CN103781875A - 提高烃采收的组合物和方法 - Google Patents

提高烃采收的组合物和方法 Download PDF

Info

Publication number
CN103781875A
CN103781875A CN201280042250.0A CN201280042250A CN103781875A CN 103781875 A CN103781875 A CN 103781875A CN 201280042250 A CN201280042250 A CN 201280042250A CN 103781875 A CN103781875 A CN 103781875A
Authority
CN
China
Prior art keywords
hydrocarbon
composition
ios
containing formation
hydrocarbon containing
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.)
Pending
Application number
CN201280042250.0A
Other languages
English (en)
Inventor
J·R·巴恩斯
M·J·多尔
K·格罗恩
Q·A·昂
T·C·森普尔
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 CN103781875A publication Critical patent/CN103781875A/zh
Pending legal-status Critical Current

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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/04—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of hydrocarbons
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Detergent Compositions (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

本发明涉及处理含烃地层的方法，其包括：（a）将组合物提供给至少一部分含烃地层，其中所述组合物包含水和阴离子型表面活性剂，所述阴离子型表面活性剂是内烯烃磺酸盐（IOS），其具有大于0至小于11:89的支链IOS分子与直链IOS分子的重量比；和（b）使所述组合物与所述含烃地层中的烃相互作用。此外，本发明涉及包含所述方法中所用的组合物的烃采收组合物，并且涉及从含烃地层产生的含烃组合物，其除了烃以外，还含有所述方法中所用的组合物。

Description

提高烃采收的组合物和方法
技术领域
本发明涉及包含内烯烃磺酸盐（IOS）作为阴离子型表面活性剂的烃采收组合物，以及涉及使用所述烃采收组合物处理含烃地层的方法。
发明背景
可以通过用一个或多个可以使烃流至表面的井穿过含烃地层，来从所述地层（或储层）回收烃，例如油。含烃地层可能具有天然能源（例如，气、水），以辅助将烃移动至井的表面。例如，水或气可以以足够水平存在于地层中，以对烃施加压力来使它们移动至生产井的表面。然而，储层条件（例如，渗透性、烃浓度、孔隙率、温度、压力）可以显著地影响从任何具体的含烃地层中生产烃的经济可行性。此外，存在的任何天然能源可能随着时间而被耗尽，常常在大部分烃从储层提取出来之前很久。因此，需要补充的采收工艺并将其用于继续从含烃地层采收烃。已知的补充的工艺的实例包括水驱油、聚合物驱油、气驱油、碱驱油、热工艺、溶液驱油或其组合。
化学增强油采收（cEOR）方法的目的是最大化从地下储层采收烃的收率。在表面活性剂cEOR中，残余油饱和的流动是通过表面活性剂来实现的，所述表面活性剂产生足够（超）低的原油/水界面张力（IFT）而产生足够大的毛细管数来克服毛细力并允许油流动（Chatzis&Morrows，“Correlation of capillary number relationship for sandstone”，SPE Journal，第29卷，第555-562页，1989）。然而，不同储层可以具有非常不同的特征（例如，原油类型、温度、水组成-盐度、硬度等），因此期望添加的表面活性剂的结构和性能与储层的具体条件匹配，从而实现所需的低IFT。此外，必须满足其他重要标准，例如低岩石滞留性（rock retention）或吸附、与聚合物的相容性、热和水解稳定性以及可接受的成本（包括易于工业规模的制造）。
通常通过将用于增强烃采收的表面活性剂与水和/或盐水混合，由此形成可以被注入含烃地层的流体，从而将其提供给含烃地层，所述水和/或盐水可以源自待从其采收烃的地层。在这样的可注入的水性流体中的表面活性剂量通常为0.1至1重量%。参见，例如，“FavorableAttributes of Alkaline-Surfactant-Polymer Flooding”，Liu等，SPE Journal，2008年3月，第5-16页。
用于cEOR的组合物和方法描述于US3943160、US3946812、US4077471、US4216079、US5318709、US5723423、US6022834、US6269881、“Low Surfactant Concentration Enhanced Waterflooding”，Wellington等，Society of Petroleum Engineers，1995和“Identification andEvaluation of High Performance EOR Surfactants”，Levitt等，SPE100089，2006，第1-11页。
用于利用内烯烃磺酸盐（IOS）作为表面活性剂的cEOR的组合物和方法描述于US4597879、US4979564、US5068043和“Field Test ofCosurfactant-enhanced Alkaline Flooding”，Falls等，Society of PetroleumEngineers Reservoir Engineering，1994。
如以上所提及，不同的含有原油的地层或储层就原油类型而言彼此是不同的。不同的原油包含不同含量的饱和的化合物、芳香族化合物、树脂和沥青质。所述4种成分通常缩写为“SARA”。此外，原油包括不同含量的酸性和碱性成分，包括环烷酸和碱性氮化合物。这些成分存在于重质（低API）原油和轻质（高API）原油中。这些成分在具体的原油中的整体分布是地球化学过程的直接结果。
使用表面活性剂cEOR采收含有上述饱和有机化合物、芳香族化合物、树脂和沥青质成分以及上述酸性和碱性成分的原油，受到待决的原油组成的影响。例如，所述油成分中的一些可以作为天然表面活性剂，其可能会影响表面活性剂cEOR中添加的（表面活性剂）化学物质的性能。因此，用于表面活性剂cEOR中的表面活性剂（如IOS）的结构和性质需要与待决的原油类型匹配，以获得低IFT。
在WO2011005746中也认识到了对这种匹配的需求。在WO2011005746中，提供了含特定的IOS的烃采收组合物，以用于处理含原油的地层的方法中，所述原油具有特定的溶度组和化学族。根据WO2011005746，后一种原油具有至多约0.5的沥青质与树脂的重量比、至多约0.7的饱和有机化合物与芳香族化合物的重量比和至多约1900ppm的环烷酸浓度。WO2011005746的烃采收组合物包含C24-28IOS。根据WO2011005746，后一种C24-28IOS具有24.5至27的平均碳数，至少40重量%含有24-28个碳原子。
在上述WO2011005746的实施例1中，陈述了所述C24-28IOS与具有较低沥青质与树脂比、较高饱和有机化合物与芳香族化合物比和较高环烷酸浓度的原油不太相容，而与具有较高沥青质与树脂比、较低饱和有机化合物与芳香族化合物比和较低环烷酸浓度的原油更相容。
发明概述
本发明的目的是提供包含IOS作为阴离子型表面活性剂的烃采收组合物，其适用于处理含烃地层（如，含有原油的地层）的方法中的表面活性剂cEOR中，其中所述原油具有相对低含量的沥青质。
令人惊讶地发现了通过使用包含IOS的烃采收组合物达到了上述目的，所述IOS具有大于0至小于11:89的支链IOS分子与直链IOS分子的重量比。
因此，本发明涉及处理含烃地层的方法，其包括：
（a）将组合物提供给至少一部分含烃地层，其中所述组合物包含水和阴离子型表面活性剂，所述阴离子型表面活性剂是内烯烃磺酸盐（IOS），其具有大于0至小于11:89的支链IOS分子与直链IOS分子的重量比；和
（b）使所述组合物与含烃地层中的烃相互作用。
此外，本发明涉及包含上面所述并在下文进一描述的组合物的烃采收组合物。
再进一步，本发明涉及从含烃地层产生的含烃组合物，其除了烃以外，还含有如上所述并在下文进一描述的组合物。优选地，所述含烃组合物通过如上所述并在下文进一描述的方法制备。
因此，在本发明中，来自烃采收组合物的IOS是相对低支化的，因为支链IOS分子与直链IOS分子的重量比相对较小，即大于0至小于11:89。
WO2010129051公开了用于从含油地层采收油的方法，其包括将包含至少一种表面活性剂的水性组合物引入所述地层中，所述表面活性剂包含一种或多种内烯烃的磺化衍生物，所述磺化衍生物通过将包含通式R1R2C=CR3R4的内烯烃的组合物进行磺化来获得，其中R1、R2、R3和R4相同或不同，并且是氢或者直链或支链饱和烃基，并且R1、R2、R3和R4的碳原子总数为6至44，条件是至少约96摩尔%的R1和R3是直链或支链饱和烃基和至少约96摩尔%的R2和R4是氢。
更具体地，WO2010129051公开了如上所述的组合物，其中少于约6摩尔%的R1和R3含有烷基支链。
发明详述
表面活性剂
在本发明中，所述烃采收组合物包含内烯烃磺酸盐（IOS），其是阴离子型表面活性剂。所述烃采收组合物可以包含其他类型的阴离子型表面活性剂，下文中还将进一步描述。除了阴离子型表面活性剂，本发明的烃采收组合物还可以包含非离子型表面活性剂。
“表面活性剂”是“表面-活性试剂”的缩写术语，其包含通过降低油和水分子之间界面处的界面张力而使油和水的混合物稳定的化学物质。因为水和油彼此几乎不互溶，可以将表面活性剂加入该混合物中，以阻止其分离成多层。任何表面活性剂都包含亲水性部分和疏水性部分。当表面活性剂的亲水性部分包含带负电的基团，如磺酸盐、硫酸盐或羧酸盐时，将表面活性剂称为阴离子型。此外，阴离子型表面活性剂包含抗衡阳离子，以补偿这种带负电。
也就是说，通常，阴离子型表面活性剂具有以下通式（I）
（I）[Sm-][Mn+]o
其中S是阴离子型表面活性剂的带负电的部分，M是抗衡阳离子，并且n和o的乘积（n*o）等于m。所述带负电部分S由此包含（i）含有带负电基团的亲水性部分，和（ii）阴离子型表面活性剂的疏水性部分。
在本发明说明书内，本发明的烃采收组合物中的阴离子型表面活性剂的特征可以在于其碳数、支链数和/或分子量。在提及平均碳数、平均支链数和/或平均分子量的情况中，这表示所讨论的阴离子型表面活性剂是在碳数、支链数和/或分子量方面彼此不同的表面活性剂分子的混合物。
在本发明说明书内，所述平均碳数通过以下方法来确定：将每个表面活性剂分子或每个表面活性剂分子内的基团的碳原子数乘以该分子或基团的重量分数并且然后将乘积相加，得到加权平均碳数。该平均碳数可以通过NMR分析来确定。
在本发明说明书内，通过将支链总数除以分子总数，得到“支化指数”（BI），来确定所述平均支链数。可以通过1H-NMR分析来测定所述支化指数。此外，可以在IOS前体，即在进行磺化之前在烯烃混合物上进行所述测定。
通过1H-NMR分析来测定支化指数时，所述支链总数等于：[烯属碳原子上的支链总数（烯属支链）]+[脂肪族碳原子上的支链总数（脂肪族支链）]。所述脂肪族支链总数等于次甲基基团的数量，后一种基团是通式R3CH，其中R是烷基。此外，所述烯属支链总数等于：[三取代的双键的数量]+[亚乙烯基双键的数量]+2*[四取代的双键的数量]。以下显示了所述三取代双键、亚乙烯基双键和四取代双键的通式。在以下所有通式中，R是烷基。
在本发明说明书内，通过以下方法来确定平均分子量：将每个表面活性剂分子的分子量乘以该分子的重量分数，然后将乘积相加，得到加权平均分子量。
内烯烃磺酸盐（IOS）表面活性剂
在本发明中，所述烃采收组合物应当包含内烯烃磺酸盐（IOS），所述内烯烃磺酸盐是阴离子型表面活性剂。
IOS包含IOS分子的混合物。也就是说，在本发明说明书内，“IOS”或“内烯烃磺酸盐”本身指IOS分子的混合物，而“IOS分子”或“内烯烃磺酸盐分子”是指来自这样的IOS的成分之一。
根据本发明，IOS具有大于0至小于11:89的支链IOS分子与直链IOS分子的重量比。支链IOS分子是源自包含一个或多个支化的内烯烃磺酸盐的IOS分子。直链IOS分子是源自线性内烯烃分子的IOS分子，也就是说，其不含支化（未支化的内烯烃分子）。可以通过气相色谱（GC）来测定所述支链IOS分子与直链IOS分子的重量比。此外，可以在IOS前体上，即在将其磺化之前在烯烃混合物上进行所述测定。
优选地，所述支链IOS分子与直链IOS分子的重量比大于0至小于10:90，更优选0.1:99.9至9:91，甚至更优选从1:99至8:92，并且最优选从2:98至7:93。
所述支链IOS分子与直链IOS分子的重量比的最小值大于0。优选地，所述最小值为0.01:99.99，更优选0.1:99.9，更优选1:99，更优选2:98，更优选3:97，最优选4:96。所述支链IOS分子与直链IOS分子的重量比的最大值小于11:89。优选地，所述最大值为10:90，更优选9:91，更优选8:92，更优选7:93，最优选6:94。
此外，在本发明中，支化指数可以从0.001至10，更合适地0.01至5，最合适地0.1至0.5。优选地，所述支化指数的最小值为0.0001，更优选0.001，更优选0.01，更优选0.05，最优选0.1。优选地，所述支化指数的最大值为15，更优选10，更优选7，更优选5，更优选3，更优选1，最优选0.5。
上述支链IOS分子中的支链可以包括甲基、乙基和/或更高分子量的支链，包括丙基支链。甲基支链可以代表支链总数的5至50%，更合适地10至40%，最合适地15至30%。乙基支链可以代表支链总数的10至60%，更合适地20至50%，最合适地25至40%。甲基或乙基以外的其他（更高分子量）支链可以代表支链总数的15至70%，更合适地30至60%，最合适地35至50%。可以通过13C-NMR分析来测定所述百分比。此外，优选在ISO前体上，即在将其进行磺化之前在烯烃混合物上进行所述测定。
制备包含在本发明的烃采收组合物中的IOS中所用的烯烃因此是支化和未支化烯烃分子的混合物。从任何一种这样的烯烃分子得到的IOS分子因此是支化或未支化的（线性）。
在本发明中，IOS的平均碳数不是关键的，可以在较宽范围内变化，如从5至40，合适地10至35，更合适地15至30，最合适地18至24。优选地，所述平均碳数为至少16，更优选至少17，更优选至少18，更优选至少19，更优选至少20。此外，优选地，所述平均碳数为至多26，更优选至多25，更优选至多24，更优选至多23，更优选至多22。
此外，在本发明中，IOS的平均分子量也不是关键的，也可以在较宽范围内变化，如从100至500，合适地150至450，更合适地200至400g/mole，最合适地250至350g/mole。
IOS制造包括（a）磺化和（b）中和和水解（Adami，“Productionof linear alkylbenzene sulphonate and alpha-olefin sulphonates”，Surfactant Science Series，第142卷，第5章，第83页）。图1A说明了磺化过程中内烯烃与三氧化硫的反应。图1B说明了随后的中和和水解过程，以形成内烯烃磺酸盐。
IOS包含多种不同的分子，其可以在碳数、支化或未支化、支链数、分子量以及官能团（如磺酸盐和羟基）的数量和分布方面而彼此不同。IOS包括羟基链烷磺酸盐分子和烯烃磺酸盐分子，并且可能还包括二磺酸盐分子。羟基链烷磺酸盐分子和烯烃磺酸盐分子显示于图1B中。二磺酸盐分子（图1B中未显示）源自例如图1A中所示的烯烃磺酸进一步的磺化。
所述IOS可以包含至少30%的羟基链烷磺酸盐分子，最多70%的烯烃磺酸盐分子和最多10%的二磺酸盐分子。合适地，所述IOS包含40%至95%的羟基链烷磺酸盐分子，5%至50%的烯烃磺酸盐分子和0%至10%的二磺酸盐分子。有益地，所述IOS包含50%至90%的羟基链烷磺酸盐分子，10%至40%烯烃磺酸盐分子和少于1%至5%的二磺酸盐分子。更有益地，IOS包含70%至90%的羟基链烷磺酸盐分子，10%至30%的烯烃磺酸盐分子和少于1%的二磺酸盐分子。
可以使用液相色谱/质谱（LC-MS）技术来测量IOS的组成。
从双键位于碳链任何位置（末端碳原子除外）的内烯烃分子制得IOS分子。可以通过双键位于末端位置的α-烯烃分子的双键异构化来制得内烯烃分子。通常，这样的异构化形成双键位于不同内部位置的多种内烯烃分子的混合物。从这样的制备得到的混合物还可能包含少量α-烯烃，例如最多5%，合适地最多3%。
用于制备内烯烃的合适方法包括US5510306、US5633422、US5648584、US5648585、US5849960、EP0830315B1和“AnionicSurfactants:Organic Chemistry”，Surfactant Science Series，第56卷，第7章，Marcel Dekker，Inc,，New York，1996，编辑H.W.Stake中所述的那些，将所有文献的公开内容通过引用并入本文中。
在磺化中，将磺化剂与内烯烃反应，导致称为β-磺内酯的环状中间体的形成，其可以进行异构化为不饱和磺酸和更稳定的γ-和δ-磺内酯。磺化剂与内烯烃的摩尔比可以为0.5:1至2:1，合适地1:1至1.6:1。磺化剂可以是三氧化硫、硫酸和发烟硫酸。
优选用氮、空气或任何其他惰性气体的流将三氧化硫稀释至反应器中。三氧化硫的浓度通常为基于载气的体积的2至5体积%。优选在膜式反应器，例如“降膜式反应器”中进行使用SO3的磺化反应，其中将烯烃给料连续进料至管的内表面上，将气体SO3进料至所述管中以受控方式与所述（降落的）烯烃膜反应。使用优选温度不超过90℃的、尤其是温度为20至50℃的冷却介质、优选水，例如通过使冷却介质在反应器外壁流动来冷却反应器。
可以分批、半连续或连续进行磺化过程。优选地，使获得的反应产物直接（没有提取未反应的内烯烃）经受使用中和剂的中和和水解。所述中和剂可以是水溶性碱，其优选选自碱（土）金属离子（如，钠或钾）或铵离子的氢氧化物、碳酸盐和碳酸氢盐，以及胺化合物。合适的实例是氢氧化钠和碳酸钠。通常使用基于酸成分计算过量的碱来进行中和。
根据情况，可以首先将部分β-磺内酯转化成γ-磺内酯，其随后可以转化成δ-磺内酯。中和和水解时，β-磺内酯产生β-羟基链烷磺酸盐，而所述γ-和δ-磺内酯分别产生γ-羟基链烷磺酸盐和δ-羟基链烷磺酸盐。所述羟基链烷磺酸盐的一部分可以脱水成烯烃磺酸盐。
可以将磺化反应混合物加料到中和单元中，然后加料到单独的水解单元中。通常，在0至80℃范围的温度下进行中和单元中的中和。可以在100至250℃，优选130至200℃范围的升高温度下进行水解单元中的水解。水解时间通常为5分钟至4小时。
在中和和水解过程中，可以加入非离子型表面活性剂作为工艺助剂。
US4183867、US4248793和EP0351928B1，将全部文献的公开内容通过引用并入本文中，公开了可以用于制备可以用作本发明中阴离子型表面活性剂的内烯烃磺酸盐的方法。此外，可以按照Van Os等在“Anionic Surfactants:Organic Chemistry”，Surgactant ScienceSeries56，编辑Stacke H.W.，1996，第7章：Olefin sulfonates，第363页中所述的方式来合成内烯烃磺酸盐，将其公开内容通过引用并入本文中。
阴离子型助表面活性剂
如上所述，在本发明中，除了上述IOS表面活性剂以外，所述烃采收组合物还可以包含其他类型的阴离子表面活性剂。这样的阴离子型助表面活性剂可以是基于具有脂族基的烷氧基化或非烷氧基化（优选烷氧基化）醇的阴离子型表面活性剂。所述醇可以是伯醇或仲醇，优选伯醇。所述阴离子型表面活性剂可以是以下通式（II）
（II）[R-O-[R’-O]x-Am-][Mn+]o
其中R是源自醇的脂族基，R’-O是源自烯化氧的烯化氧基团，x是0或至少0.5，优选至少0.5，A是带负电的基团，M是抗衡阳离子，并且n和o的乘积（n*o）等于m。
在以上示例性通式（II）中，m和n是整数。m可以是1、2或3。此外，o可以是确保阴离子型表面活性剂是电中性的任何数值，也就是说，n和o的乘积（n*o）应当等于m。o可以是0.5至3范围中的数值。
以上示例性通式（II）中表示为Mn+的抗衡阳离子可以是有机阳离子，如含氮阳离子，例如可以未取代或取代的铵阳离子。此外，所述抗衡阳离子可以是金属阳离子，如碱金属阳离子或碱土金属阳离子。优选地，这样的碱金属阳离子是锂阳离子、钠阳离子或钾阳离子。此外，优选地，这样的碱土金属阳离子是镁阳离子或钙阳离子。
以上示例性通式（II）的阴离子型表面活性剂包含多种不同的分子，这些不同的分子可以在脂族基R的碳数、脂族基R是支化或未支化的、脂族基R的支链数、烯化氧基团R’-O的性质和数量以及分子量方面彼此不同。因此，以上示例性通式（II）的阴离子型表面活性剂包含多种表面活性剂分子的混合物。也就是说，在本发明说明书内，“表面活性剂”同样是指多种表面活性剂分子的混合物，而“表面活性剂分子”是指来自这样的表面活性剂的多种成分之一。
在本发明中，来自以上示例性通式（II）的任选阴离子型表面活性剂的脂族基R的平均碳数不是关键的，可以在较宽范围内变化，如5至25，合适地5至20，更合适地8至18，最合适地11至15。
优选地，在本发明中，以上示例性通式（II）的任选阴离子型表面活性剂的支链表面活性剂分子与直链表面活性剂分子的重量比为从50:50至99:1，更优选从60:40至96:4，甚至更优选从70:30至93:7，并且最优选从80:20至90:10。所述支链表面活性剂分子是源自通式R-OH的醇分子的表面活性剂分子，其中脂族基R包含一个或多个支链。直链表面活性剂分子是源自直链的通式R-OH的醇分子的表面活性剂分子，也就是说，其中脂族基R不含支链（通式R-OH的未支化醇分子）。
此外，在本发明中，来自以上示例性通式（II）的任选阴离子型表面活性剂的脂族基R的支化指数可以从0.5至3.0，更合适地0.6至2.5，更合适地0.7至2.0，更合适地0.8至1.6，最合适地0.9至1.3。
上述支链表面活性剂分子中的支链可以包括甲基和/或乙基支链。甲基支链可以代表支链总数的20至99%，更合适地50至99%，最合适地65至95%。乙基支链可以代表少于支链总数的30%，更合适地1至30%，最合适地1至20%。除了甲基或乙基以外的支链可以代表少于支链总数的10%，更合适地少于0.5%。优选地，超过支链总数99%，最优选超过99.5%的支链由甲基和乙基支链组成。
以上示例性通式（II）中的烯化氧基团R’-O可以包含任何烯化氧基团。例如，所述烯化氧基团可以包含乙撑氧基团、丙撑氧基团和丁撑氧基团或其混合物，如乙撑氧和丙撑氧基团的混合物。在乙撑氧和丙撑氧基团的混合物的情况中，该混合物可以是无规或嵌段式的。优选地，所述烯化氧基团由丙撑氧基团组成。
在以上示例性通式（II）中，x表示烯化氧基团R’-O的数量。在本发明中，对于以上示例性通式（II）的任选阴离子型表面活性剂，x的平均值可以为0或至少0.5。在所述x的平均值至少为0.5的情况中，可以为1至20，更合适地4至16，更合适地6至13，最合适地7至11。
以上示例性通式（II）中表示为Am-的带负电基团可以是带负电的任何基团。
所述带负电基团优选是包含-SO3 -部分的基团。该-SO3 -部分优选直接连接该阴离子型表面活性剂的烯化氧部分，如以下示例性通式（III）中所示，其落入以上示例性通式（II）中：
（III）[R-O-[R’-O]x-SO3 -][Mn+]。
鉴于存在-O-SO3 -部分，在本文中将这样的表面活性剂称为硫酸盐表面活性剂。
此外，所述-SO3 -部分可以通过中间烷基（合适地C1-C4烷基）间接地连接该阴离子型表面活性剂的烯化氧部分，其中该-SO3 -部分没有连接到所述烷基的氧原子上而是碳原子上，如以下通式（IV）中所示，其落入以上示例性通式（II）中：
（IV）[R-O-[R’-O]x-L-SO3 -][Mn+]。
其中L是烷基，合适地是C1-C4烷基，其可以是未取代或取代的。鉴于存在-C-SO3 -部分，在本文中将这样的表面活性剂称为磺酸盐表面活性剂。这样的-L-SO3 -部分的实例是缩水甘油磺酸盐部分，如通过通式-CH2CH(OH)CH2-SO3 -表示的。
此外，所述带负电基团可以是包含-C(=O)O-部分的基团。所述-C(=O)O-部分可以直接或间接连接到该阴离子型表面活性剂的烯化氧部分上。在本文中称为羧酸盐表面活性剂的这种包含-C(=O)O-部分的阴离子型表面活性剂的实例是以下示例性通式（V）的表面活性剂，其落入以上通式（II）中：
（V）[R-O-[R’-O]x-L-C(=O)O-][Mn+]。
其中L或不存在（在此情况下“-L-”表示单键），或是烷基，合适地C1-C4烷基，其可以是未取代或取代的。
可以通过支链烯烃的加氢甲酰化作用来制备从其可以产生上述阴离子型助表面活性剂的伯脂肪醇，所述助表面活性剂基于具有脂族基的烷氧基化或非烷氧基化醇。支链烯烃的制备描述于US5510306、US5648584和US5648585，将其所有文献的公开内容通过引用并入本文中。支化长链脂肪醇的制备描述于US5849960、US6150222、US6222077，将所有文献的公开内容通过引用并入本文中。
可以通过在合适的烷氧基化催化剂的存在下，与烯化氧反应来烷氧基化上述伯醇。烷氧基化催化剂可以是商业上常用的氢氧化钾或氢氧化钠。可替代地，可以使用双金属氰化物催化剂，如US6977236中所述的，将其公开内容通过引用并入本文中。再者，可以使用基于镧或基于稀土金属的烷氧基化催化剂，如US5059719和US5057627中所述的，将其公开内容通过引用并入本文中。烷氧基化反应温度可以为90℃至250℃，合适地为120至220℃，并且如果希望维持伯醇基本上处于液态，可以使用超大气压。
所述烷氧基化步骤用于引入每摩尔伯醇烷氧基化所需的烯化氧单元的平均数。例如，用每摩尔伯醇2摩尔烯化氧处理伯醇来实现每个醇分子具有2个烯化氧基团的烷氧基化，尽管相当大比例的伯醇将结合超过2个烯化氧基团，并且大致相等的比例将结合少于2个烯化氧基团。在典型的烷氧基化产物混合物中，还存在小比例的未反应的伯醇。
如上所述，带负电基团，如硫酸盐基团，可以连接到伯醇烷氧基化物上。下面仅通过实例的方式参照硫酸盐阴离子型表面活性剂来说明这一点。
可以使用多种硫酸化试剂中的一种，将伯醇烷氧基化物硫酸化，所述硫酸化试剂包括三氧化硫、三氧化硫和（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胺复合物、氯磺酸和氨基磺酸。硫酸化可以在优选不超过80℃的温度下进行。硫酸化可以在低至-20℃的温度下进行，但较高温度更经济。例如，硫酸化可以在20至70℃的温度下进行，优选20至60℃，并且更优选20至50℃。
所述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以外还含有相对于气体混合物1至8体积%、优选1.5至5体积%的气态三氧化硫。尽管其他惰性气体也是合适的，但通常由于容易获得，优选空气或氮气。
所述伯醇烷氧基化物和含有三氧化硫的惰性气体的反应可以在降膜式反应器中进行。这样的反应器利用冷却壁上的薄层中的液体膜滴流，使其在连续流中接触气体。例如，釜式级联反应器(kettlecascades)将适合作为可能的反应器。其他反应器包括搅拌釜反应器，如果使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乙胺复合物）进行硫酸化，可以使用该反应器。
硫酸化后，可以使用水性碱金属氢氧化物如氢氧化钠或氢氧化钾、水性碱土金属氢氧化物如氢氧化镁或氢氧化钙，或碱如氢氧化铵、取代的氢氧化铵、碳酸钠或碳酸氢钾，将液体反应混合物中和。该中和步骤可以在宽范围的温度和压力下进行。例如，该中和步骤可以在0℃至65℃的温度和100至200kpa abs范围的压力下进行。
在本发明中，在使用如上所述的助表面活性剂的情况中，IOS表面活性剂与助表面活性剂的重量比优选为1:1至10:1，更优选2:1至8:1，更优选2:1至6:1，最优选3:1至5:1。通常，根据特定含烃地层的特定条件，可以对所述重量比进行微调。
助溶剂
通常，将也称为“助溶剂”的溶剂，如仲丁醇、异丙醇、叔戊醇等，加入烃采收组合物中，以便提高表面活性剂在表面处的条件下的水溶性并降低流体表面下的粘度。
同样，本发明的烃采收组合物可以包含助溶剂。合适的助溶剂包括低分子量醇和其他有机溶剂或其组合。
在所述烃采收组合物中用作助溶剂的合适低分子量醇包括C1-C10烷基醇，更合适地C1-C8烷基醇，最合适地C1-C6烷基醇，或其组合。合适的C1-C4烷基醇的实例是甲醇、乙醇、1-丙醇、2-丙醇（异丙醇）、1-丁醇、2-丁醇（仲丁醇）、2-甲基-1-丙醇（异丁醇）和2-甲基-2-丙醇（叔丁醇）。合适的C5烷基醇的实例是1-戊醇、2-戊醇和3-戊醇，以及支链C5烷基醇，如2-甲基-2-丁醇（叔戊醇）。合适的C6烷基醇的实例是1-己醇、2-己醇和3-己醇，以及支链C6烷基醇。
在所述烃采收组合物中用作助溶剂的合适的其他有机溶剂包括甲基乙基酮、丙酮、低级烷基溶纤剂、低级烷基卡必醇或其组合。
此外，本发明的烃采收组合物可以包含一种或多种在含烃地层中的条件下可以转化成任何一种上述助溶剂（如上述低分子量醇中的一种或多种）的化合物。这样的助溶剂前体化合物可以包括醚化合物，如乙二醇单丁醚（EGBE）、二乙醇单丁醚（DGBE）和三乙醇单丁醚（TGBE）。后3种化合物可以在含烃地层中的条件下转化成乙醇和1-丁醇。
在本发明中，在使用如上所述的助溶剂的情况中，助溶剂与IOS表面活性剂的重量比合适地为0.01:1至10:1，更合适地为0.1:1至5:1，更合适地为0.3:1至3:1，更合适地为0.5:1至2.8:1，最合适地为1.5:1至2.5:1。通常，根据特定含烃地层的特定条件，可以对所述重量比进行微调。
碱试剂
除了IOS表面活性剂以外，优选本发明的烃采收组合物还包含碱试剂。烃采收组合物中的碱试剂的主要作用是降低岩石滞留性或吸附。
在本发明说明书内，“碱试剂”指的是碱金属或碱土金属（优选碱金属）的碱性离子盐，所述盐是溶解于水中产生溶液的pH高于7的碱。碱试剂通常也称为碱质或碱性试剂。
在其中除了IOS表面活性剂以外还使用碱试剂的本发明的优选实施方案中，可以使用本领域技术人员已知的任何碱试剂。
可以用于本发明中的优选碱试剂是选自碱金属碳酸盐、碱金属碳酸氢盐、碱金属氢氧化物盐、碱金属硅酸盐和碱金属磷酸盐的碱试剂。所述盐中的碱金属抗衡阳离子可以是钠、钾、锂或铯。更优选地，所述抗衡阳离子是钠或钾，最优选钠。
在本发明说明书内，“硅酸盐”涵盖了正硅酸盐、焦硅酸盐、聚硅酸盐和偏硅酸盐。优选地，硅酸盐是正硅酸盐，如硅酸钠，或偏硅酸盐，如偏硅酸钠。
在本发明说明书内，“磷酸盐”涵盖了正磷酸盐、焦磷酸盐、聚磷酸盐和偏磷酸盐。优选地，磷酸盐是聚磷酸盐。聚磷酸盐的合适实例是三磷酸盐和高级磷酸盐，如三磷酸五钠。
更优选地，所述碱试剂是选自碱金属碳酸盐、碱金属碳酸氢盐和碱金属氢氧化物盐的碱试剂。碱金属氢氧化物盐的合适实例是氢氧化钠和氢氧化钾。甚至更优选地，碱试剂是碱金属碳酸盐或碱金属碳酸氢盐。碱金属碳酸氢盐的合适实例是碳酸氢钠和碳酸氢钾。最优选地，碱试剂是碱金属碳酸盐，合适地是碳酸钠或碳酸钾，更合适是碳酸钠。
在本发明中，在使用以上所述的碱试剂的情况中，碱试剂与IOS表面活性剂的重量比优选为0.1:1至10:1，更优选0.5:1至8:1，更优选1:1至5:1，最优选1.5:1至4:1。通常，根据特定含烃地层的特定条件，可以对所述重量比进行微调。
无机盐
除了IOS表面活性剂以外，优选本发明的烃采收组合物还包含无机盐。如下文中进一步讨论的，无机盐可以降低待回收的烃和水之间的界面张力。
合适地，可以用于本发明中的无机盐选自碱金属氯化物、碱金属硫酸盐和碱金属碳酸盐，其中碱金属可以是钠或钾。特别优选的无机盐选自氯化钠、氯化钾、氯化铵、硫酸钠和碳酸钠。
聚合物
除了IOS表面活性剂以外，优选本发明的烃采收组合物还包含聚合物。
聚合物的主要作用是提高粘度。也就是说，聚合物应当是提高粘度的聚合物。更具体地，在本发明中，聚合物应当提高含有阴离子型表面活性剂和聚合物的本发明的烃采收组合物在其中稀释的水性流体的水的粘度，然后可以将所述水性流体注入含烃地层中。可以通过用可以将烃移动至一个或多个生产井中的聚合物处理含烃地层来提高从含烃地层的生产。由于提高的粘度，所述聚合物可以降低水相在含烃地层孔中的移动。水移动性的降低可以允许烃更容易地移动通过含烃地层。
用于在本发明在增强油采收中执行上述增强粘度功能的合适聚合物及其制备描述于US6427268、US6439308、US5654261、US5284206、US5199490和US5103909以及“Viscosity Study of SaltTolerant Polymer”，Rashidi等，Journal of Applied Polymer Science，第117卷，第1551-1557页，2010，将全部文献的公开内容通过引用并入本文中。
用于cEOR的合适的可商购的聚合物包括SNF Floerger制造的Ciba Specialty Additives（Tarrytown，New York）制造的
Figure BDA0000471023200000172
Tramfloc Inc.（Temple，Arizona）制造的和Chevron Phillips Chemical Co.（The Woodlandz，Texas）制造的
Figure BDA0000471023200000181
聚合物。特别合适的可在SNF Floerger商购的聚合物是
Figure BDA0000471023200000182
3630，其是部分水解的聚丙烯酰胺。
聚合物的性质与本发明无关，只要所述聚合物可以提高粘度。也就是说，聚合物的分子量应当足够高，以提高粘度。合适地，聚合物的分子量至少为1百万道尔顿，更合适地至少2百万道尔顿，最合适地至少4百万道尔顿。聚合物分子量的最大值不是关键的。合适地，聚合物的分子量至多为3千万道尔顿，更合适地至多2千5百万道尔顿。
此外，聚合物可以是均聚物、共聚物或三元共聚物。再进一步，聚合物可以是合成聚合物或生物聚合物或生物聚合物的衍生物。合适的生物聚合物或生物聚合物衍生物的实例包括黄原胶、瓜尔豆胶和羧甲基纤维素。
用于聚合物（合适地为合成聚合物）的合适单体是通式R1R2C=CR3R4的烯属不饱和单体，其中R1、R2、R3和R4取代基中的至少一个是含有选自-C(=O)NH2、-C(=O)OH、-C(=O)OR的部分的取代基，其中R是支链或直链C6-C18烷基、-OH、吡咯烷酮和-SO3H（磺酸），并且剩余的取代基（如果存在）选自氢和烷基，优选C1-C4烷基，更优选甲基。最优选地，所述剩余的取代基（如果存在）是氢。合适地，使用从这样的烯属不饱和单体制得的聚合物。
如上所述的烯属不饱和单体的合适实例是丙烯酰胺、丙烯酸、丙烯酸月桂酯、乙烯醇、乙烯吡咯烷酮和苯乙烯磺酸和2-丙烯氨基-2-甲基丙烷磺酸。从这样的烯属不饱和单体制得的烯属均聚物的合适实例是聚丙烯酰胺、聚丙烯酸酯、聚丙烯酸月桂酯、聚乙烯醇、聚乙烯吡咯烷酮和聚苯乙烯磺酸酯和聚(2-丙烯氨基-2-甲基丙烷磺酸酯)。对于这些聚合物，-C(=O)O-部分（在聚丙烯酸酯的情况下）和磺酸酯部分的抗衡阳离子可以是碱金属阳离子，如钠离子，或铵离子。
如上所述，还可以使用共聚物或三元聚合物。合适的烯属共聚物的实例包括丙烯酸和丙酰酰胺、丙烯酸和丙烯酸月桂酯以及丙烯酸月桂酯和丙烯酰胺的共聚物。
优选地，可以用于本发明中的聚合物是聚丙烯酰胺，更优选是部分水解的聚丙烯酰胺。部分水解的聚丙烯酰胺含有-[CH2-CHC(=O)NH2]-和=[CH2-CHC(=O)O-M+]-两种重复单体，其中M+可以是碱金属阳离子，如钠离子或铵离子。水解的程度不是关键的，并且可以在较宽范围内变化。例如，1至99摩尔%，或5至95摩尔%，或10至90摩尔%，合适地15至40摩尔%，更合适地20至35摩尔%的聚丙烯酰胺可以是水解的。
油采收：用烃采收组合物处理含烃地层
在本发明处理含烃地层的方法中，将如上所述的烃采收组合物提供给至少一部分含烃地层，并且使所述组合物与含烃地层中的烃相互作用。所述含烃地层可以是含有原油的地层，如下文中进一步讨论的，其中原油具有某些性能。
如以上介绍中所述，不同原油包含不同量的饱和有机化合物、芳香族化合物、树脂和沥青质（这4种称为“SARA”成分）。此外，原油包含不同量的酸性和碱性成分，包括环烷酸和碱性氮化合物。可以使用常规油田化学方法，包括工业ASTM和IP（石油学会）方法来容易地测量这些原油成分。
可以通过基于不同溶解性的分离来测量所述SARA成分。首先，可以使用某些链烷通过沉淀来分离沥青质。然后可以通过高性能液相色谱或柱色谱来分离剩余的可溶性SARA成分。
在本发明说明书内，术语“饱和有机化合物”意思是包含烃的化合物，所述烃基本上不含碳-碳双键（C=C键）或碳-碳三键（C≡C）。尽管烃通常定义为主要是碳和氢原子形成的分子，但它们也可以包括其他元素，如卤素、金属元素、氮、氧和/或硫。例如，所述饱和有机化合物可以包含链烷烃，如正链烷烃（直链烷烃）、异链烷烃（支链烷烃）和环链烷烃（环烷烃）。
优选地，原油具有较高含量的饱和有机化合物。优选地，原油中的饱和有机化合物的量是30至70重量%，更优选40至65重量%，基于总原油组成。
在本发明说明书内，术语“芳香族化合物”指的是含有一个或多个芳香环的化合物。芳香环可以是不饱和碳-碳键的共轭环。例如，芳香族化合物可以包含苯及其衍生物。苯衍生物可以含有烷基链和环烷环。
优选地，原油具有较低含量的芳香族化合物。优选地，原油中的芳香族化合物的量为20至50重量%，更优选30至45重量%，基于总原油组成。
同样，优选地，原油中的饱和有机化合物与芳香族化合物的重量比较高。优选地，所述重量比为0.6至3.0，更优选0.7至2.5，最优选0.8至2.0。
在本发明说明书内，术语“树脂”指的是可溶于较高分子量的正链烷（如，正庚烷）而不溶于较低分子量的正链烷（如，丙烷）的化合物。
优选地，所述原油具有较低含量的树脂。优选地，原油中的树脂的量为3至12重量%，更优选4至11重量%，基于总原油组成。
在本发明说明书内，术语“沥青质”指的是满足以下条件的化合物：a）不溶于轻质链烷（如，正庚烷或正己烷）和b）溶于芳香族溶剂，如甲苯和苯。沥青质不是具有共同功能度和不同分子量的特定家族的化学物质。它们是材料的连续体-通常在分子量、极性和芳香性的高端-其中一些可以响应压力、组成和/或温度变化分离为附加固相。沥青质可以包含被含有金属物质的不同烷基侧链取代的聚环状芳香簇，并且分子量可以为500-2000g/摩尔。
优选地，所述原油具有较低含量的沥青质。优选地，原油中的沥青质的量为0.01至6重量%，更优选0.05至3重量%，最优选0.1至2重量%，基于总原油组成。优选地，原油中沥青质的量的最大值为6重量%，更优选4重量%，更优选3重量%，更优选2重量%，更优选1重量%，更优选0.5重量%，最优选0.3重量%。优选地，原油中沥青质的量的最小值为0.001重量%，更优选0.01重量%，更优选0.03重量%，更优选0.05重量%，更优选0.07重量%，更优选0.1重量%，更优选0.13重量%，最优选0.15重量%。
同样，优选地，所述原油中沥青质与树脂的重量比为0.001至0.4，更优选0.005至0.2，最优选0.01至0.1。优选地，所述重量比的最大值为0.4，更优选0.3，更优选0.25，更优选0.2，更优选0.15，更优选0.1，更优选0.08，最优选0.06。优选地，所述重量比的最小值为0.0001，更优选0.001，更优选0.003，更优选0.005，更优选0.008，更优选0.01，更优选0.012，最优选0.015。
在本发明说明书内，术语“环烷酸”意思是含有一个或多个羧酸基团的化合物。例如，环烷酸可以包含脂肪酸。原油中的环烷酸的量通常较低并且可以为百万之1,000至2,000重量份（ppmw），合适地2,000至4,000ppmw，基于总原油组成。
在本发明说明书内，术语“碱性氮化合物”指的是含有一个或多个碱性氮原子的化合物。原油中的碱性氮化合物的量通常较低，并且可以为10至1,000百万分之10至1,000重量份（ppmw），合适地10至300ppmw，基于总原油组成。
可以使用常规分析技术，如电位滴定、红外光谱学和质谱，来测量环烷酸和碱性氮化合物。
此外，可以在本发明方法中处理的原油可以具有低于20至高于40的API范围。合适地，所述API范围为20至50，更合适地25至45，最合适地30至40。
通常，将用于增强烃采收的表面活性剂运送至烃采收位置并且以含有例如30至35重量%的该表面活性剂的水溶液形式存储在该位置。然后在所述烃采收位置，如在本说明书的介绍部分也有提及的，该溶液在被注入含烃地层之前，将被进一步稀释至0.1-1重量%的溶液。本发明水性烃采收组合物中的水的量可以在很大程度上变化。所述水的量可以为90至40重量%，优选80至50重量%，更优选70至60重量%，基于组合物的总量。然而，在将所述组合物运送至所述烃采收位置后但在将所述组合物提供给至少部分含烃地层前，优选用额外的水稀释所述组合物。待提供给至少部分含烃地层的组合物中的水的量合适地为99.99至95重量%，更合适地99.9至99重量%，基于组合物的总量。
通过用额外的水稀释本发明的水性烃采收组合物，形成可以注入含烃地层的水性流体，即可注入的流体。该稀释过程中所用的水合适地源自将从其采收烃的地层。优选地，所述水是盐水，其是含盐（例如，NaCl）水溶液。
在使用一种或多种其他表面活性剂的情况中，在所述可注入流体（其是稀释形式的本发明的水性烃采收组合物）中的IOS表面活性剂的量或表面活性剂的总量可以为0.05至2重量%，优选0.1至1.5重量%，更优选0.1至1.0重量%，最优选0.2至0.5重量%。所述可注入流体中上述碱试剂（如果存在）的量可以为0.15至6重量%，优选0.3至4.5重量%，更优选0.3至3.0重量%，最优选0.6至1.5重量%。所述可注入流体中上述聚合物（如果存在）的量可以为0.05至2重量%，优选0.1至1.5重量%，更优选0.1至1.0重量%，最优选0.2至0.5重量%。
在本发明中，所述含烃地层内的温度可以为10℃至150℃，任选地30℃至90℃之间。此外，在本发明中，源自所述含烃地层的水的盐度可以为0.5%至20%，或0.5%至10%，或1%至6%。
可以通过穿过这样的地层的井，从含烃地层生产烃。“烃”通常定义为主要由碳和氢原子形成的分子，如油和天然气。烃还可以包括其他元素，如卤素、金属元素、氮、氧和/或硫。源自含烃地层的烃可以包括油母质、沥青、焦沥青、沥青质、油或其组合。烃可以位于陆地内的矿物基质内或邻近陆地内的矿物基质。基质可以包括沉积岩、沙、沉积石英岩、碳酸盐、硅藻土和其他多孔性介质。
“含烃地层”可以包括一个或多个含烃层，一个或多个非含烃层、覆盖层和/或下伏层。覆盖层和/或下伏层包括一种或多种不同类型的不可渗透的材料。例如，覆盖层/下伏层可以包括岩石、页岩、泥岩或潮湿/密实的碳酸盐（即不含烃的不可渗透的碳酸盐）。例如，下伏层可以含有页岩或泥岩。在一些情况中，覆盖层/下伏层可以有一定的渗透性。例如，下伏层可以由可渗透的矿物质组成，如沙岩或石灰岩。至少一部分含烃地层可以存在于地表下小于或大于1000英尺（305米）处。
含烃地层的性质可以影响烃怎样流过下伏层/覆盖层至一个或多个生产井。所述性质包括地层的孔隙率、渗透性、孔径分布、表面积、盐度或温度。覆盖层/下伏层的性质结合烃的性质，毛细压力（静态）特征和相对渗透性（流动）特征可以影响烃移动通过含烃地层。
含烃地层中可以存在不同密度的流体（例如，气体、水、烃或其组合）。根据流体密度，该含烃地层中的流体混合物可以在下伏层和覆盖层之前形成层。气体可以形成含烃地层中的顶层，烃可以形成中间层，而水可以形成底层。所述流体可以以各种量存在于该含烃地层中。地层中流体之间的相互作用可以在各种流体之间形成界面或边界。通过流体和地层之间的相互作用可以形成各种流体和地层之间的界面或边界。通常，气体不会与含烃地层中的其他流体形成边界。第一个边界可以在水层和下伏层之间形成。第二个边界可以在水层和烃层之间形成。第三个边界可以在含烃地层中的不同密度的烃类之间形成。
流体的产生会扰动流体之间以及流体与覆盖层/下伏层之间的相互作用。随着从含烃地层取出流体，不同流体层会混合并且形成混合的流体层。所述混合的流体可以在流体边界具有不同的相互作用。取决于混合流体边界处的相互作用，烃的生产可能变得困难。
量化地层内流体之间在界面处的相互作用（例如混合）所需能量可以是难以测量的。可以通过通常已知的技术（例如，旋滴张力仪）来测定流体之间界面处能量水平的量化。界面处的相互作用能量需求可以称为界面张力。如本文中所用的“界面张力”指的是呈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10达因/cm）可以表示一种流体无法与第二种流体混合形成流体乳液。如本文中所用的，“乳液”指的是通过加入降低流体之间的界面张力以实现稳定性的化合物，将一种不混溶流体分散到第二种流体中。流体不能混合可以是由于两种流体之间的高表面界面相互作用能。低界面张力值（例如，低于1达因/cm）可以表示两种不混溶流体之间的表面相互作用较低。两种不混溶流体之间较低的表面相互作用能可以导致两种流体混合形成乳液。由于降低的毛细力，具有低界面张力值的流体可以移动至井眼，并且随后从含烃地层中产生。
含烃地层中的水可以含有矿物质（例如，含有钡、钙或镁的矿物质）和矿物盐（例如，氯化钠、氯化钾、氯化镁）。地层中水的水盐度和/或水硬度可以影响含烃地层中烃的采收。如本文中所用的，“盐度”指的是水中溶解固体的量。如本文中所用的，“水硬度”指的是水中多价离子（例如，钙、镁）的浓度。可以通过通常已知的方法（例如，电导率、滴定）来测定水盐度和硬度。如本文中所用的，“高盐度水”指的是按氯化钠计总溶解固体高于30,000ppm的水。随着含烃地层中水盐度提高，烃和水之间的界面张力可能增加，并且流体可能变得更难以产生。
含烃地层中低盐度水可以提高从含烃地层的烃生产。由于低盐度水和烃之间的低界面张力，烃和低盐度水可以形成充分分散的乳液。从含烃地层产生可流动乳液（例如，烃/水混合物）对生产者而言可能是经济上更可行的。如本文中所用的，“低盐度水”指的是按氯化钠计含烃地层中低于20,000ppm总溶解固体的水盐度。含烃地层可以包括盐度低于13,000ppm的水。
最初，含烃地层中的天然地层压力和温度可足以使烃流入井眼中，并且流出到表面。随着从含烃地层产生烃，地层内的压力和/或温度可能下降。可以使用各种形式的人工提升（例如，泵、注气）和/或加热来继续从含烃地层生产烃。
由于烃的粘度和含烃地层孔中流体的毛细管效应，含烃地层中保留的残余烃的移动是困难的。如本文中所用的“毛细力”指的是流体和至少部分含烃地层之间的吸引力。可以通过提高含烃地层内的压力来克服毛细力。还可以通过降低含烃地层中流体之间的界面张力来克服毛细力。降低含烃地层中的毛细力的能力取决于多个因素，包括含烃地层的温度、含烃地层中水的盐度和含烃地层中烃的组成。
随着生产速率降低，可以使用其他方法来使得含烃地层经济上更可行。所述方法可以包括将水源（例如，盐水、蒸汽）、气体、聚合物、单体或其任意组合加入含烃地层中，以提高烃的移动。
因此还可以用本发明的烃采收组合物来处理含烃地层，如上所述，本发明的烃采收组合物包含IOS表面活性剂。所述烃采收组合物与烃的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。可以降低烃和含烃地层的覆盖层/下伏层之间的界面张力。界面张力的降低可以使得至少部分烃移动通过含烃地层。
可以使用已知技术来评价本发明的包含IOS表面活性剂的烃采收组合物降低烃和流体的混合物的界面张力的能力。可以使用旋滴张力仪来测定烃和水的混合物的界面张力值。可以将一定量的包含本发明的固体烃采收组合物的水溶液加入烃/水混合物中，并且可以测定所得到流体的界面张力值。
如图2中所示，可以将本发明的烃采收组合物通过注入井110提供（例如，以稀释的水性流体的形式注入）给含烃地层100。含烃地层100可以包括覆盖层120、烃层130和下伏层140。注入井110可以包括使流体流动通过各种深度水平的含烃地层100的开口112。烃层130可以在地表下小于1000英尺（305米）。含烃地层100中可以存在低盐度水。
来自本发明的烃采收组合物的表面活性剂可以与烃层130中的至少部分烃相互作用。这种相互作用可以降低不同烃之间的至少部分界面张力。这还可以降低地层中的一种或多种流体（例如，水、烃）和下伏层140、地层中的一种或多种流体和覆盖层120或其组合之间的至少部分界面张力。
来自本发明烃采收组合物的表面活性剂可以与地层中的至少部分烃和至少部分一种或多种其他流体相互作用，以降低所述烃和一种或多种流体之间的至少部分界面张力。界面张力的降低可以允许地层中的至少部分烃与至少部分一种或多种流体形成乳液。通过烃采收组合物将烃和一种或多种其他流体之间的界面张力值改变至小于0.1达因/cm或小于0.05达因/cm或小于0.001达因/cm的值。
至少部分烃采收组合物/烃/流体混合物可以移动至生产井150。从生产井150获得的产物可以包括烃采收组合物、甲烷、一氧化碳、水、烃、氨、沥青质或其组合的成分。将本发明的烃采收组合物加入含烃地层后，从含烃地层100的烃生产可以提高超过50%。
如图3中所示，还可以将稀释或未稀释的本发明的烃采收组合物通过注入井110注入含烃地层100。来自烃采收组合物的表面活性剂与地层中的烃的相互作用可以降低烃和下伏层140之间的至少部分界面张力。至少部分界面张力的降低可以将至少部分烃移动至含烃地层100中的选定区段160，以形成烃池170。可以从含烃地层100的选定区段中的烃池170中生产至少部分烃。
在某种情况下，其中本发明的烃采收组合物被稀释的水性流体含有无机盐如氯化钠、氯化钾、氯化铵、硫酸钠或碳酸钠是有益的。这样的无机盐可以与本发明的烃采收组合物分开加入，或如以上讨论的，其可以在将本发明的烃采收组合物稀释水中之前包括在本发明的烃采收组合物中。无机盐的加入可以帮助流体在整个烃/水混合物中分散。这种提高的分散可以降低烃和水界面之间的相互作用。这种降低的相互作用可以降低混合物的界面张力并且提供更容易移动的流体。
通过以下实施例来进一步说明本发明。
实施例
1.实施例中所用的化学物质
1.1IOS表面活性剂A和B
在实施例和比较实施例中，使用了2种不同的内烯烃磺酸盐（IOS）表面活性剂，分别称为表面活性剂A和比较表面活性剂B。
表面活性剂A是源自C20-24内烯烃混合物的IOS表面活性剂，其是只有偶数碳数烯烃的混合物并且具有20.8的平均碳数。小于总内烯烃的6%是C18和低级内烯烃，62%是C20，28%是C22，4%是C24和少于2%是C26和高级内烯烃。
比较表面活性剂B是源自C20-24内烯烃混合物的IOS表面活性剂，其是只有偶数碳数烯烃的混合物并且具有20.7的平均碳数。小于总内烯烃的2%是C18和低级内烯烃，69%是C20，23%是C22，5%是C24和少于2%是C26和高级内烯烃。
表面活性剂A和比较表面活性剂B都是钠盐。下表中提及了所述2种表面活性剂的更多特性。主要差别在于支链IOS分子与直链IOS分子的重量比。对于表面活性剂A，所述重量比为5:95，而对于比较表面活性剂B，所述重量比为11:89。
Figure BDA0000471023200000271
Figure BDA0000471023200000281
（1）通过GC测定。（2）通过1H-NMR测定。（3）相对于支链的总数。通过13C-NMR测定。（4）相对于IOS。
下文中，给出了制备表面活性剂A和比较表面活性剂B的描述。通过α-烯烃的双键异构化来制备这些表面活性剂从其衍生的内烯烃。下表中提及了用于异构化的条件。
Figure BDA0000471023200000282
使用下表中列出的步骤，将由此获得的内烯烃在单管降膜式反应器中磺化。
Figure BDA0000471023200000283
获得的含有表面活性剂A的水溶液具有30.9重量%的活性物质含量。获得的含有比较表面活性剂B的水溶液具有26.1重量%的活性物质含量。本文中的“活性物质”意思是所述水溶液中除了水以外的所有物质。
1.2醇丙氧基硫酸盐表面活性剂C
表面活性剂C是以下通式（VI）的阴离子型助表面活性剂：
（VI）[R-O-[R’-O]x-SO3 -][Na+]
以上通式（VI）的表面活性剂中的R-O部分源自通式R-OH的伯醇的混合物，其中R是脂族基，所述混合物包含少于1重量%的C11和低级醇，50重量%的C12醇，48重量%的C13醇和少于2重量%的C14和高级醇。脂族基R的加权平均碳数为约12.6。此外，脂族基R的支化指数为约1.1。支链与直链的重量比为85:15。脂族基R是随机支化的。支链由87%甲基支链和13%乙基支链组成。
以上通式（VI）的表面活性剂中的R’-O部分源自丙撑氧。X为9，其表示每摩尔醇的烯化氧基团的平均摩尔数.
1.3助溶剂
在其中使用助溶剂的情况下，该助溶剂是2-甲基-1-丙醇（异丁醇，下文中缩写为“IBA”）。
2.实施例中所用的原油
实施例中使用五种原油，称为W、X1、X2、Y和Z。原油X1和X2来自相同的储油层，但来自不同的年份和不同的井。原油W、X1/X2、Y和Z来自世界不同区域的储层。下表中显示了所述原油的油特性和油成分。
Figure BDA0000471023200000301
n.d.=未测定
根据它们的API重力（美国石油学会重力），所有原油W、X1、X2、Y和Z均可以归类为“轻质”原油。此外，所有所述原油的TAN（总酸数）均较低。
原油W、X1、X2和Y的树脂量不同于原油Z，并且原油W、X1、X2和Y的沥青质含量低于原油Z。此外，原油W、X1、X2和Y的沥青质与树脂的重量比低于原油Z。
此外，原油W、X1、X2和Y与原油Z不同在于原油W、X1、X2和Y的饱和有机化合物量和芳香族化合物量分别高于和低于原油Z。因此，原油W、X1、X2和Y的饱和有机化合物与芳香族化合物的重量比高于原油Z。
3.评价测试
被评价的表面活性剂组合物的性质是微乳液相行为和水溶性。下文中描述了用于评价这些性质的测试。
3.1微乳液相行为
制备了包含表面活性剂组合物并具有不同盐度的水溶液。在试管中，将水溶液与原油以1:1的体积比混合。
通常，针对表面活性剂通过降低油和水之间的界面张力（IFT）来移动残余油的潜力，进行微乳液相行为测试来筛选表面活性剂。Winsor在“Solvent properties of amphphilic compounds”，Butterworths，伦敦，1954年中首次描述了微乳液相行为。Winsor区分了以下的乳液分类：“I型”（水包油型乳液），“II型”（油包水型乳液）和“III型”（包含双连续的油/水相的乳液）。Winsor III型乳液也称为包含所谓“中间相”微乳液的乳液。微乳液的特征在于对于给定的油/水混合物在油和水之间具有最低的IFT。
对于阴离子型表面活性剂，提高包含表面活性剂的水溶液的盐度（盐浓度）引发从Winsor I型乳液向III型，再向II型的转变。将最佳盐度定义为其中等量的油和水在中间相（III型）微乳液中溶解的盐度。油增溶比是油体积（Vo）与净表面活性剂体积（Vs）的比例，而水增溶比是水体积（Vw）与净表面活性剂体积（Vs）的比例。随着盐度改变，Vo/Vs和Vw/Vs的交叉点定义了（a）最佳盐度和（b）最佳盐度下的增溶参数。Huh已经建立了IFT与增溶参数的平方成反比（Huh，“Interfacialtensions and solubilizing ability of a microemulsion phase that coexists withoil and brine”，J.Colloid and Interface Sci.，1979年9月，p.408-426）。高的增溶参数和因此低的IFT对于通过表面活性剂EOR移动残余的油是有利的。也就是说，增溶参数越高，表面活性剂“活性”越高。
之前Barnes等，在“Development of Surfactants for Chemical Floodingat Difficult Revervior Contitions”中的章节2.1“Glass pressure tube test”下，SPE113313，2008，p.1-18，描述了这些实施例中所用的详细微乳液相测试方法，将该篇文章的公开内容通过引用并入本文中。概括地说，这个测试提供了三个重要数据：
（a）最佳盐度；
（b）最佳盐度下的增溶参数（SP，以ml/ml计）（这通常需要花费几天或几周，使相在平衡下沉降），其中使用如上引用的“Huh”等式IFT=0.3/SP2由增溶参数计算界面张力（IFT，以mN/m计）；和
（c）此外，通过以下描述的“摇摆测试方法”获得所述微乳液的“活性”的测量。
Nelson等在“Cosurfactant-Enhanced Alkali Flooding”，SPE/DOE12672，1984，p.413-421（参见表1）中描述了当通过摇摆管来温和地混合油和水时判定微乳液相测试中乳液质量的原始方法。这种方法被Shell进一步发展成“摇摆测试方法”，其中就四个标准方面在视觉上判定乳液：
（1）其均匀性：越均匀和“更加乳脂状”，则越好，因为这表示更有效的油乳化；
（2）其移动性：移动越多，则越好；
（3）其颜色：颜色越浅，则越好，指示微乳液在最佳盐度附近；和
（4）其玻璃润湿：粘附于玻璃表面的均匀薄膜被判定为良好。
已经开发出了评级方法，并且对整体微乳液活性给出1至5的数字，从5是非常高，而至1是非常低或无活性。
通过添加盐（如，氯化钠和/或碳酸钠）来提高含有表面活性剂的水溶液的盐度。添加碳酸钠的额外作用是其中和了来自原油的环烷酸，以使其起到天然皂的作用。因此微乳液相行为测试可以显示出这些天然皂和“合成”表面活性剂在地层中综合影响。然而，由于所测试的原油的总酸数（TAN）非常低（0.1-0.2mg KOH/g），因此天然皂的影响相对适度。
3.2水溶性
在管中制备包含表面活性剂组合物并具有不同盐度的水溶液。盐度通常以0.25和/或0.50%盐度的增量来提高，直至和略微超过最佳盐度。对于每个所述盐度，在分开的管中制备2份相同的水溶液。将这2个管中的一个保持在环境温度（约20℃），而另一个管保持在微乳液相行为测试所用的温度下。所有管均保存长达7天。在测试结束时，视觉评价管中的溶液中是否存在任何浑浊和/或任何固体层的沉淀。就水溶性而言，保持清澈和明亮并且不含这样的沉淀层的水溶液是可接受的。
在将含有表面活性剂的cEOR组合物注入含油地层时，优选相对高的水溶性。在水溶性相对低的情况下，可能形成可见的雾状或浑浊的溶液，这可能会引起所讨论的储油层的堵塞。
4.实施例
在以下的表1-4中，针对实施例1-7和比较实施例1-7，概括了2种上述评价测试的条件和结果。
在实施例1-7中，将表面活性剂A（根据本发明）用作IOS，而在比较实施例1-7中，将比较表面活性剂B（不是根据本发明）用作IOS。
在实施例1-5和7以及比较实施例1-5和7中，通过改变NaCl浓度来改变水溶液的盐度，仅使用单一的表面活性剂（A或B），并且以不同浓度使用助溶剂（IBA）。在实施例6和比较实施例6中，通过改变Na2CO3浓度来改变所述盐度，使用二元表面活性剂混合物（A和C；或B和C），并且没有使用助溶剂。然而，总表面活性剂浓度保持相同：0.5重量%。此外，（相行为测试）温度不同：分别为60℃和50℃。
相行为测试
测试结果落入两个不同的组中：实施例1-4和6-7以及比较实施例1-4和6-7（原油W、X1、X2和Y）的那些结果与实施例5和比较实施例5（原油Z）的那些结果。
实施例1-4和6-7以及比较实施例1-4和6-7的结果显示出对于相对窄范围的测试盐度，观察到了如通过上述“摇摆测试方法”测定的、具有高整体微乳液活性的Winsor III型微乳液。在这些盐度下，所述微乳液活性的评级为4，其表示高活性，除了实施例3和6（其中其甚至更高：4.5的评级）中。重要的是，在测试的盐度范围中没有看到粘性相或凝胶，表明在这些实施例中，存在高活性以及表面活性剂系统与原油W、X1、X2和Y的良好匹配。
对于实施例1-4和6-7以及比较实施例1-4和6-7，由对某些实施例的增溶参数（SP）和相应比较实施例的SP的比较（例如，实施例1和比较实施例1）可以看出，在使用原油W、X1、X2或Y的情况下，其中使用表面活性剂A的实施例的SP有利地高于其中使用比较表面活性剂B的相应比较实施例的SP。
如上所述，因为SP和IFT相关，就IFT值而言，可以看到相似的模式。当使用原油W、X1、X2和Y时，实施例1-4和6-7中的IFT一致地分别低于比较实施例1-4和6-7中的IFT。如上所述，与原油Z相比，对原油W、X1、X2和Y测量出的沥青质含量以及沥青质与树脂重量比相对低。此外，对于所述4种原油，与原油Z相比，饱和有机化合物与芳香族化合物重量比相对高。
另一方面，在其中使用原油Z的实施例5和比较实施例5中，不能观察到如上所述的SP和IFT模式。使用原油Z时，可以获得Winsor III型微乳液，然而其具有非常低的整体微乳液活性。对所述微乳液活性的评级在评级量表的最低端：仅有0.5的评分。此外，在测试的大部分盐度下，仅存在很低的乳化信号：也就是说，油和水相非常不混溶，并且随着时间快速分离（在表2中用“x”来表示）。这显示所讨论的表面活性剂与原油Z没有很好匹配，而其与具有较低沥青质含量的原油W、X1、X2和Y非常好地匹配。
因此，在其中原油的沥青质含量相对高的所述情况下，通过使用根据本发明的含有表面活性剂的组合物不能获得具有足够高的整体微乳液活性的Winsor III型微乳液。在这样的情况下，通过使用所述含表面活性剂的组合物不能获得高SP和低IFT。
总之，从测试结果显示出了就（微乳液）相行为（高SP，低IFT）而言，与含有当量的“较高支化的”表面活性剂（如比较表面活性剂B）的组合物相比，根据本发明的含有“较低支化的”表面活性剂（如，表面活性剂A）的组合物与具有相对低沥青质含量、相对低沥青质与树脂重量比和相对高饱和有机化合物与芳香族化合物重量比的原油（如，原油W、X1、X2和Y）非常好地匹配，其中看到了一致的优势。
水溶性测试
此外，在比较水溶性测试结果时，可以看出通过添加助表面活性剂，如实施例6和比较实施例6中的表面活性剂C（参见表3），进一步提高了水溶性。
Figure BDA0000471023200000361
Figure BDA0000471023200000371
表2
实施例（1） C5 E5
表面活性剂，wt% B（0.5） A（0.5）
助溶剂，wt% 0.5 0.5
Na2CO3，重量% 1.25 1.25
原油 Z Z
温度，℃ 60 60
NaCl，重量%（2）
0.00 x x
0.50 x x
1.00 x x
1.50 x x
2.00 II- III（0.5）
2.50 III（0.5） III（0.5）
4.00 x x
SP，ml/ml （3） （3）
IFT，mN/m （3） （3）
溶解性 +/- +/-
n.a.=不适用
（1）参照表1下的标注，其也适用于表2。
（2）“x”意思是存在很低的乳化信号：也就是说，油和水相非常不混溶，并且随着时间快速分离。
（3）没有形成“中间相”微乳液。因此，不能测量SP，并且不能计算IFT。这表示高的IFT。
表3
实施例（1） C6 E6
表面活性剂，wt% B（0.4） A（0.4）
助溶剂，wt% C（0.1） C（0.1）
原油 X1 X1
温度，℃ 50 50
Na2CO3，重量%
0.00 II- II-
0.50 II- II-
1.00 II- II-/III
1.50 II- III（1）
2.00 II- III（4.5）
2.50 III（4） II+
3.00 II+ II+
SP，ml/ml 55 63
IFT，mN/m 1×10-4 8×10-5
溶解性 + +
（1）参照表1下的标注，其也适用于表3，除了在各种的Na2CO3浓度下测试相行为以外。
表4
实施例（1） C7 E7
表面活性剂，wt% B（0.5） A（0.5）
助溶剂，wt% 0.5 0.5
Na2CO3，重量% 1.25 1.25
原油 W W
温度，℃ 60 60
NaCl，重量%
0.00 II II
0.25 II II
0.50 II III（4）
0.75 II III（4）
1.25 III（4） III（1）
1.75 III/II+ III/II+
2.00 II+ II+
2.50 II+ II+
SP，ml/ml 20 40
IFT，mN/m 8×10-4 2×10-4
溶解性 +/- +/-
（1）参照表1下的标注，其也适用于表4。

Claims (11)

1.处理含烃地层的方法，其包括：
（a）将组合物提供给至少一部分含烃地层，其中所述组合物包含水和阴离子型表面活性剂，所述阴离子型表面活性剂是内烯烃磺酸盐（IOS），其具有大于0至小于11:89的支链IOS分子与直链IOS分子的重量比；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，其中所述支链IOS分子与直链IOS分子的重量比大于0至小于10:90，优选为0.1:99.9至9:91，更优选为1:99至8:92，并且最优选为2:98至7:93。
3.权利要求1或2的方法，其中所述支链IOS分子中的支链包括10至40%的甲基支链、20至50%的乙基支链和30至60%的其他支链。
4.前述任一项权利要求的方法，其中所述IOS的支化指数为0.1至0.5。
5.前述任一项权利要求的方法，其中所述IOS的平均碳数为10至35，优选15至30。
6.前述任一项权利要求的方法，其中所述组合物包含基于具有脂族基的烷氧基化伯醇的其他阴离子型表面活性剂。
7.权利要求6的方法，其中所述其他阴离子型表面活性剂具有以下通式（II）
（II）[R-O-[R’-O]x-Am-][Mn+]o
其中R是源自醇的脂族基，R’-O是源自烯化氧的烯化氧基团，x为至少0.5，A是带负电的基团，M是抗衡阳离子，并且n和o的乘积（n*o）等于m。
8.前述任一项权利要求的方法，其中所述含烃地层是含原油地层，其中所述原油中的沥青质的量为0.01至6重量%，基于总原油组合物。
9.烃采收组合物，其包含如权利要求1-7任一项中所述的组合物。
10.从含烃地层产生的含烃组合物，其除了烃以外，还含有如权利要求1-7任一项中所述的组合物。
11.权利要求10的组合物，其通过权利要求1-8任一项的方法来生产。
CN201280042250.0A 2011-08-31 2012-08-27 提高烃采收的组合物和方法 Pending CN103781875A (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP11179439.2 2011-08-31
EP11179439 2011-08-31
PCT/EP2012/066569 WO2013030140A1 (en) 2011-08-31 2012-08-27 Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN103781875A true CN103781875A (zh) 2014-05-07

Family

ID=46724451

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201280042250.0A Pending CN103781875A (zh) 2011-08-31 2012-08-27 提高烃采收的组合物和方法

Country Status (9)

Country Link
US (1) US20140224490A1 (zh)
EP (1) EP2751219B1 (zh)
CN (1) CN103781875A (zh)
BR (1) BR112014004024A2 (zh)
CA (1) CA2845662A1 (zh)
EA (1) EA201490525A1 (zh)
MX (1) MX2014002033A (zh)
MY (1) MY175582A (zh)
WO (1) WO2013030140A1 (zh)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107771205A (zh) * 2015-04-09 2018-03-06 沙特阿拉伯石油公司 用于提高烃采收的胶囊型纳米组合物
CN113354844A (zh) * 2021-05-25 2021-09-07 四川轻化工大学 一种多功能化双物理交联水凝胶及其制备方法和应用

Families Citing this family (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP3168277A1 (en) * 2015-11-11 2017-05-17 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for preparing a synthetic anionic sulphur-containing surfactant composition and method and use for the recovery of oil
US10125307B2 (en) 2016-01-13 2018-11-13 Saudi Arabian Oil Company Stabilization of petroleum surfactants for enhancing oil recovery
EP3162872A1 (en) 2016-06-24 2017-05-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Internal olefin sulfonate composition and use thereof in enhanced oil recovery
AR114937A1 (es) 2017-12-05 2020-11-11 Shell Int Research Un método para producir un sulfato de propoxi alcohol
US20220363979A1 (en) 2019-10-31 2022-11-17 Chevron Oronite Company Llc Olefin sulfonates
WO2021087328A1 (en) 2019-10-31 2021-05-06 Chevron U.S.A. Inc. Olefin sulfonates
CA3158945A1 (en) 2019-10-31 2021-05-06 Chevron U.S.A. Inc. Olefin sulfonates
CN111878050A (zh) * 2020-08-25 2020-11-03 延安大学 一种核磁在线致密油水驱开发提高采收率的方法

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN85108730A (zh) * 1984-12-06 1986-07-09 狮子株式会社 用于油回收的胶束剂
US4852653A (en) * 1988-07-06 1989-08-01 Shell Oil Company Method to obtain rapid build-up of pressure in a steam foam process
CN101589128A (zh) * 2006-12-21 2009-11-25 国际壳牌研究有限公司 用于强化烃采收的方法和组合物
US20100282467A1 (en) * 2009-05-05 2010-11-11 Stepan Company Sulfonated internal olefin surfactant for enhanced oil recovery
CN101970599A (zh) * 2008-02-07 2011-02-09 国际壳牌研究有限公司 强化烃采收的方法和组合物

Family Cites Families (34)

* 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
US3946812A (en) 1974-01-02 1976-03-30 Exxon Production Research Company Use of materials as waterflood additives
US4077471A (en) 1976-12-01 1978-03-07 Texaco Inc. Surfactant oil recovery process usable in high temperature, high salinity formations
JPS6059903B2 (ja) 1977-08-25 1985-12-27 ライオン株式会社 内部オレフインスルホン酸塩の製造法
US4216079A (en) 1979-07-09 1980-08-05 Cities Service Company Emulsion breaking with surfactant recovery
US4248793A (en) 1979-09-26 1981-02-03 The Lion Fat & Oil Co., Ltd. Process for the production of internal olefin sulfonate
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
JPS59185286A (ja) * 1983-04-04 1984-10-20 ライオン株式会社 石油の回収方法
US5068043A (en) 1985-11-12 1991-11-26 Shell Oil Company Preformed surfactant-optimized aqueous alkaline flood
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
GB8817293D0 (en) 1988-07-20 1988-08-24 Shell Int Research Process for preparation of internal olefin sulphonates
US4979564A (en) 1989-01-31 1990-12-25 The Standard Oil Company Method of enhanced oil recovery using low tension viscous waterflood
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
US5634984A (en) 1993-12-22 1997-06-03 Union Oil Company Of California Method for cleaning an oil-coated substrate
US5648585A (en) 1993-12-29 1997-07-15 Murray; Brendan Dermot Process for isomerizing linear olefins to isoolefins
US5510306A (en) 1993-12-29 1996-04-23 Shell Oil Company Process for isomerizing linear olefins to isoolefins
US5559263A (en) 1994-11-16 1996-09-24 Tiorco, Inc. Aluminum citrate preparations and methods
DE69604176T2 (de) 1995-06-07 2000-05-04 Shell Oil Co Verfahren zur herstellung von ferrierit
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
US20080171672A1 (en) * 2006-12-21 2008-07-17 Cano Manuel Luis Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery
US20080302531A1 (en) * 2007-06-09 2008-12-11 Oil Chem Technologies Process for recovering oil from subterranean reservoirs
EA021454B1 (ru) * 2009-07-09 2015-06-30 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ и композиция для повышения добычи углеводородов из пласта, содержащего сырую нефть с особыми группами растворимости и семействами химических соединений
CN102762687A (zh) * 2010-02-12 2012-10-31 国际壳牌研究有限公司 强化油采收的方法和组合物

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN85108730A (zh) * 1984-12-06 1986-07-09 狮子株式会社 用于油回收的胶束剂
US4852653A (en) * 1988-07-06 1989-08-01 Shell Oil Company Method to obtain rapid build-up of pressure in a steam foam process
CN101589128A (zh) * 2006-12-21 2009-11-25 国际壳牌研究有限公司 用于强化烃采收的方法和组合物
CN101970599A (zh) * 2008-02-07 2011-02-09 国际壳牌研究有限公司 强化烃采收的方法和组合物
US20100282467A1 (en) * 2009-05-05 2010-11-11 Stepan Company Sulfonated internal olefin surfactant for enhanced oil recovery

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107771205A (zh) * 2015-04-09 2018-03-06 沙特阿拉伯石油公司 用于提高烃采收的胶囊型纳米组合物
CN107771205B (zh) * 2015-04-09 2021-03-23 沙特阿拉伯石油公司 用于提高烃采收的胶囊型纳米组合物
CN113354844A (zh) * 2021-05-25 2021-09-07 四川轻化工大学 一种多功能化双物理交联水凝胶及其制备方法和应用
CN113354844B (zh) * 2021-05-25 2023-01-31 四川轻化工大学 一种多功能化双物理交联水凝胶及其制备方法和应用

Also Published As

Publication number Publication date
EP2751219B1 (en) 2018-11-07
WO2013030140A1 (en) 2013-03-07
BR112014004024A2 (pt) 2017-03-07
US20140224490A1 (en) 2014-08-14
MY175582A (en) 2020-07-01
MX2014002033A (es) 2014-03-21
EP2751219A1 (en) 2014-07-09
EA201490525A1 (ru) 2014-07-30
CA2845662A1 (en) 2013-03-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN103781875A (zh) 提高烃采收的组合物和方法
US10435618B2 (en) Surfactants for enhanced oil recovery
CN103003385B (zh) Guerbet醇烷氧基化物表面活性剂及其在提高油采收率应用中的用途
CN102822312B (zh) 作为强化采油应用的新型表面活性剂组合物的苯乙烯基苯酚烷氧基化物硫酸盐
KR102479609B1 (ko) 미네랄 오일 제조 방법
US9284481B2 (en) Method and composition for enhanced oil recovery
US9441148B2 (en) Method and composition for enhanced hydrocarbon recovery
Liyanage et al. A novel class of large-hydrophobe tristyrylphenol (TSP) alkoxy sulfate surfactants for chemical enhanced oil recovery
CN102918014A (zh) 大疏水物醚硫酸盐表面活性剂的制造方法和在提高采收率应用中的用途
CN102612548A (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
ES2554953T3 (es) Procedimiento para la recuperación de petróleo usando tensioactivos basados en una mezcla de alcoxilatos de hidrocarburos que contienen Guerbet C24, Guerbet C26, Guerbet C28
MX2012010276A (es) Proceso para extraer aceite mineral usando tensioactivos basados en alcoxilatos de alquilo que contienen oxido de butileno.
CN100569889C (zh) 用于提高的油回收方法的中和不足的烷基二甲苯磺酸组合物
CN103347976A (zh) 用于从含原油地层强化烃采收的方法和组合物
CN102449103A (zh) 从极高盐度的高温地层中强化烃采收的方法和组合物
WO2015135855A1 (de) Verfahren zum co2-fluten unter verwendung von c12-14-alk(en)ylpolyalkoxylaten
CN104271699A (zh) 强化烃采收的方法

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C02 Deemed withdrawal of patent application after publication (patent law 2001)
WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication

Application publication date: 20140507