CN110997862A - 用于提高油采收率的低温稳定表面活性剂共混物 - Google Patents
用于提高油采收率的低温稳定表面活性剂共混物 Download PDFInfo
- Publication number
- CN110997862A CN110997862A CN201880050792.XA CN201880050792A CN110997862A CN 110997862 A CN110997862 A CN 110997862A CN 201880050792 A CN201880050792 A CN 201880050792A CN 110997862 A CN110997862 A CN 110997862A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- ether
- carbons
- straight
- hydrogen
- group
- 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
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title abstract description 36
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title description 15
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 title description 14
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 28
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 25
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000009736 wetting Methods 0.000 claims abstract description 23
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims abstract description 9
- -1 polyoxyethylene Polymers 0.000 claims abstract description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 24
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 22
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 15
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 15
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 12
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- YEYKMVJDLWJFOA-UHFFFAOYSA-N 2-propoxyethanol Chemical compound CCCOCCO YEYKMVJDLWJFOA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- XXJWXESWEXIICW-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol monoethyl ether Chemical compound CCOCCOCCO XXJWXESWEXIICW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- SBASXUCJHJRPEV-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxyethoxy)ethanol Chemical compound COCCOCCO SBASXUCJHJRPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- ZNQVEEAIQZEUHB-UHFFFAOYSA-N 2-ethoxyethanol Chemical compound CCOCCO ZNQVEEAIQZEUHB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 4
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 4
- XNWFRZJHXBZDAG-UHFFFAOYSA-N 2-METHOXYETHANOL Chemical compound COCCO XNWFRZJHXBZDAG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- QVQDALFNSIKMBH-UHFFFAOYSA-N 2-pentoxyethanol Chemical compound CCCCCOCCO QVQDALFNSIKMBH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical group [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 3
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical group C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 3
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical group [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical group [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 claims description 3
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011591 potassium Chemical group 0.000 claims description 3
