CN101970601B - 强化烃采收的方法和组合物 - Google Patents

强化烃采收的方法和组合物 Download PDF

Info

Publication number
CN101970601B
CN101970601B CN200980109128.9A CN200980109128A CN101970601B CN 101970601 B CN101970601 B CN 101970601B CN 200980109128 A CN200980109128 A CN 200980109128A CN 101970601 B CN101970601 B CN 101970601B
Authority
CN
China
Prior art keywords
hydrocarbon
composition
primary alconol
ethoxylated
containing formation
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Fee Related
Application number
CN200980109128.9A
Other languages
English (en)
Other versions
CN101970601A (zh
Inventor
K·H·拉尼
T·C·塞普勒
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Shell Internationale Research Maatschappij BV
Original Assignee
Shell Internationale Research Maatschappij BV
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Shell Internationale Research Maatschappij BV filed Critical Shell Internationale Research Maatschappij BV
Publication of CN101970601A publication Critical patent/CN101970601A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN101970601B publication Critical patent/CN101970601B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • 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

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Processing Of Solid Wastes (AREA)

Abstract

一种处理含烃地层的方法，包括：(a)向至少一部分含烃地层提供组合物，其中所述组合物包含选自乙氧基化/丙氧基化伯醇的羧酸酯或硫酸酯或甘油磺酸酯的衍生物，所述乙氧基化/丙氧基化伯醇具有平均碳数为10-24的支化脂族基团和每个脂族基团具有0.7-2.5的平均支链数以及每摩尔伯醇具有至少0.5摩尔环氧丙烷和每摩尔伯醇具有至少0.5摩尔环氧乙烷；和(b)使所述组合物与含烃地层中的烃相互作用。

