CN102612548A - 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 - Google Patents

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CN102612548A CN2010800302815A CN201080030281A CN102612548A CN 102612548 A CN102612548 A CN 102612548A CN 2010800302815 A CN2010800302815 A CN 2010800302815A CN 201080030281 A CN201080030281 A CN 201080030281A CN 102612548 A CN102612548 A CN 102612548A
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Abstract

描述了处理含有具有特定溶解性组和化学族的原油的地层的方法。该方法包括(a)将烃采收组合物提供到含有具有特定溶解性组和化学族的原油的地层的至少一部分，其中所述组合物包含C24-28内烯烃磺酸盐；和(b)使所述组合物与含有原油的地层中的烃相互作用。

Description

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
技术领域
本发明总体涉及从含烃地层采收烃的方法。更特别地，本文描述的实施方式涉及强化烃采收的方法和涉及用于其中的组合物，所述组合物经特定设计以用于含烃的地层中，其中所述待采收的烃是含有显著量的特定溶解性组和化学族的原油。
背景技术
烃可以从含烃地层中通过采用一口或多口井穿透所述地层来采收，烃经过所述的井可以流至地表。地层的条件(例如渗透性、烃浓度、孔隙度、温度、压力、产水率等等)可能影响从含烃地层中开采烃的经济可行性。含烃的地层可能具有自然能(例如气、水)以助于使烃流动到含烃地层的地表。自然能可能为水的形式。水可以施加压力使烃流动至一口或多口开采井。气可以在足够的压力下存在于含烃地层(储烃层)中使烃流动至一口或多口开采井。自然能源可能随着时间枯竭。
可以使用补充的采收工艺以继续从含烃地层中采收烃。补充工艺的实例包括水驱、聚合物驱、碱驱、热工艺、溶液驱或其组合。
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)以产生足够大的克服毛细管力的毛细管数并使油流动(I.Chatzis和N.R.Morrows，″Correlation of capillary number relationship for sandstone″.SPE Journal，第29卷，第555-562页，1989)。然而，储烃层具有不同的特性(原油类型和组成、温度和水组成-盐度、阳离子分布、硬度)，和希望加入的表面活性剂的结构与这些条件匹配以实现低的IFT。此外，有前景的表面活性剂必须满足其它重要标准，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。
应用含α-烯烃硫酸盐表面活性成分的用于强化烃采收的组合物和方法是已知的。美国专利US 4,488,976和US 4,537,253描述了含有这样的化学品的强化油或采收组合物。应用内烯烃磺酸盐的强化烃采收的组合物和方法也是已知的。这样的表面活性剂组合物描述于美国专利US4,597,879中。前述专利中描述的组合物的缺点是在某些储烃层条件下的盐溶解度和二价离子耐受度不够，这致使产品不适于所述的含烃地层。
美国专利US 4,979,564描述了在采用低张力粘性水驱的强化油采收方法中使用内烯烃磺酸盐。所描述的可用的可商购材料的实例是ENORDET内烯烃磺酸盐IOS 1720，其是标记为磺化C17-20内烯烃钠盐的壳牌石油公司(Shell Oil Company)的产品。这种物质是低支化度的。美国专利US5,068,043描述了一种用于水驱的含石油酸皂的表面活性剂系统，其中使用包含C17-20或C20-24内烯烃磺酸盐的辅助表面活性剂。在Falls等人的在Society of Petroleum Engineers Reservoir Engineering，1994发表的“FieldTest of Cosurfactant-enhanced Alkaline Flooding”中，作者描述了在水驱组合物中C17-20或C20-24内烯烃磺酸盐与醇烷氧基化物表面活性剂一起使用，从而在环境温度下保持组合物为单相，而不明显影响储烃层温度下的性能。在上文提及的参考文献中，储烃层水具有约0.4wt％氯化钠的盐度。也有使用某些醇烷氧基硫酸盐表面活性剂的工业上的经验。这些单独使用的物质在非常苛刻的盐度、硬度和温度条件下也具有缺点，部分地因为某些醇烷氧基硫酸盐表面活性剂在高的温度，即高于约70℃时不稳定。
原油(包括任何一般的低API重质原油和/或高API轻质原油)可能含有显著量的特定溶剂性组和化学族。溶解性组和化学族二者的总体分布是地球化学过程的直接结果。使用表面活性剂驱采收含有这样的组分的原油存在一些独有的问题。这样的特定溶解性组包括饱和化合物、芳香族化合物、沥青质和树脂。这些溶解性组的一些是存在于原油中的天然表面活性剂。这些是在特定条件下可以是表面活性的和可以在开采操作期间相反地影响原油相行为的极性馏分。此外，溶解性组也可以含有石蜡、环烷酸和碱性组分。已知这些特定的化学族的一些有助于在油田流体的开采条件下的乳液的稳定性。对环烷酸而言，表面活性也是pH值的函数。环烷酸及其特定的相行为可能因此干扰表面活性剂EOR化学品的期望的性能。通常采用API重力值来分类原油，但该数值可能掩盖许多更详细的流体相行为的特征。相行为的理解和因此更详细的EOR化学品的预测可能仅通过更详细地研究原油组合物而取得(例如溶解性组以及特定的化学族)。看起来常规的表面活性剂不提供对于某些原油所期望的好处。例如，即使含有多至20-24个碳的内烯烃磺酸盐对于这种商业用途也不是足够有效的。这可能由于含烃地层中许多原油组分的竞争增溶作用。
发明内容
在一种实施方式中，可以从含有包含显著量的特定溶解性组和化学族的原油的含烃地层中，通过包括用由特定的非常高分子量的内烯烃磺酸盐组成的烃采收组合物处理至少一部分含烃地层的方法开采烃。这种原料在约1％重量或更低至约10％重量或更高的盐度范围内和在约40至140℃的温度范围内有效。
本发明提供了处理这些含有显著量的特定溶解性组和化学族含原油地层的方法，包括(a)将烃采收组合物提供到至少一部分含有原油的地层，其中所述组合物包含C24-28内烯烃磺酸盐(IOS)；和(b)使所述组合物与含烃地层中的烃和其它组分相互作用。C15-18内烯烃磺酸盐、C19-23内烯烃磺酸盐、C20-24内烯烃磺酸盐及其混合物可以与C24-28内烯烃磺酸盐混合以强化其微乳化行为。C24-28内烯烃磺酸盐与其它IOS的重量比可以为约10∶90至约90∶10。优选地，C24-28内烯烃磺酸盐构成至少约50％的IOS混合物。
在一种实施方式中，烃采收组合物可以包含约1至约75wt％的C24-28内烯烃磺酸盐或含有它的混合物，优选约10wt％至约40wt％且更优选约20wt％至约30wt％。在一种实施方式中，可以从含烃地层中开采烃组合物。烃组合物可以包括烃的任意组合、上文描述的内烯烃磺酸盐、增溶剂、伴生气、水、溶解性组(沥青质、树脂、饱和化合物、芳香族化合物)、特定的化学族(环烷酸)。
在一种实施方式中，烃采收组合物通过将它与来自地层的水和/或盐水混合而提供给含烃地层。优选地，烃采收组合物构成约0.01wt％至约2.0wt％的总水和/或盐水/烃采收组合物混合物(可注入流体)。更重要的是存在于可注入流体中的实际的活性物质的量(活性物质是表面活性剂，在此它包含于C24-28内烯烃磺酸盐或混合物)。因此，可注入流体中的内烯烃磺酸盐的量可以为约0.05wt％至约1.0wt％，优选约0.1wt％至约0.8wt％。然后将可注入流体注入含烃地层。
在一种实施方式中，可以从含烃地层中开采烃组合物。含烃的组合物可以包括烃、内烯烃磺酸盐、伴生气、水、溶解性组(沥青质、树脂、饱和化合物、芳香族化合物)、特定的化学族(环烷酸、碱性氮化合物)的任何组合。
本发明还提供了将包含C24-28内烯烃磺酸盐的烃采收组合物注入含烃地层的方法，包括：
(a)通过将主要部分的C24-28内烯烃磺酸盐混入淡水或混入具有在50℃的温度或更低时少于约2wt％的盐水盐度的水中并向该混合物添加次要部分的增溶剂来制备溶有C24-28内烯烃磺酸盐(IOS)的烃采收组合物流体，所述增溶剂包含C15-18内烯烃磺酸盐或C19-23内烯烃磺酸盐或其混合物，其中增溶剂与C24-28内烯烃磺酸盐的重量比可以为约10∶90至约90∶10；和
(b)将溶有C24-28内烯烃磺酸盐的烃采收组合物注入含烃地层。
附图说明
图1描述了处理含烃地层的实施方式；
图2描述了处理含烃地层的实施方式。
图3描述了原油溶解性部分对于IOS性能的影响
尽管本发明可进行多种变型和替代形式，但其具体实施方案在附图中以实施例的形式表示，并在此详细描述。应该理解附图和详细描述并不意图将本发明限定为所公开的特定形式，相反，本发明意图覆盖落在所附权利要求书所限定的本发明实质与范围内的所有变型、等效方案及替代方案。
具体实施方式
本文所使用的“平均碳数”通过将内烯烃磺酸盐混合物中每种内烯烃磺酸盐的碳原子数乘以内烯烃磺酸盐的摩尔百分比并将乘积累加起来而确定。
本文所使用的“C15-18内烯烃磺酸盐”指内烯烃磺酸盐的混合物，其中所述混合物具有约16至约17的平均碳数，并且在混合物中至少50％重量、优选至少75％重量、最优选至少90％重量的内烯烃磺酸盐含有15至18个碳原子。
本文所使用的“C19-23内烯烃磺酸盐”指内烯烃磺酸盐的混合物，其中所述混合物具有约21至约23的平均碳数，并且在混合物中至少50％重量、优选至少60％重量的内烯烃磺酸盐含有19至23个碳原子。
本文所使用的“C20-24内烯烃磺酸盐”指内烯烃磺酸盐的混合物，其中所述混合物具有约20.5至约23的平均碳数，并且在混合物中至少50％重量、优选至少65％重量、最优选至少75％重量的内烯烃磺酸盐含有20至24个碳原子。
本文所使用的“C24-28内烯烃磺酸盐”指内烯烃磺酸盐的混合物，其中所述混合物具有24.5至27的平均碳数，并且在混合物中至少40％重量、优选至少50％重量、最优选至少60％重量的内烯烃磺酸盐含有24至28个碳原子。
本文所使用的术语“具有特定溶解性组(solubility groups)和化学族(chemical families)的原油”是指具有最多约0.5的沥青质与树脂重量比、最多约0.7的饱和化合物与芳香族化合物重量比和最多约1900ppm的环烷酸浓度的原油。原油可以具有0.1至0.5的沥青质与树脂重量比。原油可以具有0.1至0.7的饱和化合物与芳香族化合物重量比。原油可以具有100ppmw至1900ppmw的环烷酸浓度。原油可以具有从低(＜20)至高(＞40)的API。原油通常含有可测量的溶解性组，诸如：沥青质、树脂、饱和化合物、芳香族化合物。这些可以采用常规的油田化学方法容易地测量。原油还可以含有特定的化学族，诸如：环烷酸和碱性氮化合物。这些可以采用常规和专业的油田化学方法测量。
本文所使用的“沥青质”是指原油的部分或溶解性组，其为：a)不溶于轻质烷烃，诸如正戊烷或正己烷和b)溶于芳香族化合物溶剂，诸如甲苯和苯。沥青质不是具有一般官能度和变化的分子量的特定的化学品族。它们是物质连续体—通常处于分子量、极性和芳香性的高端—其中的一些可以对压力、组合物和/或温度的变化做出反应而分离为额外的固相。沥青质可以包含被不同的具有金属类型的烷基侧链取代的多环芳香族化合物群，并且分子量可以在500-2000g/摩尔的范围内。
本文所使用的“树脂”是指原油的部分或溶解性组，其溶于较高分子量的正烷烃，诸如正庚烷并且不溶于较低分子量的烷烃，诸如丙烷。
本文所使用的“芳香族化合物”是指苯及其结构上的衍生物的部分或溶解性组，除额外的芳环以外，其多数可以含有烷基链和环烷烃环。
本文所使用的“饱和化合物”是指除在链端部带有三个氢原子的那些以外，每个碳原子连接两个氢原子的溶解性组的部分，例如烷烃。
本文所使用的“环烷酸”是指所有含有羧酸的原油组分，包括例如脂肪酸。这些代表特定的化学族。
原油通常通过溶解性组(饱和化合物、芳香族化合物、树脂、沥青质)的常规的SARA分离来表征。首先，通过经烷烃沉淀分离沥青质。然后通过高效液相色谱法或柱色谱法分离剩余的可溶组分。特定的化学族，诸如环烷酸和碱性氮化物必须采用常规和专业的详细分析技术，诸如电位滴定、红外光谱和质谱来鉴别。
可以从含烃地层中通过穿透含烃地层的井开采烃。“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，诸如但不限于，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沥青质、树脂、饱和化合物、芳香族化合物或其组合。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(sands)、沉积石英岩(silicilytes)、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、覆盖层(overburden)和/或下伏岩层(underburden)。“覆盖层”和/或“下伏岩层”包括一类或多类不同类型的不可渗透材料。例如，覆盖层/下伏岩层可包括岩石、页岩、泥岩或湿/致密碳酸盐(即不含烃的不渗透碳酸盐)。例如，下伏岩层可以包含页岩或泥岩。在一些情形中，覆盖层/下伏岩层可以稍微渗透。例如，下伏岩层可由可渗透矿物，诸如砂岩或石灰石组成。在一些实施方式中，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覆盖层/下伏岩层流到一口或多口开采井。所述性能包括但不限于地层的矿物学、孔隙度、渗透性、孔径分布、表面积、盐度和温度。覆盖层/下伏岩层性能与烃性能，诸如毛细管压力(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岩或碳酸盐中的重质烃。本文所使用的“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。本文所使用的“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平方微米。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、烃或其组合)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岩层与覆盖层之间形成层。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。流体可以以不同的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。典型地，气体不会与含烃地层中的其它流体形成边界。在一实施方式中，第一边界可以形成于水层与下伏岩层之间。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。在一些实施方式中，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覆盖层/下伏岩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覆盖层/下伏岩层之间的相互作用。当将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/或流体和覆盖层/下伏岩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。
在地层内界面处的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。在流体之间界面处的能量能级的定量可以通过公知技术(例如旋转液滴张力计，Langmuir槽)测量。在界面处的相互作用能量要求可被称为界面张力。本文使用的“界面张力”是指在表现出边界的两种以上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。本文使用的“乳液”是指通过加入降低流体之间的界面张力以实现某种程度的稳定性的组合物得到的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或者归因于溶解性组或特定的化学族的存在。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并随后从含烃地层中开采出来。界面张力也是水性质(aqueous properties)(诸如pH和阳离子含量)的函数。
含烃地层中的流体可以润湿(例如粘附在含烃地层中的覆盖层/下伏岩层或者散布在覆盖层/下伏岩层上)。本文所使用的“润湿性”是指在其它流体的存在下，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“The Reservoir EngineeringAspects of Waterflooding”，1971Monograph Volume 3，Society of PetroleumEngineers中，其在此作为参考引入。在一种实施方式中，在气或水的存在下烃可以粘附于砂岩上。基本被烃包覆的覆盖层/下伏岩层可被称为“油润湿”。由于含烃地层中极性和/或表面活性组分(例如沥青质)的存在，覆盖层/下伏岩层可以是油润湿的。地层组成(例如二氧化硅、碳酸盐或粘土)可以决定覆盖层/下伏岩层表面上烃的吸附量。在一些实施方式中，多孔和/或渗透的地层可以允许烃更容易地润湿覆盖层/下伏岩层。基本上油润湿的覆盖层/下伏岩层可能抑制从含烃地层中开采烃。在某些实施方式中，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。水可与下伏岩层的表面相互作用。本文所使用的“水润湿”是指覆盖层/下伏岩层表面上水包覆的地层。水润湿的覆盖层/下伏岩层可以通过防止烃润湿覆盖层/下伏岩层而强化从地层中开采烃。在某些实施方式中，含烃地层的水润湿部分可以包括少量的极性和/或表面活性组分。
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)。地层中水的盐度、阳离子含量、pH和/或水硬度可能影响含烃地层中烃的采收。本文所使用的“盐度”是指水中溶解的固体的量。本文所使用的“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一般公知的方法(例如电导率、滴定)测量。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。界面张力也是存在于水相中的占优势的阳离子、pH和温度的强函数。
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矿物学和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从约0℃至约300℃变化。当在高的温度下使用时，本发明的组合物是尤其有利的，因为内烯烃磺酸盐在这样的温度下是稳定的。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提升(例如泵、气体注入)和/或加热以连续地从含烃地层开采烃。当地层中的烃枯竭时，从含烃地层中开采所期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。本文所使用的“毛细管力”是指流体与至少一部分含烃地层之间的吸引力。在一种实施方式中，可以通过增加含烃地层内的压力克服毛细管力。在另外的实施方式中，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阳离子组成，和含烃地层的精确构成。
当开采速率降低时，可以采用额外的方法使含烃地层更加在经济上可行。所述方法可以包括将水(例如盐水、蒸汽)、气体(例如二氧化碳、氮气)、碱性流体、聚合物、单体的源或其任意组合加入烃地层以增强烃的流动。
在一种实施方式中，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采用一口或多口开采井收集水/烃混合物。然而，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。
通过用可以使烃流动到一口或多口开采井的聚合物和/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)或其组合和或其改性物。烯属共聚物的实例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。生物聚合物的实例包括黄原胶和瓜尔胶。在一些实施方式中，聚合物可以在含烃地层中原位交联。在另一些实施方式中，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剂描述于Zhang等的题为“制备疏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改性组合物”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“强化油采收的曲线控制”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
在一种实施方式中，可以向含烃地层提供烃采收组合物。在本发明中，所述组合物包含特定的内烯烃磺酸盐或内烯烃磺酸盐的混合物。内烯烃磺酸盐在化学上适合用于EOR，因为它们是具有不同链长度的表面活性剂的复杂混合物，因而它们具有形成有序结构/液体晶体的低倾向(因为有序结构倾向于导致堵塞烃地层中的岩石结构，并可能导致乳液的形成，所以有可能成为一个主要问题)。内烯烃磺酸盐在储烃层岩石表面上由于表面和表面活性剂之间的负-负电荷排斥而显示出低的吸附倾向。碱的使用进一步降低了表面活性剂的吸附倾向，并且损失降低意味着可以应用较低浓度的表面活性剂，使得方法更加经济。然而，这也可能由于存在于原油中的天然表面活性剂(例如环烷酸)的存在导致乳液稳定。因此，对于这种化学EOR方法的原油的选择必须慎重。此外，注入碱可能导致在特定的矿物学方面的地层损害。
如上文详细讨论的那样，本发明在含有具有特定组成(例如溶解性组和特定的化学族)的原油的含烃地层中尤其有效。本发明的烃采收组合物设计为生产对这些含烃地层和在这些地层中发现的盐水而言最佳的内烯烃磺酸盐采收组合物。优选的组合物包含C24-28内烯烃磺酸盐。
内烯烃是双键位于沿碳链除终端碳原子以外任意位置的烯烃。直链内烯烃在任意双键碳原子或与双键碳原子相邻的任意碳原子上不存在任何的烷基、芳基或脂环族支链。通过α-烯烃异构化获得的典型的商业产品主要为直链的，每个分子具有低的平均支链数。
在一种实施方式中，烃采收组合物可以包含约1wt％至约75wt％的C24-28内烯烃磺酸盐或含有它的混合物，优选为约10wt％至约40wt％，和更优选为约20wt％至约30wt％。在一种实施方式中，可以由含烃地层开采含烃的组合物。含烃组合物可以包括烃、上述内烯烃磺酸盐、增溶剂、气、水、原油溶解性组(例如沥青质、树脂)、特定化学族(例如环烷酸、碱性氮化合物)的任意组合。
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、烷基磺酸盐、芳基磺酸盐、盐水或其组合。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、叔戊醇或其组合。有机溶剂包括但不限于甲基乙基酮、丙酮、低级烷基溶纤剂、低级烷基卡必醇或其组合。
烃采收组合物的制备
用于制备本发明的内烯烃磺酸盐的内烯烃可以通过骨架异构化而制得。制备内烯烃的合适方法包括在美国专利US 5,510,306、5,633,422、5,648,584、5,648,585、5,849,960和欧洲专利EP 0,830,315 B1中所描述的那些，所有这些均在此作为参考全文引入。将包含至少一种直链烯烃的烃物流与合适的催化剂，诸如描述于上述专利中的催化类沸石，于气相中在合适的反应温度、压力和空速下接触。通常，合适的反应条件包括约200至约650℃的温度、高于约0.5大气压的烯烃分压和约0.5至约10.0大气压或更高的总压力。优选地，本发明的内烯烃在约200至约500℃范围内的温度下于约0.5至约2大气压的烯烃分压下制备。
通常已知的是内烯烃比α-烯烃更难磺化(参见“TensideDetergents”22(1985)4，第193-195页)。在标题为“Why Internal Olefins areDifficult to Sulfonate”的文章中，作者说明了在采用降膜反应器对各种商购和实验室生产的内烯烃进行磺化时，内烯烃得到低于90％的转化率，并且他们进一步说明了为了达到高于95％的转化率，发现必须将SO3；内烯烃的摩尔比提高至超过1.6∶1。另外，所得到的产品颜色很深，并且具有高浓度的二磺化和多磺化的产品。
在此作为参考引入的美国专利US 4,183,867和US 4,248,793公开了可以用于制备本发明的支化内烯烃磺酸盐的方法。这些方法在降膜反应器中实施用于制备浅色内烯烃磺酸盐。在所述方法中，未反应的内烯烃的量分别为介于10％和20％之间和至少20％，和必须采取特殊措施脱除未反应的内烯烃。分别含有介于10％和20％之间和至少20％的未反应内烯烃的内烯烃磺酸盐在使用前必须经纯化。所以，制备具有期望的浅颜色且具有期望的低游离油含量的内烯烃磺酸盐将相当困难。
这些困难通过按照欧洲专利EP 0,351,928B1中公开的方法可以得以避免，所述专利在此作为参考引入。
能够用于制备在本发明中使用的内烯烃磺酸盐的方法包括在膜反应器中使上述内烯烃与磺化试剂以磺化试剂比内烯烃为1∶1至1.25∶1的摩尔比反应，同时用温度不超过35℃的冷却介质冷却反应器，直接中和所述磺化步骤中获得的反应产物，而不萃取未反应的内烯烃，水解经中和的反应产物。
在衍生自内烯烃的磺酸盐的制备中，将内烯烃与磺化试剂(可以为三氧化硫、硫酸或发烟硫酸)反应，形成β-磺内酯和一些烷基磺酸。所述膜反应器优选为降膜反应器。
将反应产物中和和水解。在某些情况下，例如老化时，β-磺内酯转化为γ-磺内酯，后者可以转化为δ-磺内酯。在中和和水解后，获得γ-羟基磺酸酯和δ-羟基磺酸酯。这两种磺内酯的缺点是它们比β-磺内酯更难水解。因此，在大多数实施方式中，优选的是不经老化进行。β-磺内酯水解后产生β-羟基磺酸酯。这些物质不必脱除，因为它们形成了有用的表面活性剂结构。
冷却介质(优选为水)具有不超过35℃的温度，特别是在0至25℃范围内的温度。取决于环境因素，也可以采用更低的温度。
然后将反应混合物进料至中和水解单元。中和/水解采用水溶性碱，诸如氢氧化钠或碳酸钠来实施。衍生自钾或铵的相应碱也是合适的。来自降膜反应器的反应产物的中和通常采用按酸组分计算的过量碱实施。通常，中和在0至80℃范围内的温度下实施。水解可以在100至250℃、优选130至200℃范围内的温度下实施。水解时间通常可以为5分钟至4小时。碱水解可以采用碱(土)金属的氢氧化物、碳酸盐、碳酸氢盐以及胺化合物来实施。
该方法可以间歇、半连续或连续实施。反应通常在降膜反应器中实施，所述降膜反应器通过使冷却介质在反应器外壁流动而冷却。在反应器的内壁，内烯烃沿向下方向流动。三氧化硫用进入反应器的氮气、空气或任何其它惰性气体物流稀释。以载气的体积计，三氧化硫的浓度通常为介于2％至5％体积。在本发明的衍生自烯烃的内烯烃磺酸盐的制备中，需要在中和水解步骤中实现非常充分地混合反应器的产物和含水的碱。这可以例如通过有效搅拌或加入极性共溶剂(如低级醇)或通过加入相转移试剂而达成。
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。在其它实施方式中，烃采收组合物可以降低烃与含烃地层的覆盖层/下伏岩层之间的界面张力。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。在一种实施方式中，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。这在可控的实验室条件下进行，因此仅是储烃层条件的估算。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。
在一种实施方式中，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。优选地，界面张力低于约0.1达因/cm。超低界面张力值(例如低于约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。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。将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种实施方式中，如图1中所示，可以通过注入井110将包含内烯烃磺酸盐的烃采收组合物提供(例如注入)到含烃地层100中。烃地层100可以包括覆盖层120、烃层130和下伏岩层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。在某些实施方式中，烃层130可以在地面下方小于1000英尺处。在一些实施方式中，含烃地层100的下伏岩层140可以是油润湿的。在另外的实施方式中，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。然而，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/或盐水组合制成可注入流体。
在一种实施方式中，将烃采收组合物通过与来自有待于从中抽取烃的地层的盐水或淡水混合而提供给含有具有重组分的原油的地层。然后将混合物注入含烃地层。
在一种实施方式中，将烃采收组合物通过与来自地层的盐水混合而提供给含烃地层100。优选地，烃采收组合物包含约0.01wt％至约2.00wt％的总水和/或盐水/烃采收组合物的混合物(可注入流体)。更重要的是存在于可注入流体中的实际活性物质的量(活性物质是表面活性剂，在这里为C24-28内烯烃磺酸盐或含有它的混合物)。因此，可注入流体中内烯烃磺酸的量可以为约0.05wt％至约1.0wt％，优选为约0.1wt％至约0.8wt％。可以使用大于1.0wt％，但是这将可能增加成本而并不强化性能。然后将可注入流体注入含烃地层中。
C15-18内烯烃磺酸盐、C19-23内烯烃磺酸盐、C20-24内烯烃磺酸盐及其混合物可以与C24-28内烯烃磺酸盐混合以强化其微乳化性能。C24-28内烯烃磺酸盐与其它IOS的重量比可以为约10∶90至约90∶10。优选地，C24-28内烯烃磺酸盐构成至少约50％重量的IOS混合物。
C24-28内烯烃磺酸盐可以不加共-表面活性剂和/或溶剂来使用。C24-28内烯烃磺酸盐可能无法独自对某些原油进行优化。这是总体原油组合物的结果。可以将共-表面活性剂和/或共溶剂添加至烃采收组合物以强化活性。在一种实施方式中，烃采收组合物包含C24-28内烯烃磺酸盐、C15-18内烯烃磺酸盐和2-丁醇。
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的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)与下伏岩层140之间、地层中的一种或多种流体与覆盖层120之间或其组合的至少一部分界面张力。
在一种实施方式中，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一种或多种流体的至少一部分形成乳液。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。在一些实施方式中，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。在另外的实施方式中，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获得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)、气、水、烃、溶解性组(例如沥青质、树脂)和/或化学族(例如环烷酸、碱性氮)，或其组合。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％。
在某些实施方式中，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、液体聚合物、泡沫聚合物、单体或其混合物组成。在将烃采收组合物提供到所述地层之前，可用烃脱除流体处理地层。在一些实施方式中，含烃地层100可以在地面下方小于1000英尺处。在某些实施方式中，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。地层中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，重复注入相同或不同的烃脱除流体可能在使烃流动通过含烃地层方面变得不够有效。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域。烃脱除流体可以通过含烃地层100中的渗透区域而不与剩余的烃相互作用并使剩余的烃流动。因此，吸附到下伏岩层140的较重烃的位移可能随着时间缩短。最终，地层可能被视为对于开采烃而言低开采力的或经济上不期望的。
在某些实施方式中，在用烃脱除流体处理含烃地层后注入烃采收组合物可以强化吸附到下伏岩层140的较重烃的流动。烃采收组合物可以与烃相互作用，以降低烃与下伏岩层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150和从中开采。在一些实施方式中，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、氨或其组合。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岩层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通过含烃地层100。然而，至少一部分烃的流动可能不在经济可行的速率下。
在一种实施方式中，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 Specialty Additives(Tarrytown，New York)生产的CIBA
Figure BPA00001496602500211
ALCOFLOOD
Figure BPA00001496602500212
，由Tramfloc Inc.(Temple，Arizona)生产的Tramfloc
Figure BPA00001496602500213
和由Chevron Phillips Chemical Co.(The Woodlands，Texas)生产的HE
Figure BPA00001496602500214
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。
所述组合物的内烯烃磺酸盐是热稳定的和可以在宽的温度范围内使用。由于内烯烃磺酸盐的的高热稳定性，可以将烃采收组合物添加至具有高于约70℃的平均温度的含烃地层100的一部分。
在一些实施方式中，烃采收组合物可以与至少一部分烃脱除流体(例如水、聚合物溶液)结合，以产生可注入流体。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岩层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以形成烃池170。至少一部分烃可以从含烃地层100的选定区域中的烃池170开采。
在另外的实施方式中，至少一部分烃到选定区域160的流动可能不在经济可行的速率下。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。
在一些实施方式中，烃采收组合物可以包含无机盐(例如碳酸钠(Na2CO3)、氢氧化钠、氯化钠(NaCl)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。添加不同的盐将影响体系的最终IFT。碱(例如碳酸钠、氢氧化钠)的使用可以防止IOS在岩石表面的吸附作用并且与原油中的组分产生天然表面活性剂。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。碱可以以约0.1wt％至2.0wt％的量添加。
在储烃层中的温度和压力条件下，C24-28内烯烃磺酸盐是可溶的并且在降低IFT方面有效。然而，制备可注入流体组合物处的地面上的条件是不同的，即更低的温度和压力。在这样的条件下和在低盐度盐水或淡水(没有盐度)中，C24-28内烯烃磺酸盐可能不是完全溶解的。在可以注入可注入流体之前，C24-28内烯烃磺酸盐的至少显著部分从混合物中析出。不在溶液中，即仍然不溶并形成蜡状沉淀的表面活性剂的任何部分将最终堵塞井孔周围的孔状地层。该结果将是注入井将堵塞，随之损失注入流体的能力。只好对井进行补强处理以使其回复功能，随之而来的是损失时间和费用。如果找到将C24-28内烯烃磺酸盐在注入时保持在可注入流体溶液中的手段将会是有利的。
本发明提供了将包含C24-28内烯烃磺酸盐的烃采收组合物注入含烃地层的方法，包括：(a)通过将主要部分的C24-28内烯烃磺酸盐混入淡水或混入具有在50℃的温度或更低时少于约2wt％的盐水盐度的水中并向该混合物添加次要量的增溶剂来制备溶有C24-28内烯烃磺酸盐的烃采收组合物流体，所述增溶剂包含C15-18内烯烃磺酸盐或C19-23内烯烃磺酸盐或其混合物；和(b)将溶有C24-28内烯烃磺酸盐的烃采收组合物注入含烃地层。增溶剂比C24-28内烯烃磺酸盐的重量比可以为约10∶90至约90∶10。
实施例
实施例1
制备包含C24-28内烯烃磺酸盐(IOS)的烃采收组合物并对于两种具有较高的量的特定溶解性组和化学族的原油和两种具有较低的量的特定溶解性组和化学族的原油，用原油微乳化测试进行比较。如下所述测试内烯烃磺酸盐。
C24-28内烯烃是奇碳数和偶碳数烯烃的混合物并具有26的平均碳数。C23烯烃为总数的7％，C24为9％，C25为10％，C26为11％，C27为10％，C28为10％和C29为8％。50％的内烯烃具有24至28个碳原子。
C15-18内烯烃是奇碳数和偶碳数烯烃的混合物并具有16.3的平均碳数。C14烯烃为总数的1％，C15为25％，C16为27％，C17为27％，C18为20％和C19为＜1％。96％的内烯烃具有15至18个碳原子。
在表面活性剂的最佳盐度下的油增溶作用通过没有显示不期望的黏性相的微乳化测试测量，且这是对于表面活性剂对强化油采收有效性的重要标准。油增溶作用通过增溶比例或增溶参数来定义，并且是在WinsorIII型微乳液的中间相中油与表面活性剂(和水与表面活性剂)的比例。它也可以在采用原油的测试中通过对于油/水混合物形成更淡的棕色、奶油状微乳液来评判，这样的微乳液与一般转换成低界面张力的“高活性”相联系。
发现C24-28内烯烃磺酸盐(IOS)在对于含有更高的沥青质与树脂比例以及更低的饱和化合物与芳香族化合物比例的原油没有显示不期望的黏性相的微乳液测试中产生高活性。在这些测试中没有顺利实施的原油还含有高浓度的环烷酸。理论上认为这些化学族是造成宏乳液相(macro-emulsion phase)外观的原因。尽管被称为C24-28IOS，但该产物含有具有宽范围的碳数的分子，并且这包括多至C36。理论上认为较重的C24-28IOS组分能够与特定溶解性组和化学族原油组分匹配。其他具有更低碳数的IOS没有显示这样的行为。
采用含有C24-28IOS仅含IOS作为主要表面活性剂组分的制剂的微乳液测试已采用几种原油并在不同的温度和盐度条件下进行。将含有油、IOS水溶液和空气的玻璃样品管在测试温度下用周期振动平衡。测试温度在54-90℃的范围内，和“有效盐浓度”为1wt％-4wt％(“有效盐浓度”是指NaCl[或KCl]和Na2CO3的总浓度)。基于其它测试，IOS族的有效温度范围是40-140℃，因为IOS族直到对于EOR而言的最高实用温度下都是温度稳定的。
此外，含有C24-28IOS的IOS制剂的最佳盐度(等体积的盐水和油溶于中间相微乳液中的盐度；也是测得最高活性的盐度)显示与温度相对小的变化。对具有不同温度范围的区域的储烃层而言，这是潜在的好处，其只需对制剂微调。
实施采用C24-28IOS制剂和具有高的沥青质与树脂比例的原油的微乳液测试以测定最佳盐度。该测试在60℃进行。初始体积为30％v油和70％v的水溶液(盐水+IOS表面活性剂+聚合物)。
在0.5％wt KCl时，体系是2相的和“低于最佳”的。几乎所有的表面活性剂在盐水相中。在0.75％wt KCl时，更多油溶于盐水相中和第三微乳液相开始在油-盐水界面产生。在1.25％wt KCl时，微乳液体积为最大和体系处于最佳条件。这限定了对于该体系的最佳盐度。乳液是浅棕色的，该颜色是具有超低IFT的非常活性的体系良好指示。盐水相几乎透明，因为绝大多数表面活性剂此时存在于微乳液相中。IFT在该盐浓度下应当为最小量。在1.5％wt KCl时，系统“超过最佳”。所有的表面活性剂都在油相中。
其它采用模型油的测试显示，与辛烷相比，C24-28IOS与十二烷产生非常高的油增溶作用，表明表面活性剂的更长碳链更有效地被更重的模型油溶剂化，这与石蜡基原油的结果一致。
为了表面活性剂在相中的活性行为测试而测试了五种具有不同浓度的溶解性组和化学族的原油。如上文所述进行这些测试。结果显示在下面的表1中。图3显示了原油溶解性部分在IOS性能上的作用。
所有的原油是根据API比重分级的“轻质油”。原油A和B具有低的沥青质比树脂比例，高的饱和化合物比芳香族化合物比例和高环烷酸浓度，而油C和D具有高的沥青质比树脂比例，低的饱和化合物比芳香族化合物比例和低环烷酸浓度。表面活性剂体系是0.5％wt C24-28IOS+0.2％wt C15-18IOS+1％wt 2-丁醇的混合物。
表1
Figure BPA00001496602500251
n.m.＝未测量
由这些结果明白，C24-28IOS表面活性剂与具有较低沥青质比树脂比例、较高的饱和化合物比芳香族化合物比例和较高环烷酸浓度的原油更不相容，并且与具有较高沥青质比树脂比例、较低的饱和化合物比芳香族化合物比例和较低环烷酸浓度的原油更相容。
实施例2
在环境温度下的C24-28内烯烃的水溶性测试(表面活性剂在去离子水中为0.7wt％活性浓度)显示，溶液为具有未溶解固体的雾状。高于50℃时所有固体溶解，尽管胶束溶液仍然是雾状。采用C24-28内烯烃与C15-18内烯烃以0.5/0.2的重量比混合的相同测试产生接近透明和均匀的溶液，并且在60℃和更高的温度下没有未溶解的固体。发现共溶剂，诸如仲丁醇的存在进一步改进了水溶性和微乳液行为。
在85℃测量了单独的C24-28内烯烃和与C15-18内烯烃以0.7/0.1的重量比的混合物的微乳液活性。该混合物含有1％wt的2-丁醇并添加至70/30％wt盐水/油混合物。单独的C24-28内烯烃显示出合理的活性-在油/盐水界面形成微乳液。在最佳盐度(0.75％wt NaCl和1％wt Na2CO3)的增溶作用参数为4。与C15-18IOS混合的C24-28IOS显示出优异的活性-形成相对大的微乳液体积。在最佳盐度(2％wt NaCl和1％wt Na2CO3)的增溶作用参数为15。因此，表面活性剂活性通过添加C15-18IOS也得以改进。
制备包含C20-24内烯烃磺酸盐和更低碳数的IOS的烃采收组合物并对不同的组合物比较微乳液测试。
C20-24内烯烃(由α-烯烃制备)是仅有偶碳数烯烃的混合物并具有20.7的平均碳数。4-5％的总烯烃为C18内烯烃(18个碳原子)，59-61％为C20，29-31％为C22和3-8％为C24。92％的内烯烃具有20至24个碳原子。它采用高SO3/烯烃比例制备。
C19-23内烯烃(由α-烯烃制备)是仅有偶碳数烯烃的混合物并具有22的平均碳数。总烯烃的3％为C18或更低级的内烯烃(18个或更少的碳原子)，13％为C19，15％为C20，14％为C21，13％为C22，11％为C23和31％为C24或更高级的内烯烃。66％的内烯烃具有19至23个碳原子。
单独的C24-28内烯烃比C24-28内烯烃与C15-18内烯烃的混合物产生更低的微乳液活性。例如，在采用0.7％的C24-28IOS的测试中，油和水挥发物在最佳盐度为4。采用0.7/0.1wt％的C24-28/C15-18IOS表面活性剂混合物的相同测试产生15的增溶作用。
发现使用C20-24内烯烃作为第二组分与C24-28IOS混合产生改进的微乳液行为，但未改进水溶性。C19-23IOS也产生改进的微乳液行为(未测量水溶性)。然而，由于支化和宽碳数分布，也预期C19-23IOS改进水溶性。
实施例3
采用烷烃和没有共-表面活性剂的原油测试C24-28内烯烃磺酸盐以进一步研究它们的行为。对于正辛烷和正十二烷在90℃测试内烯烃磺酸盐；和在54℃对原油进行测试。这些测试的结果显示于表2中。
表2
  表面活性剂   油   活性   注释
  C24-28IOS   正辛烷   高   2％活性表面活性剂，无溶剂
  C24-28IOS   正十二烷   高   2％活性表面活性剂，无溶剂
  C24-28IOS   原油F   低   0.3％活性表面活性剂，1％DGBE
结果显示，长尾部的C24-28内烯烃磺酸盐在不存在共-表面活性剂/溶剂时与烷烃具有优异的性能。另一方面，采用原油F的测试显示C24-28内烯烃磺酸盐在与溶剂和/或共-表面活性剂使用时更有效。

Claims (15)

1.处理含有具有特定溶解性组和化学族的原油的地层的方法，包括：
(a)将烃采收组合物提供到至少一部分含原油地层，其中所述组合物包含C24-28内烯烃磺酸盐；和
(b)使所述组合物与含原油地层中的烃相互作用。
2.权利要求1的方法，其中通过如下方式将烃采收组合物提供到含原油地层：首先将烃采收组合物与来自有待于从中抽取原油的地层的水和/或盐水混合以形成可注入流体，其中内烯烃磺酸盐构成可注入流体的0.05wt％至1.0wt％，优选0.1wt％至0.8wt％；然后将可注入流体注入地层。
3.权利要求1和2的方法，其中所述组合物还含有选自如下的另一种内烯烃磺酸盐：C15-18内烯烃磺酸盐、C19-23内烯烃磺酸盐、C20-24内烯烃磺酸盐及其与C24-28内烯烃磺酸盐混合的混合物。
4.权利要求1至3的方法，其中C24-28内烯烃磺酸盐占内烯烃磺酸盐混合物的至少约50％重量。
5.处理含有具有特定溶解性组和化学族的原油的地层的方法，包括：
(a)将烃采收组合物提供到至少一部分含有原油的地层，其中所述组合物包含第一内烯烃磺酸盐混合物，其中所述混合物具有24.5至27的平均碳数并且混合物中至少40％重量，优选至少50％重量，最优选至少60％重量的内烯烃磺酸盐含有24至28个碳原子；和
(b)使所述组合物与含原油地层中的烃相互作用。
6.权利要求5的方法，其中通过如下方式将烃采收组合物提供到含原油地层：首先将烃采收组合物与来自有待于从中抽取原油的地层的水和/或盐水混合以形成可注入流体，其中内烯烃磺酸盐混合物构成约0.05至约1.0wt％，优选约0.1至约0.8wt％的可注入流体；然后将可注入流体注入地层。
7.权利要求5和6的方法，其中所述组合物还包含另一种内烯烃磺酸盐，所述另一种内烯烃磺酸盐选自：具有约16至约17的平均碳数并且混合物中至少50％重量，优选至少75％重量，最优选至少90％重量的内烯烃磺酸盐含有约15至约18个碳原子的第二内烯烃磺酸盐混合物；具有约21至约23的平均碳数并且混合物中至少50％重量，优选至少60％重量的内烯烃磺酸盐含有19至23个碳原子的第三内烯烃磺酸盐混合物；具有约20.5至约23的平均碳数并且混合物中至少50％重量，优选至少约65％重量，最优选至少约75％重量的内烯烃磺酸盐含有约20至约24个碳原子的第四内烯烃磺酸盐混合物；及其与第一内烯烃磺酸盐混合物混合的混合物；和其中优选第一内烯烃磺酸盐混合物构成至少约50％重量的总内烯烃磺酸盐。
8.权利要求5至7的方法，其中第一内烯烃磺酸盐混合物构成至少约50％重量的总内烯烃磺酸盐混合物。
9.将包含C24-28内烯烃磺酸盐的烃采收组合物注入含烃地层的方法，包括：
(a)通过将主要部分的C24-28内烯烃磺酸盐混入淡水或混入具有在50℃或更低的温度时少于约2wt％的盐水盐度的水中并向该混合物添加次要部分的增溶剂来制备溶有C24-28内烯烃磺酸盐的烃采收组合物流体，所述增溶剂包含C15-18内烯烃磺酸盐或C19-23内烯烃磺酸盐或其混合物；和
(b)将溶有C24-28内烯烃磺酸盐的烃采收组合物注入含烃地层。
10.包含C24-28内烯烃磺酸盐的烃采收组合物。
11.权利要求10的组合物，其还包含另一种内烯烃磺酸盐，所述另一种内烯烃磺酸盐选自C15-18内烯烃磺酸盐、C19-23内烯烃磺酸盐、C20-24内烯烃磺酸盐及其与C24-28内烯烃磺酸盐混合的混合物，和其中优选C24-28内烯烃磺酸盐构成至少约50％重量的内烯烃磺酸盐混合物。
12.权利要求10和11的组合物，其还以约0.1至2wt％的量包含碱。
13.烃采收组合物，其包含第一内烯烃磺酸盐混合物，其中所述混合物具有24.5至27的平均碳数并且混合物中至少40％重量，优选至少50％重量，最优选至少60％重量的内烯烃磺酸盐含有24至28个碳原子。
14.权利要求13的组合物，其还包含另一种内烯烃磺酸盐，所述内烯烃磺酸盐选自：具有约16至约17的平均碳数并且混合物中至少50％重量，优选至少75％重量，最优选至少90％重量的内烯烃磺酸盐含有约15至约18个碳原子的第二内烯烃磺酸盐混合物；具有约21至约23的平均碳数并且混合物中至少50％重量，优选至少60％重量的内烯烃磺酸盐含有19至23个碳原子的第三内烯烃磺酸盐混合物；具有约20.5至约23的平均碳数并且混合物中至少50％重量，优选至少约65％重量，最优选至少约75％重量的内烯烃磺酸盐含有约20至约24个碳原子的第四内烯烃磺酸盐混合物；及其与第一内烯烃磺酸盐混合物混合的混合物；和其中优选第一内烯烃磺酸盐混合物构成至少约50％重量的总内烯烃磺酸盐。
15.权利要求13和14的组合物，其还以约0.1至2wt％的量包含碱。
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