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- CUVLMZNMSPJDON-UHFFFAOYSA-N 1-(1-butoxypropan-2-yloxy)propan-2-ol Chemical compound CCCCOCC(C)OCC(C)O CUVLMZNMSPJDON-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- RWNUSVWFHDHRCJ-UHFFFAOYSA-N 1-butoxypropan-2-ol Chemical compound CCCCOCC(C)O RWNUSVWFHDHRCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- JOLQKTGDSGKSKJ-UHFFFAOYSA-N 1-ethoxypropan-2-ol Chemical compound CCOCC(C)O JOLQKTGDSGKSKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ARXJGSRGQADJSQ-UHFFFAOYSA-N 1-methoxypropan-2-ol Chemical compound COCC(C)O ARXJGSRGQADJSQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- DJCYDDALXPHSHR-UHFFFAOYSA-N 2-(2-propoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCOCCOCCO DJCYDDALXPHSHR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- LDMRLRNXHLPZJN-UHFFFAOYSA-N 3-propoxypropan-1-ol Chemical compound CCCOCCCO LDMRLRNXHLPZJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- DKPFZGUDAPQIHT-UHFFFAOYSA-N Butyl acetate Natural products CCCCOC(C)=O DKPFZGUDAPQIHT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229940028356 diethylene glycol monobutyl ether Drugs 0.000 claims description 2
- 229940075557 diethylene glycol monoethyl ether Drugs 0.000 claims description 2
- FUZZWVXGSFPDMH-UHFFFAOYSA-N hexanoic acid Chemical compound CCCCCC(O)=O FUZZWVXGSFPDMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- JCGNDDUYTRNOFT-UHFFFAOYSA-N oxolane-2,4-dione Chemical compound O=C1COC(=O)C1 JCGNDDUYTRNOFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- PQGAHNJECSVDEI-UHFFFAOYSA-N [CH2]CCCCC Chemical compound [CH2]CCCCC PQGAHNJECSVDEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 abstract description 5
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract description 3
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 abstract 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 20
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 6
- USIUVYZYUHIAEV-UHFFFAOYSA-N diphenyl ether Chemical class C=1C=CC=CC=1OC1=CC=CC=C1 USIUVYZYUHIAEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 3
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 2
- 125000003827 glycol group Chemical group 0.000 description 2
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 150000003333 secondary alcohols Chemical class 0.000 description 2
- FVEFRICMTUKAML-UHFFFAOYSA-M sodium tetradecyl sulfate Chemical compound [Na+].CCCCC(CC)CCC(CC(C)C)OS([O-])(=O)=O FVEFRICMTUKAML-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 241000237858 Gastropoda Species 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 229940045714 alkyl sulfonate alkylating agent Drugs 0.000 description 1
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 125000004051 hexyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- 238000004391 petroleum recovery Methods 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- ZQBVUULQVWCGDQ-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol;propan-2-ol Chemical compound CCCO.CC(C)O ZQBVUULQVWCGDQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