Description

强化烃采收的方法和组合物
技术领域
本发明总体涉及从烃地层采收烃的方法。更特别地，本文中所述的实施方案涉及强化烃采收的方法和可用于其中的组合物。
背景技术
可以通过用一个或多个井穿透含烃地层而从所述地层中采收烃。烃可以通过井流到地面。含烃地层的条件(例如渗透性、烃浓度、孔隙度、温度、压力)可能影响由含烃地层开采烃的经济可行性。含烃地层可以具有自然能(例如气体、水)以有助于使烃流动到含烃地层的表面。自然能可以为水的形式。水可以施加压力使烃流动到一个或多个开采井。气体可以在足够的压力下存在于含烃地层中，使烃流动到一个或多个开采井。自然能源可能随着时间变得枯竭。可以使用补充的采收工艺以持续从含烃地层中采收烃。补充工艺的例子包括水驱、聚合物驱、碱驱、热工艺、溶液驱或它们的组合。
在化学强化油采收(EOR)中，通过表面活性剂实现了残油饱和体的流动，所述表面活性剂产生足够(超)低的原油/水界面张力(IFT)以产生足够多的毛细管克服毛细管力并使油流动(I.Chatzis andN.R.Morrows，“Correlation of capillary number relationship forsandstone”.SPE Journal，Vol 29，pp 555-562，1989.)。但储油层具有不同的特性(原油类型、温度和水组成-盐度、硬度)，和希望加入的表面活性剂的结构与这些条件匹配实现低的IFT。另外，有希望的表面活性剂必须满足其它的重要标准，包括低岩石保持力、与聚合物的相容性、热和水解稳定性以及可接受的成本。
用于强化烃采收的组合物和方法描述于Farmer等的题为“热稳定的钙相容的水驱表面活性剂”的U.S.专利No.3,943,160；Gale等的题为“作为水驱添加剂的材料应用”的U.S.专利No.3,946,812；Shupe等的题为“可用于高温、高盐度地层的表面活性剂油采收工艺”的U.S.专利No.4,077,471；Newcombe的题为“用表面活性剂破乳采收”的U.S.专利No.4,216,079；Wuest等的题为“用于制备基于磺化醚的表面活性剂混合物的工艺和它们的应用”的U.S.专利No.5,318,709；VanSlyke的题为“溶剂皂及其使用方法”的U.S.专利No.5,723,423；Hsu等的题为“碱性表面活性剂聚合物驱组合物和工艺”的U.S.专利No.6,022,834；Chou等的题为“使用衍生自α-烯烃的烷基芳基磺酸盐表面活性剂的蜡质原油的油采收方法和α-烯烃组合物”的U.S.专利No.6,269,881，和Wellington等在“Low Surfactant ConcentrationEnhanced Waterflooding”，Society of Petroleum Engineers，1995中；所有这些在此作为参考引入。
U.S.专利No.7,055,602描述了包含具有支化结构的脂族非离子添加剂和/或脂族阴离子表面活性剂的强化烃采收组合物。这些添加剂和表面活性剂可以是伯醇或其磺酸酯，所述伯醇具有可具有10-24的平均碳数的支化脂族基团、少于约0.5％的季碳原子，脂族阴离子表面活性剂的每个脂族基团的平均支链数可以为约0.7-2.5，和甲基支链可以占基团中存在的支链总数的约20-99％。所述组合物示于该专利的表格中，当单独或者与其它材料组合使用时，实现了约0.0022(下限)-1.9040(上限)达因/cm的界面张力。
美国专利US 4,293,428描述了含有醇衍生物的强化烃采收组合物，所述醇衍生物具有6-24个平均碳数和1-10个丙氧基基团以及1-10个乙氧基基团。优选的醇前体为平均碳数为10-16和具有至少两个支化基团的支化醇。只例举了异-十三烷醇烷氧基化硫酸酯。没有提供界面张力数据。
发明内容
在一个实施方案中，可以通过包括用烃采收组合物处理至少一部分含烃地层的方法从含烃地层开采烃。在某些实施方案中，至少一部分含烃地层可以是油润湿的。在一些实施方案中，至少一部分烃地层可以包含低盐度水。在另一些实施方案中，至少一部分含烃地层可以表现出大于约30℃、甚至大于约60℃的平均温度。在某些实施方案中，可以将流体、物质或它们的组合加入至少一部分含烃地层以有助于烃流动到一个或多个开采井。
在一个实施方案中，烃采收组合物可以包括选自乙氧基化/丙氧基化伯醇的羧酸酯或硫酸酯或甘油磺酸酯的衍生物，所述乙氧基化/丙氧基化伯醇具有平均碳数为10-24的支化脂族基团和每个脂族基团具有约0.7-2.5的平均支链数。加入伯醇的环氧丙烷的量可以为每摩尔伯醇至少约0.5、优选约3-12、最优选约4-7摩尔的环氧丙烷。加入醇中的环氧乙烷的量可以为每摩尔伯醇至少约0.5、优选约1.5-5、最优选约2-4摩尔的环氧乙烷。
所述衍生物可以具有至少14的平均碳数，或者所述平均碳数可以为14-20。这里使用的术语“碳数”是指分子中的总碳数。平均碳数可以通过NMR分析确定。在一些实施方案中，衍生物的的平均支链数可以为每分子至少约2。衍生物上的支链可以包括但不限于甲基和/或乙基支链。在一些实施方案中，每分子的平均支链数可以为至少约1和/或至多约3，或至多约6，或至多约10。每分子的平均支链数也可以通过NMR分析确定。
在一个实施方案中，烃采收组合物可以包括乙氧基化/丙氧基化支化伯醇的羧酸酯或硫酸酯或甘油磺酸酯，所述乙氧化/丙氧基化支化伯醇具有平均碳数为16-19、优选16-17的支化脂族基团和每个脂族基团具有约0.7-2.5的平均支链数。在一个实施方案中，烃采收组合物每个脂族基团的平均支链数为约1.4-2。在一个实施方案中，甲基可以占支化脂族基团中存在的支链总数的约20-99％。
在一个实施方案中，烃采收组合物可以包含约10-80wt％的衍生物，优选约10-40wt％和更优选约20-30wt％。在一个实施方案中，可从含烃地层开采含烃组合物。含烃组合物可以包括烃、上述衍生物、增溶剂、甲烷、水、沥青质、一氧化碳和氨的任意组合。
在一个实施方案中，通过使烃采收组合物与可以来自有待于从其中提取烃的地层的水和/或盐水混合，将所述烃采收组合物提供到含烃地层。优选地，所述组合物占总的水和/或盐水/烃采收组合物混合物(可注入流体)的约0.1-4wt％。更重要的是可注入流体中存在的实际活性物质的量(活性物质是表面活性剂，这里指所述衍生物)。因此，可注入流体中所述衍生物的量可以为约0.1-1wt％，优选约0.2-0.5wt％。然后将可注入流体注入含烃地层。
附图说明
在受益于下述实施方案的详细说明和参考附图的情况下，本发明的优点对于本领域的技术人员来说将变得显而易见，其中：
图1描述了处理含烃地层的实施方案；
图2描述了处理含烃地层的实施方案；
图3描述了本发明的包含甘油羧酸酯的烃组合物的界面张力值的图线。
尽管本发明易于进行各种改进和替代形式，但其具体实施方案通过附图内的实施例方式给出，和可在此处详细描述。应当理解，附图及其详细说明不用于限定本发明于所公开的特定形式，相反，本发明拟覆盖落在所附权利要求定义的本发明的精神与范围内的所有改进、等价和替代方案。
具体实施方式
可以通过穿透含烃地层的井从烃地层开采烃。“烃”一般定义为主要由碳和氢原子形成的分子，例如油和天然气。烃还可以包括其它元素，例如但不限于卤素、金属元素、氮、氧和/或硫。来自烃地层的烃可以包括但不限于油母质、沥青、焦沥青、沥青质、油或它们的组合。烃可以位于地下的矿物基质内或附近。基质可以包括但不限于沉积岩、砂岩、沉积石英岩、碳酸盐、硅藻土和其它多孔介质。
“地层”包括一层或多层含烃层、一层或多层非烃层、上覆地层和/或下伏地层。“上覆地层”和/或“下伏地层”包括一类或更多不同类的不可渗透材料。例如，上覆地层/下伏地层可包括岩石、页岩、泥岩或湿/致密碳酸盐(即不含烃的不渗透碳酸盐)。例如，下伏地层可以包含页岩或泥岩。在一些情形中，上覆地层/下伏地层可以稍微渗透。例如，下伏地层可由可渗透矿物例如砂石或石灰石组成。在一些实施方案中，至少一部分含烃地层可能存在于地面下方少于或多于1000英尺处。
含烃地层的性能可能影响烃如何通过上覆地层/下伏地层流到一个或多个开采井。所述性能包括但不限于地层的孔隙度、渗透性、孔径分布、表面积、盐度或温度。上覆地层/下伏地层性能与烃性能例如毛细管压力(静态)特性和相对渗透性(流动)特性组合可能影响烃通过含烃地层的流动性。
含烃地层的渗透性可能取决于地层组成而变化。相对渗透的地层可以包括夹带在例如砂石或碳酸盐中的重质烃。这里使用的“相对渗透”是指具有10毫达西或更大的平均渗透性的地层或其部分。这里使用的“相对低的渗透性”是指具有小于约10毫达西的平均渗透性的地层或其部分。1达西等于约0.99平方毫米。地层的不渗透部分通常具有小于约0.1毫达西的渗透性。在一些情形中，相对渗透的地层的部分或全部烃部分可以主要包括重质烃和/或不具有支承的矿物颗粒框架和仅具有漂浮(或没有)矿物质的焦油(例如沥青湖)。
不同密度的流体(例如气体、水、烃或它们的组合)可能存在于含烃地层中。含烃地层中流体的混合物可以根据流体密度在下伏地层与上覆地层之间形成层。在含烃地层中，气体可以形成顶层，烃可以形成中间层和水可以形成底层。流体可以不同量存在于含烃地层中。地层中流体之间的相互作用可能在流体之间产生界面或边界。流体与地层之间的界面或边界可以通过流体与地层的相互作用产生。一般而言，气体不会与含烃地层中的其它流体形成边界。在一个实施方案中，第一边界可以形成于水层与下伏地层之间。第二边界可以形成于水层与烃层之间。第三边界可以形成于含烃地层中不同密度的烃之间。在一些实施方案中，具有多个边界的多种流体可以存在于含烃地层中。应该理解的是在含烃地层中可以存在流体之间和流体与上覆地层/下伏地层之间的边界的许多组合。
