CN105602537A - 多功能发泡组合物 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及具有湿润性改性、腐蚀抑制和矿物垢抑制/分散特性且在高温、高压环境中具有高稳定性并且对高浓度的诸如钙、镁、锶和钡的二价离子具有耐受性的多功能发泡组合物的获得和使用。所述多功能发泡组合物得自源于烷基酰胺基丙基羟基磺基甜菜碱和/或烷基酰胺基丙基甜菜碱和/或烷基羟基磺基甜菜碱和/或烷基甜菜碱和烷基羟基磺酸盐和烯基磺酸盐类型的阴离子表面活性剂的相互作用的超分子复合物与作为四烷基卤化铵的阳离子表面活性剂和源于衣康酸/乙烯磺酸钠的共聚物衍生物和/或源于衣康酸/乙烯磺酸钠/乌头酸的三聚物的组合。这些多功能发泡组合物在天然压裂的碳酸盐型油藏和异构岩石中控制气窜并有利地改变湿润性和提高原油采收率。

Description

多功能发泡组合物
发明领域
本发明涉及具有湿润性改性、腐蚀抑制和矿物垢抑制/分散特性的多功能发泡组合物的获得和使用，所述组合物在涉及超高盐度盐水、高温和高压的条件下显示高稳定性和高性能，并且在异构岩石的天然裂缝性油藏中流体渠化(canalization)的控制中具有用途，因在强化采油过程中在高温和超高盐度条件下有利地改变了岩石湿润性而提高了原油产量，以及在高温和超高盐度条件下控制了发生于原油采油装置(productionrigs)中的均匀局部腐蚀的问题，抑制和分散了当注水与油田中存在的地层水接触时形成的作为碳酸钙以及硫酸钙、钡和锶的矿物垢，并且对于其用途可使用海水和/或油藏的特征原生水溶解所述多功能发泡组合物。
本发明的多功能发泡组合物由得自烷基酰胺基丙基羟基磺基甜菜碱和/或烷基酰胺基丙基甜菜碱和/或烷基羟基磺基甜菜碱和/或烷基甜菜碱和作为烷基羟基磺酸钠和烯基磺酸钠的阴离子表面活性剂的相互作用的超分子复合物与作为四烷基卤化铵的阳离子表面活性剂和源于衣康酸/乙烯磺酸钠的共聚物和/或源于衣康酸/乙烯磺酸钠/乌头酸的三聚物的组合获得。
发明背景
目前在世界范围内存在于天然压裂油藏(NFCR)中的主要技术挑战是其呈现高温和超高盐度条件；通过化学品的使用提高了原油采收率。NFCR的特征在于具有低孔隙率，存在优先流区域，这可归因于裂缝和溶腔的存在，并且显示对石油或中间体的湿润性；因此，在此使用以提高采收率的化学品必须具备控制窜流和将岩石湿润性由油湿性改为水湿性的能力。除此之外，由于高温和高盐度的NFCR条件以及注水和岩层水之间不相容的问题，必要的是用于强化采油过程中的化学品耐受高盐度和高二价离子浓度，控制因矿物盐垢所致的岩层损坏问题和均匀腐蚀以及采油装置中的垢的问题。
传统上，控制NFCR中窜流的途径为使用发泡剂和/或凝胶[SPE145718,2011,DevelopmentofanewfoamEORmodelfromlaboratoryandfielddataofthenaturallyfracturedCantarellField；SPE130655,2010,High-temperatureconformancefieldapplicationthroughcoiledtubingasuccessfulcasehistory；SPE129840,2010,ApplicationofgasformobilitycontrolinchemicalEORinproblematiccarbonatereservoirsandtheperformancethereof]，其是油藏温度、盐度以及注水和/或岩层水中存在的二价离子浓度和油藏中存在的原油类型的函数。还有，近年来在墨西哥已证实了使用具有湿润性改性特性的发泡剂的利益，所述利益为控制气窜(gaschanneling)问题，并且在不显示水不相容问题的NFCR中提高采收率[AIPM,13-33,2012,ControldemovilidaddelgasenelcasqueteenpozosdelcampoAkalpertenecientealComplejoCantarell；SPE145718,2011,DevelopmentofanewfoamEORmodelfromlaboratoryandfielddataofthenaturallyfracturedCantarellField]。另外，发泡剂通常用于油田开采的多个阶段，如：钻井和压裂；以及在带有水源的气藏和凝析油气藏(condensatereservoirs)中。在这种类型的气藏和凝析油气藏中，泡沫的功能是通过减少流体(水、气和冷凝物)所产生的静液柱的重量而使气体产量最大化。在已被用于产生泡沫的主要的表面活性剂化学家族中，在强化采油过程中具有应用的是；1)烷基芳基磺酸盐(美国专利US5,273,682"Viscositycontroladditivesforfoamingmixture")；2)烷氧基烷基苯磺酸盐(美国专利US5,049,311"Alkoxylatedalkylsubstitutedphenolsulphonatescompoundsandcomposition,thepreparationthereofandtheiruseinvariousapplications")；3)α-烯烃磺酸盐(美国专利US4,607,695"Highsweepefficiencysteamdriveoilrecoverymethod")；4)烷基酰胺基甜菜碱(美国专利US7,104,327"Methodsoffracturinghighsubterraneanzonesandfoamedfracturingfluidstherefor")；5)烷基酰胺基羟基磺基甜菜碱(美国专利US7,407,916"Foamedtreatmentfluidsandassociatedmethods")；和6)烷基醚硫酸盐(ReportDE-FC26-03NT15406oftheUnitedStatesDepartmentofEnergyinAmericaSurfactant-BasedEnhancedOilRecoveryProcessesandFoamMobilityControl)。然而，当油藏中的温度条件高(高于70℃)，盐度大于总固体的30,000ppm，且二价离子(诸如钙和镁)的浓度高于2,000ppm时，则从这种表面活性剂化学家族产生的泡沫的稳定性急剧降低。为提高泡沫的稳定性并由此提高其对高二价离子浓度和/或高温的耐受性，人们已开发了具有改进特性的发泡剂制剂，如下面列出的那些：美国专利US3,939,911(Surfacantoilrecoveryprocessusableinhightemperatureformationscontainingwaterhavinghighconcentrationsofpolyvalentions)描述了一种应用于高温油藏的强化采油过程中的三表面活性剂体系，所述高温油藏中的水层包含200至14,000ppm的溶解多价离子，诸如钙或镁。三表面活性剂体系由以下组成：1)水溶性的烷基或烷基芳基磺酸盐，其中所述烷基链可具有5至25个碳原子，2)平均分子量不超过1000UMA的磷酸酯表面活性剂，和3)结构式(1)的磺基甜菜碱表面活性剂，其中R是12至24个碳原子的烷基基团。该组合在直到至少107℃的温度是稳定的，并且耐受细菌攻击和抑制垢形成。
美国专利US4,703,797(Sweepimprovementinenhancedoilrecovery)提到了一种在强化采油过程中改善排气(swept)的方法。该方法包括置换流体在包含表面活性剂制剂的水溶液中的分散产生泡沫。所述表面活性剂制剂由发泡类木素磺酸盐和发泡表面活性剂组成。在所述发泡表面活性剂中，提到了由阴离子、非离子和两性表面活性剂组成。美国专利US5295540(Foammixtureforsteamandcarbondioxidedriveoilrecoverymethod)提到了一种用于提高地层中烃产量的基于泡沫的方法，其包括1)将产生的蒸汽和流体注入岩层中，和2)注入蒸汽混合物、不冷凝气体和表面活性剂与多糖的水性混合物。在所提及的可使用表面活性剂中，发现它们是直链甲苯磺酸盐、烷基芳基磺酸盐、二甲基芳基磺酸盐、α-烯烃磺酸盐和二聚α-烯烃磺酸盐。美国专利US5542474(Foammixtureforcarbondioxidedriveoilrecoverymethod)提到了一种在将蒸汽或二氧化碳供给进入地下岩层过程中增强性能的基于泡沫的方法，所述地下岩层包括至少一个生产井和一个注入井。在采油过程中通过蒸汽供给排气的效率通过以下增强：1)注入蒸汽，直到其开始出现在生产井中，和2)随后加入由蒸汽、不冷凝气体和多肽表面活性剂水溶液形成的混合物。表面活性剂-多肽的水溶液与岩层的石油在油藏条件下形成稳定泡沫。其中用作发泡剂基础的表面活性剂是硫酸化乙氧基化醇、乙氧基化直链醇和直链甲苯磺酸的钠盐和铵盐。美国专利US7,104,327(Methodsoffracturinghightemperaturesubterraneanzonesandfoamedfracturingfluidstherefor)提供了用于压裂高温地下区域的方法和用于此目的发泡粘性水性压裂液。该发明的压裂液含有水，2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、丙烯酰胺和丙烯酸或其盐三聚物，气体，发泡剂，以及用于控制和降低压裂液粘度的降粘剂。该发明中的发泡剂选自C8-C22烷基酰胺基-甜菜碱、α-烯烃磺酸盐、三甲基-taloil-C8-C22alquiletoxilado硫酸铵的氯化物和三甲基-椰油基-氯化铵；尤其是提到了制备为发泡剂的椰油酰胺基丙基甜菜碱。墨西哥专利MX297,297(Composiciónespumanteparaaltatemperaturaysalinidad)涉及一种改进的发泡组合物，其通过得自α-烯烃磺酸钠与烷基酰胺基丙基甜菜碱[结构(2)]的超分子相互作用的协同效应而在具有高盐度和温度条件的碳酸盐天然压裂油藏中控制气窜，
其中R和R1是直链或支链且长度为1-30个碳原子的独立烷基。
墨西哥专利MX297,297和美国专利US8,722,588提到了得自α-烯烃磺酸钠与烷基酰胺基丙基甜菜碱的相互作用的超分子复合物，其可与阴离子表面活性剂(优选3-羟烷基磺酸钠类)和阳离子表面活性剂(优选烷基铵季铵盐类型的，优选烷基三甲基氯化铵或溴化铵类)结合，同时封存二价离子，优选源于衣康酸且平均分子量在200-20,000道尔顿范围内的低聚物或共聚物，与源自选自以下的聚合物或共聚物：聚丙烯酰胺基团，部分水解的聚丙烯酰胺、黄原胶、聚(衣康酸)、聚(丙烯酸)、聚(衣康酸-共-丙烯酸)、聚(衣康酸盐)和聚(丙烯酸盐)。同样，在所述专利中说明了具有增强稳定性的发泡组合物在强化采油过程中和/或生产保证中具有用途。该专利没有提到作为湿润性改性剂、腐蚀抑制剂或防垢剂的应用；或者其存在于相同的衍生自衣康酸/乙烯磺酸钠的共聚物和/或衍生自衣康酸/乙烯磺酸钠/乌头酸的三聚物中。
墨西哥专利公开MX/a/2012/014187(Composiciónespumanteconpropiedadesmodificadorasdelamojabilidadeinhibitoriasdelacorrosiónparaaltatemperaturayultraaltasalinidad)涉及具有湿润性改性和腐蚀抑制特性的发泡组合物的收集和使用，该组合物通过得自烷基酰胺基丙基羟基磺基甜菜碱或烷基羟基磺基甜菜碱与烷基羟基磺酸钠和烯基磺酸钠[结构(3)]的超分子相互作用的协同效果来控制流体在天然压裂碳酸盐油藏中的成渠，在强化采油过程中有利地改变岩石湿润性和控制在高温和超高盐度条件下发生于采油装置中的均匀腐蚀问题。具有湿润性改性和腐蚀抑制特性的发泡组合物的特征在于耐受高二价离子浓度(诸如钙、镁、锶和钡)以及其应用于油藏时刻用作油藏的海水和/或适宜水特性的递送介质。该专利公开没有提到该组合物具有防垢特性，或者在其中还存烷基铵类型的季铵盐阳离子表面活性剂和/或源于衣康酸/乙烯磺酸钠的共聚物和/或衣康酸/乙烯磺酸钠/乌头酸的三聚物衍生物。
在美国专利申请US2007/0142235A1(Processforoilrecoveryusingsurfactantgels)中保护了一种用于采收烃类的组合物和方法，其包括将水溶液通过一个或多个注入井注入包含烃的岩层中，将溶液置换入岩层中并通过一个或多个生产井采收烃类。所述水溶液包含一种或多种两性烷基酰胺基甜菜碱类型[结构(4)]的表面活性剂以形成粘弹性表面活性剂凝胶，其可在一些石油和盐水中同时降低界面张力并提高诸如流体的粘性。所述粘弹性凝胶对电解质和多价阳离子具有耐受性，并且特别可用于具有中高温度、高盐度、高二价离子浓度和低孔隙率的油藏中。在该申请中提到了用于采收烃类的组合物包含一种或多种选择为在水性介质中同时具有降低界面张力和提高粘度的能力的两性表面活性剂、次要表面活性剂和任选地一种或多种聚合物以提供残余粘度。该专利申请说明了所述次要表面活性剂可选自阴离子、阳离子或非离子基团，且所述提供残余粘度的聚合物选自聚丙烯酰胺、部分水解的聚丙烯酰胺、黄原胶、羟乙基纤维素或瓜尔胶。同时，该专利申请提到烷基酰胺基甜菜碱与次要表面活性剂直链型十二烷基苯磺酸钠和芳基烷基二甲苯磺酸钠的组合降低了界面张力并提高体系的粘度。该专利申请没有提到使用基于烷基酰胺基甜菜碱的两性表面活性剂及其混合物用于发泡，其也没有提到使用烷基酰胺基甜菜碱与烷基铵季铵盐类型的阳离子表面活性剂和/或源于衣康酸/乙烯磺酸钠的共聚物和/或源于衣康酸/乙烯磺酸钠/乌头酸的三聚物的混合物。
上述文献中没有一篇要求了如下多功能发泡组合物的开发和使用：所述组合物得自源于烷基酰胺基丙基羟基磺基甜菜碱和/或烷基酰胺基丙基甜菜碱和/或烷基羟基磺基甜菜碱和/或烷基甜菜碱和烷基羟基磺酸钠和/或烯基磺酸钠类型的阴离子表面活性剂的相互作用的超分子复合物与四烷基卤化铵类型的阳离子表面活性剂和源于衣康酸/乙烯磺酸钠的共聚物和/或源于衣康酸/乙烯磺酸钠/乌头酸的三聚物的组合。这样的多功能组合物特征在于在高温、高压环境中具有高稳定性，并且对高二价离子浓度如钙、镁、锶和钡具有耐受性。因此本发明的目的在于提供具有改变的湿润性、均匀和局部化腐蚀抑制以及矿物垢(诸如碳酸钙以及钙、钡和锶的硫酸盐)的抑制/分散的多功能发泡组合物；其包括源于烷基酰胺基丙基羟基磺基甜菜碱和/或烷基酰胺基丙基甜菜碱和/或烷基羟基磺基甜菜碱和/或烷基甜菜碱以及烷基羟基磺酸钠和烯基磺酸钠类型的阴离子表面活性剂的相互作用的超分子复合物与作为四烷基卤化铵的阳离子表面活性剂和源于衣康酸/乙烯磺酸钠的共聚物和/或源于衣康酸/乙烯磺酸钠/乌头酸的三聚物。本发明具有以下优点：所产生的组合物是多功能的，在超高盐度环境、高温和高二价离子浓度下在天然压裂的碳酸盐油藏中控制气窜；控制在注水和岩层水结合且不相容时发生的矿物盐垢问题；在强化原油采收过程中有利地改变岩石湿润性和控制采油装置中的均匀腐蚀问题。
附图说明
为更好理解本发明中用于高温和超高盐度的具有湿润性改性、腐蚀抑制和矿物垢抑制/分散特性的多功能发泡组合物，随后简要描述了附图所含内容：
图1显示了用于泡沫产生的测试系统，其由以下部件组成：气缸(TG-1)、泡沫发生器管(EPM-1)、与0.5μ扩散器偶联的喷枪(lance)(DF-1)、容量为0-150cm3/min的流量计(R-1)、带有再循环的热浴(BTR-1)、控制气流的阀装置(VR-1、VP-1、VP-2、VR-2、VP-3、VP-4)、温度和压力指示器(T-1、P-1和P2)。
图2说明了泡沫于1kg/cm2和70℃下对时间的稳定性行为，使用实施例12中所述的盐水1制备为0.2wt％的以下物质：a)椰油酰胺基丙基羟基磺基甜菜碱，b)3-羟基十一烷-1-磺酸钠和十二-2-烯-1-磺酸钠的混合物，c)十二烷基三甲基氯化铵，d)椰油酰胺基丙基甜菜碱，e)十二烷基羟基磺基甜菜碱，f)十二烷基甜菜碱，g)十六烷基三甲基氯化铵，和f)发泡组合物1。
图3显示了泡沫于1kg/cm2和70℃下对时间的稳定性行为，使用实施例12中所述的盐水1制备为0.2wt％的以下物质：a)椰油酰胺基丙基羟基磺基甜菜碱，b)3-羟基十一烷-1-磺酸钠和十一-2-烯-1-磺酸钠的混合物，c)十二烷基三甲基氯化铵，d)墨西哥专利MX297297中所述的发泡组合物，e)专利申请Mx/a/2012/014187中所述的发泡组合物，f)发泡组合物1，g)发泡组合物2，和h)发泡组合物3。
图4显示了泡沫于1kg/cm2和70℃下对时间的稳定性行为，使用实施例12中所述的盐水1制备为0.2wt％的本发明发泡组合物1至6。
图5显示了泡沫于1kg/cm2和70℃下对时间的稳定性行为，使用实施例12中所述的盐水1制备为0.2wt％的本发明发泡组合物7至10。
图6显示了泡沫于1kg/cm2和70℃下对时间的稳定性行为，使用实施例14中所述的盐水2、3和4和发泡组合物1制备。
图7显示了泡沫于1kg/cm2和70℃下对时间的稳定性行为，使用实施例14中所述的盐水2、3和4和发泡组合物2制备。
图8显示了泡沫于1kg/cm2和70℃下对时间的稳定性行为，使用发泡组合物1和实施例14中所述的盐水4制备，并且使用氮作为气体、二氧化碳和甲烷以及发泡组合物1。
图9显示了泡沫于1kg/cm2和70℃下对时间的稳定性行为，使用发泡组合物2和实施例14中所述的盐水4制备，并且使用氮作为气体、二氧化碳和甲烷。
图10显示了高温高压下泡沫稳定性的评价装置：其中：1)温度控制器，2)BPR(背压调节器)，3)观测孔，4)过滤器，5)传压筒6)注入泵，和7)阀。
图11显示了使用其组成如实施例14中所述的盐水3的本发明组合物2在高压条件和高温下的泡沫稳定性的图像顺序，其中：1)测试开始时，2)1小时，3)18小时，4)24小时，5)36小时，6)72小时，7)77小时，8)98小时，9)120小时，10)125小时，11)135小时，12)142小时，13)148小时，14)167小时，15)181小时，16)185小时，17)190小时，18)192小时，19)195小时和20)240小时。
图12显示了使用实施例14中所述的盐水3的发泡组合物在2-3500psi(246Kg/cm2)和150℃时对时间的稳定性行为图表。
图13显示了2-3500psi(246Kg/cm2)和150℃的发泡组合物的剪切速率对剪切应力的图表。
图14显示了纵向井(裂缝)的岩心的图像，其中：a)顶视图，b)侧视图，c)纵视图。
图15显示了测定阻塞因子(blockingfactor)的器件。
图16显示了用于表征使用图15的实验设备的基质-裂缝(matrix-fracture)系统。
图17显示了对于不同流速的岩层水(盐水2)和1000、1500和2500psi(70、105和176Kg/cm2)的围压的裂缝中压降行为。
图18显示了对于不同流速的由发泡组合物2产生的泡沫和1000、1500和2500psi(70、105和176Kg/cm2)的围压的裂缝中压降行为。
图19显示了泡沫对于不同流速的图像：a)5mL/min，b)10mL/min。
图20涉及对于在2500psi(176Kg/cm2)的围压下置换岩层水(盐水2)和由发泡组合物2形成的泡沫的不同氮气流速的压降行为。
图21、22和23显示了使用不同浓度的多功能发泡组合物2置换石油的结果。开始于对不同浓度的多功能发泡组合物2的初次置换(firstdropdisplacement)。
图21说明了对不同浓度的多功能发泡组合物的初次置换的开始。
图22涉及在不同浓度的多功能发泡组合物2条件下在即将置换油滴(oildrop)的时刻。
图23显示了在不同浓度的多功能发泡组合物2条件下油滴置换的图片顺序。
图24显示了Amott单元系统，其中：a)观察采油的毛细管，b)单元的玻璃体部，c)岩心，和d)再循环以保持温度。
图25显示了：a)Amott单元烯烃，和b)在Amott单元中于90℃使用发泡组合物采油。
图26显示了对于盐水，墨西哥专利申请MX/a/2012/014187的发泡组合物、本发明的组合物1-5、7和9的发泡组合物的采收率行为图表。
图27说明了对于盐水5，专利申请MX/a/2012/014187的发泡组合物和本发明的发泡组合物2和9的采收率行为图表。
图28显示了对于盐水6，专利申请MX/a/2012/014187的发泡组合物和本发明的发泡组合物2和9的采收率行为图表。
图29显示了：a)干净的石灰岩心，b)测试后的石灰岩心和所开采的石油。
图30显示了对于盐水4，专利申请MX/a/2012/014187的发泡组合物和本发明发泡组合物2和9的采收率行为。
图31显示了高温下用于吸入过程的玻璃反应器，其中：a)玻璃反应器，b)再循环以加热，c)用于产生系统压力的玻璃缸。
图32说明了：a)用于加热的再循环器，b)压力计，c)安全阀，d)气体入口，e)玻璃容器，f)反应器支承件，g)在高温和150℃置换条件下的吸入测试中的石灰岩心。
图33显示了高温和高压的接触角的图像。
图34显示了置换实验中的岩心堆叠。
图35显示了图片，其中：a)高温单元和温度，和b)岩心堆叠。
图36显示了如下图表：其显示了通过压降采油。
图37显示了如下图表：其显示了通过注入用发泡组合物2形成的泡沫采油。
图38显示了在动轮实验(dynamicwheeltest)中使用的金属片(metalcoupons)的外观，其中：a)暴露于盐水混合物的金属片，和b)暴露于发泡组合物2的金属片。
图39显示了含有盐水混合物的小瓶(vials)的外观，所述盐水混合物引起硫酸钙晶体形成，并且包含：a)通过盐水的混合形成的晶体，b)使用发泡组合物1的没有晶体形成的盐水混合物，c)使用发泡组合物2的没有晶体形成的盐水混合物，和d)使用发泡组合物3的没有晶体形成的盐水混合物。
图40说明了显示以下的高压高温观测孔：a)在实验起始时，不含化学品的盐水混合物，b)在实验开始后3小时，不含化学品的盐水混合物中的晶体，c)在实验开始时，不含化学品的盐水混合物，和d)在实验开始后72小时，使用发泡组合物2的没有晶体形成的盐水混合物。
图41显示了扫描电子显微镜图像，其显示：a)硫酸钙晶体，b)因发泡组合物2而变形和破碎的硫酸钙晶体。
图42显示了扫描电子显微镜图像，其显示：a)碳酸钙晶体，和b)因发泡组合物2而变形和破碎的碳酸钙晶体。
具体实施方式
本发明涉及如下多功能发泡组合物的获得和使用：所述多功能发泡组合物在天然压裂的碳酸钙油藏中在高温和超高盐度条件下控制气窜(gaschannelling)，在强化采油过程中有利地改变掩饰湿润性，抑制亚铁金属的均匀局部腐蚀，并且抑制和分散碳酸钙以及硫酸钙、钡和锶的垢，这些始终是岩层损坏的主要诱因。
所述多功能特性由以下组合物产生：该组合物包含得自烷基酰胺基丙基羟基磺基甜菜碱和/或烷基酰胺基丙基甜菜碱和/或烷基羟基磺基甜菜碱和/或烷基甜菜碱和烷基羟基磺酸盐钠和烯基磺酸钠类型的阴离子表面活性剂的相互作用的超分子复合物，以及四-烷基卤化铵阳离子表面活性剂和源于衣康酸/乙烯磺酸钠的共聚物衍生物和/或源于衣康酸/乙烯磺酸钠/乌头酸的三聚物。
本发明的多功能组合物特征在于在高温高压下具有高稳定性，并且具有对高浓度二价离子(诸如钙、镁、锶和钡)的耐受性。
为开发本发明，一种包括以下步骤的方法：1)获得多功能组合物，和2)实验评价泡沫特性、湿润性改性、均匀局部腐蚀抑制和矿物垢如碳酸钙以及硫酸钙、钡和锶的抑制和分散。
1)获得多功能发泡组合物.本发明的多功能发泡组合物通过以下方式获得：将得自烷基酰胺基丙基羟基磺基甜菜碱和/或烷基酰胺基丙基甜菜碱和/或烷基羟基磺基甜菜碱和/或烷基甜菜碱和烷基羟基硫酸钠和烯基磺酸钠类型的阴离子表面活性剂的相互作用的超分子复合物与作为四烷基卤化铵的阳离子表面活性剂和源于衣康酸/乙烯磺酸钠的共聚物和/或源于衣康酸/乙烯磺酸钠/乌头酸的三聚物以不同比例组合。下面的实施例将用于举例说明本发明目标多功能发泡组合物的制备。
实施例1
从源于椰油酰胺基-丙基羟基磺基甜菜碱与3-羟基十一烷-1-磺酸钠和十一-2-烯-1-磺酸钠的相互作用的超分子复合物与十二烷基三甲基氯化铵的组合获得多功能发泡组合物1：
组合物A：遵循墨西哥专利申请MX/a/2012/014187(Composiciónespumanteconpropiedadesmodificadorasdelamojabilidadeinhibitoriasdelacorrosiónparaaltatemperaturayultraaltasalinidad)中所述的程序，于50℃的温度和大气压下在配有磁力搅拌器和温度计的1000ml双颈圆底烧瓶中混合160.6g蒸馏水与250.0g包含43.5wt％(0.278mol)椰油酰胺基-丙基羟基磺基甜菜碱的水溶液和81.0g包含47.8wt％3-羟基十一烷-1-磺酸钠和十一-2-烯-1-磺酸钠的混合物的水溶液，其特征在于具有47.4wt％(0.0636mol)3-羟基十一烷-1-磺酸钠和52.6wt％(0.0753mol)十一-2-烯-1-磺酸钠。
将混合物搅拌3小时，以得到490.7g组合物A，其是茶色(amber-yellow)液体。
组合物B：于室温和大气压下在配有磁力搅拌器和温度计的250ml双颈圆底烧瓶中混合39.86g含有37wt％(0.056mol)十二烷基三甲基氯化铵的水溶液和50.39g含有43.5wt％(0.056mol)椰油酰胺基-丙基羟基磺基甜菜碱和32.01g蒸馏水的水溶液。
将反应混合物搅拌30分钟，以得到122.26g的组合物B，其是稍微粘性的茶色液体。最后，在配有磁力搅拌器和温度计的1000ml双颈圆底烧瓶中于50℃和大气压下混合490.7g组合物A和122.26g组合物B，并搅拌3小时，以得到614g多功能发泡组合物1，其是包含30wt％活性化合物粘性茶色液体。
实施例2
从源于椰油酰胺基-丙基羟基磺基甜菜碱与3-羟基十一烷-1-磺酸钠和十一-2-烯-1-磺酸钠的相互作用的超分子复合物与十二烷基三甲基氯化铵和源于衣康酸和乙烯磺酸钠的共聚物的组合活动的多功能发泡组合物2：在配有磁力搅拌器和温度计的1000ml双颈圆底烧瓶中于50℃温度和大气压下混合并连续搅拌实施例1中的614g多功能发泡组合物与34.2g包含50wt％源于衣康酸和乙烯磺酸钠的共聚物和22.8g蒸馏水。在1小时搅拌结束时，得到671g多功能发泡组合物2，其是包含30wt％活性产物的粘性茶色液体。
实施例3
从得自月桂基和肉豆蔻基酰胺基-丙基甜菜碱与3-羟基十一烷-1-磺酸钠和十一-2-烯-1-磺酸盐的相互作用的超分子复合物与十六烷基三甲基氯化铵和源于源于衣康酸和乙烯磺酸钠的共聚物的组合获得多功能发泡组合物3：
组合物C：在配有磁力搅拌器和温度计的1000ml双颈圆底烧瓶中于50℃温度和大气压下边恒速搅拌边混合146.6g蒸馏水、361.2g包含32.70wt％月桂基和肉豆蔻基酰胺基-丙基甜菜碱混合物的水溶液和192.2g包含47.8wt％3-羟基十一烷-1-磺酸钠和十一-2-烯-1-磺酸钠混合物的水溶液，其特征在于具有47.4wt％(0.0636mol)3-羟基十一烷-1-磺酸钠和52.6wt％(0.0753mol)十一-2-烯-1-磺酸钠。将混合物剧烈搅拌3小时，以得到700g组合物C，其是粘性茶色液体。
组合物D：于室温和大气压下在配有磁力搅拌器和温度计的250ml圆底烧瓶中混合81.5g包含30.4wt％(0.056mol)十六烷基三甲基氯化铵的水溶液与84.8g包含32.7wt％月桂基和肉豆蔻基酰胺基-丙基甜菜碱混合物的水溶液和8.64g蒸馏水。将反应混合物搅拌30分钟，以得到175g组合物D，其是略微粘性的茶色液体。
最后，在配有磁力搅拌器和温度计的1000ml双颈圆底烧瓶中于50℃温度和大气压下混合15.8g蒸馏水、700g组合物C、175g组合物D和23.9g包含50wt％源于乙烯磺酸钠和衣康酸的共聚物的水溶液，并连续搅拌4小时，以得到914.7g多功能发泡组合物3，其是包含30wt％活性产物的粘性茶色液体。
实施例4
从得自月桂基甜菜碱、3-羟基十一烷-1-磺酸钠和十一-2-烯-1-氯化铵的组合获得多功能发泡组合物4：在配有磁力搅拌器和温度计的1000ml双颈圆底烧瓶中于48℃温度和大气压下边连续搅拌边混合67g蒸馏水、350g包含30wt％月桂基甜菜碱的水溶液和112.9g包含47.8wt％3-羟基十一烷-1-磺酸钠和十一-2-烯-1-磺酸钠混合物的水溶液，其特征在于具有47.4wt％(0.0636mol)3-羟基十一烷-1-磺酸钠和52.6wt％(0.0753mol)十一-2-烯-1-磺酸钠。
将混合物剧烈搅拌3小时，以得到529.9g包含30wt％组合物E的粘性茶色液体。在另一方面，制备组合物F，其包括53.3g包含37wt％十二烷基三甲基氯化铵的水溶液和67.6g包含30wt％月桂基甜菜碱的水溶液和12.4g蒸馏水。将组合物F连续搅拌30分钟，以得到133.4g稍微粘性的茶色液体。最后，在配有磁力搅拌器和温度计的1000ml双颈圆底烧瓶中，于48℃温度、大气压和连续搅拌下将529.9g组合物E和133.4g组合物F混合3小时，以得到663.3g多功能发泡组合物4，其是包含30wt％活性产物的粘性茶色液体。
实施例5
从得自月桂基甜菜碱与3-羟基十一烷-1-磺酸钠和十一-2-烯-1-磺酸钠的相互作用的超分子复合物与十二烷基三甲基氯化铵和源于衣康酸和乙烯磺酸钠的共聚物的组合获得多功能发泡组合物5：在配有磁力搅拌器和温度计的1000ml双颈圆底烧瓶中于50℃温度和大气压下边恒速搅拌边混合663.3g如实施例4中所述的产物4、36.9g包含50wt％源于衣康酸和乙烯磺酸钠的共聚物的水溶液和24.6g蒸馏水，以得到724.9g多功能发泡组合物5，其是包含30wt％活性产物的粘性茶色液体。
实施例5
从得自十二烷基羟基磺基甜菜碱与3-羟基十一烷-1-磺酸钠和十一-2-烯-1-磺酸钠的相互作用的超分子复合物与十二烷基三甲基氯化铵的组合获得多功能发泡组合物6：在配有磁力搅拌器和温度计的1000ml双颈圆底烧瓶中于48℃温度、大气压和连续搅拌下混合224.1g蒸馏水、250g包含49wt％(0.380mol)十一烷基-羟基磺基甜菜碱的水溶液与110.9g包含47.8wt％3-羟基十一烷-1-磺酸钠和十一-2-烯-1-磺酸钠混合物的水溶液，其特征在于具有47.4wt％(0.087mol)3-羟基十一烷-1-磺酸钠和52.6wt％(0.100mol)十一-2-烯-1-磺酸钠。将混合物剧烈搅拌3小时，以得到584.8g包含30wt％组合物G的粘性茶色液体.在另一方面，制备组合物H，其包括53.4g包含37wt％(0.075mol)十二烷基三甲基氯化铵的水溶液和49.3g包含49wt％(0.075mol)十二烷基羟基磺基甜菜碱的水溶液和43.6g蒸馏水。将组合物H搅拌30分钟，以得到146.2g稍微粘性的茶色液体。最后，在配有磁力搅拌器和温度计的1000ml双颈圆底烧瓶中,将584.8gG组合物与146.2gH组合物于50℃温度和大气压下混合并搅拌3小时，以得到731g多功能发泡组合物6，其是包含30wt％活性产物的粘性茶色液体。
实施例7
从得自月桂基-羟基磺基甜菜碱与3-羟基十一烷-1-磺酸钠和十一-2-烯-1-磺酸钠的相互作用的超分子复合物与十二烷基三甲基氯化铵和源于衣康酸和乙烯磺酸钠的共聚物的组合获得多功能发泡组合物7：在配有磁力搅拌器和温度计的1000ml双颈圆底烧瓶中于50℃温度和大气压下边连续搅拌边混合731g实施例6中所述的产物6、40.7g包含50wt％源于衣康酸和乙烯磺酸钠的共聚物的水溶液和27.3g蒸馏水，以得到799g多功能发泡组合物7，其是包含30wt％活性产物的粘性茶色液体。
实施例8
从来自椰油酰胺基-丙基羟基磺基甜菜碱与3-羟基十一烷-1-磺酸钠和十一-2-烯-1-磺酸钠的相互作用的超分子复合物衍生物与十二烷基三甲基氯化铵和油胺的偕两性离子液体直链类型的二-β-N-烯基-N-聚醚-β-氨基酸衍生物的组合获得多功能发泡组合物8：在配有磁力搅拌器和温度计的1000ml双颈圆底烧瓶中于50℃温度和大气压下边连续搅拌边混合614g实施例1中所述的产物1、27.3g包含30wt％油胺的偕两性离子液体直链类型的二-N-烯基-N-聚醚-β-氨基酸衍生物的水溶液，以得到641.3g多功能发泡组合物8，其是包含30wt％活性产物的粘性茶色液体。
实施例9
从来自椰油酰胺基-丙基羟基磺基甜菜碱与3-羟基十一烷-1-磺酸钠和十一-2-烯-1-磺酸钠的相互作用的超分子复合物衍生物与十二烷基三甲基氯化铵、源于衣康酸和乙烯磺酸钠的共聚物和油胺的偕两性离子液体直链类型的二-N-烯基-N-聚醚-β-氨基酸衍生物的组合获得多功能发泡组合物9：在配有磁力搅拌器和温度计的1000ml双颈圆底烧瓶中于50℃温度和大气压下边连续搅拌边混合671g实施例2中所述的组合物、29.4g包含30wt％油胺的偕两性离子液体直链类型二-N-烯基-N-聚醚-β-氨基酸衍生物的水溶液，以得到770.4g多功能发泡组合物9，其是包含30wt％活性产物的粘性茶色液体。
实施例10
从得自椰油酰胺基-丙基羟基磺基甜菜碱与3-羟基十一烷-1-磺酸钠和十一-2-烯-1-磺酸钠的相互作用的超分子复合物衍生物与十二烷基三甲基氯化铵和源于衣康酸/乙烯磺酸钠/乌头酸的三聚物的组合获得多功能发泡组合物10：在配有磁力搅拌器和温度计的1000ml双颈圆底烧瓶中于50℃温度和大气压下边连续搅拌边混合614g实施例1中所述的组合物、57g包含30wt％衣康酸/乙烯磺酸钠/乌头酸的三聚物衍生物的水溶液，以得到671g多功能发泡组合物10，其是包含30wt％活性产物的粘性茶色液体。
2)泡沫、湿润性改性、吸收、抑制均匀局部腐蚀特性和以及碳酸钙和硫酸钙、钡和锶矿物垢的抑制/分散的实验评价：
I)评价发泡特性：从得自烷基酰胺基丙基羟基磺基甜菜碱和/或烷基酰胺基丙基甜菜碱和/或烷基羟基磺基甜菜碱和/或烷基甜菜碱与烷基羟基磺酸钠和烯基磺酸钠类型的阴离子表面活性剂的相互作用的超分子复合物衍生物与作为四烷基卤化铵的阳离子表面活性剂和源于衣康酸/乙烯磺酸钠的共聚物和/或源于衣康酸/乙烯磺酸钠/乌头酸的三聚物生产的多功能发泡组合物的泡沫能力的评价，本发明的目的通过以下三种不同实验实现：a)测量大气压条件下的泡沫能力，b)测量高压高温条件下的泡沫稳定性，c)在毛细管流变仪中测定油藏条件下的流变行为，和d)测定阻塞因子。
a)测量大气压条件下的泡沫稳定性.所使用的大气压条件下的泡沫产生系统为墨西哥专利MX297297中所述系统的变体，其设计为评价表面活性剂所产生的泡沫在最高70℃温度时的稳定性，如图1中所示。该发泡系统由三个子系统组成，第一个包括由两个同轴玻璃管形成的泡沫发生器体部。外管高1.35m，且直径为0.0762m，而内管的高度为1.15m，且直径为0.0508m。在内管中装载了要被评价的溶液(盐水+化学品)，且用于产生和约束泡沫。虽然外管具有容纳加热液体的功能，但实验温度是受控的。第二个子系统是如下系统：其控制气流，并且由调节气体排出压力的存储罐和功能明显有助于调节气流和预防冷凝物滑移(skidding)的较小尺寸的第二稳定罐组成。在气体管线中，具有三个阀的阵列以控制气流的方向和大小，第一个是与稳定罐连接的泄流阀，随后连接的是允许气体供给到校准流量计(最大流量3SFC/h)的旁路阀，最后是用于控制进入泡沫发生器体部以及将系统向大气开放的三通阀。在该子系统末端，具有拉伸的不锈钢管路或喷枪，其下端连接了烧结分散器或扩散器(其可以是玻璃或钢的)，通过实施烧结分散器或扩散器将气体注入液相中以便均匀分配气流并实现单分散的泡沫纹理。最后，第三个子系统是温度控制，其通过油加热流以环形空间制成，受数字再循环的热浴控制。为进行泡沫稳定性和发泡能力的测量，开发了由18个阶段组成的步骤，其如下所述：1)制备分析所需浓度的研究溶液；2)检查内玻璃管的清洁度；3)打开热浴并将温度固定为70℃(该过程耗时约1小时)；4)打开罐的气阀；5)放开气罐以及泡沫发生器的阀；6)确保压力为50psi(3.5Kg/cm2)；7)经由注射器和软管注入60ml要被测试的溶液；8)引入钢矛(steelspear)并将其置于中心，放置10分钟以使矛中的温度均匀；9)将气体管线与矛连接；10)将加热带置于泡沫发生器顶部以避免整齐冷凝；11)记录液体的初始高度；12)打开气体停供阀(gasshutoffvalve)；13)打开转子流量计，控制流(flow)达到50psi并保持；14)当第一个气泡出现于流体中时立即打开计时器；15)在关停气阀45秒之后，打开排气阀并测量泡沫和液体高度(最大高度)并重置计时器；16)在10分钟内每分钟测量泡沫和液体的高度以测定排放速度和泡沫量；17)每10分钟记录泡沫和液体高度，直到泡沫高度达到最大高度的30％；和18)测定每个时间的泡沫稳定性百分比，并据此建立泡沫稳定性随时间的图表。泡沫稳定性定义为初始泡沫高度对时间的变化，并根据方程1和2测定。
Ht-HL＝He方程1
其中：
He＝泡沫高度。
HL＝溶液高度。
Ht＝实验总高度。
当达到泡沫稳定性的30％时实验终止。
泡沫稳定性的计算如下：
H e H e M A X × 100 = E 方程2
其中：
He＝泡沫高度。
HeMAX＝泡沫最大高度。
E＝泡沫稳定性。
其中HeMAX是在实验45秒时计算的He。
为证明本发明的发泡组合物对应于形成所用的原材料的组分具有很大优势，测定通过以下产生的泡沫的稳定性：椰油酰胺基丙基羟基磺基甜菜碱、3-羟基十一烷-1-磺酸钠和十一-2-烯-1-磺酸钠混合物、十二烷基三甲基氯化铵、椰油酰胺基丙基甜菜碱、十二烷基羟基磺基甜菜碱、十二烷基甜菜碱和十六烷基三甲基氯化铵，结果与本发明的多功能发泡组合物1比较。
实施例11
测定通过以下产生的泡沫的稳定性：a)椰油酰胺基丙基羟基磺基甜菜碱，b)3-羟基十一烷-1-磺酸钠和十一-2-烯-1-磺酸钠混合物，c)十二烷基三甲基氯化铵，d)椰油酰胺基丙基甜菜碱，e)十二烷基羟基磺基甜菜碱，f)十二烷基甜菜碱，g)十六烷基三甲基氯化铵，h)多功能发泡组合物1。通过市售表面活性剂和发泡组合物1产生的泡沫的稳定性通过于大气压和70℃温度使用包含32804ppm总溶解固体的盐水1的发泡实验评价，所述盐水1相当于1736ppm相应二价离子(钙和镁)，6420ppm作为总硬度的CaCO3，且市售表面活性剂和发泡组合物1的浓度为0.2wt％。为形成所有泡沫，使用氮气(N2)。
在表1中显示了用于稀释市售表面活性剂和多功能发泡组合物1的盐水1的组成。设为获得每个参数(泡沫和液体高度)的时间为45s，且泡沫稳定性的最小百分比记录为30％。在图2中，观察在1kg/cm2和70℃时泡沫稳定性对时间的行为，用盐水1中制备为0.2wt％的市售表面活性剂和多功能发泡组合物1。在该图表中显示了对于30％的最小稳定性，市售表面活性剂在10-50分钟范围内达到，而发泡组合物1在约440分钟时达到。以上证明了多功能发泡组合物1相对于市售表面活性剂的技术优势。
表1.盐水1的组成.
盐水1
阳离子 mg/L
钠 11742.1
钙 448
镁 1288.4
阴离子 mg/L
氯离子 19900
硫酸根 3650
碳酸根 13.2
碳酸氢根 84.2
总硬度以CaCO3计 6420
盐度以NaCl计 32803.9
为证明本发明的发泡组合物对于用作形成其的原材料的组分以及其它专利中报道的试剂具有显著优势，对其进行评价并与本发明的多功能发泡组合物的结果比较。
实施例12
对于以下物质测定用盐水1和氮产生的泡沫的稳定性：a)椰油酰胺基丙基羟基磺基甜菜碱，b)3-羟基十一烷-1-磺酸钠和十一-2-烯-1-磺酸钠混合物，c)十二烷基三甲基氯化铵，d)墨西哥专利MX297297中所述的发泡组合物，e)专利申请MX/a/2012/014187中所述的发泡组合物，f)多功能发泡组合物1，g)多功能发泡组合物2，和h)多功能发泡组合物3。于大气压和0.2wt％浓度下的发泡实验中得到的泡沫稳定性结果在图3中显示。结果分析显示了对于30％的最小稳定性，多功能发泡组合物1、2和3分别在440、500和400分钟的时间达到。以上显示了本发明的组合物所产生的泡沫稳定性比市售表面活性剂所产生的那些超过多于10倍，比MX专利297297的发泡组合物超过多于2倍，并且比发泡申请MX/a/2012/014187的发泡组合物超过多于80分钟。
实施例13
测定使用盐水1和多功能发泡组合物1至10产生的泡沫稳定性：在于大气压和0.2wt％的发泡组合物1至6浓度下的发泡实验中得到的泡沫稳定性结果在图4中显示，图5显示了组合物7-10的结果。
结果分析显示对于30％的最小稳定性，多功能发泡组合物1至10在390-510分钟范围内的时间达到。
实施例14
进行本发明的多功能发泡组合物1和2在不同组成的高盐度和高二价离子含量(钙、镁、钡和锶)的三种盐水(岩层水)中的发泡能力评价，盐度以NaCl计。
用于产生泡沫的岩层水的特性如表2中所示。
表2.盐水2、3和4的组成.
盐水2 盐水3 盐水4
pH 7.33 6.38 4.9613 -->
阳离子 mg/L mg/L mg/L
钠 44223.39 59809.46 52559
钙 12720 31880 56800
镁 826.54 1944.8 2917
锶 710 1450 ND
钡 1.84 25.33 ND
阴离子 mg/L mg/L mg/L
氯离子 92800 154000 190000
硫酸根 225 300 5
碳酸氢根 256.2 148.84 82.96
总硬度以CaCO3计 35200 87700 154000
盐度以NaCl计 152974.86 253859.14 313203
多功能发泡组合物1和2于大气压和0.2wt％浓度下的发泡实验中得到的泡沫稳定性结果分别在图6和7中显示。
结果分析表明对于30％的最小稳定性，在高盐度盐水2、3和4中的多功能发泡组合物1和2在长达600分钟的时间达到。
实施例15
于大气压、70°温度下使用包含313,203ppm盐度(以NaCl计)的盐水4进行本发明的多功能发泡组合物1和2的发泡能力评价，该盐度对应于154,000ppm的二价离子(钙和镁)，0.2wt％的发泡组合物浓度是以氮气(N2)、甲烷(CH4)和二氧化碳(CO2)计。
于大气压和以甲烷、二氧化碳和氮气计的多功能发泡组合物1和2的浓度下的发泡实验中得到的发泡能力结果分别于1kg/cm2和70℃在图8和9中显示。
结果分析表明所实现的稳定性在所有情况中在超过700分钟的时间保持大于60％。
b)高压发泡实验：在高压下产生泡沫的系统由PVT单元(压力、温度、溶剂)制成，如图10所示(PVT单元适合用于高压高温的泡沫稳定性实验)。PVT单元由BPR阀组成，其目的是在系统中保持工作压力并允许注入流体。在单元内，在底部使用了通过其注入气体的分散器，使用了注入配制泡沫的盐水的入口进入同一部件。在石英管内产生泡沫；存在进入该管中的活塞，所述活塞移动以允许流体进入，在活塞与BPR阀之间的空间中填充了矿物油，使用该矿物油能控制活塞高度。为测量泡沫稳定性和发泡能力，开发了由11个阶段组成的方法，其如下所述：1)制备相应的测试泡沫调节件的PVT单元(图10)；2)打开单元的阀并与真空泵连接30分钟；3)向单元中注入气体以便在单元内得到对应于测试压力的相应压力并将活塞高度调节为-0.327；4)注入一定体积的发泡剂(50cm3)；4)记录发泡剂相对于参比物的高度以及充填泡沫的活塞高度；5)将气缸置于150kg/cm2压力；6)注意液体和泡沫之间的高度差(如果有的话)；6)记录测试起始时间；7)通过分散器向系统中注入气体，通过计时器计时5秒钟；8)暂停气体注入并等待气缸压力为150kg/cm2，并记录注入气体的体积；9)记录初始泡沫高度并开始每10分钟获取泡沫和液体高度，直到泡沫完全消失且发泡液体落入测试第一阶段的范围；10)测定每个时间的泡沫稳定性％。
所用的在高压和高温下产生泡沫的系统在墨西哥石油研究院(InstitutoMexicanodelPetróleo)的烃类采收实验室中开发，其设计为评价于至多170°温度温度和至多6000psi(423Kg/cm2)压力下由表面活性剂产生的泡沫的稳定性，如图10所示，其有注入泵、传递筒(transfercylinder)、背压调节器(BPR)、温度控制系统、压力监控系统、数字摄像机、过滤器(泡沫发生器)和实验单元组成。
1)实验条件
·温度：150℃
·压力：3,500psi(246Kg/cm2)
·气体：氮
·盐水4
·实验时间：11天
·液体耗费：0.6ml/min
·气体耗费：2.4ml/min
2)方法：
1)系统调节：
-观测孔
-BPR
-传递筒
2)校准压力传感器和热电偶。
3)温度升高至进行实验的温度，并通过BPR阀保持压力。
4)将含有化学品的液体调节件和气体注入以分别形成在油藏条件下1至4比率的泡沫。
5)一旦形成泡沫和饱和单元，将系统隔离并监控压力和温度。
6)在实验期间的不同时间拍摄照片以观察泡沫稳定性。
泡沫稳定性的测定.测定泡沫稳定性的方法如下：
1.将彩色标尺转为照片所用的灰度标尺。
2.计算观测孔面积，以像素计。
3.计算无薄层(lamellafree)面积。
4.计算无薄层面积的百分比。
无薄层面积的％＝无薄层面积/观测孔面积方程3
5.计算薄层面积百分比。
薄层面积％＝1-无薄层面积的％方程4
实施例16
在以下条件下通过在高压下的发泡实验进行对由多功能发泡组合物2形成的泡沫的稳定性的评价：3,500psi(246Kg/cm2)压力和150℃，使用包含以NaCl计为313,203ppm的盐度的盐水4(该盐度对应于154,000ppm二价离子(钙和镁))，0.2wt％的超分子复合物浓度和作为气体的氮(N2)。在图11中显示了由盐水+浓度为0.2wt％的多功能发泡组合物2形成的泡沫的图像顺序，由此观察在实验过程中的泡沫行为。由多功能发泡组合物2形成的泡沫的持续时间为约240小时，其数据在表3中显示，在此时间内系统条件保持为恒定的150℃和3,500psi(246Kg/cm2)压力。在图12中显示了对于多功能发泡组合物2来说在油藏条件下对于泡沫稳定性的时间行为。以上证明了使用本发明的多功能发泡组合物在高压3500psi(246Kg/cm2)、高温(150℃)和超高盐度盐水以及高硬度条件下的技术优势及其使用不同气体产生泡沫的多用性。
c)在毛细管流变仪中在油藏条件下测定流变行为.实验方法包括在油藏条件下使用用于高压和高温的毛细管流变仪使用在墨西哥石油研究院的井产能实验室中开发的实验方法测定由本发明目标发泡组合物与超高盐度和高硬度水产生的泡沫的流变行为，其中测定作为耗费泡沫(spendingfoam)的函数的毛细管上两点之间的压降。
表3.
实验所需元件：
·用于高压和高温的毛细管流变仪。
·氮罐。
·1L发泡剂在特征盐水中的溶液。
实验程序：
1)在实验温度和压力下启动毛细管流变仪的系统。
2)根据毛细管的尺寸确定总耗费或泡沫耗费以得到所需的最大剪切速率，氮气和泡沫溶液的体积流速(VFR)将被确定以获得所需的量。这一关系应符合以下方程：
方程5
其中总耗费由气体和液体的VFR之和给出。
3)对于确定的总耗费，记录对应于10分钟时间间隔的压降值。
4)将总耗费改变为较低值，并对于与前一个点相同的时间段重新登记压降值。
5)重复此程序直到得到至少7个点或7个不同的VFR。
6)基于总体积耗费和压降的实验数据计算剪切应力和相应的剪切速率，以得到剪切应力对剪切速率的图表，由此可看出和确定泡沫的流变行为。
7)根据所观察到的曲线类型进行数学调整以得到泡沫的流变模型方程，其中表观粘度可作为剪切速率的函数计算。
实施例17
在以下条件下进行对由多功能发泡组合物2产生的泡沫的流变行为的测定：150℃温度和3500psi(246Kg/cm2)压力，在实施例15中所述的盐水4中浓度为0.2wt％，并且使用氮气以得到80％的量且在高剪切速率范围内。在表4中总结了主要实验条件和毛细管尺寸。
由所得结果并以校正系数R2＝0.9706对该泡沫的流变行为进行数学调整，发现假塑性流体的特征方程：
μ＝779.4×γ0.3945-1方程6
其中粘度μ直接以厘泊计数，且剪切速率γ以s-1给出。
表4
温度： 150℃
压力： 3500psi(246Kg/cm2)
剪切速率区间： 74-650s-1
内径： 0.119cm
长度： 60cm
泡沫量： 80％
随后在表5和图13中显示了所得结果。
表5
由以上方程可计算作为剪切速率的函数的粘度，结果在表6中显示。
对于由多功能发泡组合物2产生的泡沫的这一评价所得的结果，显示了甚至在649.7s-1的高剪切速率下在压力和油藏温度条件下可达到14.45cP的粘度值，这比水的粘度高72倍，并且比氮的粘度高723倍。
表6
剪切速率(1/s) 实验表观粘度(cP)
649.67 14.45
556.86 16.16
464.05 17.47
371.24 21.78
278.43 27.16
232.02 32.59
185.62 36.53
139.21 43.08
92.81 54.79
74.25 43.90
实施例18
在以下条件下进行对由多功能发泡组合物2产生的泡沫的流变行为的测定：温度150℃，压力3500psi(246Kg/cm2)，在盐水4中的浓度为0.2wt％，其组成在实施例15中描述，使用氮气以实现80％的量，并且在低剪切速率范围内。
在表7中总结了实验的主要条件和毛细管尺寸。
表7
温度： 150℃
压力： 3500psi(246Kg/cm2)
剪切速率区间： 9-75s-1
内径： 0.255cm
长度： 610cm
泡沫量： 80％
随后在表8中显示了所得结果。
表8
从所得结果并使用校正系数R2＝0.9581对该泡沫的流变行为进行数学调整，发现假塑性流体的特征方程：
μ＝441.5×γ-0.5529方程7
从以上方程可计算作为剪切速率的函数的粘度，结果在表9中显示。从用于由发泡组合物2产生的泡沫的这一评价得到的结果，显示了在接近油藏中发现的约为9S-1的低剪切速率下，在油藏压力和温度条件下，可实现141cP的粘度值，这比水高705倍，并且比氮的粘度高7050倍。以上证实了使用本发明的目标发泡组合物作为发泡添加剂在高压3500psi(246kg/cm2)、高温(150℃)和超高盐度盐水及高硬度下的技术优势。
表9
剪切速率(1/s) 实验表观粘度(cP)
74.25 41.51
55.69 49.49
37.12 59.07
18.56 77.75
9.28 141.14
4.64 187.47
d)测定阻塞因子。该实验方法用于评价使用泡沫的抗性因子(resistancefactor)或阻塞因子(blockingfactor)。对于该评价，使用包括3.5英寸直径、10cm(3.94英寸)的贝德福德石灰岩(Bedfordlimestone)(基质)和纵向切口(longitudinalcut，裂缝)(图14)。作为泡沫使用评价的准备工作的一部分，表征用于该基质-裂缝系统的流。该阶段的目标是测定根据围压(过载)裂缝打开行为。
实验设备：为表征所用的基质-裂缝系统，实验设备的细节在图15中显示。岩心被固定在套筒系统(sleevesystem)上以便通过圆筒外表面的围压密封，这种Hassler型样品夹持器(sampleholder)可对岩石样品施加围压或过载，以减少纵向裂缝的开放，从而实现不同的裂缝渗透性。
随后简述了实验方法：
1.测定清洁干燥的岩心样品的重量，证实尺寸、直径和长度。
2.将带有纵向切口的岩心固定在用于高压和高温的实验单元中(Hassler型样品夹持器)。
3.将实验单元安装在置换系统中。
4.施加围压以相对于多孔介质密封实验单元的Viton套筒。
5.向系统和实验单元施加真空并保持30分钟。
6.注入岩层水以在多孔介质中达到100％饱和度。这可通过在若干个1000psi(70kg/cm2)加压循环来证实。
7.测定对于不同注入VFR和不同围压的压差变化：对于每个流使其压力平衡。注入液体遵照以下顺序：
a.注入岩层水(盐水2)。
b.通过注入氮气(N2)置换岩层水。
c.注入泡沫。
d.通过注入氮气(N2)置换泡沫。
8.拆下实验单元并修订岩石样品。
9.测定用水达到100％饱和的岩石样品的重量。
10.解读实验数据以确定所产生的实验数据。
图16显示了总结所用方法的框图。
实施例19
使用多功能发泡组合物2和组成如实施例14中所示的盐水2进行阻塞因子的测定。
沿裂缝的压降的测定
a)使用盐水。在不同围压下进行实验：1,000；1,500；和2,500psi(70，105，和176Kg/cm2)，于室温(22℃)，和背压注入(BPI＝500psi(35kg/cm2))。
在图17中显示了当注入盐水4时沿裂缝的压降行为、VFR和围压。
b)使用泡沫.使用在盐水4中浓度为0.2％的多功能发泡组合物2进行泡沫发生，并且使用氮气产生泡沫。
在图18中显示了所产生的泡沫，且在图19中显示了当注入盐水4时沿裂缝的压降行为、VFR和围压。
c)使用氮气(N2).注入氮气以置换岩心中存在的流体，无论这些是岩层水(盐水4)或本发明的发泡组合物2所产生的泡沫。
图20显示了在当2500psi(176Kg/cm2)的围压下注入氮气以置换泡沫和盐水时沿裂缝的压降行为、VFR。
对使用盐水和泡沫时沿岩心的压降的比较可计算阻塞因子。
阻塞因子的测定.在注入流体(其应是这种岩层水(盐水4)或泡沫)后，用氮气进行排气(sweep)。
氮流过岩心的容易性取决于要移动或排出的流体，并且可通过测量压降来估算。
Fb阻塞因子如下计算：
对阻塞因子获得的结果在表10中显示。
表10.不同气体注入速率的阻塞因子.
VFR(mL/min) 5 10 15
阻塞因子 13.9 11.2 10.3
II)湿润性改性特性的评价.以下实施例用于证实本发明的目标发泡组合物作为湿润性改性剂的用途。
对于该评价，以四种方式进行：a)评价在大气条件下在岩石上吸附的油的分离；b)在Amott单元中测定小块白云石中的自吸(spontaneousimbibition)；c)在Amott单元中测定石灰岩心中的自吸；d)在高温釉反应器中测定石灰岩心中的自吸；e)测定油藏条件下接触角的变化；和f)通过在油藏条件下向轴移实验中注入泡沫测定原油采收率。
a)评价在大气条件下和静态下岩石上吸附的油的分离.该实验方法包括以下程序：观察岩石上吸附的油如何浸入具有高含量的总溶解固体和诸如钙和镁的二价离子且存在或不存在化学品的盐水中，以确定实现系统中少量油分离的时间。
实验所需元件：
·50ml烧杯。
·小块白云石、石灰岩或砂岩。
·摄像机。
·碳酸盐油藏的典型原油。
·盐水。
实验程序
1.制备100ml水溶液(盐水)以评价实验中所需化学品的浓度。
2.将尺寸为2x2x1cm的小块岩石(白云石、石灰岩或砂岩)置于50ml烧杯中。
3.小心地将2滴原油置于小块岩石的表面上。
4.使岩石-石油系统平衡，给予30分钟的静置时间。
5.检查岩石表面是否被油湿润。
6.小心地添加25ml水溶液以评价实验中所需的化学品浓度。
确保岩石-石油系统被完全浸泡在要被评价的水溶液中。
7.观察石油-岩石-水溶液系统中石油的释放，并通过照片留下其证据。
8.测定系统中的石油因开始暴露于化学品而释放的时间。
9.实验的持续时间为1小时。
实施例20
在大气和静态条件下对不同浓度的多功能发泡组合物2进行石油在岩石/石油和盐水系统中释放的评价。其使用盐水1(其组成在实施例11中描述)，包括99％白云石和1％石灰岩的岩石板和组成如表11中所示的石油。
表11
成分(wt％)
饱和烃 28.09
芳香烃 43.69
树脂 24.46
沥青 3.72
在图21、22和23中显示了使用不同浓度的多功能发泡组合物2的油分离结果。图21、22和23中报告的结果显示多功能发泡组合物2能在周围条件和高盐度盐水以及富含沥青的石油条件下在与岩石上吸附的石油接触少于1小时内释放石油。
以上证实了使用本发明的发泡组合物作为湿润性改性剂在温度条件、大气压力和超高盐度盐水及高硬度下的技术优势。
b)在Amott单元中测定小块碳酸盐岩石中的采收率。该实验方法包括测定不同温度下的石油采收率，这可归因于水在小块具有已知渗透性和孔隙率的碳酸盐岩石和/或岩心中的自吸过程。
实验所需元件：
·Amott单元。(图24)
·受控温度循环。
·小块白云石、石灰岩或砂岩。
·摄像机。
·碳酸盐油藏的典型原油。
·具有高盐度的油藏的典型盐水。
·要评价的超分子复合物或化学品。
·分析天平。
·提取玻璃设备(SOXHLET)。
·玻璃量具。
·对流炉(Convectionstove)。
实验程序：
1)将在SOXHLET系统中使用不同有机溶剂的烃提取工艺应用于来自意图进行研究的油藏的小块岩石(白云石、石灰岩或砂岩)。所述提取工艺连续进行、依次并回流；使用以下作为溶剂：a)己烷，b)二甲苯，c)氯仿，d)甲醇，e)己烷，f)二甲苯，g)氯仿。
每个提取阶段的持续时间是1天，总工艺时间为7天。
2)将小岩石块在烘箱中于100℃温度干燥并记录达到恒重置换的重量。
3)将小块岩石与来自所关注位置的重油于所需温度和140±5psi(10kg/cm2)压力下在成熟单元(maturingcell)中接触24小时。
4)于室温和大气压下沥干该用重油浸渍的小块，注意不再有滴液。沥干过程持续约12小时，并且对此应用使用目数为200的金属丝网。
5)将用重油浸渍的小岩石块称重并通过重量差得到多孔介质吸附的石油量。
6)制备400ml水溶液(盐水)以评价实验中所需的化学品浓度。
7)将60g用重油浸渍的小块岩石置于Amott单元中并小心地添加350ml要评价的化学品以达到所需浓度。
8)将系统温度升高到想要进行化学品的性能评价或研究样品的温度，并将其保持意图在温度和盐度条件下测定采收率的时间。
9)量化因水在研究条件下的自吸过程而产出的石油的量并根据以下方程确定采收率：
F r = A r A o m p × 100 方程8
其中：
Fr＝采收率。
Ar＝所采收的石油。
Aomp＝吸附在多孔介质中的初始石油。
实施例21
在以下条件下进行全采收率的评价：浓度为0.2wt％，使用实施例11中所述的盐水1作为证据，石灰石块，以及特征如表12中所示的石油，温度为90℃，大气压。
表12
成分
饱和烃(wt％) 13.4
芳香烃(wt％) 24.76
树脂(wt％) 51.01
沥青(wt％) 10.44
酸值(mg KOH/g) 1.83
碱值(mg KOH/g) 2.12
重力API 18
在图25中显示了Amott单元和采收的石油，且在图26中显示了对于所测试的产物的采收率行为对时间的图表。在表13中显示了在8天时间内于90℃温度累积的采收率结果。
表13
结果显示本发明的发泡组合物所采收的比盐水1多3倍，并且比专利申请MX/a/2012/014187的发泡组合物所获得的多2倍。
实施例22
进行多功能发泡组合物2的采收率的评价，然后评价发泡组合物9，以在如下条件下测定偕两性离子液体的效果：浓度0.2wt％，使用组成如表14中所述的盐水5作为证据，碳酸盐岩石块，组成如表15中所示的石油，温度范围80-100℃。在图27中显示了所测试的产物相对于时间的采收率行为的图表。在表16中显示了盐水5、专利申请MX/a/2012/014187的发泡组合物以及发泡组合物2和9的累积采收率结果。
表14
阳离子 浓度(mg/L)
Na+ 10906.47
Mg2+ 777.5123 -->
Ca2+ 2320.04
Fe2+ 0.1123
Ba2+ 29.79
阴离子
Cl- 112602.68
SO4 2- 75.06
HCO3 - 941.89
表15
成分
饱和烃(wt％) 13.4
芳香烃(wt％) 24.76
树脂(wt％) 51.01
沥青(wt％) 10.44
酸值(mg KOH/gr) 1.83
碱值(mg KOH/gr) 2.12
重力API 18
表16
结果显示本发明的发泡组合物采收的石油比盐水5所获得的多2倍，比专利申请MX/a/2012/014187的发泡组合物所获得的多42％。
实施例23
在以下条件下进行多功能发泡组合物2和9的采收率评价：浓度为0.2wt％，使用组成如表17中所述的盐水6作为证据，碳酸盐岩石块，组成如表18中所示的石油，温度范围80-100℃。
表17
阳离子 浓度(mg/L)
Na+ 10906.47
Mg2+ 777.5124 -->
Ca2+ 2320.04
Fe2+ 0.1123
Ba2+ 29.79
阴离子
Cl- 112602.68
SO4 2- 75.06
HCO3 - 941.89
表18
成分 Poza Rica
饱和烃(wt％) 30.68
芳香烃(wt％) 28.62
树脂(wt％) 39.35
沥青(wt％) 1.32
酸值(mg KOH/gr) 0.20
碱值(mg KOH/gr) 1.7
在图28中显示了所测试产物的采收率行为相对于时间的图表。
在表19中显示了所示盐水6、专利申请MX/a/2012/014187的发泡组合物和发泡组合物2和9的累积采收率结果。
表19
结果显示本发明的发泡组合物所采收的石油比盐水6所获得的多16倍，并且比专利申请MX/a/2012/014187的发泡组合物所获得的多2.5被。
以上证实了使用本发明的发泡组合物作为湿润性改性剂在大气压力、80-100℃温度范围、高盐度和高硬度盐水、不同组成的石油和岩石块条件下的技术优势。
c)在Amott单元中使用石灰岩心的采收率的测定.该实验方法包括测定不同温度时的石油采收率，这可归因于水在具有已知渗透性和孔隙率的小碳酸盐岩心的自吸。
实验所需元件：
·Amott单元。
·受控温度循环。
·石灰岩心，直径3.81cmx长7cm，其渗透性和孔隙率已知。
·摄像机。
·碳酸盐油藏的典型原油。
·具有高盐度的油藏的典型盐水。
·要评价的超分子复合物或化学品。
·分析天平。
·提取玻璃设备(SOXHLET)。
·玻璃量筒。
·对流炉。
实验程序：
1)将在SOXHLET系统中使用不同有机溶剂的烃提取工艺应用于来自意图进行研究的碳酸盐岩心(白云石或石灰岩)或砂岩。所述提取工艺连续进行、依次并回流：使用以下作为溶剂：a)二甲苯，b)氯仿，c)甲醇，d)二甲苯，e)氯仿，f)甲醇，和g)二甲苯。每个提取阶段的持续时间为1天，总工艺时间为7天。
2)测定岩心对氦的绝对渗透性及其有效孔隙率。
3)将岩心在烘箱中于100℃干燥，并记录达到恒重之后的重量。
4)将岩心与来自所关注油藏的重油于所关注的温度和140±5lbs压力下在老化单元中接触5天。
5)于室温和大气压下将用重油浸渍的岩心沥干，注意没有滴液。沥干过程耗费约12h，为此使用200目的金属丝网。
6)将用重油浸渍的岩心称重并通过重量差得到多孔介质吸附的石油量。
7)制备500ml水溶液(盐水)以评价实验中所需的化学品的浓度。
8)将用重油浸渍的岩心置于Amott单元中并小心地添加350毫升化学品以评价所需浓度。
9)将系统的温度升高到意图进行对化学品或所研究的样品进行评价的温度，并将其保持意图在温度和盐度条件下测定采收率的时间。
10)量化因水在研究条件下的自吸过程所生产的石油量并根据以下方程测定采收率：
F r = A r A o m p × 100 方程9
其中：
Fr＝采收率
Ar＝所采收的石油
Aomp＝多孔介质中吸附的初始石油。
实施例24
在以下条件下进行对多功能发泡组合物2和多功能发泡组合物9的采收率的测定以评价两性离子液体在组合物中的效果：浓度为0.2wt％，使用组成如实施例14中所示的盐水4作为证据，组成如表20中所示的原油和石灰石岩心，温度为90℃。
在表20和21中显示了所用的石油和石灰岩心的特性。
表20
表21
成分(wt％)
饱和烃 40.91
芳香烃 36.13
树脂 22.30
沥青 0.20
在图29中显示了干净的岩心以及在实验过程中的石油采收。在图30中显示了所测试产物的采收率行为相对于时间的图表。在表22中显示了本发明的发泡组合物2和9在浓度为0.2wt％时的采收率结果。表22中显示的结果表明多功能发泡组合物2和9所采收的石油比仅使用盐水4所得的采收量高9倍。
表22
产物 采收率(％)
盐水4 2.5
多功能发泡组合物2 20
多功能发泡组合物9 25
对于多功能发泡组合物9，所采收的石油比组合物2多5％。以上证实了使用本发明的发泡组合物以及在该发泡组合物中的两性离子液体作为湿润性改性剂在大气压和90℃温度、超高盐度和高硬度盐水、石油和碳酸盐型岩心的技术优势。
d)在高温釉反应器中的采收率的测定。该设备包括釉反应器，其中引入了预先用石油浸渍的岩心，将其与含有化学品的水性介质接触。实验条件如下：
·实验压力：140psi(10kg/cm2)
·实验温度：150℃
·石灰岩心7x3.8cm。
·盐水4
·注气：氮
程序：
实验所需元件：
·釉反应器
·受控温度循环
·石灰岩心，其渗透性和孔隙率已知
·摄像机
·碳酸盐油藏的典型原油
·具有超高盐度的油藏的典型盐水
·要评价的超分子复合物或化学品
·分析天平。
·提取玻璃设备(SOXHLET)
·玻璃量具
·对流炉
实验程序：
1)将在SOXHLET系统中使用不同有机溶剂的烃提取工艺应用于来自意图进行研究的油藏的碳酸盐岩心。所述提取工艺连续进行、依次并回流；使用以下作为溶剂：a)二甲苯，b)氯仿，c)甲醇，d)二甲苯，e)氯仿，f)甲醇，和g)二甲苯。每个提取阶段的持续时间为1天，总工艺时间为7天。
2)测定岩心对氦的绝对渗透性及其有效孔隙率。
3)将岩心在烘箱中于100℃干燥，并记录到达恒重之后的重量。
4)将岩心与来自所关注的油藏的重油于所关注的温度和140±5psi(10kg/cm*)的压力下在老化单元中接触5天。
5)于室温和大气压下将用重油浸渍的岩心沥干，注意没有滴液。沥干过程耗时约12h，为此使用200目的金属丝网。
6)将用重油浸渍的岩心称重并通过重量差得到多孔介质中吸附的石油量。
7)制备500mL水溶液(盐水)以评价实验中所需的化学品浓度。
8)将用重油浸渍的岩心置于釉反应器中，并小心地添加500mL要评价的化学品，达到所需浓度。
9)用氮气增压直到140psi(10kg/cm2)。
10)将系统温度升高到意图在研究中进行化学品或样品的性能评价的温度，并将其保持意图在温度和盐度条件下测定采收率的时间。
11)量化因水在研究条件下的自吸过程而生产的石油的量，并根据以下方程测定采收率：
F r = A r A o m p × 100 方程10
其中：
Fr＝采收率
Ar＝所采收的石油
Aomp＝多孔介质中吸附的初始石油。
所用的设备在图31中显示。
实施例25
在以下条件下进行发泡组合物2的采收率的评价：浓度为0.2wt％，使用组成如实施例14中所示的盐水4作为证据，组成如表23中所示的原油和石灰岩心，温度90℃。在表23和24中显示了所用的特性石油。
表23
表24
成分(wt％)
饱和烃 40.91
芳香烃 36.13
树脂 22.30
沥青 0.20
在图32中显示了实验中所用的设备和岩心。
在表25显示了本发明的多功能发泡组合物2在浓度为0.2wt％时的总采收率结果。
表25
产物 采收率(％)
盐水4 10.5
多功能发泡组合物2 39.1
表25中显示的结果表明多功能发泡组合物2采收的石油相对于仅使用盐水4得到采收量的多几乎4倍。以上证实了使用本发明的发泡组合物作为湿润性改性剂在高温(150℃)和超高盐度和高硬度盐水、石油和碳酸盐类型岩心的条件下的技术优势。
e)测定油藏条件下的接触角变化。
使用高压和高温单元进行对油藏条件下接触角变化的测定。
实施例26
在以下条件下测定因多功能发泡组合物2所产生的接触角变化，压力3820psi(269Kg/cm2)，温度132℃，使用组成如表26中所示的石油和组成如实施例14中所示的盐水3。
表26
成分
饱和烃(wt％) 31.88
芳香烃(wt％) 48.84
树脂(wt％) 18.81
沥青(wt％) 0.38
酸值(mg KOH/gr) 0.29
碱值(mg KOH/gr) 1.33
在图33中显示了在油藏条件下因多功能发泡组合物2而产生的接触角变化。发泡组合物将碳酸盐岩石块的油接触角由0°变化为141.7°，该结果表明多功能发泡组合物2能在油藏条件和高盐度下有利地改变湿润性。
f)通过在油藏条件下将泡沫注入置换实验中测定原油采收率。
为进行其中使用碳酸盐岩心、天然压裂和安置在形成堆的实验单元中的置换实验，其在每个块之间具有垂直环形裂缝(厚度为1.0mm)，在两个岩心之间放置过滤纸，因此在介质之间存在彼此连续的毛细作用，岩心位于两个扩散之间，每端一个。使用所安装的系统进行水油饱和以再现流体饱和的初始条件。在图35中显示了实验室单元和岩心的堆叠。
实验方法。该实验包括在岩心堆中于油藏条件下进行泡沫注入以估算采收率。
该实验通过以下步骤进行：
第一阶段。通过压力降低的石油采收。实验的这一部分模拟了遵循油藏压力降低趋势的初步采收，通过该过程从单元的底部进行石油采收。该实验开始于处于油藏条件(初始油藏条件)的稳定系统，随后石油采收过程通过系统压力降低开始，从初始油藏压力开始到最终压力。
压力保持。一旦得到通过压力降低的第一阶段石油采收，系统所达到的这一压力通过名为背压调节器的系统保持恒定，这防止了压力能通过所需值得升高和/或降低而继续进行实验。
在堆中注入泡沫。在前一阶段中达到所需压力之后，下一步骤是注入泡沫。该泡沫在容器或加热炉中产生，后者还包含置换单元。
泡沫注入在两个阶段中进行：第一阶段涉及将湿泡沫注入泡壶穴(soakingpothole)，即，较小质量的泡沫。对此实验而言是80％表面活性剂和20％气体。所述壶穴很小。第二阶段是注入干的或较高质量的泡沫，所用的为80％和20％液体。该壶穴很大，并以其结束实验。
实验分析和采收率计算。一旦结束实验，我们继续进行所得石油和水的体积的确认以计数所有要被收集并根据流体类型分离的样品。一旦已计数所采收的液体，计算必要信息以解释采收率行为，由此可生成体积产量对时间，采收率对时间，水、气等的产量的图表。他们还可生成表格，你可得到所得流体样品、岩石样品等的照片。
实施例27
在置换实验中在油藏条件下通过注入本发明的多功能发泡组合物2所产生的泡沫进行原油采收率的测定。
实验特性.石油采收方法和注入的流体体积如下(注入实验的体积流速＝5ml/h)：
·通过将压力从4762psi(335kg/cm2)降低到2914psi(205kg/cm2)采收石油。
·注入湿泡沫，壶穴为Vp*的约5.6％
·注入干泡沫，壶穴为Vp*的47.2％
·注入表面活性剂，壶穴为Vp*的10％
*系统的总孔体积(Vp)，即，包含环形裂缝和岩石块的孔隙率。
通过压力降低的石油采收。实验的这一部分模拟了遵循油藏压力降低的趋势的初步采收行为，通过该过程从单元底部进行石油采收。
实验开始于在油藏条件(初始油藏条件)下稳定的系统，随后石油采收工艺开始于系统压力降低，从初始油藏压力约335Kg/cm2(4760psi)开始降低至最终压力205Kg/cm2(2911psi)，其被认为是初步采收之后可发现的油藏压力，实验在160℃温度进行。在图36中显示了当系统降低压力时相对于时间的石油采收。
堆中的泡沫注入.在前一阶段中达到所需压力后，下一步骤是泡沫注入。泡沫在高压高温单元内产生，并立即注入到包含堆的单元中。泡沫注入在两个阶段中进行：第一阶段涉及用湿泡沫(即，低质量的泡沫)注入泡壶穴。对此实验而言是80％表面活性剂和20％气体。该壶穴是规则小孔。第二阶段是干泡沫或较高质量泡沫的注入，所用的是80％和20％液体。该壶穴很大，以其结束实验。在图37中显示了当在系统顶部注入泡沫时相对于时间的石油采收。一旦结束实验，我们继续进行所得石油和水的体积的确认以计数所有要被收集和根据流体类型分离的样品。在表27中显示了在置换实验中通过在系统中进行压力降低并注入由本发明的多功能发泡组合物2形成的泡沫而获得的采收率。
表27.在置换实验中得到的采收率
累计采收率(％)
压力降低 泡沫注入
9.19 79.03
以上证实了使用本发明的发泡组合物在高温和高盐度条件下提高采收率的技术优势。
III)测定在碳酸盐类型的矿物上的吸收。该方法包括通过与碳酸盐类型的矿物接触的化合物的高效液相色谱(HPLC)定量测定吸收。
程序：
a)将岩石(石灰岩)破碎成1m2/g。
b)将小块岩石依次在以下溶剂的回流温度下洗涤：a)己烷，b)甲苯，
c)氯仿，和d)甲醇。
c)将岩石块在烘箱中在100℃温度干燥，直到达到恒重。
d)直保化学品在所需盐水中的5,000ppm溶液，用相同溶剂稀释到以下浓度：4,000；3,000；2,000；1,000；500；200和100ppm。
e)称量4g岩石，添加20ml不同浓度的所制备的化学品。
f)于室温溶解/岩石/化学品并搅拌12h。
g)结束搅拌时间，将样品在玻璃漏斗上过滤，使用2μm过滤器，随后是0.5μm过滤器。
h)随后对于每个制备的浓度向HPLC中注入15μl。
实施例28
在以下条件下进行本发明的多功能发泡组合物2在石灰岩上的吸附的测定：浓度为0.2wt％(2,000ppm)，使用其特性如实施例14中所阐述的盐水2。发泡组合物2在浓度2,000ppm时的吸附结果为4.35mg发泡组合物2/g岩石。为测定使用本发明的发泡组合物与超高盐度盐水血统的免腐蚀效果，如下所述般测定腐蚀抑制效果。
IV)腐蚀抑制效果的测定.其是通常称为动轮(Wheeltest)的模拟石油生产的典型腐蚀环境的重量实验。其实开发用于流体(油、水和抑制剂(发泡组合物))的动态实验。
实验设备及试剂
a)用以下进行腐蚀抑制剂的动态评价：温度控制器，30rpm的搅拌器速度，以及180ml容量的52个瓶子。
b)200ml容量的瓶子。
c)尺寸为1"x0.5"x0.010"的SAE1010钢片。
d)制备腐蚀性介质的玻璃设备。其由以下组成：配有冷浴、机械搅拌器、气体喷头(氮和硫化氢)的2L玻璃反应器，所述气体喷头具有与串联连接的两个捕获器(trap)相连的出口(第一个捕获器包含在烧瓶中的氢氧化钠，且第二个含有20％的另一个氢氧化钠溶液)以便使硫化氢不会污染环境。
e)测量pH的电位计。
实施例29
进行对浓度为0.2wt％(2,000ppm)发泡组合物2作为腐蚀抑制剂的评价，使用实施例11和14中所述的盐水1和3的混合物(其比率分别为3:1)作为实验介质和组成表28中所述的原油。
表28
成分(wt％)
饱和烃 40.91
芳香烃 36.13
树脂 22.30
沥青 0.20
实验条件在表29中显示。
表29
温度 70℃
水性介质 盐水混合物，600+/-50ppm de H2S
实验持续时间 46h
有机介质 原油
盐水/有机介质的体积比 90/10
实验体积 180mL
介质的pH 4.8
湿润腐蚀(金属片) 钢SAE 1010
结果的获得.在暴露于腐蚀环境46h之前和之后的金属片重量差是因腐蚀损失的金属的直接指示。作为腐蚀抑制剂的效率通过如下确立：通过具有特定浓度的抑制剂产物的速度或目标来比较对比物和目标的腐蚀速率，如下式所示：
方程11
其中：
Vo＝目标金属片(参比物)的腐蚀速率。
V＝带有腐蚀抑制剂的金属片的腐蚀速度。
在表30中显示了发泡组合物2和9在2,000ppm浓度时的结果。
在图38中显示了实验中所用的金属片。
表30
产物 腐蚀速率(mpy) 效率(％)
参比物 37.5 --
多功能发泡组合物2 2.7 92.5
*mpy：毫英寸/年
结果显示本发明的发泡组合物2和9在酸性和高盐度环境(原油生产管道的特性)中具有抗腐蚀特性。另外，为确定何种成分在发泡组合物中具有该效果，在该实施例中所述的相同条件下以两性离子液体评价发泡组合物9。在表31中显示了发泡组合物9的腐蚀抑制效率的结果
表31
产物 腐蚀速率(mpy) 效率(％)
参比物 37.5 --
多功能发泡组合物9 1.9 96.5
*mpy：毫英寸/年
以上结果显示在酸和高盐度环境(原油生产管道和采油设备的特性)中多功能发泡组合物9比多功能发泡组合物2作为腐蚀抑制剂的功效提高了4％。
V)抗垢特性和矿物盐分散剂的实验评价.本发明发泡组合物的抗垢能力的评价使用四种不同实验进行：
a)尽可能定性和定量地测定矿物垢的抑制，
b)测定碳酸钙和硫酸钙、钡和锶的垢抑制，
c)测定矿物垢于油藏条件(高温和高压)下的抑制，和
d)通过扫描电子显微镜测定硫酸钙和碳酸钙的变形和晶体变化。
a)测定硫酸钙的矿物垢抑制.
在硫酸钙的情况中.该方法包括混合两种溶液以诱发硫酸钙的形成。
1.制备分别包含钙和硫酸根离子的两种溶液。
a)包含钙离子的溶液包含：7.5g/LofNaCl+11.1g/LofCaCl2·2H2O。
b)包含硫酸根离子的溶液包含：7.5g/LNaCl+10.66g/LofNa2SO4。
2.制备在包含硫酸根离子的溶液中的所需浓度的抑制剂。
3.将每种50ml溶液和所需浓度的抑制剂混合并将其全部倒入250ml的密封烧瓶中。
4.将烧瓶在烘箱中于70℃恒温放置24h。
5.在24h之后定性测定形成硫酸钙晶体与否。
6.为定性测定，在24h之后使烧瓶冷却至室温。过滤已形成的固体，取1ml样品并使用超纯水加工。
7.通过电感耦合等离子体(ICP)分析溶液以得到溶液中的剩余钙离子浓度。
制备对比物，其仅包含目标中存在的钙离子量。用以下表达式(1)技术抑制百分比：
方程12
其中：
SAP＝沉淀后的样品
RAP＝沉淀后的参比物
Tg＝目标
实施例30
进行多功能发泡组合物1、2和3的硫酸钙垢抑制能力的定量测定。在下文中，在表32中显示了发泡组合物1、2和3在2,000ppm浓度时的结果。
表32.硫酸钙的抑制结果
产物 晶体形成
参比物 是，大量
多功能发泡组合物1 少量
多功能发泡组合物2 无形成
多功能发泡组合物3 无形成
在图39中显示了实验中使用的小瓶。
实施例31
进行对多功能发泡组合物2和9的垢抑制能力的测定。接下来，在表33中显示了对不同浓度的组合物2和9的结果。
表33.硫酸钙抑制结果
b)测定碳酸钙和硫酸钙、钡和锶垢的抑制。
该实验涉及混合两种不相容的水(注水-岩层水)以引发碳酸钙和硫酸钙、锶和钡无机盐的沉淀。这些盐是近海石油提取操作中的主要问题。方法如下：
1.制备2种盐水，其组成如表34中所述，并且包含钙、锶、钡、硫酸根和碳酸氢根离子：
2.制备在盐水A中的所需的抑制剂浓度。
3.将盐水A和B每种5ml以及所需浓度的抑制剂混合并将其全部倒入25ml的密封管中，并搅拌。
4.测量系统浊度。
表34.所用盐水的组成
盐 盐水A(ppm) 盐水B(ppm)
NaCl 101564 3966
KCl 4157 147
MgCl2 26031 286
CaCl2 119811 833
SrCl2 2282 -------
BaCl2 1832 -------
Na2SO4 ------- 1874
NaHCO3 ------- 260
Na2CO3 ------- 4
实施例32
为测定源于本发明的发泡组合物对包含高浓度钙、钡、锶、硫酸根和碳酸氢根离子的系统的效果的目的，在盐水A和B的混合物中评价发泡组合物2。接下来，在表35中显示了在NTU(由不含化学品的盐水混合物和含有多功能发泡组合物2的盐水混合物得到的以NTU(浊度单位)表达的浊度结果。
表35.CaCO3、CaSO4、BaSO4和SrSO4垢抑制中的浊度.
表35.
c)测定在油田的油藏条件(高压和高温)下的矿物垢抑制.
作为矿物垢抑制剂的评价在两种不相容盐水的混合物中在油藏条件(高压和高温)下进行。
评价方法.
1.清洁要使用的设备：
-观测孔
-BPR(背压调节器)
-传递筒
2.校准监控传感器：
-压力
-温度
3.装备系统。
4.注入含有或不含有所述产物的水混合物以达到所需压力。
5.将温度升高到所需条件并通过BPR保持压力。
6.隔离系统并允许监控压力和温度。
7.在实验过程中拍摄照片以观察其行为和晶体形成。
用于进行在油田的油藏条件(高压和高温)特性下抑制矿物垢的测定的用于高压和高温的系统由以下组成：注入泵、传递筒、背压调节器、温度控制系统、压力监控系统、数字摄像机和实验单元。
实施例33
进行对本发明的多功能发泡组合物2作为矿物垢抑制剂的评价，该组合物溶解于两种在油藏条件(高压、高温)下不相容的盐水(盐水7和8)的混合物中。在表36和37中显示了实验所用盐水的组成。
表36.盐水组成
盐水7 盐水8
阳离子 mg/L mg/L
钠 11742.09 101894
钙 448 24709.6
镁 1288.43 341.9
铁 0.1 0.01
钡 ----- 23.91
锶 7.84 1417
阴离子 mg/L mg/L
氯离子 19900 112106
硫酸根 3650 145.9
碳酸钙 13.12 0
碳酸氢根 84.18 145.18
表37.盐水的硬度和盐度
盐水7(mg/L) 盐水8(mg/L)
总硬度，以CaCO3计 6420 63181
钙硬度，以CaCO3计 1120 61774
镁硬度，以CaCO3计 5300 1407
盐度，以NaCl计 32804 214000
实验条件
·温度：163℃
·压力：5,500psi(387Kg/cm2)
水以3：1(盐水7/盐水8)之比混合。
结果
实验持续时间为约48h，在该时间内系统条件保持恒定为163℃温度和5,500psi(387Kg/cm2)压力。在此时间内，监控系统行为并拍摄照片以评价矿物沉淀物的存在或形成。
在图40中显示了以下照片：a)不含化学品的岩层水+海水的混合物，在实验开始时，b)带有晶体的岩层水+海水的混合物，在开始之后4h，c)含有发泡组合物2的岩层水+海水的混合物，在实验开始时，和d)含有发泡组合物2且不存在晶体的岩层水+海水的混合物，在实验开始后48h。将在初始条件下拍摄的图像与在相同压力和温度条件下在不同时间拍摄的图像进行比较，观察到没有沉淀矿物形成，由此在高盐度、高压和高温条件下检查发泡组合物2作为垢抑制剂的性能。
d)通过扫描电子显微镜测定硫酸盐和碳酸钙的变形和晶体变化。
沉积在岩石上并堵塞油藏孔隙的矿物垢可通过化学品的使用而变形或变化，从而将其与岩石分离并分散形成较小颗粒，后者可用流(flow)去除。
在硫酸钙的情况中，方法如下：包含钙和硫酸根离子的溶液为：
a)含钙离子的溶液，包含7.5g/LNaCl+2.22g/LofCaCl2·2H2O。
b)含硫酸根离子的溶液：包含7.5g/LNaCl+21.32g/LofNa2SO4。
1.制备在包含硫酸根离子的溶液中的所需浓度的化学品。
2.在将每种5ml溶液和所需浓度的抑制剂混合之后，将所有物质倒入25ml的密封管中。
3.将管在烘箱中于恒温70℃放置24h。
4.在24小时之后将瓶冷却至室温，并使该过程不超过2h。过滤形成的固体。
5.分析管中形成的固体并通过扫描电子显微镜(SEM)观察其形态。
在碳酸钙的情况中，方法如下：包含钙和硫酸氢根离子的溶液为：
a)包含钙离子的溶液：12.15g/LCaCl2·2H2O，3.68g/LMgCl2·6H2O和33g/LofNaCl。
b)包含碳酸氢根离子的溶液：7.36g/LNaHCO3和33g/LofNaCl。
1.制备在包含硫酸根离子的溶液中的所需浓度的化学品。
2.在将每种5ml溶液和所需浓度的抑制剂混合之后，将所有物质倒入25ml的密封管中。
3.将管在烘箱中于恒温70℃放置24h。
4.在24小时之后将瓶冷却至室温，并使该过程不超过2h。过滤形成的固体。
5.分析管中形成的固体并通过扫描电子显微镜(SEM)观察其形态。
实施例34
为测定本发明的发泡组合物衍生物对硫酸钙晶体的效果的目的，使用具有高浓度的钙和硫酸根离子的两种盐水评价多功能发泡组合物2。在图41中显示了由混合以下所示溶液形成的晶体的图像和组成：a)不含化学品，和b)含有2,000ppm发泡组合物2。注意：可清楚观察到发泡组合物2如何使硫酸钙晶体破碎和变形，从而抑制更大晶体的生长。
实施例35
为测定本发明的发泡组合物衍生物对于碳酸钙晶体的效果的目的，使用具有高浓度的钙和碳酸氢根离子的两种盐水评价多功能发泡组合物2。
在图42中显示了由以下形成的晶体的图像和组成：a)不含化学品的溶液的混合物，和b)与2,000ppm发泡组合物2混合。由图像中清楚可见发泡组合物2使碳酸钙晶体破碎和变形，从而抑制了晶体的生长。
用Artemiafranciscana评价急性毒性.该方法适用于评价在谁和水溶性物质中的急性毒性。在淡水水体中，工业和市政废水、农田径流和纯物质或合并或渗滤液溶解土壤和沉淀物中的成分。
急性毒性的测定通过墨西哥标准NMX-AA-087-SCFI-2010急性，其建立了使用名为Artemiafranciscana的有机体测量急性毒性的方法。
实施例36
通过墨西哥标准NMX-AA-110-1995-SCFI进行本发明发泡组合物2的毒性测定，其建立了使用名为“ArtemiafranciscanaKellogg”(Crustacea-Anostraca)的有机体测量毒性的方法，结果在表38中显示。
表38.多功能发泡组合物2的毒性.
急性毒性结果显示发泡组合物2对于有机体Artemiafranciscana特别无毒。
除以上之外，基于墨西哥标准NRF-005-PEMEX-2009(其建立为使其可用于石油工业中的化学品)，该标准阐述了可用于石油工业中的化学品必须符合以下环境规定。对于海洋环境，使用有机体Artemiafranciscana的毒性单位(UT)的上限不应超过2。
毒性单位(UT)通过得自毒性实验的LC50值由以下关系式计算：
U T = 1 CL 50 × 100 方程13
其中：
UT＝急性毒性单位
CL50＝抑制剂浓度(以导致暴露有机体的50％致死率的mg/L计)。
因此，本发明的多功能发泡组合物2的UT＝0.89，因此通过了墨西哥标准NRF-005-PEMEX-2009，并且可用于使用海洋水或岩层水的建立于近海的油藏的石油和化学品工业的设备和管道中。
上面证实了使用本发明的多功能发泡组合物的技术优点，这可归因于在超高盐度盐水中和在原油生产管路中酸环境特性中提供高性能的发泡、湿润性改性、抗腐蚀和抗垢特性。除以上之外，这样的组合物可具体归类为无毒的。

Claims (43)

1.一种用于高温和超高盐度的具有湿润性改性、腐蚀抑制和矿物垢抑制/分散特性的多功能发泡组合物，其特征在于：源于烷基酰胺基丙基羟基磺基甜菜碱和/或烷基酰胺基丙基甜菜碱和/或烷基羟基磺基甜菜碱和/或烷基甜菜碱和烷基羟基磺酸钠和烯基磺酸钠类型的阴离子表面活性剂与作为四烷基卤化铵的阳离子表面活性剂的相互作用的超分子复合物与源于衣康酸/乙烯磺酸钠的共聚物和/或源于衣康酸/乙烯磺酸钠/乌头酸的三聚物的组合。
2.如权利要求1所述的组合物，其特征在于包括得自烷基酰胺基丙基羟基甜菜碱与羟烷基磺酸钠和烯基磺酸钠类型的阴离子表面活性剂的相互作用的超分子复合物与四烷基卤化铵的组合。
3.如权利要求2所述的组合物，其特征在于烷基酰胺基丙基羟基磺基甜菜碱、烷基羟基磺酸钠和烯基磺酸钠类型的阴离子表面活性剂以及四烷基卤化铵的重量比在2:1:1:0.1至4:2:1:0.5范围内。
4.如权利要求1所述的组合物，其特征在于包括得自烷基酰胺基丙基羟基磺基甜菜碱和烷基羟基磺酸钠和烯基磺酸钠类型的阴离子表面活性剂的相互作用的超分子复合物与四烷基卤化铵和源于衣康酸/乙烯磺酸钠的共聚物或源于衣康酸/乙烯磺酸钠/乌头酸的三聚物的组合。
5.如权利要求4所述的方法，其特征在于烷基酰胺基丙基羟基磺基甜菜碱、烷基羟基磺酸钠和烯基磺酸钠的阴离子表面活性剂与四烷基卤化铵和源于衣康酸/乙烯磺酸钠的共聚物衍生物或源于衣康酸/乙烯磺酸钠/乌头酸的三聚物的重量比在2:1:1:0.1:0.01至4:2:1:0.5:0.2范围内。
6.如权利要求1所述的组合物，其特征在于包括源于烷基酰胺基丙基甜菜碱和烷基羟基磺酸钠和烯基磺酸钠类型的阴离子表面活性剂的相互作用的超分子复合物与四烷基卤化铵和衣康酸/乙烯磺酸钠的共聚物衍生物或源于衣康酸/乙烯磺酸钠/乌头酸的三聚物的组合。
7.如权利要求6所述的组合物，其特征在于烷基酰胺基丙基甜菜碱和烷基羟基磺酸钠和烯基磺酸钠类型的阴离子表面活性剂与四烷基卤化铵和源于衣康酸/乙烯磺酸钠的共聚物或源于衣康酸/乙烯磺酸钠/乌头酸的三聚物的重量比在1:1:1:0.1:0.01至4:2:1:0.5:0.2范围内。
8.如权利要求1所述的组合物，其特征在于包括源于烷基羟基磺基甜菜碱和烷基羟基磺酸钠和烯基磺酸钠类型的阴离子表面活性剂的相互作用的超分子复合物与四烷基卤化铵的组合。
9.如权利要求8所述的组合物，其特征在于烷基羟基磺基甜菜碱、烷基羟基磺酸钠和烯基磺酸钠的阴离子表面活性剂和四烷基卤化铵的重量比在2:1:1:0.1至4:2:1:0.5范围内。
10.如权利要求1所述的组合物，其特征在于包括源于烷基羟基磺基甜菜碱和烷基羟基磺酸钠和烯基磺酸钠类型的阴离子表面活性剂的相互作用的超分子复合物与四烷基卤化铵和源于衣康酸/乙烯磺酸钠的共聚物或源于衣康酸/乙烯磺酸钠/乌头酸的三聚物的组合。
11.如权利要求1所述的组合物，其特征在于烷基羟基磺基甜菜碱、烷基羟基磺酸钠和烯基磺酸钠的阴离子表面活性剂、四烷基卤化铵和源于衣康酸/乙烯磺酸钠的共聚物或源于衣康酸/乙烯磺酸钠/乌头酸的三聚物的重量比在2:1:1:0.1:0.01至4:2:1:0.5:0.2范围内。
12.如权利要求1所述的组合物，其特征在于包括源于烷基甜菜碱与烷基羟基磺酸钠和烯基磺酸钠类型的阴离子表面活性剂的相互作用的超分子复合物与四烷基卤化铵的组合。
13.如权利要求12所述的组合物，其特征在于烷基甜菜碱和烷基羟基磺酸钠和烯基磺酸钠类型的阴离子表面活性剂与四烷基卤化铵的重量比在1:1:1:0.1至4:2:1:0.5范围内。
14.如权利要求1所述的组合物，其特征在于包括源于烷基甜菜碱与烷基羟基磺酸钠和烯基磺酸钠类型的阴离子表面活性剂的相互作用的超分子复合物与四烷基卤化铵和源于衣康酸/乙烯磺酸钠的共聚物或源于衣康酸/乙烯磺酸钠/乌头酸的三聚物的组合。
15.如权利要求14所述的组合物，其特征在于烷基甜菜碱、烷基羟基磺酸钠和烯基磺酸钠的阴离子表面活性剂与四烷基卤化铵和源于衣康酸/乙烯磺酸钠的共聚物或源于衣康酸/乙烯磺酸钠/乌头酸的三聚物的重量比在1:1:1:0.1:0.01至4:2:1:0.5:0.2范围内。
16.如权利要求1、2和4所述的组合物，其特征在于所述烷基酰胺基丙基羟基磺基甜菜碱选自乙基酰胺基-丙基羟基磺基甜菜碱、丙基-酰胺基-丙基羟基磺基甜菜碱、丁基-酰胺基-丙基羟基磺基甜菜碱、戊基-酰胺基-丙基羟基磺基甜菜碱、酰胺基-丙基己基羟基磺基甜菜碱、酰胺基-丙基-庚基羟基磺基甜菜碱、辛基-酰胺基-丙基羟基磺基甜菜碱、壬基-酰胺基-丙基羟基磺基甜菜碱、癸基-酰胺基-丙基羟基磺基甜菜碱、十一烷基-酰胺基-丙基羟基磺基甜菜碱、十二烷基酰胺基-丙基羟基磺基甜菜碱、十四烷基-酰胺基-丙基羟基磺基甜菜碱、十六烷基-酰胺基-丙基羟基磺基甜菜碱、十八烷基-酰胺基-丙基羟基磺基甜菜碱、羟基磺基甜菜碱椰油酰胺基-丙基以及这些烷基酰胺基丙基羟基磺基甜菜碱中两种或更多种的混合物。
17.如权利要求1和6所述的组合物，其特征在于所述烷基酰胺基丙基甜菜碱选自乙基酰胺基丙基甜菜碱、丙基-酰胺基丙基-甜菜碱、丁基-酰胺基-丙基甜菜碱、戊基-酰胺基-丙基甜菜碱、己基-酰胺基-丙基甜菜碱、酰胺基庚基-酰胺基-丙基甜菜碱、,辛基-酰胺基-丙基甜菜碱、壬基-酰胺基-丙基甜菜碱、癸基-酰胺基-丙基甜菜碱、十一烷基-酰胺基-丙基甜菜碱、十二烷基酰胺基丙基甜菜碱、十四烷基-酰胺基-丙基甜菜碱、十六烷基-酰胺基-丙基甜菜碱、十八烷基-酰胺基-丙基甜菜碱、椰油酰胺基丙基甜菜碱和这些烷基酰胺基丙基甜菜碱中两种或更多种的混合物。
18.如权利要求1、8和10所述的组合物，其特征在于所述烷基羟基磺基甜菜碱选自乙基羟基磺基甜菜碱、丙基羟基磺基甜菜碱、丁基-羟基磺基甜菜碱、戊基-羟基磺基甜菜碱、己基羟基磺基甜菜碱、庚基羟基磺基甜菜碱、辛基羟基磺基甜菜碱、壬基羟基磺基甜菜碱、癸基羟基磺基甜菜碱、十一烷基羟基磺基甜菜碱、十二烷基羟基磺基甜菜碱、十四烷基羟基磺基甜菜碱、十六烷基羟基磺基甜菜碱、椰油基-羟基磺基甜菜碱和这些烷基羟基磺基甜菜碱中两种或更多种的混合物。
19.如权利要求1、12和14所述的组合物，其特征在于所述烷基甜菜碱选自乙基甜菜碱、丙基甜菜碱、丁基-甜菜碱、戊基甜菜碱、己基甜菜碱、庚基甜菜碱、辛基甜菜碱、壬基甜菜碱、癸基甜菜碱、十一烷基甜菜碱、十二烷基甜菜碱、十四烷基甜菜碱、十六烷基甜菜碱、椰油基-甜菜碱和这些烷基甜菜碱中两种或更多种的混合物。
20.如权利要求1-15所述的组合物，其特征在于所述烷基羟基磺酸钠选自3-羟基丁烷-1-磺酸钠、3-羟基戊烷-1-磺酸钠、3-羟基己烷-1-磺酸钠、3-羟基庚烷-1-磺酸钠、3-羟基辛烷-1-磺酸钠、3-羟基壬烷-1-磺酸钠、3-羟基癸烷-1-磺酸盐、3-羟基十一烷-1-磺酸钠、3-羟基十二烷-1-磺酸钠、3-羟基十四烷-1-磺酸钠、3-羟基十六烷-1-磺酸钠、2-羟基丁烷-1-磺酸钠、2-羟基戊烷-1-磺酸钠、2-羟基己烷-1-磺酸钠、2-羟基庚烷-1-磺酸钠、2-羟基辛烷-1-磺酸钠、2-羟基壬烷-1-磺酸钠、2-羟基癸烷-1-磺酸钠、2-羟基十一烷-1-磺酸钠、2-羟基十二烷-1-磺酸钠、2-羟基十四烷-1-磺酸钠和2-羟基十六烷-1-磺酸钠以及这些烷基羟基磺酸钠中的两种或更多种的混合物。
21.如权利要求1-15所述的组合物，其特征在于所述烯基磺酸钠选自丁-2-烯-1-磺酸钠、戊-2-烯-1-磺酸钠、己-2-烯-1-磺酸钠、庚-2-烯-1-磺酸钠、辛-2-烯-1-磺酸钠、壬-2-烯-1-磺酸钠、癸-2-烯-1-磺酸钠、十一-2-烯-1-磺酸钠、十二-2-烯-1-磺酸钠、十四-2-烯-1-磺酸钠、十六-2-烯-1-磺酸钠和这些烯基磺酸钠中两种或更多种的混合物。
22.如权利要求1-15所述的组合物，其特征在于所述四烷基卤化铵选自丁基三甲基氯化铵、己基三甲基氯化铵、辛基三甲基氯化铵、癸基三甲基氯化铵、十二烷基三甲基氯化铵、三甲基四癸基氯化铵、十六烷基三甲基氯化铵、丁基三甲基溴化铵、己基三甲基溴化铵、辛基三甲基溴化铵、癸基三甲基溴化铵、十二烷基三甲基溴化铵、四癸基三甲基溴化铵和十六烷基三甲基溴化铵。
23.如权利要求1-15所述的组合物，其特征在于所述组合物包含重量百分比为1-10％的提高湿润性改性特性的偕两性离子液体直链或支链的二-N-烯基-N-聚醚-β-氨基酸、二-N-烷基-N-聚醚-β-氨基酸和二-N,N-二烷基-N-聚醚甜菜碱。
24.如权利要求1、4、6、10和14所述的组合物，其特征在于基于衣康酸/乙烯磺酸钠的共聚物或源于衣康酸/乙烯磺酸钠/乌头酸的三聚物的平均分子量在800-20,000g/mol范围内，且多分散性指数为1.10-1.30。
25.如权利要求1-15所述的组合物，其特征在于其通过在水性溶剂、醇或水性溶剂与醇的混合物中制备混合物而得到。
26.如权利要求25所述的组合物，其特征在于所述水性溶剂选自淡水、海水、岩层水和/或其混合物。
27.如权利要求25所述的组合物，其特征在于所述醇选自甲醇、乙醇和异丙醇和/或其混合物。
28.如权利要求1-25所述的组合物，其特征在于这些在水性溶剂或醇或水性溶剂与醇的混合物中的重量百分比在0.5-99.5％范围内。
29.如权利要求1-25所述的组合物，其特征在于所述组合物中主要活性成分的量在10-90wt％之间变化，优选25-75wt％。
30.如权利要求1-25所述的组合物，其特征在于用于形成泡沫的气体选自氮、氧、二氧化碳、天然气、甲烷、丙烷、丁烷或这些气体中两种或更多种的混合物。
31.前述权利要求所述的具有湿润性改性、腐蚀抑制和对矿物垢碳酸钙以及硫酸钙、钡和锶的抑制特性的发泡组合物的用途，其中所述组合物可用于在高温、高压、超高盐度和高二价离子浓度条件下产生稳定泡沫、有利地改变湿润性、抑制腐蚀和抑制/分散矿物垢。
32.如权利要求31所述的用途，其中有利地改变碳酸盐油藏和砂质粘土的湿润性。
33.如权利要求31所述的用途，其中所述组合物预防和控制广泛型腐蚀问题并用于吸引在原油生产井中使用的亚铁金属。
34.如权利要求31所述的用途，其中所述组合物抑制和分散矿物垢碳酸钙以及硫酸钙、钡和锶。
35.如权利要求31所述的用途，其中操作温度为至多200℃。
36.如权利要求31所述的用途，其中操作压力为至多8000psi(563Kg/cm2)。
37.如权利要求31所述的用途，其中盐度以氯化钠计为至多400,000ppm。
38.如权利要求31所述的用途，其中总硬度以碳酸钙计为至多250,000ppm。
39.如权利要求31所述的用途，其中要被注入的所述组合物的浓度在25至40,000ppm范围内。
40.如权利要求39所述的发泡组合物的用途，其中要被注入的浓度优选为500至10,000ppm。
41.一种使用前述权利要求的组合物强化采收和/或序批式生产保证的方法，其特征在于：a)在第一批次产生泡沫，和b)随后注入气体作为置换流体。
42.如权利要求41所述的方法，其中所述方法通过注入井和生产井进行。
43.如权利要求41所述的方法，其中所述方法通过用作注入井和生产井的同一口井进行。
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