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
-
- 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)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Cosmetics (AREA)
Abstract
公开温度稳定水性润湿性组合物和用于从地下调配物中采收石油的方法。所述水性润湿性组合物包含聚氧化乙烯非离子表面活性剂、二磺化阴离子表面活性剂和一种或多种醇。
Description
技术领域
本发明涉及非离子和阴离子表面活性剂的低温稳定水溶液在提高油采收工艺中作为润湿性改性剂应用于地下地层以增加油采收因子。
背景技术
在地下石油采收中的挑战为从地下地层中提取尽可能多的石油。在一次和二次采收后，油田仍然含有50至80％的原始储油。一次和二次采收方法的效率受到两种因素的限制：孔的规模，原油可达到足够低的残余饱和度，所述残余饱和度表现为由于毛细管力捕获的不连续单元。现场的规模，存在其中在二次采收期间注入的流体不渗透的某些区域，因为这些区的渗透率低。
目前，用于提高油采收率的方法涉及这些因素中的一个或多个，以及使用化学产品作为润湿性改性剂。润湿性改性剂被定义为能够以有利的方式改变储层岩石亲和力的表面活性剂。润湿性为储层中存在的各相之间相互作用的量度，并且为这些相的界面化学的函数，并且决定在存在其它不可混溶流体的情况下流体移动或粘附到固体表面的趋势。岩石的润湿性可通过极性化合物的吸附、原始在油中的有机材料的沉积物的形成或通过外部试剂自然地改性。润湿性的改变影响毛细管压力、相对渗透率、残油饱和度和束缚水饱和度。另外并且同样重要的是，认识到对流体的限制相对于其在整体中的特性显著改变它们的相的行为。
存在用于解决这些问题的多种特定类型的化学品，其中包括阴离子表面活性剂，如烷基磺酸钠，但不利的是，它们的应用并不普遍。在全球范围内，由于采用这类化学品的温度范围很广，因此可出现稳定性问题。众所周知，非离子表面活性剂在水中的溶解度随温度降低而降低，并且当达到所谓的浊点温度时，非离子表面活性剂最终变得不可溶。在低温下溶解度降低通常导致阴离子表面活性剂水溶液变得浑浊。一旦溶液变得浑浊，相分离可导致产生高粘度和/或胶凝问题。这类粘度和/或胶凝问题可不利地影响水性阴离子表面活性剂在低温下的运输、使用和/或储存。
因此，期望提供在低温下；例如根据储存和使用条件，冬季在-5℃或更低的温度下具有良好稳定性的水性润湿性组合物，尤其是水性阴离子表面活性剂润湿性组合物。
发明内容
在第一方面，本发明为用于从地下地层中采收石油的方法，所述方法包含将水溶液注入地下地层中以置换石油，其中水溶液包含：(i)结构(I)的非离子表面活性：
其中R1为具有一至23个碳的直链或支链烷基；R2选自氢和具有一至23个碳的直链或支链烷基，条件是R1和R2的组合中的碳总数在7至23的范围内；(AO)选自由CH(CH3)CH2O和CH(CH2CH3)CH2O组成的组；m为零至10的数字；n为5至30的数字；并且G选自由氢、氯、具有一至四个碳的烷基和COR'组成的组，其中R'为具有一至四个碳的烷基；(ii)任选地，结构(II)的阴离子表面活性剂：
其中R3和R4各自独立地选自由氢和具有一至16个碳的直链和支链烷基组成的组；并且M选自钠、钾、锂和铵；(iii)结构(III)的醇中的一种或多种：
其中R和R1独立地为H、或C1至C6直链或支链烷基并且
R2为H、C1至C6直链或支链烷基或R3-(OCH2CH2)n-，其中R3为H或直链或支链C1至C6烷基并且n等于1至6，和(iv)水。
本发明可用于地下石油采收。
具体实施方式
“和/或”意指“和，或替代地”。除非另外说明，否则所有范围都包括端点。除非另有指示，否则百万分率(ppm)是指按总水溶液重量计的重量份。聚合物式中的下标值是指聚合物指定组分的摩尔平均值。
除非日期利用呈带有连字符的两位数形式的测试方法编号来指示，否则测试方法是指从本文档的优先权日起最近的测试方法。参考测试方法含有参考测试协会和测试方法编号两者。通过以下缩写中的一个来提及测试方法组织：ASTM是指ASTM国际(ASTMInternational)(原名为美国测试与材料协会(American Society for Testing andMaterials))；EN是指欧洲标准(European Norm)；DIN是指德国标准化学会(DeutschesInstitut für Normung)；以及ISO是指国际标准化组织(International Organizationfor Standards)。
本发明包含将水溶液注入地下地层中，其中水溶液包含以下或基本上由以下组成或由以下组成：(i)非离子表面活性剂、(ii)阴离子表面活性剂，和(iii)醇。
本发明的非离子表面活性剂(i)具有以下结构(结构(I))：
其中R1为具有一至23个碳的直链或支链烷基；R2选自氢和具有一至23个碳的直链或支链烷基，条件是R1和R2的组合中的碳总数在7至23的范围内；(AO)选自由CH(CH3)CH2O和CH(CH2CH3)CH2O组成的组；m为零至10的数字；n为5至30，优选地至20的数字；并且G选自由氢、氯、具有一至四个碳的烷基和COR'组成的组，其中R'为具有一至四个碳的烷基。优选地，非离子的特征另外在于以下期望特征中的任何一种或组合或多于一种：
●期望地，m的平均值为零或更大、优选地为一或更大、二或更大、甚至三或更大，并且同时期望地为五或更小大、四或更小、三或更小、甚至二或更小。
●期望地，非离子表面活性剂的n的平均值为5或更大、优选地6或更大、更优选地7或更大并且可为8或更大、9或更大、10或更大、12或更大、14或更大、15或更大、16或更大、甚至17或更大，而同时期望地为20或更小、优选地19或更小、18或更小、17或更小、16或更小、15或更小并且优选地14或更小。
●期望地，(R1)R2CH-基团的碳总数在8或更大的范围内，并且可为9或更大、10或更大、11或更大、甚至12或更大、而同时为优选地20或更小、优选地19或更小、18或更小、17或更小、16或更小或15或更小。期望地，(R1)R2CH-基团选自由11至15个碳的直链碳链的部分和2-乙基己基部分组成的组。
合适的非离子表面活性剂的实例包括选自由具有以下结构(Ia)和(Ib)的表面活性剂组成的组的那些：
其中n的平均值选自由6、9、14和20组成的组。合适的非离子表面活性剂的另一个实例为具有(1b)的通式结构的11-15个碳(C11-C15)，优选地12-15个碳(C12-C15)直链仲醇引发的聚乙二醇，其中星号指示聚乙二醇链在任何仲碳上并且“3-7”的方括号指示重复的3-7个碳，对应于C11-C15总链长的分布。
其中x选自5、7、9、12、15和20。
本发明的水性润湿性组合物包含的非离子表面活性剂(i)的量按水性润湿性组合物的总重量计为等于或大于5重量％、优选地等于或大于10，并且更优选地等于或大于15重量％。本发明的水性润湿性组合物包含的非离子表面活性剂(i)的量按水性润湿性组合物的总重量计为等于或小于90重量％、优选地等于或小于50，并且更优选地等于或小于20重量％。