流体的开采可能干扰流体之间和流体与上覆地层/下伏地层之间的相互作用。当流体从含烃地层中移出时，不同的流体层可能混合和形成混合的流体层。混合的流体在流体边界处可以具有不同的相互作用。取决于在混合流体边界处的相互作用，烃的开采可能变得困难。在流体和/或流体与上覆地层/下伏地层的界面处的相互作用的定量(例如能级)可用于预测烃通过含烃地层的流动。
在界面处地层内流体之间的相互作用(例如混合)所需能量的定量可能难以测量。在界面处流体之间的能级的定量可以通过公知技术(例如旋转液滴张力计)测量。在界面处的相互作用能量要求可被称为界面张力。这里使用的“界面张力”是指在表现出边界的两种或多种流体之间存在的表面自由能。高界面张力值(例如大于约10达因/cm)可以表示一种流体不能与第二种流体混合形成流体乳液。这里使用的“乳液”是指通过加入减少流体之间的界面张力以实现稳定性的组合物，一种不混溶流体于第二种流体中的分散液。流体不能混合可能归因于两种流体之间高的表面相互作用能。低界面张力值(例如小于约1达因/cm)可以表示两种不混溶流体之间较小的表面相互作用。两种不混溶流体之间较小的表面相互作用能可能导致两种流体混合形成乳液。由于降低的毛细管力，具有低界面张力值的流体可以流动到井孔和随后从含烃地层中开采出来。
含烃地层中的流体可以润湿(例如粘附在含烃地层中的上覆地层/下伏地层或者散布在上覆地层/下伏地层上)。这里使用的“润湿性”是指在其它流体的存在下，一种流体散布或粘附在地层中的固体表面上的偏好。测量烃地层的润湿性的方法由Craig，Jr.描述于“TheReservoir Engineering Aspects of Waterflooding”，1971MonographVolume 3，Society of Petroleum Engineers中，其在此作为参考引入。在一个实施方案中，在气体或水的存在下烃可以粘附于砂石上。基本被烃包覆的上覆地层/下伏地层可被称为“油润湿”。由于含烃地层中极性和/或重质烃(例如沥青质)的存在，上覆地层/下伏地层可以是油润湿的。地层组成(例如二氧化硅、碳酸盐或粘土)可以决定上覆地层/下伏地层表面上烃的吸附量。在一些实施方案中，多孔和/或渗透的地层可以允许烃更容易地润湿上覆地层/下伏地层。基本油润湿的上覆地层/下伏地层可能抑制从含烃地层中开采烃。在某些实施方案中，含烃地层的油润湿部分可能位于地面下方小于或超过1000英尺处。
烃地层可以包含水。水可与下伏地层的表面相互作用。这里使用的“水润湿”是指上覆地层/下伏地层表面上水包覆的地层。水润湿的上覆地层/下伏地层可以通过防止烃润湿上覆地层/下伏地层而强化从地层中开采烃。在某些实施方案中，含烃地层的水润湿部分可以包括微量的极性和/或重质烃。
含烃地层中的水可以含有矿物(例如含钡、钙或镁的矿物)和矿物盐(例如氯化钠、氯化钾、氯化镁)。地层中水的水盐度和/或水硬度可能影响含烃地层中烃的采收。这里使用的“盐度”是指水中溶解的固体的量。这里使用的“水硬度”是指水中二价离子(例如钙、镁)的浓度。水盐度和硬度可以通过公知的方法(例如电导率、滴定)测量。这里使用的“高盐度水”是指基于氯化钠计具有大于约30,000ppm总的溶解固体的水。当含烃地层中水盐度增加时，烃与水之间的界面张力可能增加和流体可能变得更难开采。
含烃地层中的低盐度水可以强化从含烃地层中开采烃。由于低盐度水与烃之间的低界面张力，烃和低盐度水可以形成良好分散的乳液。对于开采者而言，从含烃地层中开采可流动乳液(例如烃/水混合物)可能更经济可行。这里使用的“低盐度水”是指基于氯化钠计含烃地层中的水盐度小于约20,000份/百万(ppm)总的溶解固体。在一些实施方案中，含烃地层可以包括具有小于约13,000ppm的盐度的水。在某些实施方案中，含烃地层可以包括具有约3,000-10,000ppm的盐度的水。在另一些实施方案中，含烃地层中水的盐度可以为约5,000-8,000ppm。
可以基于一些因素例如但不限于地层中含烃层的厚度、估算的液体开采量、地层的位置、地层的盐度含量、地层的温度和含烃层的深度来选择用于处理的含烃地层。最初，天然的地层压力和温度可能足以造成烃流入井孔和流出地面。含烃地层中的温度可能为约0-300℃。当烃从含烃地层中开采时，地层内的压力和/或温度可能下降。可以采用各种形式的人工升举(例如泵、气体注入)和/或加热以持续从含烃地层开采烃。当地层中的烃枯竭时，从含烃地层中开采所希望的烃可能变得不经济。
由于烃的粘度和在含烃地层的孔中流体的毛细管效应，留在含烃地层中的残余烃的流动可能困难。这里使用的“毛细管力”是指流体与至少一部分含烃地层之间的吸引力。在一个实施方案中，可以通过增加含烃地层内的压力克服毛细管力。在另一些实施方案中，可以通过降低含烃地层中流体之间的界面张力克服毛细管力。降低含烃地层中的毛细管力的能力可能取决于多种因素，包括但不限于含烃地层的温度、含烃地层中水的盐度和含烃地层中烃的组成。
当开采速率降低时，可以采用另外的方法使含烃地层更加经济可行。所述方法可以包括将水(例如盐水、蒸汽)、气体、聚合物、单体源或它们的任意组合加入烃地层以增强烃的流动。
在一个实施方案中，含烃地层可用水驱处理。水驱可以包括通过注入井将水注入一部分含烃地层。水驱至少一部分地层可能使一部分含烃地层水润湿。含烃地层的水润湿部分可以通过已知的方法加压和可以使用一个或多个开采井收集水/烃混合物。但水层可能不能与烃层有效混合。差的混合效率可能归因于水与烃之间的高界面张力。
通过使用可以使烃流动到一个或多个开采井的聚合物和/或单体处理含烃地层，来强化从含烃地层的开采。聚合物和/或单体可以降低水相在含烃地层的孔中的流动性。水流动性降低可以允许烃更容易地流过含烃地层。聚合物包括但不限于聚丙烯酰胺、部分水解的聚丙烯酰胺、聚丙烯酸酯、烯属共聚物、生物聚合物、羧甲基纤维素、聚乙烯醇、聚苯乙烯磺酸酯、聚乙烯基吡咯烷酮、AMPS(2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸酯)或它们的组合。烯属共聚物的例子包括丙烯酸和丙烯酰胺、丙烯酸和丙烯酸月桂酯、丙烯酸月桂酯和丙烯酰胺的共聚物。生物聚合物的例子包括黄原胶和瓜尔胶。在一些实施方案中，聚合物可以在含烃地层中原位交联。在另一些实施方案中，聚合物可以在含烃地层中原位生成。用于油采收的聚合物和聚合物制备描述于Zhang等的题为“制备憎水性缔合聚合物的方法、使用方法和组合物”的U.S.专利No.6,427,268；Wang的题为“泡沫驱方法”的U.S.专利No.6,439,308；Smith的题为“用于油采收的渗透性调节组合物”的U.S.专利No.5,654,261；Surles等的题为“地层处理”的U.S.专利No.5,284,206；Surles等的题为“地层处理”的U.S.专利No.5,199,490和Morgenthaler等的题为“强化油采收的分布控制”的U.S.专利No.5,103,909中，所有这些在此作为参考引入。
烃采收组合物
基于这些无规支化的醇的系列阴离子表面活性剂可用于在较高盐度储层条件下使用。在所述系列中，连接基团PO使醇憎水物与阴离子磺酸根相连和用于改变分子的HLB并使它就盐度和原油而言与储层条件匹配。连接基团中PO链的存在有助于提供对硬水中的Ca、Mg离子的耐受性。
在一个实施方案中，可以向含烃地层提供烃采收组合物。在一个实施方案中，所述组合物可以包含选自乙氧基化/丙氧基化伯醇的羧酸酯或硫酸酯或甘油磺酸酯的衍生物，所述乙氧基化/丙氧基化伯醇具有平均碳数为10-24的支化脂族基团和每个脂族基团具有约0.7-2.5的平均支链数。所述衍生物可以具有至少14的平均碳数，或者所述平均碳数可以为14-20。在一些实施方案中，每分子的平均支链数可以为至少约1和/或至多约3，或至多约6，或至多约10。
在一个实施方案中，烃采收组合物可以包含乙氧基化/丙氧基化支化伯醇的羧酸酯或硫酸酯或甘油磺酸酯，所述乙氧基化/丙氧基化伯醇具有平均碳数为16-19、优选16-17的支化脂族基团和每个脂族基团具有约0.7-2.5、优选约1.4-2的平均支链数。
本发明的支化伯醇可以通过支化烯烃加氢甲酰化制备。支化烯烃的制备描述于Murray的题为“使直链烯烃异构化成异烯烃的工艺”的U.S.专利No.5,510,306；Murray的题为“使直链烯烃异构化成异烯烃的工艺”的U.S.专利No.5,648,584和Murray的题为“使直链烯烃异构化成异烯烃的工艺”的U.S.专利No.5,648,585中，所有这些在此作为参考引入。支化长链脂族醇的制备描述于Singleton等的题为“高度支化伯醇组合物和由其制备的可生物降解洗涤剂”的U.S.专利No.5,849,960；Singleton等的题为“高度支化伯醇组合物和由其制备的可生物降解洗涤剂”的U.S.专利No.6,150,222；Singleton等的题为“高度支化伯醇组合物和由其制备的可生物降解洗涤剂”的U.S.专利No.6,222,077中，所有这些在此作为参考引入。
在一些实施方案中，长链伯醇的支化脂族基团的支链可以具有少于约0.5％的脂族季碳原子。在一个实施方案中，每个长链脂族醇的平均支链数为约0.1-2.5。在另一些实施方案中，每个醇的平均支链数为约0.7-2.5。
甲基支链可以为支化长链伯醇中存在的支链总数的约20-99％。在一些实施方案中，甲基支链可以大于支化长链伯醇中的支链总数的约50％。在某些实施方案中，醇中乙基支链的数目可以少于支链总数的约30％。在另一些实施方案中，如果存在，乙基支链的数目可以为支链总数的约0.1-2％。如果存在，除了甲基或乙基以外的支链可以少于支链总数的约10％。在一些实施方案中，少于支链总数的约0.5％既不是乙基也不是甲基。
基于这些随机支化的醇的阴离子表面活性剂家族可在较高盐度贮层条件下应用。在这一家族中，连接基团(EO和PO)将醇的疏水部分与阴离子磺酸根或硫酸根或羧酸根相连，和用于改变分子的HLB，并使其在盐度和原油方面与贮层条件匹配。连接基团中PO链的存在有助于提高对硬水中的Ca和Mg离子的耐受度。
加入伯醇的环氧丙烷的量可以为每摩尔伯醇至少约0.5、优选约3-12、最优选约4-7摩尔环氧丙烷。优选使用每摩尔伯醇至少约3摩尔以使未烷氧基化的伯醇量最小化。优选使用每摩尔伯醇不超过约9摩尔，因为当醇部分的碳链相对于分子中的环氧丙烷数量过短时，分子就丧失了其充当表面活性剂的能力。为了使分子在含烃地层中成功地充当表面活性剂，必须适当平衡分子的油溶性碳链部分与分子的水溶性环氧丙烷部分的长度。
加入伯醇的环氧乙烷的量可以为每摩尔伯醇至少约0.5、优选约1.5-5、最优选约2-4摩尔环氧乙烷。优选使用每摩尔伯醇至少约1.5摩尔以使未烷基化的伯醇量最小化。优选使用每摩尔伯醇不超过约5摩尔，因为超过该量时，链的亲水端开始失去对钙/镁的容忍度。
在一个实施方案中，烃采收组合物可以包含如上所述的支化伯醇衍生物表面活性剂。在一些实施方案中，组合物中支化伯醇衍生物表面活性剂的量可以大于总组合物的约10wt％。在一个实施方案中，烃采收组合物中支化伯醇衍生物表面活性剂的量可以为总组合物的约10-80wt％。组合物中支化伯醇衍生物表面活性剂的量可以为组合物总重量的约10-40wt％，优选约20-30wt％。组合物的剩余部分可以包括但不限于水、低分子量醇、有机溶剂、烷基磺酸酯、芳基磺酸酯、盐水或它们的组合。低分子量醇包括但不限于甲醇、乙醇、丙醇、异丙醇、叔丁醇、仲丁醇、丁醇、叔戊醇或它们的组合。有机溶剂包括但不限于甲乙酮、丙酮、低级烷基溶纤剂、低级烷基卡必醇或它们的组合。
在一个实施方案中，烃采收组合物还可以包含强化剂以降低烃组合物的界面张力。这类强化剂可以选自醇、聚合物例如聚丙二醇和其它表面活性剂类型分子。优选地，强化剂可以占烃采收组合物的约1-25wt％。
衍生物的制备
可以在合适的烷氧基化催化剂存在下使伯醇与环氧乙烷(EO)和环氧丙烷(PO)反应而将伯醇乙氧基化和丙氧基化。优选的是首先进行丙氧基化，再接着进行乙氧基化。当提及疏水性时，PO更象衍生物分子的碳链，而EO更象表面活性剂衍生物分子的极性终端基团。PO有助于在油相中溶解表面活性剂衍生物分子的一个终端，而EO有助于在水相中溶解表面活性剂衍生物分子的另一个终端。EO和PO可以随机加入，但是这将使对过渡梯度(油对水)的控制造成损失。
烷氧基化催化剂可以是在工业上普遍用于使醇烷氧基化的氢氧化钠。可以使用如U.S.专利No.6,977,236中所述的双金属氰化物催化剂将伯醇乙氧基化和丙氧基化，该专利的全部内容在此作为参考引入。也可以使用如U.S.专利Nos.5,059,719和5,057,627中所述的镧-基或稀土金属-基烷氧基化催化剂将伯醇乙氧基化和丙氧基化，这两篇专利的全部内容在此作为参考引入。本发明的伯醇乙氧基化/丙氧基化物也可以通过使烯烃与二甘醇反应或者通过使卤代烷烃与单、二或聚甘醇反应制备。
可以通过将计算量例如约0.1-0.6wt％的强碱加入伯醇或伯醇混合物中制备伯醇乙氧基化/丙氧基化物，所述强碱通常为碱金属或碱土金属氢氧化物例如氢氧化钠或氢氧化钾，其充当烷氧基化催化剂。然后引入计算提供每摩尔伯醇所希望的环氧乙烷或环氧丙烷摩尔数的环氧乙烷或环氧丙烷量，和使所得混合物反应直到环氧丙烷被消耗。合适的反应温度为约120-220℃。
可以通过使用多金属氰化物催化剂作为烷氧基化催化剂制备本发明的伯醇乙氧基化/丙氧基化物。可以使催化剂与伯醇接触，和然后可以使两者与可以以气态形式引入的环氧乙烷或环氧丙烷反应物接触。反应温度可以为约90-250℃和如果希望保持伯醇基本为液态，可以使用超大气压。
可以使用镧系元素或稀土元素中的元素的可溶性碱性化合物作为烷氧基化催化剂，制备窄范围的伯醇乙氧基化/丙氧基化物。磷酸镧特别有用。使用常规反应条件例如上述的那些进行乙氧基化和丙氧基化。
应该理解的是烷氧基化步骤用于引入每摩尔伯醇乙氧基化/丙氧基化物所希望的平均环氧丙烷单元数。例如，用每摩尔伯醇1.5摩尔环氧丙烷处理伯醇混合物，使得每摩尔伯醇每个醇分子用平均1.5个环氧丙烷部分丙氧基化，尽管较大部分的伯醇部分将结合多于1.5个环氧丙烷部分，但大约相等部分将结合少于1.5个。在典型的烷氧基化产品混合物中，还有少部分的未反应的伯醇。
在本发明的衍生自烷氧基化伯醇的甘油磺酸酯的制备中，优选在催化剂例如四氯化锡的存在下，在约110-120℃下在约14.7-15.7psia(约100-110kPa)的压力下在甲苯中使烷氧基化物与表氯醇反应约3-5小时。随后，使反应产物与碱例如氢氧化钠或氢氧化钾在约85-95℃下在约14.7-15.7psia(约100-110kPa)的压力下反应约2-4小时。使反应混合物冷却和分离成两层。将有机层分离和使产品析出。然后使其与亚硫酸氢钠和亚硫酸钠在约140-160℃下在约60-80psia(约400-550kPa)压力下反应约3-5小时。使反应冷却和将产物甘油磺酸酯作为于水中的约25wt％活性物质溶液回收。反应器优选为500ml密闭式分解反应器。
应用包括三氧化硫、三氧化硫与(路易斯)碱的复合物如三氧化硫吡啶复合物和三氧化硫三甲基胺复合物、氯磺酸和氨基磺酸的多种硫酸化试剂中的一种可以使伯醇烷氧基化物硫酸化。硫酸化可以在优选不超过约80℃的温度下实施。硫酸化可以在低至约-20℃的温度下实施，但是更高的温度更经济。例如，硫酸化可以在约20-70℃、优选约20-60℃和更优选约20-50℃下实施。三氧化硫是最经济的硫酸化试剂。
伯醇烷氧基化物可以与气体混合物反应，所述气体混合物除了至少一种惰性气体外还含有相对于气体混合物而言约1-8vol％的气体三氧化硫，优选为约1.5-5vol％。从原理上讲，可以应用含少于1vol％三氧化硫的气体混合物，但是此时空-时产率会不必要地降低。三氧化硫含量大于8vol％的惰性气混合物通常会由于不均匀硫酸化、缺乏恒定的温度和不希望副产品形成的增加而可能造成困难。虽然其它惰性气也是合适的，但由于容易获得，空气或氮气原则上是优选的。
伯醇烷氧基化物与含三氧化硫的惰性气体间的反应可以在降膜反应器中实施。这种反应器应用在冷却壁上的薄层中滴流的液膜而使其与气体连续流动接触。例如，串联釜可以为合适的反应器。其它的反应器包括搅拌釜反应器，如果应用氨基磺酸或三氧化硫和(路易斯)碱的复合物如三氧化硫吡啶复合物或三氧化硫三甲基胺复合物进行硫酸化，可以使用该搅拌釜反应器。这些硫酸化试剂可以增加硫酸化的停留时间而没有由于(路易斯)酸催化使乙氧基化链降解和消去烯烃的危险。
三氧化硫与烷氧基化物的摩尔比可以为1.4-1或更低，包括在烷氧基化物中针对每摩尔OH基团应用约0.8-1摩尔三氧化硫，且后一比值是优选的。三氧化硫可以用于硫酸化烷氧基化物，和温度可以为约-20至约50℃，优选为约5-40℃，和压力可以为约100-500kPa绝压。反应可以连续或不连续实施。硫酸化的停留时间可以为约0.5秒至约10小时，但是优选为0.5秒至20分钟。
应用氯磺酸可以在约-20至约50℃、优选约0-30℃的温度下实施硫酸化。烷氧基化物与氯磺酸的摩尔比可以为约1∶0.8至约1∶1.2，优选为约1∶0.8至1∶1。反应可以连续或不连续实施几分之几秒(即0.5秒)至约20分钟的时间。
除非仅用于产生在硫酸化中应用的气相三氧化硫，否则可以不用硫酸和发烟硫酸。将任意乙氧化物暴露于这些反应试剂时，会导致醚键的断裂-放出1，4-二氧杂环乙烷(后控制(back-biting))-和最终将伯醇转化为内烯烃。
硫酸化后，可以应用碱金属氢氧化物如氢氧化钠或氢氧化钾的水溶液、碱土金属氢氧化物如氢氧化镁或氢氧化钙的水溶液、或者碱如氢氧化铵、取代的氢氧化铵、碳酸钠或碳酸氢钾，中和液体反应混合物。中和过程可以在宽的温度和压力范围内实施。例如，中和过程可以在约0℃至约65℃的温度和约100-200kPa绝压的压力下实施。中和时间可以为约0.5-1小时，但是合适时，可以应用更短或更长的时间。
本发明的乙氧基化/丙氧基化支化伯醇可以应用多种公知方法进行羧基化。其可以与卤代羧酸反应来制备羧酸。作为替代，醇端基-CH2OH-可以被氧化以产生羧酸。在任何一种情况下，所得的羧酸可以随后用碱金属碱中和，以形成羧酸盐表面活性剂。
在特定的例子中，乙氧基化/丙氧基化的支化伯醇可以与叔丁氧基钾反应，并且初始时在减压下在例如60℃下加热10小时。使其冷却，然后向混合物中加入氯代乙酸钠。在减压下将反应温度升高至例如90℃持续例如20-21小时。使其冷却至室温并加入水和盐酸。这将被加热至例如90℃持续例如2小时。有机层可以通过加入乙酸乙酯和用水洗萃取。
烃采收组合物的注入
烃采收组合物可与至少一部分含烃地层中的烃相互作用。与烃相互作用可以降低烃与含烃地层中的一种或多种流体的界面张力。在其它实施方案中，烃采收组合物可以降低烃与含烃地层的上覆地层/下伏地层之间的界面张力。界面张力的降低可以允许至少一部分烃流动通过含烃地层。
可以使用已知技术评价烃采收组合物降低烃和流体的混合物的界面张力的能力。在一个实施方案中，可以使用旋转液滴张力计测量烃和水的混合物的界面张力值。可以将一定量的烃采收组合物加入烃/水混合物和可以测量所得流体的界面张力值。低界面张力值(例如小于约1达因/cm)可以表示组合物降低烃与水之间的至少一部分表面能。表面能的降低可能表示至少一部分烃/水混合物可以流动通过至少一部分含烃地层。
在一个实施方案中，可以将烃采收组合物加入烃/水混合物和可以测量界面张力值。超低界面张力值(例如小于约0.01达因/cm)可以表示烃采收组合物降低烃与水之间的至少一部分表面张力，使得至少一部分烃可以流动通过至少一部分含烃地层。在与用导致地层中流体的界面张力值大于0.01达因/cm的组合物处理的烃相比，在超低的界面张力下至少一部分烃可以更容易地流过至少一部分含烃地层。导致超低界面张力值的烃采收组合物加入含烃地层中的流体可以增加可开采烃的效率。可以将含烃地层中的烃采收组合物浓度最小化，以使开采期间的使用成本最小化。
在处理含烃地层的方法的一个实施方案中，如图1中所示，可以通过注入井110将本发明的包含乙氧基化/丙氧基化支化伯醇的羧酸酯或硫酸酯或甘油磺酸酯衍生物的烃采收组合物提供(例如注入)到含烃地层100中。烃地层100可以包括上覆地层120、烃层130和下伏地层140。注入井110可以包括开口112，其允许流体在不同深度水平流过含烃地层100。在某些实施方案中，烃层130可以在地面下方小于1000英尺处。在一些实施方案中，含烃地层100的下伏地层140可以是油润湿的。在另一些实施方案中，含烃地层100中可以存在低盐度水。
可以以基于含烃地层中存在的烃的量向地层提供烃采收组合物。但烃采收组合物的量可能过小而不能使用已知的输送技术(例如泵)精确地输送到含烃地层。为了促进少量烃采收组合物输送到含烃地层，可以将烃采收组合物与水和/或盐水组合制得可注入流体。注入含烃地层100的烃采收组合物的量可以为可注入流体总重量的约0.1-4wt％。在某些实施方案中，作为提供到含烃地层的烃采收组合物一部分的衍生物(活性物质)的量可以为可注入流体总重量的约0.1-1wt％。在一些实施方案中，提供到含烃地层的烃采收组合物的量可以为可注入流体总重量的约0.2-0.5wt％。
烃采收组合物可以与烃层130中的至少一部分烃相互作用。烃采收组合物与烃层130相互作用可以降低不同烃之间的至少一部分界面张力。烃采收组合物还可以降低地层中的一种或多种流体(例如水、烃)与下伏地层140之间、地层中的一种或多种流体与上覆地层120之间或它们的组合的至少一部分界面张力。
在一个实施方案中，烃采收组合物可以与地层中的至少一部分烃和至少一部分一种或多种其它流体相互作用，降低烃与一种或多种流体之间的至少一部分界面张力。界面张力的降低可以允许至少一部分烃与地层中的至少一部分一种或多种流体形成乳液。烃与一种或多种流体之间的界面张力值可以被烃采收组合物改变至小于约0.1达因/cm的值。在一些实施方案中，地层中的烃与其它流体之间的界面张力值可以被烃采收组合物降低至小于约0.05达因/cm。在另一些实施方案中，地层中的烃与其它流体之间的界面张力值可以被烃采收组合物降低至小于约0.001达因/cm。
至少一部分烃采收组合物/烃/流体混合物可以流动到开采井150。从开采井150得到的产品可以包括但不限于烃采收组合物的组分(例如长链脂族醇和/或长链脂族酸盐)、甲烷、一氧化碳、水、烃、氨、沥青质或它们的组合。在烃采收组合物已经加入含烃地层之后，含烃地层100的烃产量可以增加大于约50％。
在某些实施方案中，含烃地层100可以用烃脱除流体预处理。烃脱除流体可由水、蒸汽、盐水、气体、液体聚合物、泡沫聚合物、单体或它们的混合物组成。在将烃采收组合物提供到地层之前，可用烃脱除流体处理地层。在一些实施方案中，含烃地层100可以在地面下方小于1000英尺处。在某些实施方案中，在注入含烃地层100之前可以加热烃脱除流体。烃脱除流体可以降低地层内至少一部分烃的粘度。地层内至少一部分烃的粘度降低可以强化至少一部分烃流动到开采井150。在含烃地层100中的至少一部分烃已经流动后，在使烃流动通过含烃地层时重复注射相同或不同的烃脱除流体可能变得不够有效。低的流动效率可能归因于烃脱除流体在含烃地层100中产生渗透性更强的区。烃脱除流体可以通过含烃地层100中的渗透区而不与剩余的烃相互作用并使剩余的烃流动。因此，吸附到下伏地层140的较重烃的位移可能随着时间缩短。最终，地层可能被看作对于开采烃而言低开采力的或经济上不希望的。
在某些实施方案中，在用烃脱除流体处理含烃地层后注射烃采收组合物可以强化吸附到下伏地层140的较重烃的流动。烃采收组合物可以与烃相互作用，以降低烃与下伏地层140之间的界面张力。界面张力的降低可以使得烃流动到开采井和从开采井150中开采。在一些实施方案中，从开采井150开采的烃可以包括至少一部分烃采收组合物的组分、注入井中用于预处理的烃脱除流体、甲烷、二氧化碳、氨或它们的组合。将烃采收组合物加入至少一部分低开采力的含烃地层可以延长含烃地层的开采寿命。在烃采收组合物已经加入含烃地层后，含烃地层100的烃产量可以增加大于约50％。增加的烃产量可以增加含烃地层的经济可行性。
烃采收组合物与地层中至少一部分烃相互作用可以降低烃与下伏地层140之间的至少一部分界面张力。降低至少一部分界面张力可以使至少一部分烃流动通过含烃地层100。但至少一部分烃流动可能在经济不可行的速度下。
在一个实施方案中，在用烃采收组合物处理地层后，可以通过注入井110将聚合物和/或单体注入烃地层100以增强至少一部分烃通过地层的流动。合适的聚合物包括但不限于由Ciba SpecialtyAdditives(Tarrytown，New York)生产的由Tramfloc Inc.(Temple，Arizona)生产的
Figure BPA00001226133600182
和由ChevronPhillips Chemical Co.(The Woodlands，Texas)生产的
Figure BPA00001226133600183
聚合物。烃、烃采收组合物与聚合物之间的相互作用可以增强留在地层中的至少一部分烃到开采井150的流动。
所述组合物的丙氧基化支化伯醇甘油衍生物组分是热稳定的和可以在宽的温度范围内使用。在一些实施方案中，由于甘油衍生物的高热稳定性，可以将烃采收组合物加入平均温度为0-150℃的一部分含烃地层100中。
在一些实施方案中，如图2中所示，烃采收组合物可以通过注入井110注入含烃地层100。烃采收组合物与地层中的烃相互作用可以降低烃与下伏地层140之间的至少一部分界面张力。至少一部分界面张力的降低可以使至少一部分烃流动到含烃地层100中的选定区域160形成烃池170。至少一部分烃可以从含烃地层100中选定区域中的烃池170开采。
在另一些实施方案中，至少一部分烃到选定区域160的流动可能在经济不可行的速度下。可以将聚合物注入烃地层100以增强至少一部分烃通过地层的流动。至少一部分烃、烃采收组合物与聚合物之间的相互作用可以增强至少一部分烃到开采井150的流动。
在一些实施方案中，烃采收组合物可以包含无机盐(例如碳酸钠(Na2CO3)、氯化钠(NaC1)或氯化钙(CaCl2))。无机盐的加入可以有助于烃采收组合物分散在整个烃/水混合物中。烃采收组合物的强化分散可以降低烃与水界面之间的相互作用。降低的相互作用可以降低混合物的界面张力和提供更易流动的流体。
实施例
实施例1
使Neodol 67支化伯醇(碳数16-17，每个脂族基团的平均支链数约1.5)经4A分子筛干燥。在装有顶部搅拌器、回流冷凝器、热电偶和Dean Stark捕集器的圆底烧瓶中在120℃下用氮气进一步吹扫醇，同时搅拌1小时。
将醇保持在氮气下直到装入含有磷酸镧(LAPO)催化剂的干净高压釜中。LAPO以0.5g/150g原料醇的比率装入。用1050g Neodol 67醇、3.533g LAPO和1305g环氧丙烷进行反应，以针对每分子Neodol 67醇制得7摩尔PO。将高压釜密封和用氮气吹扫产生氮气气氛。初始氮气在160℃下为30psi(200kPa)。使用圆顶调节器控制流量装入环氧丙烷(PO)。实际温度为160-171℃和压力为30psi(200kPa)-165psi(1140kPa)。在180分钟内加入PO和在加入PO结束后使反应浸泡30分钟。在30分钟内加入282克环氧乙烷(EO)以制备2摩尔封端EO。反应温度为约140℃和在加入EO结束后使反应浸泡30分钟(在不再加入任何更多反应试剂的情况下在该温度下搅拌)。然后排出并收集反应器内容物。
应用US 4,098,818的实施例1的A部分的程序，用氯代乙酸钠将Neodol 67PO/EO材料衍生为羧酸酯衍生物。将前面试验所产生的50.2克(0.068摩尔)的NEODOL 67PO/EO与8.7克(0.075摩尔-1.1倍过量)的氯代乙酸钠和1克(0.01摩尔)50％的氢氧化钠水溶液混合。压力降低至10mm汞柱，和将混合物加热至80℃，并且将稠混合物搅拌2小时。反应完成后，将产品加热至150℃，并且再搅拌一小时以脱除水。用NMR分析产品，显示转化率为约93％。
在72℃下测量含有3.1％海水盐水的北海原油的界面张力(IFT)。组合物和界面张力的测量结果示在图3中给出。在图3中描述的组合物通过在72℃混合羧酸酯烃采收组合物与含盐海水以及北海原油获得0.2wt％活性物质溶液而制得。
使用得克萨斯大学模型旋转液滴张力计测量烃/烃采收组合物/水混合物的界面张力值。将4微升(μL)滴的正十二烷烃放入玻璃毛细管，所述毛细管包含烃采收组合物/盐水溶液以提供400的盐水/烃体积比。将所述管放入旋转滴落装置和然后封盖。迅速开启马达使所述管旋转，以在所述管内产生圆柱形液滴(例如6-12ms/转)。液滴长度可以大于或等于液滴宽度的4倍。将毛细管和液滴加热至不同温度(25、50、75和98℃以及以上)。使用
Figure BPA00001226133600201
系统将液滴录像用于稍后重放以测量液滴尺寸，和计算液滴与组合物/盐水之间的界面张力。测量的时间范围为约0.1-1.0小时以实现液滴平衡。
基于本说明书，本发明多个方面的进一步改进和替代实施方案对于本领域技术人员将是显而易见的。因此，本说明书应仅用于说明和用于教导本领域技术人员实施本发明的常规方式的目的。本文所示和描述的本发明的形式应理解为当前优选的实施方案。在受益于本发明说明书之后，要素和材料可替换本文说明和描述的那些，部件和工艺可以反转，可独立使用本发明的一些特征，所有这些对本领域技术人员来说都是显而易见的。在不偏离所附权利要求描述的本发明精神和范围的情况下，可变换本文描述的元素。此外，应理解在一些实施方案中可以将本文描述的特征独立地进行组合。

Claims (24)

1.一种处理含烃地层的方法，包括：
(a)向至少一部分含烃地层提供烃采收组合物，其中所述组合物包含选自乙氧基化/丙氧基化伯醇的羧酸酯或硫酸酯或甘油磺酸酯的衍生物，所述乙氧基化/丙氧基化伯醇具有平均碳数为10-24的支化脂族基团和每个脂族基团具有0.7-2.5的平均支链数以及每摩尔伯醇具有至少0.5摩尔环氧丙烷和每摩尔伯醇具有至少0.5摩尔环氧乙烷；和
(b)使所述组合物与含烃地层中的烃相互作用。
2.权利要求1的方法，其中所述乙氧基化/丙氧基化伯醇具有每摩尔伯醇3-12摩尔环氧丙烷。
3.权利要求1的方法，其中所述乙氧基化/丙氧基化伯醇具有每摩尔伯醇1.5-5摩尔环氧乙烷。
4.权利要求1的方法，其中所述乙氧基化/丙氧基化伯醇的支化脂族基团具有每个脂族基团1.4-2的平均支链数。
5.权利要求1的方法，其中使所述组合物与水和/或盐水混合形成注入含烃地层的可注入流体，和所述衍生物的量为可注入流体总量的0.1-1wt％。
6.权利要求5的方法，其中所述衍生物的量为可注入流体总量的0.2-0.5wt％。
7.权利要求1的方法，其中所述乙氧基化/丙氧基化伯醇具有每分子平均4-7个环氧丙烷基团和每分子平均2-4个环氧乙烷基团。
8.权利要求1的方法，其中所述乙氧基化/丙氧基化伯醇的支化脂族基团具有14-20的平均碳数。
9.权利要求8的方法，其中所述乙氧基化/丙氧基化伯醇的支化脂族基团具有16-19的平均碳数。
10.权利要求9的方法，其中所述乙氧基化/丙氧基化伯醇的支化脂族基团具有16-17的平均碳数。
11.权利要求1的方法，其中所述组合物还包含强化剂。
12.权利要求1的方法，其中所述衍生物的量为所述组合物总重量的10-80wt％。
13.权利要求1的方法，其中所述衍生物为甘油磺酸酯。
14.一种包含选自乙氧基化/丙氧基化伯醇的羧酸酯或硫酸酯或甘油磺酸酯的衍生物的烃采收组合物，所述乙氧基化/丙氧基化伯醇具有平均碳数为10-24的支化脂族基团和每个脂族基团具有0.7-2.5的平均支链数以及每摩尔伯醇具有至少0.5摩尔环氧丙烷和每摩尔伯醇具有至少0.5摩尔环氧乙烷。
15.权利要求14的组合物，其中所述乙氧基化/丙氧基化伯醇的支化脂族基团具有每个脂族基团1.4-2的平均支链数。
16.权利要求14的组合物，其中所述乙氧基化/丙氧基化伯醇具有每摩尔伯醇3-12摩尔环氧丙烷。
17.权利要求14的组合物，其中所述乙氧基化/丙氧基化伯醇具有每摩尔伯醇1.5-5摩尔环氧乙烷。
18.权利要求14的组合物，其中所述乙氧基化/丙氧基化伯醇的支化脂族基团的大于50％的支链是甲基。
19.权利要求14的组合物，其中所述伯醇具有少于0.5％的脂族季碳原子。
20.权利要求14的组合物，其中所述乙氧基化/丙氧基化伯醇具有每分子平均4-7个环氧丙烷基团和每分子平均2-4个环氧乙烷基团。
21.权利要求14的组合物，其中所述乙氧基化/丙氧基化伯醇的支化脂族基团具有14-20的平均碳数。
22.权利要求21的组合物，其中所述乙氧基化/丙氧基化伯醇的支化脂族基团具有16-19的平均碳数。
23.权利要求22的组合物，其中所述乙氧基化/丙氧基化伯醇的支化脂族基团具有16-17的平均碳数。
24.权利要求14的组合物，其中所述衍生物为甘油磺酸酯。
CN200980109128.9A 2008-02-07 2009-02-06 强化烃采收的方法和组合物 Expired - Fee Related CN101970601B (zh)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US2693108P 2008-02-07 2008-02-07
US2694408P 2008-02-07 2008-02-07
US61/026,931 2008-02-07
US61/026,944 2008-02-07
PCT/US2009/033342 WO2009100298A1 (en) 2008-02-07 2009-02-06 Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN101970601A CN101970601A (zh) 2011-02-09
CN101970601B true CN101970601B (zh) 2013-08-21

Family

ID=40612982

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN200980109128.9A Expired - Fee Related CN101970601B (zh) 2008-02-07 2009-02-06 强化烃采收的方法和组合物

Country Status (9)

Country Link
US (1) US8664166B2 (zh)
EP (1) EP2250232A1 (zh)
CN (1) CN101970601B (zh)
BR (1) BRPI0908069B1 (zh)
CA (1) CA2714102C (zh)
EA (1) EA024070B1 (zh)
MX (1) MX2010008647A (zh)
MY (1) MY155522A (zh)
WO (1) WO2009100298A1 (zh)

Families Citing this family (24)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2009100300A1 (en) * 2008-02-07 2009-08-13 Shell Oil Company Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery
AR082740A1 (es) * 2010-08-27 2012-12-26 Univ Texas Tensioactivos de alcoxi carboxilicos, composicion acuosa y eliminacion de material hidrocarbonado
EA201390982A1 (ru) * 2010-12-29 2013-12-30 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ и композиция для повышения добычи углеводородов из пласта, содержащего сырую нефть
DE102011015046A1 (de) 2011-03-24 2012-09-27 Sasol Germany Gmbh Hochkonzentrierte fließfähige Salze von Alkylpolyalkoxysulfaten
EP2702117A1 (en) 2011-04-20 2014-03-05 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and composition for enhanced hydrocarbon recovery
CN103540304B (zh) * 2012-07-12 2017-02-15 中国石油化工股份有限公司 强化采油用表面活性剂组合物及其制备方法
DE102013100789A1 (de) 2013-01-25 2014-07-31 Sasol Germany Gmbh Hochkonzentrierte, wasserfreie Aminsalze von Kohlenwasserstoff-alkoxysulfaten und Verwendung und Verfahren unter Verwendung von wässrigen Verdünnungen derselben
CN104419389B (zh) * 2013-08-23 2017-02-08 中国海洋石油总公司 一种用于稳定泥页岩地层的微纳米钻井液及其应用
US20160186032A1 (en) * 2013-09-26 2016-06-30 Dow Global Technologies Llc Drilling fluid composition and method useful for reducing accretion of bitumin on drill components
US20160237337A1 (en) 2013-09-26 2016-08-18 Shell Oil Company Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery
US20160215200A1 (en) 2013-09-26 2016-07-28 Shell Oil Company Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery
WO2015048142A1 (en) * 2013-09-26 2015-04-02 Shell Oil Company Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery
WO2015048135A1 (en) 2013-09-26 2015-04-02 Shell Oil Company Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery
US9587188B2 (en) * 2013-12-17 2017-03-07 Shell Oil Company Process for preparing a branched ester and use thereof
EP3221417B1 (de) 2014-11-18 2019-09-18 Basf Se Verfahren zur erdölförderung
US10876038B2 (en) 2015-03-10 2020-12-29 Board Of Regents, The University Of Texas System Short hydrophobe anionic surfactants
CA3072927C (en) 2015-04-09 2020-11-17 Saudi Arabian Oil Company Encapsulated nanocompositions for increasing hydrocarbon recovery
CN105086975A (zh) * 2015-08-11 2015-11-25 中国石油化工股份有限公司 防止沥青质聚集的稀油改性剂
US10125307B2 (en) 2016-01-13 2018-11-13 Saudi Arabian Oil Company Stabilization of petroleum surfactants for enhancing oil recovery
JP6866624B2 (ja) * 2016-12-07 2021-04-28 セイコーエプソン株式会社 物理量センサー、物理量センサーデバイス、電子機器および移動体
EP3630915A1 (de) 2017-05-30 2020-04-08 Basf Se Verfahren zur erdölförderung unterirdischer vorkommen mit hoher temperatur und salinität
AR114937A1 (es) * 2017-12-05 2020-11-11 Shell Int Research Un método para producir un sulfato de propoxi alcohol
EP3884010A1 (de) 2018-11-23 2021-09-29 Basf Se Verfahren zur erdölförderung unterirdischer vorkommen mit hoher salinität
CA3141132A1 (en) * 2019-06-19 2020-12-24 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Compositions comprising oligomerized reaction products and methods for downhole use thereof

Family Cites Families (44)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3943160A (en) 1970-03-09 1976-03-09 Shell Oil Company Heat-stable calcium-compatible waterflood surfactant
US3808157A (en) 1970-06-10 1974-04-30 Ethyl Corp Detergent composition containing a mixture of vinyl,vinylidene and internal olefin sulfonates
US3946812A (en) 1974-01-02 1976-03-30 Exxon Production Research Company Use of materials as waterflood additives
US4008768A (en) 1975-03-20 1977-02-22 Mobil Oil Corporation Oil recovery by waterflooding employing multicomponent surfactant systems
JPS5241612A (en) 1975-09-30 1977-03-31 Kao Corp Granular or powdered detergent compositions
US4077471A (en) 1976-12-01 1978-03-07 Texaco Inc. Surfactant oil recovery process usable in high temperature, high salinity formations
US4098818A (en) 1976-12-10 1978-07-04 The Procter & Gamble Company Process for making carboxyalkylated alkyl polyether surfactants with narrow polyethoxy chain distribution
US4293428A (en) 1978-01-18 1981-10-06 Exxon Production Research Company Propoxylated ethoxylated surfactants and method of recovering oil therewith
US4216079A (en) 1979-07-09 1980-08-05 Cities Service Company Emulsion breaking with surfactant recovery
US4488976A (en) 1981-03-25 1984-12-18 Shell Oil Company Olefin sulfonate-improved steam foam drive
EP0064384B1 (en) * 1981-04-30 1986-07-23 Mobil Oil Corporation Alkoxypolyethoxypropane sulfonates, process for their preparation and method for their use in enhanced oil recovery
GB2111559B (en) 1981-10-09 1985-07-31 Lion Corp Micellar slug for oil recovery
US4597879A (en) 1982-01-28 1986-07-01 Lion Corporation Micellar slug for oil recovery
JPS5915185A (ja) 1982-07-19 1984-01-26 ライオン株式会社 石油回収用ミセル溶液
GB2135713B (en) 1983-02-23 1986-10-22 Lion Corp Micellar slug for oil recovery
JPS59185286A (ja) 1983-04-04 1984-10-20 ライオン株式会社 石油の回収方法
JPS59185288A (ja) 1983-04-04 1984-10-20 ライオン株式会社 石油回収用ミセル溶液
JPS59184280A (ja) 1983-04-04 1984-10-19 Lion Corp 石油回収用ミセル溶液
CA1249429A (en) 1984-12-31 1989-01-31 Joseph Reisberg Waterflood oil recovery process using internal olefin sulfonate surfactant
US5068043A (en) 1985-11-12 1991-11-26 Shell Oil Company Preformed surfactant-optimized aqueous alkaline flood
US4690217A (en) * 1986-08-15 1987-09-01 Amoco Corporation Process for water injectivity improvement treatment of water injection wells
US4736795A (en) 1987-03-24 1988-04-12 Atlantic Richfield Company Composition and process for enhanced oil recovery
US5059719A (en) 1987-12-17 1991-10-22 Shell Oil Company Alkoxylation process using catalyst of the lanthanum series
US5057627A (en) 1988-06-09 1991-10-15 Shell Oil Company Alkoxylation process catalyzed by phosphate salts of the rare earth elements
GB8900023D0 (en) 1989-01-03 1989-03-01 Shell Int Research Detergent composition
US4979564A (en) * 1989-01-31 1990-12-25 The Standard Oil Company Method of enhanced oil recovery using low tension viscous waterflood
US4886120A (en) * 1989-02-01 1989-12-12 Conoco Inc. Process for secondary oil recovery utilizing propoxylated ethoxylated surfactants in seawater
DE3918265A1 (de) 1989-06-05 1991-01-03 Henkel Kgaa Verfahren zur herstellung von tensidgemischen auf ethersulfonatbasis und ihre verwendung
US5103909A (en) 1991-02-19 1992-04-14 Shell Oil Company Profile control in enhanced oil recovery
US5199490A (en) 1991-11-18 1993-04-06 Texaco Inc. Formation treating
US5311943A (en) 1992-10-19 1994-05-17 Shell Oil Company Blends of propoxy and ethoxy surfactants
US5634984A (en) 1993-12-22 1997-06-03 Union Oil Company Of California Method for cleaning an oil-coated substrate
US5510306A (en) 1993-12-29 1996-04-23 Shell Oil Company Process for isomerizing linear olefins to isoolefins
US5648585A (en) 1993-12-29 1997-07-15 Murray; Brendan Dermot Process for isomerizing linear olefins to isoolefins
US5559263A (en) 1994-11-16 1996-09-24 Tiorco, Inc. Aluminum citrate preparations and methods
US6022834A (en) 1996-05-24 2000-02-08 Oil Chem Technologies, Inc. Alkaline surfactant polymer flooding composition and process
US5849960A (en) 1996-11-26 1998-12-15 Shell Oil Company Highly branched primary alcohol compositions, and biodegradable detergents made therefrom
US5780694A (en) 1996-11-26 1998-07-14 Shell Oil Company Dimerized alcohol compositions and biodegradible surfactants made therefrom having cold water detergency
WO1999051854A1 (fr) 1998-04-06 1999-10-14 Da Qing Petroleum Administration Bureau Procede de recuperation du petrole par injection d'une solution aqueuse moussante
WO2000037775A1 (en) 1998-12-22 2000-06-29 Chevron U.S.A. Inc. Oil recovery method for waxy crude oil using alkylaryl sulfonate surfactants derived from alpha-olefins
US6150222A (en) 1999-01-07 2000-11-21 Advanced Micro Devices, Inc. Method of making a high performance transistor with elevated spacer formation and self-aligned channel regions
US6427268B1 (en) 2000-01-28 2002-08-06 Dayle M. Davis Unitary pillow sham
US6977236B2 (en) 2002-06-14 2005-12-20 Shell Oil Company Preparation of a double metal cyanide catalyst
US7055602B2 (en) * 2003-03-11 2006-06-06 Shell Oil Company Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery

Also Published As

Publication number Publication date
CA2714102A1 (en) 2009-08-13
CA2714102C (en) 2017-01-03
BRPI0908069B1 (pt) 2018-12-04
WO2009100298A1 (en) 2009-08-13
US20110028359A1 (en) 2011-02-03
US8664166B2 (en) 2014-03-04
EA201070934A1 (ru) 2011-04-29
MY155522A (en) 2015-10-30
MX2010008647A (es) 2010-08-31
EA024070B1 (ru) 2016-08-31
EP2250232A1 (en) 2010-11-17
CN101970601A (zh) 2011-02-09
BRPI0908069A2 (pt) 2015-08-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN101970601B (zh) 强化烃采收的方法和组合物
CN101959993B (zh) 强化烃采收的方法和组合物
CN101970602B (zh) 强化烃采收的方法和组合物
CN101970599B (zh) 强化烃采收的方法和组合物
CN101970600B (zh) 强化烃采收的方法和组合物
RU2555017C2 (ru) Способ и композиция для третичного метода добычи углеводородов
CN102612548B (zh) 从含有具有特定溶解性组和化学族的原油的地层中强化烃采收的方法和组合物
CN103476901A (zh) 强化烃采收的方法和组合物
CN105026514A (zh) 内烯烃磺酸盐组合物
CN103347976A (zh) 用于从含原油地层强化烃采收的方法和组合物
CN102449103B (zh) 从极高盐度的高温地层中强化烃采收的方法和组合物
CN103429696A (zh) 从含有原油的地层中强化烃采收的方法和组合物

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20130821

Termination date: 20160206

CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee