CN102791825A - 使用基于含c16c18烷基丙氧基表面活性剂的表面活性剂开采矿物油的方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种通过Winsor III型微乳液驱油开采矿物油的方法，其中将包含至少一种通式R¹-O-(CH₂C(CH₃)HO)_m(CH₂CH₂O)_n-XY^-M⁺的离子型表面活性剂的含水表面活性剂配制剂经由注入井注入矿物油藏中，并经由采出井从所述油藏中抽出原油。本发明进一步涉及所述通式的离子型表面活性剂。

Description

使用基于含C16C18烷基丙氧基表面活性剂的表面活性剂开采矿物油的方法

本发明涉及一种通过Winsor III型微乳液驱油开采矿物油的方法，其中将包含至少一种通式R¹-O-(CH₂C(CH₃)HO)_m(CH₂CH₂O)_n-XY^-M⁺的离子型表面活性剂的含水表面活性剂配制剂经由注入井注入矿物油藏中，并经由采出井从所述油藏中抽出原油。本发明进一步涉及所述通式的离子型表面活性剂。

在天然矿物油藏中，矿物油存在于多孔储集岩的孔隙中，其在朝向地面一侧被不透顶层所密封。所述孔隙可为极细孔隙、毛细管、孔等。细孔颈例如可仅具有约1μm的直径。除了矿物油(包括天然气成分)之外，油藏还包含具有或高或低盐含量的水。

在矿物油开采中，通常分为一次开采、二次开采和三次开采。在一次开采中，矿物油由于油藏的自生压力，在油藏钻探开始后经由钻孔自动流动至表面。

因此在一次开采后使用二次开采。在二次开采中，除了用于开采矿物油的钻孔(所谓的采出井)之外，还在含矿物油的地层中钻入其他钻孔。经由这些所谓的注入井向油藏中注入水以维持压力或使其再次升高。由于注入水之故，矿物油由注入井沿采出井的方向经由孔隙被缓慢压入地层中。然而，这仅在孔隙完全被油填充且更粘稠的油被水推动前进的情况下才起作用。一旦运动的水穿透孔隙，其沿着此时阻力最小的路径流动，即流经形成的通道，且不再推动油前进。

一次开采和二次开采通常仅可开采所述油藏中所存在的矿物油量的约30-35%。

已知矿物油产量可通过三次采油措施进一步提高。三次采用的综述可参见例如“Journal of Petroleum Science of Engineering 19(1998)”，第265-280页。三次采油包括例如热方法，其中将热水或蒸汽注入油藏中。这使油的粘度降低。所用流动介质同样可为气体如CO₂或氮气。

三次矿物油开采还包括其中使用合适的化学品作为采油助剂的方法。这些可用于影响水流动末端的状况，且因此也用于开采牢固保持于岩层中的矿物油。

在邻近二次开采末期，粘性力和毛细力作用于捕集在储集岩孔中的矿物油上，其中这两种力彼此相对的比例取决于微观油分离。这些力借助无量纲参数，即所谓的毛细管数描述。粘性力(速度×驱动相的粘度)对毛细力(油水之间的界面张力×岩石的润湿)的比例：

$N_c=\frac{\mathrm{\μv}}{\mathrm{\σ}\cos \mathrm{\θ}}$

在该式中，μ为驱使矿物油运动的流体的粘度，v为达西速度(单位面积的流量)，σ为驱使矿物油运动的液体与矿物油之间的界面张力，且θ为矿物油与岩石之间的接触角(C.Melrose，C.F.Brandner，J.Canadian Petr.Techn.58，1974年10-12月)。毛细管数越高，油的运动性就越高，因此油去除程度也就越大。

已知邻近二次矿物油开采末期的毛细管数为约10^-6，必须使毛细管数升高至约10^-3-10^-2，从而能够使额外的矿物油运动。

为此，可实施特定形式的驱油方法—称为Winsor III型微乳液驱油。在Winsor III型微乳液驱油中，注入的表面活性剂应与油藏中所存在的水相和油相形成Winsor III型微乳液。Winsor III型微乳液并非具有小液滴的乳液，而是水、油和表面活性剂的热力学稳定的液体混合物。其三个优点为：

-由此获得矿物油与水相之间的极低界面张力σ；

-其通常具有极低的粘度且因此不被多孔基体所捕集；

-其甚至在最低的能量输入下形成且可在无限长的时间内保持稳定(与此相反，常规乳液需要通常不在油藏中出现的高剪切力，且仅是动力学稳定化的)。

Winsor III型微乳液是过量水与过量油的平衡体系。在形成微乳液的这些条件下，表面活性剂覆盖油-水界面，且界面张力σ越低，则对<10^-2mN/m(超低界面张力)的值越有利。为了获得最佳结果，在确定量的表面活性剂下，所述水-微乳液-油体系中的微乳液比例自然应为最大值，因为这能获得更低的界面张力。以此方式可改变油滴形状(油水之间的界面张力降至如此程度以至于最小的界面状态不再有利且球状不再有利)，且它们可由于驱油水驱动通过毛细管开孔。

在过量表面活性剂存在下，当油-水界面被表面活性剂覆盖时，形成Winsor III型微乳液。其因此构成导致油相与水相之间的极低界面张力的表面活性剂储层。由于Winsor III型微乳液具有低粘度，其也在驱油过程中迁移通过多孔储集岩(与此相反，乳液可捕集于多孔基体中并堵塞油藏)。当Winsor III型微乳液与尚未被表面活性剂所覆盖的油-水界面相遇时，所述微乳液的表面活性剂可显著降低该新界面的界面张力，并导致油运动(例如由于油滴变形)。

所述油滴随后可与连续油储层合并。这具有两个优点：

首先，由于所述连续油储层向前推进通过新的多孔岩石，存在于其中的油滴可与所述储层合并。

此外，油滴合并形成油储层使油-水界面显著减小，且因此将不再需要的表面活性剂再次释放出来。其后，如上所述释放出的表面活性剂可驱使地层中残留的油滴运动。

因此，Winsor III型微乳液驱油是一种特别有效的方法，且与乳液驱油方法相比需要少得多的表面活性剂。在Winsor III型微乳液驱油中，通常将表面活性剂任选与助溶剂和/或碱性盐(任选与螯合剂一起)一起注入。随后，注入增稠的聚合物溶液以控制流动性。另一方案是注入增稠聚合物、表面活性剂、助溶剂和/或碱性盐(任选与螯合剂一起)的混合物，然后注入增稠聚合物的溶液以控制流动性。这些溶液通常应为澄清的，以防止堵塞油藏。

对三次矿物油开采用表面活性剂的要求与对用于其它应用场合的表面活性剂的要求存在显著差异：用于三次采油的合适表面活性剂应将水与油之间的界面张力(通常为约20mN/m)降至小于10^-2mN/m的特别低的值，从而能够使矿物油充分流动。这必须在通常为约15-130°C的油藏温度且在高盐含量的水存在下实现，更特别地也在高比例钙和/或镁离子存在下实现；因此所述表面活性剂也必须可溶于高盐含量的油藏水中。

为了满足这些要求，时常提出表面活性剂的混合物，尤其是阴离子和非离子表面活性剂的混合物。

US5,849,960公开了具有8-36个碳原子的支化醇。支化度至少为0.7，优选为1.5-2.3，其中存在少于0.5%的季碳原子，支链包括甲基和乙基。还描述了对所述醇进一步处理以获得相应的表面活性剂，尤其是烷氧基化物、硫酸盐或烷氧基硫酸盐。

EP003183B1描述了通式R-O-聚丙氧基-聚乙氧基-X的表面活性剂，其中X为硫酸、磺酸、磷酸或羧酸基团。在优选实施方案中，R为具有10-16个碳原子的支链烷基，如异十三烷基。

因此，本领域技术人员根据给定油层中存在的条件(例如温度和盐含量)，调节应用参数，例如表面活性剂类型、浓度和彼此相对的混合比。

如上所述，矿物油开采与毛细管数成比例。油水之间的界面张力越低，则毛细管数越高。原油中的碳原子平均值越高，则越难以获得较低的界面张力。

用于降低界面张力的合适表面活性剂为具有长链烷基的那些。烷基链越长，则可降低界面张力的效果就越好。然而，这类化合物的易得性非常有限且这些化合物越来越难以溶于水。

因此，本发明的目的是提供一种用于表面活性剂驱油或优选Winsor III型微乳液驱油的尤其有效且可溶的表面活性剂以及三次开采矿物油的改良方法。

因此，提供一种通过Winsor III型微乳液驱油三次开采矿物油的方法，其中将包含至少一种离子型表面活性剂的含水表面活性剂配制剂经由至少一个注入井注入矿物油藏中以将油水之间的界面张力降至<0.1mN/m，优选<0.05mN/m，更优选<0.01mN/m，并经由至少一个采出井从所述油藏中抽出原油，其中所述表面活性剂配制剂包含至少一种如下通式的表面活性剂

R¹-O-(CH²C(CH³)HO)_m(CH₂CH₂O)_n-XY^-M⁺

其中

R¹为具有16-18个碳原子的未支化饱和或不饱和直链脂族烃基，

n为0-99，

m为0-99，

其中n与m之和为3-99，

Y^-选自硫酸根、磺酸根、羧酸根和磷酸根，

X为具有0-10个碳原子的烃基或亚烃基，和

M⁺为阳离子。

还提供一种用于开采矿物油的表面活性剂混合物，其包含至少一种如上文所定义通式的离子型表面活性剂。

下文应对本发明进行具体说明。

在通过Winsor III型微乳液驱油开采矿物油的本发明的上述方法中，使用包含至少一种所述通式的表面活性剂的含水表面活性剂配制剂。此外，其可包含其他表面活性剂和/或其他组分。

在通过Winsor III型微乳液驱油三次开采矿物油的本发明方法中，使用本发明表面活性剂将油水之间的界面张力降至<0.1mN/m，优选<0.05mN/m，更优选<0.01mN/m的值。因此，将油水之间的界面张力降至0.1-0.0001mN/m，优选0.05-0.0001mN/m，更优选0.01-0.0001mN/m的值。

通式R¹-O-(CH₂C(CH₃)HO)_m(CH₂CH₂O)_n-XY^-M⁺可涵盖至少一种表面活性剂。所述表面活性剂配制剂中也可存在多种不同的所述通式的表面活性剂。

R¹基团为具有16-18个碳原子的直链未支化的脂族烃基，且优选为饱和的。

在上文通式中，n为0-99，优选0-19，更优选0-10。

在上文通式中，m为0-99，优选3-20，更优选5-11。

根据本发明，n+m之和为3-99，优选3-39，更优选5-15。

在本发明优选的实施方案中，m大于n，这意味着氧化丙烯占全部氧化烯(n+m之和)的50%。

在上文所定义的通式中，n和m各自为整数。对聚烷氧基化物领域的技术人员而言，很明显该定义为单一表面活性剂的定义。在存在包含多种所述通式的表面活性剂的表面活性剂配制剂的情况下，数X和m各自为所述表面活性剂所有分子的平均值，这是因为醇与氧化乙烯和/或氧化丙烯的烷氧基化获得具有一定分布的链长。该分布可以以原则上已知的方式，由多分散性D描述。D=Mw/Mn是重均摩尔质量与数均摩尔质量的商。多分散性可通过本领域技术人员已知的方法，例如通过凝胶渗透色谱法测定。

根据本发明，氧化乙烯和氧化丙烯基团为无规分布、交替分布或呈任意顺序的两个或更多个嵌段形式。更优选地，在存在于所述表面活性剂中的两种氧化烯中，>80%氧化烯呈嵌段形式排列且氧化丙烯嵌段直接与上述R¹-O连接。

在上文通式中，X为具有0-10个，优选0-3个碳原子的亚烷基或亚链烯基。在本发明优选的实施方案中，X为亚甲基、亚乙基或亚丙基。

在上文通式中，Y为磺酸根、硫酸根、羧酸根或磷酸根。在本发明优选的实施方案中，Y^-为硫酸根。可将离子Y基团例如通过硫酸化与所述醇烷氧基化物连接。

在上文通式中，M⁺为选自Na⁺、K⁺、Li⁺、NH₄ ⁺、H⁺、Mg²⁺和Ca²⁺的阳离子。

所述通式的表面活性剂可以以原则上已知的方式，通过相应醇R¹-OH的烷氧基化制备。烷氧基化的实施原则上是本领域技术人员所已知的。本领域技术人员同样已知烷氧基化物的分子量分布可受反应条件，尤其是催化剂选择的影响。

所述通式的表面活性剂可优选通过碱催化的烷氧基化制备。可在加压反应器中，将醇R¹-OH与碱金属氢氧化物(优选氢氧化钾)或碱金属醇盐(例如甲醇钠)混合。可借助减压(例如<100毫巴)和/或提高温度(30-150°C)除去仍存在于所述混合物中的水。其后，所述醇以相应醇盐的形式存在。然后，用惰性气体(例如氮气)惰化并在60-180°C的温度和至多不超过10巴的压力下逐步加入氧化烯。根据本发明，优选首先添加氧化丙烯以获得烷氧基丙烯醚，然后使其与氧化乙烯反应。反应结束时，可通过添加酸(如乙酸或磷酸)中和催化剂，且需要的话，将其滤除。

然而，所述醇R¹-OH的烷氧基化还可通过其他方法，例如通过酸催化的烷氧基化进行。此外，例如可使用如DE4325237A1所述的双氢氧化物粘土，或者可使用双金属氰化物催化剂(DMC催化剂)。合适的DMC催化剂例如公开于DE10243361A1，尤其是第[0029]-[0041]段和其中所引用的文献中。例如，可使用Zn-Co型催化剂。为了实施该反应，可将所述醇R¹-OH与所述催化剂混合，可如上所述使所述混合物脱水并如所述的那样与氧化烯反应。通常使用基于该混合物不超过1000ppm的催化剂，由于该少量，所述催化剂可残留在产物中。催化剂量通常可小于1000ppm，例如250ppm或更少。

首先引入阴离子基团。这原则上本领域技术人员所已知的。在硫酸根的情况下，例如可使用与硫酸、氯磺酸或三氧化硫在降膜反应器中进行的反应，随后中和。在磺酸根的情况下，例如可使用与丙磺酸内酯的反应，随后用丁磺酸内酯中和，随后用乙烯基磺酸钠盐或3-氯-2-羟基丙磺酸钠盐中和。在羧酸根的情况下，例如可用氧氧化醇并随后中和，或者与氯乙酸钠盐反应。

其他表面活性剂

除了上述通式的表面活性剂，所述配制剂可任选额外包含其他表面活性剂。这些例如为烷基芳基磺酸盐或烯烃磺酸盐(α-烯烃磺酸盐或内烯烃磺酸盐)型阴离子表面活性剂和/或烷基乙氧基化物或烷基多葡糖苷型非离子表面活性剂。这些其他表面活性剂尤其也可为低聚物或聚合物表面活性剂。有利地使用这类聚合物型辅助表面活性剂以减少形成微乳液所需的表面活性剂的量。因此，这类聚合物型表面活性剂也称为“微乳液助剂”。这类聚合物型表面活性剂的实例包括两亲嵌段共聚物，其包含至少一个亲水嵌段和至少一个疏水嵌段。其实例包括聚氧化丙烯-聚氧化乙烯嵌段共聚物，聚异丁烯-聚氧化乙烯嵌段共聚物，以及具有氧化乙烯侧链和疏水主链的梳状共聚物，其中所述主链优选基本包含烯烃或(甲基)丙烯酸酯作为单体。此处，术语“聚氧化乙烯”在每种情况下应包括如上文所定义的包含氧化丙烯单元的聚氧化乙烯嵌段。这类表面活性剂的进一步细节公开于WO2006/131541A1中。

矿物油开采方法

在本发明的矿物油开采方法中，将所述通式表面活性剂的合适含水配制剂经由至少一个注入井注入矿物油藏中，并经由至少一个采出井从所述油藏中抽出原油。在本发明上下文中，术语“原油”当然并不意指单相油，而是指通常的原油-水乳液。一般而言，油藏通常具有数个注入井和数个采出井。表面活性剂的主要作用为降低水油之间的界面张力—可取的是降至显著＜0.1mN/m的值。在注入所述表面活性剂配制剂(称为“表面活性剂驱”)或优选的Winsor III型微乳液驱油之后，可通过将水(“水驱”)或优选具有显著增稠效果的聚合物的更高粘度水溶液(“聚合物驱”)注入地层中而保持压力。然而，还已知其中首先使表面活性剂作用于地层的技术。另一已知技术是注入表面活性剂与增稠聚合物的溶液，然后注入增稠聚合物溶液。本领域技术人员知晓“表面活性剂驱”、“水驱”和“聚合物驱”的工业实施的细节，且根据油藏类型使用合适的技术。

对本发明方法而言，使用所述通式的表面活性剂的含水配制剂。除水之外，所述配制剂还可任选包含水溶混性或至少水分散性的有机物质或其他物质。这类添加剂尤其用于在储存或运输至油田期间稳定表面活性剂溶液。然而，这类其他溶剂的量通常应不超过50重量%，优选20重量%。在本发明特别有利的实施方案中，仅将水用于配制。水溶混性溶剂的实例尤其包括醇如甲醇、乙醇、丙醇、丁醇、仲丁醇、戊醇、丁基乙二醇、丁基二甘醇或丁基三甘醇。

根据本发明，所述通式表面活性剂占所存在的所有表面活性剂(即所述通式的表面活性剂和任选存在的表面活性剂)的比例为至少30重量%。优选该比例为至少50重量%。

可将本发明所用的混合物优选用于油藏的表面活性剂驱油。尤其适于Winsor III型微乳液驱油(在Winsor III范围内驱油或在存在双连续微乳液相范围内驱油)。Winsor III型微乳液驱油的技术已在开头部分详细描述。

除了所述表面活性剂，所述配制剂也可包含其他组分，例如C₄-C₈醇和/或碱性盐(所谓的“碱性表面活性剂驱油”)。这类添加剂例如可用于降低地层中的滞留。基于所用表面活性剂总量的醇的比例通常至少为1:1—然而，也可使用显著过量的醇。碱性盐的量通常可为0.1-5重量%。

其中使用所述方法的油藏通常具有至少为10°C，例如10-150°C的温度，优选具有至少15°C至120°C的温度。所有表面活性剂一起的总浓度基于所述含水表面活性剂配制剂总量为0.05-5重量%，优选为0.1-2.5重量%。本领域技术人员根据所需性能，尤其是根据所述矿物油层中的条件作出适当的选择。此时，对本领域技术人员显而易见的是所述表面活性剂的浓度在注入地层之后可由于该配制剂可与地层水混合，或者表面活性剂也可吸收在地层的固体表面上而发生变化。本发明所用混合物的巨大优势在于所述表面活性剂导致特别好的界面张力降低效果。

当然可以且可取地首先制备仅现场稀释至用于注入地层中的所需浓度的浓缩物。该浓缩物中的表面活性剂总浓度通常为10-45重量%。

下文实施例旨在详细阐述本发明：

部分I：所用表面活性剂的合成

通用方法1：通过KOH催化烷氧基化

在2L高压釜中，将待烷氧基化的醇(1.0当量)与包含50重量%KOH的KOH水溶液混合。KOH的量为待制备产物的0.2重量%。在搅拌下，将该混合物在100°C和20毫巴下脱水2小时。然后，用N₂吹扫3次，建立约1.3巴的N₂进气压力，并将温度升至120-130°C。以使得温度保持在125-135°C(在氧化乙烯的情况下)或130-140°C(在氧化丙烯的情况下)的方式计量加入氧化烯。然后在125-135°C下又搅拌5小时，用N₂吹扫，冷却至70°C，并清空反应釜。借助乙酸中和碱性粗产物。或者也可用市售硅酸镁进行中和，然后将其滤除。借助在CDCl₃中的¹H-NMR谱、凝胶渗透色谱法和OH值测定表征浅色产物，并测定产率。

通用方法2：通过氯磺酸硫酸化

在1L圆底烧瓶中，将待硫酸化的烷基烷氧基化物(1.0当量)溶于1.5倍量的二氯甲烷(基于重量%)中并冷却至5-10°C。其后，以使得温度不超过10°C的方式滴加氯磺酸(1.1当量)。使该混合物回暖至室温并在该温度下在N₂流中搅拌4小时，然后在最高为15°C下，将上述反应混合物滴加至一半体积的NaOH水溶液中。计算NaOH的量以获得基于所用氯磺酸为稍微过量。所得pH值为约9-10。在最高为50°C下，在旋转蒸发器上于温和真空下移除二氯甲烷。产物用¹H-NMR表征，并测定该溶液的含水量(约70%)。

将下述醇用于合成。

醇	描述
		C16C18	由直链C16H33-OH和C18H37-OH构成的市售脂肪醇混合物
C14	市售直链醇C14H29-OH

C20	市售直链醇C20H41-OH

将所述醇各自根据方法1烷氧基化，具体烷氧基化度汇总于表1-3中。

部分II：性能测试

使用所得表面活性剂进行如下测试，以评定其是否适于三次开采矿物油。

测试方法描述

a.)溶解性

在室温下，将烷基烷氧基硫酸盐溶于含盐注入水或来自油藏的采出水(总浓度500-3000ppm)中，并添加NaOH(1000-15000ppm)和任选的螯合剂例如EDTA。任选添加丁基二甘醇(BDG)。随后将所述溶液升至油藏温度。在24小时后，对所述配制剂进行视觉评价并仅在存在澄清溶液下进一步应用。所述油藏的注入水具有11250ppm TDS(总溶解的盐)的盐度。所述油藏温度为32°C。

b.)界面张力

此外，通过在脱气原油(API约14)和初始含盐注入水上在32°C的油藏温度下的旋滴法直接测定界面张力。为此，使用在a)中制备的表面活性剂溶液。在油藏温度下，将油滴引入该澄清溶液中，在2小时后读取界面张力。

c)SP^*的测量

测量原理：

水油之间的界面张力以已知方式通过测定增溶参数SP^*而测定。通过测定增溶参数SP^*而测定界面张力的方法是工业领域所接受的用于近似测定界面张力的方法。增溶参数SP^*表征溶于每mL用于微乳液(Winsor III型)中的表面活性剂中的油的mL数。如果使用等体积的水和油，则界面张力σ(IFT)可由此通过近似公式IFT≈0.3/(SP^*)²计算(C.Huh，J.Coll.Interf.Sc.，第71卷第2期(1979))。

程序

为了测定SP^*，在100mL具有磁力搅拌棒的测试圆筒中充入20mL油和20mL水。向其中加入一定浓度的特定表面活性剂。然后，使温度由20°C逐步升高至90°C，观察形成微乳液的温度窗口。

微乳液的形成可视觉评定或者借助电导率测量。形成三相体系(上层油相、中层微乳液相、下层水相)。当上层和下层相具有相同尺寸且在12小时内不发生变化时，则测得形成微乳液的最佳温度(T_最佳)。测定中层相体积。从该体积中减去所添加的表面活性剂体积。然后将所得值除以2。然后将该体积除以所添加的表面活性剂体积。结果计为SP^*。

用于测定SP^*的油和水的类型根据待检测体系确定。可使用矿物油本身或者模拟油，如癸烷。所用的水可为纯水和盐水以更好地模拟矿物油地层中的条件。水相的组成例如可根据特定油藏水的组成调节。

所用水相和油相的信息可参见下文测试的具体描述。

测试结果

使用基于直链C₁₆C₁₈脂肪醇的表面活性剂。为了进行对比，选择基于直链醇C₂₀和C₁₄的表面活性剂。将1:1癸烷和NaCl溶液的混合物与丁基二甘醇(BDG)混合。丁基二甘醇(BDG)用作助溶剂且不包括在SP^*的计算值中。向其中添加由3份烷基烷氧基硫酸盐和1份十二烷基苯磺酸盐(LutensitA-LBN 50，获自BASF)构成的表面活性剂混合物。所述表面活性剂的总浓度以总体积的重量%计。

此外，通过在脱气原油(API约14)和具有11250ppm TDS(总溶解的盐)盐度的初始含盐注入水上在32°C的油藏温度下实施的旋滴法直接测量界面张力。为此，将所述初始注入水与1000ppm表面活性剂、500ppm BDG、300ppm螯合剂和3500ppm NaOH混合。在32°C下，将油滴引入该澄清溶液中并在2小时后读取界面张力。结果示于表1-3中。

表1

由表1可以看出，所述C₁₆C₁₈基化合物令人惊讶地获得了最高的SP^*值，因此获得最低的界面张力。为了排除温度的任何影响，首先在相同的最佳温度(形成平衡的Winsor III型微乳液)下进行对比。正如所预期的那样，对照实施例C2获得了比实施例3更高的界面张力。这与文献相符。超过C₁₈的直链烷基的延长令人惊讶地已显示其在试样模拟油癸烷(对照实施例C1与实施例3-4对比)上的差别。在C1的情况下，界面张力不发生任何进一步的降低，而是提高。通常可从文献推出烷基的延长导致更低的界面张力。然而，情况并非如此。

表2

在含盐注入水中，几乎所有所制备的表面活性剂配制剂均在室温和32°C的油藏温度下澄清地溶解(表2)。含C₂₀-7PO-硫酸盐的C3例外。此时其以浑浊但均匀的溶液存在。随着时间的流逝，这可在多孔基体中导致沉积并堵塞细通道。在其他实施例中，未发现未支化烷基的缺点。文献中通常指明了支化的优点。因此，例如改善了溶解性或降低了表面活性剂的克拉夫特点。就溶解性而言，由于与氧化丙烯组合，基于直链醇的表面活性剂不具有任何缺点。

表3

由表3可以看出，基于直链醇的表面活性剂获得相对于原油的不同界面张力。即使在改变NaOH量(因此盐度变化和作为天然表面活性剂的环烷酸的改变的流动性)下，实施例1和实施例2也获得了约3×10^-3mN/m的优异界面张力。即使在丙氧基化度发生变化(实施例5)下，良好的界面张力也仅显示出微小变化。其增大至5×10^-3mN/m。如果将其与基于直链C₂₀醇(C6和C7)的表面活性剂相比，则发现界面张力显著更高(3-6×10^-2mN/n，几乎高一个数量级)。从C4可以看出，具有较短烷基部分的表面活性剂(C₁₄)也未获得更好的界面张力值。

Claims (10)

1.一种通过Winsor III型微乳液驱油开采矿物油的方法，其中将用于将油水之间的界面张力降至<0.1mN/m的包含至少一种离子型表面活性剂的含水表面活性剂配制剂经由至少一个注入井注入矿物油藏中，并经由至少一个采出井从所述油藏中抽出原油，其中所述表面活性剂配制剂包含至少一种如下通式的表面活性剂：

R¹-O-(CH₂C(CH₃)HO)_m(CH₂CH₂O)_n-XY^-M⁺

其中

R¹为具有16-18个碳原子的未支化饱和或不饱和直链脂族烃基，

n为0-99，

m为0-99，

其中n与m之和为3-99，

Y^-选自硫酸根、磺酸根、羧酸根和磷酸根，

X为具有0-10个碳原子的烃基或亚烃基，和

M⁺为阳离子。

2.根据权利要求1的方法，其中R¹为具有16-18个碳原子的未支化饱和直链脂族烃基，Y^-选自硫酸根、磺酸根和羧酸根，在所述表面活性剂中存在两种氧化烯的情况下，>80%的氧化烯呈嵌段形式排列，氧化丙烯嵌段与上述R¹-O直接连接，且n与m之和为5-15。

3.根据权利要求1或2的方法，其中m大于n。

4.根据权利要求1-3中任一项的方法，其中所有表面活性剂一起的浓度基于所述含水表面活性剂配制剂总量为0.05-5重量%。

5.一种用于开采矿物油的含水表面活性剂配制剂，其包含至少一种如下通式的离子型表面活性剂：

R¹-O-(CH₂C(CH₃)HO)_m(CH₂CH₂O)_n-XY^-M⁺

其中

R¹为具有16-18个碳原子的未支化饱和或不饱和直链脂族烃基，

n为0-99，

m为0-99，

其中n与m之和为3-99，

Y^-选自硫酸根、磺酸根、羧酸根和磷酸根，

X为具有0-10个碳原子的烃基或亚烃基，和

M⁺为阳离子。

6.根据权利要求5的配制剂，其中R¹为具有16-18个碳原子的未支化饱和直链脂族烃基，Y^-选自硫酸根、磺酸根和羧酸根，在所述表面活性剂中存在两种氧化烯的情况下，>80%的氧化烯呈嵌段形式排列，氧化丙烯嵌段与上述R¹-O直接连接，且n与m之和为5-15。

7.根据权利要求5或6的含水表面活性剂配制剂，其中所有表面活性剂一起的浓度基于所述含水表面活性剂配制剂总量为0.05-5重量%。

8.一种如下通式的表面活性剂：

R¹-O-(CH₂C(CH₃)HO)_m(CH₂CH₂O)_n-XY^-M⁺

其中

R¹为具有16-18个碳原子的未支化饱和或不饱和直链脂族烃基，

n为0-99，

m为0-99，

其中n与m之和为3-99，

Y^-选自硫酸根、磺酸根、羧酸根和磷酸根，

X为具有0-10个碳原子的烃基或亚烃基，和

M⁺为阳离子。

9.根据权利要求8的表面活性剂，其中n与m之和为5-15。

10.根据权利要求8或9的表面活性剂，其中m大于n。