阴离子表面活性剂(ii)为具有结构(II)的结构的二磺化阴离子表面活性剂：
其中R3和R4各自独立地选自由氢和具有一至16个碳的直链和支链烷基组成的组；并且M选自钠、钾、锂和铵。期望地，R3和R4独立地选自由氢和直链己基组成的组，条件是R3和R4两者不同时为氢。令人惊讶地发现，二磺酸盐阴离子表面活性剂为水溶液提供出乎意料的稳定性，与没有二磺酸盐的水溶液，甚至是仅具有单磺酸盐阴离子表面活性剂的水溶液相比，允许表面活性剂在更高的盐浓度和更高的温度下保持稳定。
如果存在的话，那么本发明的水性润湿性组合物包含的二磺化阴离子表面活性剂(ii)的量按水性润湿性组合物的总重量计为等于或大于10重量％、优选地等于或大于12，并且更优选地等于或大于15重量％。如果存在的话，那么本发明的水性润湿性组合物包含的二磺化阴离子表面活性剂(ii)的量按水性润湿性组合物的总重量计为等于或小于50重量％、优选地等于或小于45，并且更优选地等于或小于40重量％。
本发明的水溶液必然含有结构(II)的双磺酸盐阴离子表面活性剂，并且可包括或不含结构(II)的单磺酸盐类似物。当存在单磺酸盐和非离子类似物中的一种或两种时，双磺酸盐阴离子表面活性剂以比任一种类似物的浓度更大的浓度，优选地比类似物的组合浓度更大的浓度存在。
合适的醇(iii)可选自由二醇、二醇醚、甲醇、乙醇以及其组合组成的组。优选地，醇由以下结构(III)表示：
其中R和R1独立地为H、或C1至C6直链或支链烷基并且
R2为H、C1至C6直链或支链烷基或R3-(OCH2CH2)n-，其中R3为H或直链或支链C1至C6烷基并且n等于1至6。
优选地，醇选自异丙醇、二乙二醇单丁醚、二乙二醇单丙醚、二乙二醇单乙醚、二乙二醇单甲醚、乙二醇单戊醚、乙二醇单丁醚、乙二醇单丙醚、乙二醇单乙醚、乙二醇单甲醚、二丙二醇单甲醚、二丙二醇单丁醚、丙二醇单甲醚、丙二醇单乙醚、丙二醇单丙醚、丙二醇单丁醚、乙酸丁酯、丙二醇、乙二醇以及其组合。
在本发明的一个实施例中，水性润湿性组合物包含二醇，优选地乙二醇、丙二醇或其混合物，和二醇醚，优选地乙二醇单甲醚、乙二醇单乙醚、乙二醇单丙醚、乙二醇单丁醚、乙二醇单戊醚或其混合物。
本发明的水性润湿性组合物包含的每一种或多种醇的量按水性润湿性组合物的总重量计为等于或大于10重量％、优选地等于或大于20，并且更优选地等于或大于30重量％。本发明的水性润湿性组合物包含的每一种或多种醇的量按水性润湿性组合物的总重量计为等于或小于90重量％、优选地等于或小于80，并且更优选地等于或小于70重量％。
在本发明的一个实施例中，水性润湿性组合物还可含有微量的其它表面活性剂。举例来说，可存在辅助表面活性剂，如两性表面活性剂以及阻垢剂，如AOS二聚体和螯合剂。这些额外表面活性剂的总量优选地不超过水性阴离子表面活性剂发泡组合物的总重量的约10重量％。
在本发明的另一个实施例中，水性润湿性组合物可含有包括一价和二价离子的盐。水溶液的盐组成可类似于将注入水溶液的地层中的水性流体的盐组成。
本发明的水性阴离子表面活性剂发泡组合物的不是(i)、(ii)、(iii)、溶剂或任选的其它表面活性剂的其余部分为水(iv)。在一个实施例中，一起添加的组分(i)、(ii)、(iii)和(iv)的总重量％等于100重量％。
优选地，本发明的水性润湿性组合物稳定至
-5℃，更优选地至-10℃，更优选地至-15℃，并且最优选地至-20℃。如本文所用，术语“稳定”被定义为在一定温度下可流动或可泵送。
优选地，本发明的水性润湿性组合物的倾点如通过ASTM D-97所确定等于或低于15℃、优选地等于或低于0℃，更优选地等于或低于-20℃，并且甚至更优选地等于或低于-40℃。
地下石油采收工艺典型地涉及将水相注入可渗透的地下含油地层中，以置换一次油采收尝试后剩余的原油，所述工艺通常称为水驱。如果仅使用水，那么通过水驱的油采收率可较低，因此期望具有提高采收特性的水性体系。尽管这不是本发明方法正常运行所必需的第一步，但是如果可通过应用水驱从地层中采收任何大量的额外油，那么通常将在油田中实施水驱。继续水驱直到生产井的水油比上升至如此高的值，以致从井另外生产石油为不可能的或在经济上没有吸引力。
在一个实施例中，本发明为提高来自地下储层的原油采收率的方法，所述方法包含将本文以上公开的水性润湿性组合物注入所述地下环境中的步骤。理想地，应该在水油比上升到使得另外的商业生产没有吸引力的值之前开始水性润湿性组合物的注入，以便避免在完成另外的额外油生产之前的长时间段，因为在开始水性润湿性组合物注入与从生产井观察到改进的增产之间必然存在长的滞后时间。
在本发明方法的一个实施例中，地下环境可包含其中润湿性水溶液注入的水相。
在本发明方法的一个实施例中，在水驱工艺开始时或在水驱工艺期间的任何一点或多点，包括在水驱延长期内的任何一点或多点，可将润湿性组合物的水溶液添加到水或盐水中。
本发明的润湿性组合物的水溶液可以段塞注入的方式添加，其量为其中注入水溶液的储层区段的估计处理体积的0.01至5倍。可以在本发明的水溶液与盐水或水之间交替段塞的方式施加水溶液。在注入本发明的水溶液后，在开始随着注入本发明的额外水溶液、盐水和/或水进行连续驱之前，将表面活性剂溶液锁定在地下地层中一段时间，例如一小时至一年可为有益的。本发明的工艺与其它改进的油采收(IOR)技术如低盐度水驱、聚合物驱、泡沫驱(如二氧化碳泡沫驱)、气体驱和化学驱(如碱性-聚合物-表面活性剂驱)一起作为独立的工艺步骤或作为预处理步骤接着其它IOR工艺为有用的。
以下实例说明本发明的水相的稳定性和功效。
实例
实例中使用以下表面活性剂和醇：
非离子表面活性剂.
具有如下的通式结构的C11-C15直链仲醇引发的聚乙二醇，其中星号指示聚乙二醇链可在任何仲碳上，并且通常，表面活性剂由不同仲碳上的结构分布表示：
非离子表面活性剂：x＝15(可以商标名TERGITOLTM15-S-15获得)。
TERGITOL为联合碳化物公司(Union Carbide Corporation)的商标。
阴离子表面活性剂.
ADPDS-具有(II)的结构的烷基二苯基氧二磺酸盐，其中R3和R4独立地选自直链C6(六个碳)烷基和氢，条件是R3和R4中的至少一个为每个分子上的直链C6烷基。ADPDS为单烷基化的二磺化二苯醚、二烷基化的二磺化二苯醚、单烷基化的单磺化二苯醚和二烷基化的单磺化二苯醚的组合，其中二磺化二苯醚组分占ADPDS组成重量的超过50wt％。表面活性剂可以在水中45重量％的ADPDS的形式以商标名DOWFAXTMC6L获得。DOWFAX为陶氏化学公司(The Dow Chemical Company)的商标。
醇.
甲基CARBITOLTM 
CARBITOL
丙基CELLOSOLVE
丁基CELLOSOLVE
异丙醇
DOWANOLTMPM
丙二醇
CARBITOL、CELLOSOLVE和DOWANOL为陶氏化学公司的商标。
在以下比较实例和实例中，倾点根据ASTM D-97确定。
实例1至7.
