enhanced Oil Recovery, todas as quais são aqui incorporadas como referências.

A composição de recuperação de hidrocarbonetos [00038] Em uma modalidade, uma composição de recuperação de hidrocarbonetos pode ser fornecida à formação contendo hidrocarbonetos. Nesta invenção a composição compreende uma mistura de sulfonatos de olefina interna. Sulfonatos de olefina interna são quimicamente adequados para EOR porque têm uma tendência baixa para formar estruturas ordenadas/cristais líquidos (que podem ser um problema grande porque estruturas ordenadas tendem a levar ao entupimento da estrutura da rocha nas formações de hidrocarbonetos) porque são uma mistura complexa de tensoativos com diferentes comprimentos de cadeia. Sulfonatos de olefina interna mostram uma tendência baixa para serem adsorvidos sobre superfícies de rocha reservatório decorrente da repulsão de cargas negativas-negativas entre a superfície e o tensoativo. O uso de álcali adicionalmente reduz a tendência de os tensoativos serem adsorvidos e perdas reduzidas significam que uma concentração mais baixa de tensoativo pode ser usada tornando o processo mais econômico.

[00039] A composição pode compreender um ou mais sulfonatos de olefina interna tendo 17 ou mais átomos de carbono. Em uma modalidade quando a salinidade é de 2 a 4% em peso, a composição pode compreender uma mistura de um sulfonato de olefina interna C20-24 e um sulfonato de olefina interna C24-28 ou, quando a salinidade é maior do que 4% em peso, uma mistura de um sulfonato de olefina interna C20-24 e sulfonato de olefina interna C15-18. Esta segunda mistura pode ser eficaz para uma salinidade de até

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 27/149 / 32 a saturação de sal que é de 13% em peso a 90°C. Geralmente, campos de óleo não têm mais do que 25% em peso de salinidade. A razão em peso do sulfonato de olefina interna C20-24 para o sulfonato de olefina interna C24-28 pode ser de 90:10 a 70:30 da mistura, preferivelmente 78:22; e a razão em peso do sulfonato de olefina interna C20-24 para o sulfonato de olefina interna C15-18 pode ser de 90:10 a 70:30 da mistura.

[00040] Uma olefina interna é uma olefina cuja ligação dupla está localizada alhures ao longo da cadeia de carbonos exceto em um átomo de carbono terminal. Uma olefina interna linear não tem nenhuma ramificação alquila, arila, ou alicíclica em qualquer dos átomos de carbono de ligação dupla ou em qualquer dos átomos de carbono adjacentes aos átomos de carbono da ligação dupla. Produtos comerciais típicos produzidos por isomerização de alfa-olefinas são predominantemente lineares e contêm um número médio baixo de ramificações por molécula.

[00041] Em uma modalidade, a composição de recuperação de hidrocarbonetos pode compreender de 1 a 75% em peso de sulfonato(s) de olefina interna, preferivelmente de 10 a 40% em peso e mais preferivelmente de 20 a 30% em peso. Em uma modalidade, a composição contendo hidrocarbonetos pode ser produzida de uma formação contendo hidrocarbonetos. A composição contendo hidrocarbonetos pode incluir qualquer combinação de hidrocarbonetos, o(s) sulfonato(s) de olefina interna descritos acima, um agente de solubilização, metano, água, asfaltenos, monóxido de carbono e amônia.

[00042] O restante da composição pode incluir, mas não é limitado a, água, alcoóis de peso molecular baixo, solventes orgânicos, alquil-sulfonatos, aril-sulfonatos, salmoura ou suas combinações. Alcoóis de peso molecular baixo incluem, mas não são limitados a, metanol, etanol, propanol, isopropilálcool, terc-butil-álcool, sec-butil-álcool, butil-álcool, terc-amil-álcool ou suas combinações. Solventes orgânicos incluem, mas não são limitados a, metil

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 28/149 / 32 etil-cetona, acetona, alquil-cellosolves inferiores, alquil-carbitóis inferiores ou suas combinações.

Manufatura da composição de recuperação de hidrocarbonetos [00043] As olefinas internas que são usadas para preparar os sulfonatos de olefina interna da presente invenção podem ser preparadas por isomerização esquelética. Processos adequados para preparar as olefinas internas incluem aqueles descritos em Patentes U.S. 5.510.306, 5.633.422, 5.648.584, 5.648.585, 5.849.960, e Patente Européia EP 0.830.315 B1, todas as quais são aqui incorporadas em suas totalidades como referências. Uma corrente de hidrocarbonetos compreendendo pelo menos uma olefina linear é contatada com um catalisador adequado, tais como as zeólitas catalíticas descritas nas patentes acima mencionadas, em uma fase vapor em uma temperatura, pressão, e velocidade espacial de reação adequadas. Geralmente, condições de reação adequadas incluem uma temperatura de 200 a 650°C, uma pressão parcial de olefina acima de 50,7 kPa, e uma pressão total de 50,7 kPa a 1.013 kPa ou maior. Preferivelmente, as olefinas internas da presente invenção são preparadas em uma temperatura dentro da faixa de 200 a 500°C em uma pressão parcial de olefina de 50,7 kPa a 203 kPa.

[00044] É geralmente sabido que olefinas internas são mais difíceis de sulfonar do que as alfa-olefinas (veja Tenside Detergents 22 (1985) 4, pp. 193-195). No artigo intitulado Why Internal Olefins are Difficult to Sulfonate, os autores afirmam que pela sulfonação de várias olefinas internas comerciais ou produzidas em laboratório usando reatores de filme descendente, olefinas internas deram conversões abaixo de 90 por cento e adicionalmente afirmaram que foi verificada a necessidade de aumentar a Razão molar de SO3: olefina interna para acima de 1,6:1 com o objetivo de alcançar conversões acima de 95 por cento. Ademais, os produtos resultantes foram de cor escura e tiveram níveis altos de produtos di- e poli-sulfonados.

[00045] Patentes U.S. 4.183.867 e 4.248.793, que são aqui incorporadas

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 29/149 / 32 como referências, revelam processos que podem ser usados para preparar os sulfonatos de olefina interna ramificada da invenção. São realizados em um reator de filme descendente para a preparação de sulfonatos de olefina interna de cor clara. As quantidades de olefinas internas não reagidas estão entre 10 e 20 por cento e pelo menos 20 por cento, respectivamente, nos processos e medidas especiais precisam ser tomadas para remover as olefinas internas não reagidas. Os sulfonatos de olefina interna contendo entre 10 e 20 por cento e pelo menos 20 por cento, respectivamente, de olefinas internas não reagidas precisam ser purificados antes de serem usados. Consequentemente, a preparação de sulfonatos de olefina interna tendo a cor clara desejada e com o teor de óleo livre baixo desejado oferece dificuldade substancial.

[00046] Tais dificuldades podem ser evitadas seguindo o processo revelado em Patente Européia EP 0.351.928 B1, que é aqui incorporada como referência.

[00047] Um processo que pode ser usado para preparar sulfonatos de olefina interna para uso na presente invenção compreende reagir em um reator de filme uma olefina interna como descrito acima com um agente de sulfonação em uma razão molar de agente de sulfonação para olefina interna de 1:1 para 1,25:1 enquanto que o reator é esfriado com um meio de esfriamento tendo uma temperatura de reação não acima de 35°C, diretamente neutralizar o produto de reação obtido da etapa de sulfonação e, sem extrair a olefina interna não reagida, hidrolisar o produto de reação neutralizado.

[00048] Em uma preparação de sulfonatos derivados de olefinas internas, as olefinas internas são reagidas com um agente de sulfonação, que pode ser trióxido de enxofre, ácido sulfúrico, ou oleum, com a formação de betasultona e alguns ácidos alcano-sulfônicos. O reator de filme é preferivelmente um reator de filme descendente.

[00049] Os produtos de reação são neutralizados e hidrolisados. Sob certas circunstâncias, por exemplo, maturação, as beta-sultonas são

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 30/149 / 32 convertidas em gama-sultonas que podem ser convertidas em delta-sultonas. Após a neutralização e a hidrólise, gama-hidróxi-sulfonatos e delta-hidróxisulfonatos são obtidos. Uma desvantagem destas duas sultonas é que elas são mais difíceis de hidrolisar do que as beta-sultonas. Assim, na maioria das modalidades é preferível prosseguir sem maturação. As beta-sultonas, após a hidrólise, dão beta-hidróxi-sulfonatos. Estes materiais não têm que ser removidos porque formam estruturas de tensoativo úteis.

[00050] O meio de esfriamento, que é preferivelmente água, tem uma temperatura não acima de 35°C, especialmente uma temperatura dentro da faixa de 0 a 25°C. Dependendo das circunstâncias, temperaturas mais baixas também podem ser utilizadas.

[00051] A mistura reacional é então alimentada a uma unidade de neutralização - hidrólise. A neutralização/hidrólise é realizada com uma base solúvel em água, tal como hidróxido de sódio ou carbonato de sódio. As bases correspondentes derivadas de potássio ou de amônio também são apropriadas. A neutralização do produto de reação do reator de filme descendente é geralmente realizada com base em excesso, calculada sobre o componente ácido. Geralmente, geralmente a neutralização é realizada em uma temperatura dentro da faixa de 0 a 80°C. A hidrólise é conduzida em uma temperatura dentro da faixa de 100 a 250°C, preferivelmente 130 a 200°C. O tempo de hidrólise geralmente pode ser de 5 minutos a 4 horas. Hidrólise alcalina pode ser realizada com hidróxidos, carbonatos, bicarbonatos de metais alcalino (terrosos), e compostos aminados.

[00052] Este processo pode ser realizado em batelada, semicontinuamente, ou continuamente. A reação é geralmente realizada em um reator de filme descendente que é esfriado por fluxo de um meio de esfriamento nas paredes externas do reator. Nas paredes internas do reator, a olefina interna flui em uma direção descendente. Trióxido de enxofre é diluído com uma corrente de nitrogênio, ar, ou qualquer outro gás inerte para

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 31/149 / 32 dentro do reator. A concentração de trióxido de enxofre geralmente está entre 2 e 4 por centro em volume baseada no volume de gás de arraste. Em uma preparação de sulfonatos de olefina interna derivados das olefinas da presente invenção, é exigido que na etapa de neutralização - hidrólise misturação muito íntima do produto do reator e da base aquosa seja realizada. Isto pode ser feito, por exemplo, por agitação eficiente ou pela adição de um co-solvente polar (tal como um álcool inferior) ou pela adição de um agente de transferência de fase.

Injeção da composição de recuperação de hidrocarbonetos [00053] A composição de recuperação de hidrocarbonetos pode interagir com hidrocarbonetos em pelo menos uma porção da formação contendo hidrocarbonetos. A interação com os hidrocarbonetos pode reduzir uma tensão interfacial dos hidrocarbonetos com um ou mais fluidos na formação contendo hidrocarbonetos. Em outras modalidades, uma composição de recuperação de hidrocarbonetos pode reduzir a tensão interfacial entre os hidrocarbonetos e uma formação sobrejacente/formação subjacente de uma formação contendo hidrocarbonetos. Redução da tensão interfacial também pode permitir que pelo menos uma porção dos hidrocarbonetos mobilize através da formação contendo hidrocarbonetos.

[00054] A capacidade de uma composição de recuperação de hidrocarbonetos para reduzir a tensão interfacial de uma mistura de hidrocarbonetos e fluidos pode ser avaliada usando técnicas conhecidas. Em uma modalidade, um valor de tensão interfacial para uma mistura de hidrocarbonetos e água pode ser determinado usando um tensiômetro de gota giratória. Uma quantidade da composição de recuperação de hidrocarbonetos pode ser adicionada na mistura de hidrocarbonetos/água e pode ser determinado um valor de tensão interfacial para o fluido resultante. Um valor de tensão interfacial baixo (e.g., menor do que 1 dina/cm) pode indicar que a composição reduziu pelo menos uma porção da energia superficial entre os

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 32/149 / 32 hidrocarbonetos e a água. Redução da energia superficial pode indicar que pelo menos uma porção da mistura de hidrocarbonetos/água pode mobilizar através de pelo menos uma porção de uma formação contendo hidrocarbonetos.

[00055] Em uma modalidade, uma composição de recuperação de hidrocarbonetos pode ser adicionada em uma mistura de hidrocarbonetos/água e o valor de tensão interfacial pode ser determinado. Um valor de tensão interfacial ultra-baixo (e.g., menor do que 0,01 dina/cm) pode indicar que a composição de recuperação de hidrocarbonetos reduziu pelo menos uma porção da tensão superficial entre os hidrocarbonetos e a água de tal modo que pelo menos uma porção dos hidrocarbonetos pode mobilizar através de pelo menos uma porção da formação contendo hidrocarbonetos. Pelo menos uma porção dos hidrocarbonetos pode mobilizar mais facilmente através de pelo menos uma porção da formação contendo hidrocarbonetos em uma tensão interfacial ultra-baixa do que hidrocarbonetos que têm sido tratados com uma composição que resulta em um valor de tensão interfacial maior do que 0,01 dina/cm para os fluidos na formação. Adição de uma composição de recuperação de hidrocarbonetos nos fluidos em uma formação contendo hidrocarbonetos que resulta em um valor de tensão interfacial ultra-baixo pode aumentar a eficácia na qual os hidrocarbonetos podem ser produzidos. Uma concentração de composição de recuperação de hidrocarbonetos na formação contendo hidrocarbonetos pode ser minimizada para minimizar o custo de uso durante a produção.

[00056] Em uma modalidade de um método para tratar uma formação contendo hidrocarbonetos, uma composição de recuperação de hidrocarbonetos incluindo um sulfonato de olefina ramificada pode ser fornecida (e.g., injetada) para dentro da formação contendo hidrocarbonetos 100 através do poço de injeção 110 como mostrado em FIG. 1. Formação de hidrocarbonetos 100 pode incluir formação sobrejacente 120, camada de

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 33/149 / 32 hidrocarbonetos 130, e formação subjacente 140. Poço de injeção 110 pode incluir aberturas 112 que permitem que fluidos fluam através da formação contendo hidrocarbonetos 100 em vários níveis de profundidade. Em certas modalidades, camada de hidrocarbonetos 130 pode estar a menos do que 305 metros abaixo da superfície da terra. Em algumas modalidades, formação subjacente 140 de formação contendo hidrocarbonetos 100 pode ser umectável por óleo. Água de salinidade baixa pode estar presente em formação contendo hidrocarbonetos 100, em outras modalidades.

[00057] Uma composição de recuperação de hidrocarbonetos pode ser fornecida à formação em uma quantidade baseada nos hidrocarbonetos presentes em uma formação contendo hidrocarbonetos. A quantidade de composição de recuperação de hidrocarbonetos, contudo, pode ser tão pequena para ser acuradamente liberada na formação contendo hidrocarbonetos usando técnicas de liberação conhecidas (e.g., bombas). Para facilitar a liberação de quantidades pequenas da composição de recuperação de hidrocarbonetos na formação contendo hidrocarbonetos, a composição de recuperação de hidrocarbonetos pode estar contaminada com água e/ou salmoura para produzir um fluido injetável.

[00058] Em uma modalidade, a composição de recuperação de hidrocarbonetos é fornecida a uma formação do Mar do Norte contendo hidrocarbonetos por sua misturação com salmoura da formação da qual os hidrocarbonetos são para serem extraídos. A mistura é então injetada na formação contendo hidrocarbonetos.

[00059] Em uma modalidade, a composição de recuperação de hidrocarbonetos é fornecida à formação contendo hidrocarbonetos pela misturação dela com água e/ou salmoura da formação. Preferivelmente, a composição de recuperação de hidrocarbonetos compreende de 0,01 a 0,75% em peso da mistura de composição de recuperação de hidrocarbonetos/salmoura e/ou água total (o fluido injetável). O mais

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 34/149 / 32 importante é a quantidade de matéria ativa real que está presente no fluido injetável (matéria ativa é o tensoativo, aqui o(s) sulfonato(s) de olefina interna). Assim, a quantidade de sulfonato(s) de olefina interna no fluido injetável pode ser de 0,01 a 0,1% em peso, preferivelmente de 0,01 a 0,05% em peso, mais preferivelmente de 0,04 a 0,05% em peso. O fluido injetável pode ser então injetado na formação contendo hidrocarbonetos.

[00060] Outra etapa no processo desta invenção envolve adicionar no fluido injetável menos do que 0,1% em peso, preferivelmente de 0,02 a 0,05% em peso, do fluido injetável de um agente de solubilização que compreende um álcool etoxilado no qual o álcool antes da etoxilação tinha um peso molecular médio de 220 ou maior. O agente de solubilização pode ter de 5 a 9 moles de óxido de etileno (EO) por mol de álcool, preferivelmente de 6 a 8 moles de EO por mol de álcool. Outros co-solventes/co-tensoativos (agentes de solubilização), tais como butanol, isopropil-álcool, ou poli(etileno-glicol), precisam ser usados em quantidades de pelo menos 1% em peso para realizarem a função. Uma das vantagens principais da presente invenção é que muito menos agentes químicos podem ser usados para alcançar o objetivo de solubilização. O papel principal do agente de solubilização é auxiliar a solubilização de agente tensoativo até o ponto de injeção. O agente de solubilização é importante para manter uma mistura de recuperação de hidrocarbonetos/salmoura como uma fase única pelo menos até ela ser injetada porque uma fase única é mais segura para bombear porque a solução precisa passar através de pelo menos um filtro e duas fases tendem a obstruir os filtros e então o bombeamento de duas fases não pode medir acuradamente o fluxo de cada material.

[00061] Como discutido acima em detalhe, esta invenção é particularmente útil em formações contendo hidrocarbonetos que têm as características de salinidade alta e de dureza alta, tais como aquelas no Mar do Norte.

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 35/149 / 32 [00062] A composição de recuperação de hidrocarbonetos pode interagir com pelo menos uma porção dos hidrocarbonetos em camada de hidrocarbonetos 130. A interação da composição de recuperação de hidrocarbonetos com a camada de hidrocarbonetos 130 pode reduzir pelo menos uma porção da tensão interfacial entre hidrocarbonetos diferentes. A composição de recuperação de hidrocarbonetos também pode reduzir pelo menos uma porção da tensão interfacial entre um ou mais fluidos (e.g., água, hidrocarbonetos) na formação e a formação subjacente 140, um ou mais fluidos na formação e a formação sobrejacente 120 ou suas combinações.

[00063] Em uma modalidade, uma composição de recuperação de hidrocarbonetos pode interagir com pelo menos uma porção de hidrocarbonetos e pelo menos uma porção de um ou mais fluidos na formação para reduzir pelo menos uma porção da tensão interfacial entre os hidrocarbonetos e um ou mais fluidos. Redução da tensão interfacial também pode permitir que pelo menos uma porção dos hidrocarbonetos forme uma emulsão com pelo menos uma porção de um ou mais fluidos na formação. Um valor de tensão interfacial entre os hidrocarbonetos e um ou mais fluidos pode ser alterado pela composição de recuperação de hidrocarbonetos para um valor de menor do que 0,1 dina/cm. Em algumas modalidades, um valor de tensão interfacial entre os hidrocarbonetos e outros fluidos na formação pode ser reduzido pela composição de recuperação de hidrocarbonetos para ser menor do que 0,05 dina/cm. Um valor de tensão interfacial entre hidrocarbonetos e outros fluidos na formação pode ser reduzido pela composição de recuperação de hidrocarbonetos para menor do que 0,001 dina/cm, em outras modalidades.

[00064] Pelo menos uma porção da mistura de fluidos/hidrocarboneto/composição de recuperação de hidrocarbonetos pode ser mobilizada para o poço de produção 150. Produtos obtidos do poço de produção 150 podem incluir, mas não são limitados a, componentes da

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 36/149 / 32 composição de recuperação de hidrocarbonetos (e.g., um álcool alifático de cadeia longa e/ou um sal de ácido alifático de cadeia longa), metano, monóxido de carbono, água, hidrocarbonetos, amônia, asfaltenos, ou suas combinações. Produção de hidrocarbonetos de formação contendo hidrocarbonetos 100 pode ser aumentada em mais do que 50% após a composição de recuperação de hidrocarbonetos ter sido adicionada em uma formação contendo hidrocarbonetos.

[00065] Em certas modalidades, formação contendo hidrocarbonetos 100 pode ser pré-tratada com um fluido de remoção de hidrocarbonetos. Um fluido de remoção de hidrocarbonetos pode ser composto de água, vapor de água, salmoura, gás, polímeros líquidos, polímeros esponjados, monômeros ou suas misturas. Um fluido de remoção de hidrocarbonetos pode ser usado para tratar uma formação antes de uma composição de recuperação de hidrocarbonetos ser fornecida à formação. Formação contendo hidrocarbonetos 100 pode estar a menos do que 305 metros abaixo da superfície da terra, em algumas modalidades. Um fluido de recuperação de hidrocarbonetos pode ser aquecido antes da injeção em uma formação contendo hidrocarbonetos 100, em certas modalidades. Um fluido de recuperação de hidrocarbonetos pode reduzir uma viscosidade de pelo menos uma porção dos hidrocarbonetos dentro da formação. Redução da viscosidade de pelo menos uma porção dos hidrocarbonetos na formação pode aumentar a mobilização de pelo menos uma porção dos hidrocarbonetos para o poço de produção 150. Após pelo menos uma porção dos hidrocarbonetos na formação contendo hidrocarbonetos 100 ter sido mobilizada, injeção repetida de fluidos de remoção de hidrocarbonetos iguais ou diferentes pode se tornar menos eficaz em mobilização de hidrocarbonetos através da formação contendo hidrocarbonetos. Eficiência baixa de mobilização pode ser devido ao fato de os fluidos de remoção de hidrocarbonetos criarem zonas mais permeáveis em formação contendo hidrocarbonetos 100. Fluidos de remoção

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 37/149 / 32 de hidrocarbonetos podem passar através das zonas permeáveis na formação contendo hidrocarbonetos 100 e não interagirem com e mobilizarem os hidrocarbonetos restantes. Consequentemente, deslocamento de hidrocarbonetos mais pesados adsorvidos na formação subjacente 140 pode ser reduzido no decorrer do tempo. Eventualmente, a formação pode ser considerada baixa produtora e economicamente indesejável para produzir hidrocarbonetos.

[00066] Em certas modalidades, injeção de uma composição de recuperação de hidrocarbonetos após tratamento da formação contendo hidrocarbonetos com um fluido de recuperação de hidrocarbonetos pode aumentar a mobilização de hidrocarbonetos mais pesados adsorvidos na formação subjacente 140. A composição de recuperação de hidrocarbonetos pode interagir com os hidrocarbonetos para reduzir uma tensão interfacial entre os hidrocarbonetos e a formação subjacente 140. Redução da tensão interfacial pode ser tal que os hidrocarbonetos são mobilizados para e produzidos do poço de produção 150. Hidrocarbonetos produzidos do poço de produção 150 podem incluir, em algumas modalidades, pelo menos uma porção dos componentes da composição de recuperação de hidrocarbonetos, o fluido de remoção de hidrocarbonetos injetado no poço para pré-tratamento, metano, dióxido de carbono, amônia, ou suas combinações. Adição da composição de recuperação de hidrocarbonetos em pelo menos uma porção de uma formação contendo hidrocarbonetos de produção baixa pode prolongar a vida de produção da formação contendo hidrocarbonetos. Produção de hidrocarbonetos de formação contendo hidrocarbonetos 100 pode ser aumentada em mais do que 50% após a composição de recuperação de hidrocarbonetos ter sido adicionada na formação contendo hidrocarbonetos. Produção de hidrocarbonetos aumentada pode elevar a viabilidade econômica da formação contendo hidrocarbonetos.

[00067] Interação da composição de recuperação de hidrocarbonetos com

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 38/149 / 32 pelo menos uma porção de hidrocarbonetos na formação pode reduzir pelo menos uma porção de uma tensão interfacial entre os hidrocarbonetos e a formação subjacente 140. Redução de pelo menos uma porção da tensão interfacial pode mobilizar pelo menos uma porção de hidrocarbonetos através da formação contendo hidrocarbonetos 100. Mobilização de pelo menos uma porção de hidrocarbonetos, contudo, pode não estar em uma velocidade economicamente viável. Em uma modalidade, polímeros podem ser injetados na formação de hidrocarbonetos 100 através do poço de injeção 110, após tratamento da formação com uma composição de recuperação de hidrocarbonetos, para aumentar a mobilização de pelo menos uma porção dos hidrocarbonetos através da formação. Polímeros adequados incluem, mas não são limitados a, polímeros CIBA® ALCOFLOOD®, fabricado por Ciba Specialty Additives (Tarrytown, Nova Iorque), Tramfloc® fabricado por Tramfloc Inc. (Temple, Arizona), e HE® fabricado por Chevron Phillips Chemical Co. (The Woodlands, Texas). Interação entre os hidrocarbonetos, a composição de recuperação de hidrocarbonetos e o polímero pode aumentar a mobilização de pelo menos uma porção dos hidrocarbonetos restando na formação para o poço de produção 150.

[00068] O componente sulfonato de olefina interna da composição é termicamente estável e pode ser usado em uma faixa ampla de temperatura. Em algumas modalidades, uma composição de recuperação de hidrocarbonetos pode ser adicionada em uma porção de uma formação contendo hidrocarbonetos 100 que tem uma temperatura média de 0 a 150°C por causa da estabilidade térmica alta do sulfonato de olefina interna.

[00069] Em algumas modalidades, uma composição de recuperação de hidrocarbonetos pode ser combinada com pelo menos uma porção de um fluido de recuperação de hidrocarbonetos (e.g. água, soluções de polímero) para produzir um fluido injetável. A composição de recuperação de hidrocarbonetos pode ser injetada na formação contendo hidrocarbonetos 100

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 39/149 / 32 através do poço de injeção 110 como mostrado em FIG. 2. Interação da composição de recuperação de hidrocarbonetos com os hidrocarbonetos na formação pode reduzir pelo menos uma porção de uma tensão interfacial entre os hidrocarbonetos e a formação subjacente 140. Redução de pelo menos uma porção da tensão interfacial pode mobilizar pelo menos uma porção de hidrocarbonetos para uma seção selecionada 160 na formação contendo hidrocarbonetos 100 para formar jazida de hidrocarbonetos 170. Pelo menos uma porção dos hidrocarbonetos podem ser produzida da jazida de hidrocarbonetos 170 na seção selecionada da formação contendo hidrocarbonetos 100.

[00070] Em outras modalidades, mobilização de pelo menos uma porção de hidrocarbonetos para a seção selecionada 160 pode não estar em uma velocidade economicamente viável. Polímeros podem ser injetados na formação de hidrocarbonetos 100 para aumentar a mobilização de pelo menos uma porção dos hidrocarbonetos através da formação. Interação entre pelo menos uma porção dos hidrocarbonetos, a composição de recuperação de hidrocarbonetos e os polímeros pode aumentar a mobilização de pelo menos uma porção dos hidrocarbonetos para o poço de produção 150.

[00071] Em algumas modalidades, uma composição de recuperação de hidrocarbonetos pode incluir um sal inorgânico (e.g. carbonato de sódio (Na2CO3), cloreto de sódio (NaCl), ou cloreto de cálcio (CaCl2)). A adição do sal inorgânico pode ajudar a composição de recuperação de hidrocarbonetos a se dispersar através de uma mistura de hidrocarbonetos/água. A dispersão aumentada da composição de recuperação de hidrocarbonetos pode diminuir as interações entre a interface de hidrocarboneto e água. A interação decrescida pode abaixar a tensão interfacial da mistura e fornecer um fluido que é mais móvel.

EXEMPLOS

Exemplo 1

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 40/149 / 32 [00072] Composições de recuperação de hidrocarbonetos incluindo misturas de sulfonatos de olefina interna foram preparadas e medições de tensão interfacial foram comparadas com uma variedade de composições diferentes. Foram preparadas olefinas internas C20-24 e C24-28. Estas olefinas internas foram sulfonadas e testadas como descrito abaixo.

[00073] As olefinas internas C20-24 (IOS 2024 preparadas a partir de alfaolefinas) foram uma mistura de olefinas de apenas número par de carbonos e tinham número médio de carbonos de 20,7. 4-5% das olefinas totais foram olefinas internas C18 (18 átomos de carbono), 59-61% foram C20, 29-31% foram C22 e 3-8% foram C24. 92% das olefinas internas tinham de 20 a 24 átomos de carbono.

[00074] As olefinas internas C24-28 (IOS 2428) foram uma mistura de olefinas de números ímpar e par de carbonos e tinham um número médio de carbonos de 26. A olefina C23 foi 3% do total, C24 foi 16%, C25 foi 23%, C26 foi 22%, C27 foi 20%, C28 foi 13% e C29 foi 3%. 94% das olefinas internas tinham de 24 a 28 átomos de carbono.

[00075] A primeira tentativa para melhorar a solubilidade aquosa destas misturas foi o uso de quantidades pequenas de solventes adicionados em uma mistura ISO e salmoura de água do mar. um por cento de solvente foi adicionado em soluções de salmoura de 3,2% (veja Tabela 1 para composição de salmoura)contendo uma mistura de 0,2% de 78% de IOS 2024 e 22% de IOS 2428. Esta mistura de tensoativos específica tinha sido identificada para minimizar a tensão interfacial de óleo-água entre o óleo cru e a salmoura representativos de um reservatório do Mar do Norte.

[00076] Adições de 1% de hexileno-glicol, 1-hexanol, poli(etileno-glicol) (pm = 400) e xileno-sulfonato de sódio foram estudadas.

[00077] Os solventes de melhor desempenho foram o poli(etileno-glicol) e o xileno-sulfonato de sódio com ambos solubilizando a maior parte dos mas não todos os sólidos nas misturas. Uma quantidade pequena de etoxilato de

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 41/149 / 32 álcool (8% em relação ao IOS) foi adicionada em uma segunda amostra de xileno-sulfonato de sódio. Esta adição de tensoativo não-iônico eliminou o restante do precipitado.

[00078] Este último resultado motivou um segundo estudo usando uma variedade de tensoativos não-iônicos adicionados na mistura de IOS. Este resultado foi consistente com um teste de campo de EOR químico anterior de

Shell em White Castle, Louisiana, onde NEODOL® 23-12 foi adicionado para auxiliar na dissolução de IOS 1720 na salmoura do campo.

TABELA 1

COMPOSIÇÃO DE SALMOURA DO CAMPO \\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\

FÓRMULA

CaCl2.2H2O \ \ \ \

SAL ////////////////////////////

Cloreto de cálcio //////////////////// \\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\

Grama/litro ⁷ /// /

1,2 ////////////////z

Cloreto de magnésio

Cloreto de sódio

Cloreto de potássio \\\\\\\\\\ [00079]

MgCl2.6H2O

NaCl

KCl

3,16

26,94

0,72 \\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\

Adições de tensoativos não-iônicos (alcoóis etoxilados) em valores em relação à quantidade de tensoativo IOS presente foram feitas usando vários tensoativos não-iônicos NEODOL® (alcoóis etoxilados). Os tensoativos foram os seguintes:

N1-5 (um álcool com 11 carbonos e 5 moles de EO)

N91-6 (uma mistura de um álcool com 9 carbonos e um álcool com 11 carbonos e 6 moles de EO)

- N23-6.5 (uma mistura de um álcool com 12 carbonos e um álcool com 13 carbonos e 6,5 moles de EO)

- N25-7 (uma mistura de um álcool com 12 carbonos e um álcool com 15 carbonos e 7 moles de EO)

- N25-9 (uma mistura de um álcool com 12 carbonos e um álcool com 15 carbonos e 7 moles de EO)

- N45-7 (uma mistura de um álcool com 14 carbonos e um álcool com 15 carbonos e 7 moles de EO)

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 42/149 / 32 [00080] Soluções de salmoura de campo a 3,2% e 0,2% de misturas de tensoativos IOS (a mesma mistura usada acima) foram usadas neste procedimento de teste. Tensoativos não-iônicos foram adicionados em níveis de 5%, 10%, 15%, 20% e 25% em relação à quantidade de tensoativo IOS presente. Os tensoativos não-iônicos foram adicionados na temperatura ambiente usando um misturador turbilhonador por um a dois minutos.

[00081] Embora outros componentes aditivos fossem testados, as fotografias em Figuras 3-5 que mostram a turbidez da amostra IOS original e do tensoativo não-iônico adicionado são aqui exibidas para apenas a adição de 15%, 20% e 25% de adição de tensoativo não-iônico em relação ao tensoativo IOS. Embora haja uma mudança em turbidez com adições pequenas, acreditase que uma comparação das três adições finais é suficiente para este relatório.

[00082] Como mostrado em Figura 3 representando 15% de tensoativo não-iônico adicionado em relação ao tensoativo IOS, um pedaço de papel é posicionado atrás dos frascos que têm duas filas de letra A em fonte Times New Roman de tamanho 20 em negrito. Um teste usado para estabelecer a turbidez/limpidez de um produto é aprovado se o operador puder claramente ver as bordas da letra. 2 Neste estudo, usamos a letra A.

[00083] A amostra original de 0,2% de IOS em salmoura é exibida como a primeira amostra na linha à esquerda. Notar os sólidos que têm caído do topo para o fundo do tubo. Se esta amostra fosse agitada ela teria muito turva tal como a segunda amostra, mas os sólidos presentes se sedimentam para o fundo muito rapidamente. Os frascos subsequentes têm 15% de tensoativo não-iônico adicionado em relação ao tensoativo IOS na amostra, e, como mostrado, são muito turvos. A letra A não pode ser vista através de nenhum deles.

[00084] Subsequentemente, tensoativos não-iônicos N1-5, N91-6, N236.5, N25-7, N25-9 e N45-7 foram adicionados a 20% em relação ao nível de mistura de tensoativo IOS. A letra A não pode ser vista através de nenhuma

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 43/149 / 32 das amostras em Figura 4 exceto a última amostra que contém o tensoativo não-iônico N45-7. Pode-se parcialmente ler a letra A através da amostra para esta adição de tensoativo não-iônico. Como mostrado, a letra A pode ser vista através da primeira amostra do IOS original, não agitada, e no final da linha de amostras.

[00085] No nível de 25% de tensoativo não-iônico em relação ao tensoativo IOS presente, p tensoativo não-iônico N45-7 exibe o melhor nível de limpidez de todas as outras amostras como mostrado em Figura 5. A letraA pode ser vista através da amostra. A última amostra na linha mais à direita é a amostra usada no estudo prévio que continha os componentes xileno-sulfonato de sódio e N45-7. A letra A pode ser vista claramente através desta amostra. Foi percebido que adição de 25% de N45-7 proporciona limpidez suficiente para injeção na maioria dos reservatórios. Esta adição e este nível têm sugerido aos consumidores potenciais a consideração do uso de IOS de peso molecular alto em suas aplicações de campo.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método para tratar uma formação contendo hidrocarbonetos, caracterizado pelo fato de compreender:

(a) fornecer uma composição de recuperação de hidrocarbonetos a pelo menos uma porção da formação contendo hidrocarbonetos, em que a composição compreende um ou mais sulfonatos de olefina interna tendo 17 ou mais átomos de carbono;

(b) adicionar água e/ou salmoura da formação contendo hidrocarbonetos na composição;

(c) adicionar um agente de solubilização que compreende um álcool etoxilado sendo que o álcool antes da etoxilação tinha um peso molecular de pelo menos 220, e sendo que o álcool etoxilado compreende de 5 a 9 moles de óxido de etileno por mol de álcool; e, (d) permitir que a composição interaja com os hidrocarbonetos na formação contendo hidrocarbonetos.
2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que (a), (b) e (c) compreendem um fluido injetável que é injetado na formação contendo hidrocarbonetos e o agente de solubilização compreende menos do que 0,1% em peso do fluido injetável.
3. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que o agente de solubilização compreende de 0,02 a 0,05% em peso do fluido injetável.
4. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que o sulfonato de olefina interna compreende de 0,01 a 0,1% em peso do fluido injetável.
5. Método de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que o sulfonato de olefina interna compreende de 0,01 a 0,05% em peso do fluido injetável.
6. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo

Petição 870180056114, de 28/06/2018, pág. 45/149

2 / 2 fato de que o álcool etoxilado compreende de 6 a 8 moles de óxido de etileno por mol de álcool.
7. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o sulfonato de olefina interna compreende uma mistura de um sulfonato de olefina interna C20-24 e um sulfonato de olefina interna C24-28 ou uma mistura de um sulfonato de olefina interna C20-24 e um sulfonato de olefina interna C15-18·
8. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o álcool etoxilado tem 20 ou mais átomos de carbono.
9. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o álcool etoxilado tem de 20 a 28 átomos de carbono.
10. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o sulfonato de olefina interna compreende uma mistura de IOS total de 1) uma primeira mistura de sulfonato de olefina interna tendo um número médio de carbonos de 20,5 a 23 e pelo menos 50% em peso, preferivelmente pelo menos 65% em peso, mais preferivelmente pelo menos 75% em peso, dos sulfonatos de olefina interna na mistura que contém de 20 a 24 átomos de carbono e 2) uma segunda mistura de sulfonato de olefina interna tendo um número médio de carbonos de 25 a 27 e pelo menos 50% em peso, preferivelmente pelo menos 60% em peso, mais preferivelmente pelo menos 65% em peso, dos sulfonatos de olefina interna na mistura que contém de 24 a 28 átomos de carbono ou uma mistura de IOS total de 1) a primeira mistura de sulfonato de olefina interna e 2) uma segunda mistura de sulfonato de olefina interna tendo um número médio de carbonos de 16 a 17 e pelo menos 50% em peso, preferivelmente pelo menos 75% em peso, mais preferivelmente pelo menos 90% em peso, dos sulfonatos de olefina interna na mistura que contém de 15 a 18 átomos de carbono.