实例1至7包含非离子表面活性剂(90％至10wt％)、醇和水。表1至7分别示出实例1至7的倾点数据。
表1
| 非离子表面活性剂(wt％) | 丙基CELLOSOLVE(wt％) | 水(wt％) | 倾点(℃) |
| 90 | 5 | 5 | 12 |
| 80 | 10 | 10 | 3 |
| 70 | 15 | 15 | -30 |
| 60 | 20 | 20 | -57 |
| 50 | 25 | 25 | -63 |
| 40 | 30 | 30 | -78 |
| 30 | 35 | 35 | -57 |
| 20 | 40 | 40 | -42 |
| 10 | 45 | 45 | -36 |
表2
| 非离子表面活性剂(wt％) | 丁基CELLOSOLVE(wt％) | 水(wt％) | 倾点(℃) |
| 90 | 5 | 5 | 12 |
| 80 | 10 | 10 | 3 |
| 70 | 15 | 15 | -21 |
| 60 | 20 | 20 | -57 |
| 50 | 25 | 25 | -69 |
| 40 | 30 | 30 | -72 |
| 30 | 35 | 35 | -60 |
| 20 | 40 | 40 | -27 |
| 10 | 45 | 45 | -21 |
表3
| 非离子表面活性剂(wt％) | 丙二醇(wt％) | 水(wt％) | 倾点(℃) |
| 90 | 5 | 5 | 9 |
| 80 | 10 | 10 | -3 |
| 70 | 15 | 15 | -21 |
| 60 | 20 | 20 | -45 |
| 50 | 25 | 25 | -45 |
| 40 | 30 | 30 | -54 |
| 30 | 35 | 35 | -66 |
| 20 | 40 | 40 | -72 |
| 10 | 45 | 45 | -75 |
表4
| 非离子表面活性剂(wt％) | 异丙醇(wt％) | 水(wt％) | 倾点(℃) |
| 90 | 5 | 5 | 9 |
| 80 | 10 | 10 | 0 |
| 70 | 15 | 15 | -21 |
| 60 | 20 | 20 | -63 |
| 50 | 25 | 25 | -69 |
| 40 | 30 | 30 | -66 |
| 30 | 35 | 35 | -57 |
| 20 | 40 | 40 | -51 |
| 10 | 45 | 45 | -48 |
表5
| 非离子表面活性剂(wt％) | DOWANOL PM(wt％) | 水(wt％) | 倾点(℃) |
| 90 | 5 | 5 | 12 |
| 80 | 10 | 10 | 3 |
| 70 | 15 | 15 | -18 |
| 60 | 20 | 20 | -60 |
| 50 | 25 | 25 | -72 |
| 40 | 30 | 30 | -69 |
| 30 | 35 | 35 | -72 |
| 20 | 40 | 40 | -78 |
| 10 | 45 | 45 | -78 |
表6
| 非离子表面活性剂(wt％) | 甲基CARBITOL(wt％) | 水(wt％) | 倾点(℃) |
| 90 | 5 | 5 | 9 |
| 80 | 10 | 10 | 0 |
| 70 | 15 | 15 | -15 |
| 60 | 20 | 20 | -27 |
| 50 | 25 | 25 | -54 |
| 40 | 30 | 30 | -57 |
| 30 | 35 | 35 | -66 |
| 20 | 40 | 40 | -72 |
| 10 | 45 | 45 | -57 |
表7
| 非离子表面活性剂(wt％) | CARBITOL(wt％) | 水(wt％) | 倾点(℃) |
| 90 | 5 | 5 | 12 |
| 80 | 10 | 10 | 0 |
| 70 | 15 | 15 | -6 |
| 60 | 20 | 20 | -33 |
| 50 | 25 | 25 | -57 |
| 40 | 30 | 30 | -60 |
| 30 | 35 | 35 | -63 |
| 20 | 40 | 40 | -15 |
| 10 | 45 | 45 | -69 |
实例8至14.
实例8至14包含非离子表面活性剂、阴离子表面活性剂、醇和水。表8至14分别示出实例8至14的倾点数据。
表8
| 阴离子表面活性剂(wt％) | 非离子表面活性(wt％) | 丙基CELLOSOLVE(wt％) | 倾点(℃) |
| 83.8 | 16.2 | 0 | -27 |
| 73.5 | 14.2 | 12.3 | -39 |
| 65.5 | 12.7 | 21.8 | -57 |
| 59.1 | 11.4 | 29.5 | -51 |
| 53.8 | 10.4 | 35.8 | -54 |
| 49.4 | 9.5 | 41.1 | -69 |
| 45.6 | 8.8 | 45.6 | -63 |
| 42.4 | 8.2 | 49.4 | -72 |
| 39.6 | 7.6 | 52.8 | -84 |
| 37.1 | 7.2 | 55.7 | -78 |
| 34.9 | 6.8 | 58.3 | -81 |
表9
| 阴离子表面活性剂(wt％) | 非离子表面活性(wt％) | 丁基CELLOSOLVE(wt％) | 倾点(℃) |
| 83.8 | 16.2 | 0 | -33 |
| 73.5 | 14.2 | 12.3 | -30 |
| 65.5 | 12.7 | 21.8 | -39 |
| 59.1 | 11.4 | 29.5 | -42 |
| 53.8 | 10.4 | 35.8 | -45 |
| 49.4 | 9.5 | 41.1 | -42 |
| 45.6 | 8.8 | 45.6 | -42 |
| 42.4 | 8.2 | 49.4 | -51 |
| 39.6 | 7.6 | 52.8 | -78 |
| 37.1 | 7.2 | 55.7 | -78 |
| 34.9 | 6.8 | 58.3 | -81 |
表10
| 阴离子表面活性剂(wt％) | 非离子表面活性(wt％) | 丙二醇(wt％) | 倾点(℃) |
| 83.8 | 16.2 | 0 | -18 |
| 73.5 | 14.2 | 12.3 | -45 |
| 65.5 | 12.7 | 21.8 | -60 |
| 59.1 | 11.4 | 29.5 | -60 |
| 53.8 | 10.4 | 35.8 | -60 |
| 49.4 | 9.5 | 41.1 | -60 |
| 45.6 | 8.8 | 45.6 | -63 |
| 42.4 | 8.2 | 49.4 | -60 |
| 39.6 | 7.6 | 52.8 | -63 |
| 37.1 | 7.2 | 55.7 | -66 |
| 34.9 | 6.8 | 58.3 | -69 |
表11
| 阴离子表面活性剂(wt％) | 非离子表面活性(wt％) | 异丙醇(wt％) | 倾点(℃) |
| 83.8 | 16.2 | 0 | -27 |
| 73.5 | 14.2 | 12.3 | -39 |
| 65.5 | 12.7 | 21.8 | -36 |
| 59.1 | 11.4 | 29.5 | -45 |
| 53.8 | 10.4 | 35.8 | -57 |
| 49.4 | 9.5 | 41.1 | -57 |
| 45.6 | 8.8 | 45.6 | -60 |
| 42.4 | 8.2 | 49.4 | -63 |
| 39.6 | 7.6 | 52.8 | -66 |
| 37.1 | 7.2 | 55.7 | -69 |
| 34.9 | 6.8 | 58.3 | -69 |
表12
| 阴离子表面活性剂(wt％) | 非离子表面活性(wt％) | DOWANOL PM(wt％) | 倾点(℃) |
| 83.8 | 16.2 | 0 | -24 |
| 73.5 | 14.2 | 12.3 | -45 |
| 65.5 | 12.7 | 21.8 | -45 |
| 59.1 | 11.4 | 29.5 | -72 |
| 53.8 | 10.4 | 35.8 | -66 |
| 49.4 | 9.5 | 41.1 | -72 |
| 45.6 | 8.8 | 45.6 | -72 |
| 42.4 | 8.2 | 49.4 | -72 |
| 39.6 | 7.6 | 52.8 | -78 |
| 37.1 | 7.2 | 55.7 | -78 |
| 34.9 | 6.8 | 58.3 | -78 |
表13
| 阴离子表面活性剂(wt％) | 非离子表面活性(wt％) | 甲基CARBITOL(wt％) | 倾点(℃) |
| 83.8 | 16.2 | 0 | -24 |
| 73.5 | 14.2 | 12.3 | -42 |
| 65.5 | 12.7 | 21.8 | -45 |
| 59.1 | 11.4 | 29.5 | -57 |
| 53.8 | 10.4 | 35.8 | -60 |
| 49.4 | 9.5 | 41.1 | -63 |
| 45.6 | 8.8 | 45.6 | -63 |
| 42.4 | 8.2 | 49.4 | -66 |
| 39.6 | 7.6 | 52.8 | -66 |
| 37.1 | 7.2 | 55.7 | -15 |
| 34.9 | 6.8 | 58.3 | -75 |
表14
| 阴离子表面活性剂(wt％) | 非离子表面活性(wt％) | CARBITOL(wt％) | 倾点(℃) |
| 83.8 | 16.2 | 0 | -27 |
| 73.5 | 14.2 | 12.3 | -48 |
| 65.5 | 12.7 | 21.8 | -60 |
| 59.1 | 11.4 | 29.5 | -54 |
| 53.8 | 10.4 | 35.8 | -63 |
| 49.4 | 9.5 | 41.1 | -60 |
| 45.6 | 8.8 | 45.6 | -60 |
| 42.4 | 8.2 | 49.4 | -66 |
| 39.6 | 7.6 | 52.8 | -63 |
| 37.1 | 7.2 | 55.7 | -63 |
| 34.9 | 6.8 | 58.3 | -72 |
Claims (9)
1.一种用于从地下含油地层中采收石油的方法，所述方法包含将润湿性水溶液注入所述地下含油地层中的步骤，其中所述润湿性水溶液包含：
(i)结构(I)的非离子表面活性剂：
其中R1为具有一至23个碳的直链或支链烷基；R2选自氢和具有一至23个碳的直链或支链烷基，条件是R1和R2的组合中的碳总数在7至23的范围内；(AO)选自由CH(CH3)CH2O和CH(CH2CH3)CH2O组成的组；m为零至10的数字；n为5至30的数字；并且G选自由氢、氯、具有一至四个碳的烷基和COR'组成的组，其中R'为具有一至四个碳的烷基；
(ii)任选地，结构(II)的阴离子表面活性剂：
其中R3和R4各自独立地选自由氢和具有一至16个碳的直链和支链烷基组成的组；并且M选自钠、钾、锂和铵，
(iii)结构(III)的醇中的一种或多种：
其中R和R1独立地为H、或C1至C6直链或支链烷基并且
R2为H、C1至C6直链或支链烷基或R3-(OCH2CH2)n-，其中R3为H或直链或支链C1至C？烷基并且n等于1至6，和
(iv)水。
2.根据权利要求1所述的方法，其中n在7至20的范围内。
3.根据权利要求1所述的方法，其中所述润湿性水溶液的倾点等于或低于15℃。
4.根据权利要求1所述的方法，其中：
(i)所述非离子表面活性剂以10至90重量％的量存在，
和
(iii)所述一种或多种醇以10至90重量％的量存在，
其中其余部分由(iv)水组成，使得(i)、(iii)和(iv)的总和等于100重量％。
5.根据权利要求4所述的方法，其另外包含：
(ii)所述阴离子表面活性剂以10至50重量％的量存在，和
其中其余部分由(iv)水组成，使得(i)、(ii)、(iii)和(iv)的总和等于100重量％。
6.根据权利要求1所述的方法，其中m为在0至5的范围内的数；n在9至15的范围内；G为氢；并且(R1)R2CH-基团含有8至20个碳。
7.根据权利要求1所述的方法，其中(R1)R2CH-基团选自直链C11至C15直链烃链部分或乙基己基部分。
8.根据权利要求1所述的方法，其中R3和R4各自独立地选自氢或直链己基，条件是R3和R4两者不同时为氢。
9.根据权利要求1所述的方法，其中一种或多种醇为异丙醇、二乙二醇单丁醚、二乙二醇单丙醚、二乙二醇单乙醚、二乙二醇单甲醚、乙二醇单戊醚、乙二醇单丁醚、乙二醇单丙醚、乙二醇单乙醚、乙二醇单甲醚、二丙二醇单甲醚、二丙二醇单丁醚、丙二醇单甲醚、丙二醇单乙醚、丙二醇单丙醚、丙二醇单丁醚、乙酸丁酯、丙二醇、乙二醇以及其组合。
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201762527258P | 2017-06-30 | 2017-06-30 | |
| US62/527258 | 2017-06-30 | ||
| PCT/US2018/030763 WO2019005289A1 (en) | 2017-06-30 | 2018-05-03 | LOW TEMPERATURE STABILIZED SURFACTANT MIXTURE FOR ASSISTED OIL RECOVERY |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN110997862A true CN110997862A (zh) | 2020-04-10 |
Family
ID=62555127
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201880050792.XA Pending CN110997862A (zh) | 2017-06-30 | 2018-05-03 | 用于提高油采收率的低温稳定表面活性剂共混物 |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US11584881B2 (zh) |
| EP (1) | EP3645658A1 (zh) |
| CN (1) | CN110997862A (zh) |
| BR (1) | BR112019028143A2 (zh) |
| CA (1) | CA3068976A1 (zh) |
| EA (1) | EA202090140A1 (zh) |
| WO (1) | WO2019005289A1 (zh) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA202090405A1 (ru) | 2017-07-31 | 2020-06-09 | ШЕВРОН Ю. Эс. Эй. ИНК. | Закачиваемые флюиды для стимулирования гидроразрыва пластов |
| CA3086132A1 (en) | 2019-07-07 | 2021-01-07 | Chevron U.S.A. Inc. | Compositions and methods for foam stimulation |
| MX2022004006A (es) * | 2019-10-10 | 2022-04-26 | Dow Global Technologies Llc | Metodos y composiciones de recuperacion mejorada de petroleo. |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0032072A1 (en) * | 1979-12-03 | 1981-07-15 | The Dow Chemical Company | Surfactant compositions useful in enhanced oil recovery processes |
| WO2014110117A1 (en) * | 2013-01-09 | 2014-07-17 | Brigham And Women's Hospital, Inc. | An active tracking system and method for mri |
| CN104870598A (zh) * | 2012-06-28 | 2015-08-26 | 罗地亚经营管理公司 | 用于钻井液的环保溶剂体系/表面活性剂体系 |
| WO2016079121A1 (de) * | 2014-11-18 | 2016-05-26 | Basf Se | Verfahren zur erdölförderung |
| CN106715642A (zh) * | 2014-09-24 | 2017-05-24 | 陶氏环球技术有限责任公司 | 使用表面活性剂共混物回收地下石油的方法 |
| CN107207978A (zh) * | 2015-02-27 | 2017-09-26 | 陶氏环球技术有限责任公司 | 烃类溶剂稳定的水性倾点降低剂分散体组合物 |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB9023366D0 (en) * | 1990-10-26 | 1990-12-05 | Shell Int Research | Concentrated,liquid,pourable composition |
| US6302209B1 (en) | 1997-09-10 | 2001-10-16 | Bj Services Company | Surfactant compositions and uses therefor |
| US10414971B2 (en) | 2011-06-10 | 2019-09-17 | Dow Global Technologies Llc | Modified nonionic surfactant formulations for enhanced oil recovery |
| EP2718389B1 (en) * | 2011-06-10 | 2018-10-31 | Dow Global Technologies LLC | Method for enhanced oil recovery, using modified nonionic surfactant formulations |
| BR112014013354A2 (pt) | 2011-12-19 | 2017-06-13 | Rohm And Haas Company | processo para a preparação de um polímero, composição, composto, e, formulação |
| AR090958A1 (es) * | 2012-05-09 | 2014-12-17 | Shell Int Research | Metodo para la recuperacion mejorada de hidrocarburos |
-
2018
- 2018-05-03 BR BR112019028143-6A patent/BR112019028143A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2018-05-03 WO PCT/US2018/030763 patent/WO2019005289A1/en active Application Filing
- 2018-05-03 EA EA202090140A patent/EA202090140A1/ru unknown
- 2018-05-03 US US16/625,161 patent/US11584881B2/en active Active
- 2018-05-03 CN CN201880050792.XA patent/CN110997862A/zh active Pending
- 2018-05-03 EP EP18729783.3A patent/EP3645658A1/en active Pending
- 2018-05-03 CA CA3068976A patent/CA3068976A1/en active Pending
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0032072A1 (en) * | 1979-12-03 | 1981-07-15 | The Dow Chemical Company | Surfactant compositions useful in enhanced oil recovery processes |
| CN104870598A (zh) * | 2012-06-28 | 2015-08-26 | 罗地亚经营管理公司 | 用于钻井液的环保溶剂体系/表面活性剂体系 |
| WO2014110117A1 (en) * | 2013-01-09 | 2014-07-17 | Brigham And Women's Hospital, Inc. | An active tracking system and method for mri |
| CN106715642A (zh) * | 2014-09-24 | 2017-05-24 | 陶氏环球技术有限责任公司 | 使用表面活性剂共混物回收地下石油的方法 |
| WO2016079121A1 (de) * | 2014-11-18 | 2016-05-26 | Basf Se | Verfahren zur erdölförderung |
| CN107207978A (zh) * | 2015-02-27 | 2017-09-26 | 陶氏环球技术有限责任公司 | 烃类溶剂稳定的水性倾点降低剂分散体组合物 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA3068976A1 (en) | 2019-01-03 |
| EA202090140A1 (ru) | 2020-05-15 |
| EP3645658A1 (en) | 2020-05-06 |
| BR112019028143A2 (pt) | 2020-07-28 |
| US20200231862A1 (en) | 2020-07-23 |
| WO2019005289A1 (en) | 2019-01-03 |
| US11584881B2 (en) | 2023-02-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3506070A (en) | Use of water-external micellar dispersions in oil recovery | |
| CN106715642B (zh) | 使用表面活性剂共混物回收地下石油的方法 | |
| US10717921B2 (en) | Co-surfactant foam-forming composition for enhanced oil recovery | |
| EP2451890B1 (en) | Method for enhanced hydrocarbon recovery from a formation containing a crude oil with specific solubility groups and chemical families | |
| EP3126468B1 (en) | Surfactant assisted oil recovery using alcohol ether sulfonates and cationic surfactants | |
| US20140262275A1 (en) | Alkali polymer surfactant sandwich | |
| EP2242815A1 (en) | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery | |
| CN110997862A (zh) | 用于提高油采收率的低温稳定表面活性剂共混物 | |
| US20160215200A1 (en) | Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery | |
| EP3162872A1 (en) | Internal olefin sulfonate composition and use thereof in enhanced oil recovery | |
| WO2020172087A1 (en) | Enhanced crude oil recovery from subterranean crude oil-bearing sandstone reservoirs | |
| US4624314A (en) | Modified waterflood technique for enhanced hydrocarbon recovery from argillaceous subterranean reservoirs | |
| US20160215201A1 (en) | Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery | |
| US20170066960A1 (en) | Composition comprising internal olefin sulfonate and alkoxylated alcohol or derivative and use thereof in enhanced oil recovery | |
| US3476184A (en) | Method of designing a soluble oil slug for an oil recovery process | |
| WO2015048139A1 (en) | Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery | |
| IL31112A (en) | Process for recovering crude oil from subterranean formations | |
| EP3004283B1 (en) | A low temperature stabilized foam-forming composition for enhanced oil recovery | |
| EA041363B1 (ru) | Стабилизированная при низких температурах смесь на основе пав для повышенной нефтеотдачи | |
| US20160230079A1 (en) | Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery | |
| US20170327730A1 (en) | Hydrocarbon recovery composition and a method for use thereof | |
| WO2019113049A1 (en) | A method of producing an alcohol propoxy sulfate | |
| US20200157411A1 (en) | Alcohol alkoxy sulfate composition |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination |