CN117957053A

CN117957053A - 乳化剂组合物

Info

Publication number: CN117957053A
Application number: CN202280062795.1A
Authority: CN
Inventors: F·格吕布
Original assignee: Gransol Private Ltd
Current assignee: Gransol Private Ltd
Priority date: 2021-09-02
Filing date: 2022-08-17
Publication date: 2024-04-30
Also published as: WO2023031717A3; CA3230843A1; EP4395925A2; WO2023031717A2

Abstract

本发明涉及乳化剂组合物，更具体地，但不限于用于强化采油(EOR)的微乳化剂组合物。所述乳化剂组合物包含至少一种乙氧基化烷基酚、至少一种脂肪酸酰胺和至少一种不饱和脂肪酸的混合物。本发明还涉及使用所述乳化剂组合物形成水乳液的方法，以及利用所述乳化剂组合物从相关基质中分离烃组合物的工艺。

Description

乳化剂组合物

技术领域

本发明涉及乳化剂组合物，更具体地，但不限于用于强化采油(EOR)以及从固体、表面和多孔材料中溶解石油的微乳化剂组合物。

背景技术

关于强化采油的化学品有相当多的文献，但很少有成功的商业项目。

油藏工程学的一般教科书认为，强化采油的化学方法在经济上收效甚微，在技术上却很复杂。这是因为相对于提高石油采收率的价值而言，表面活性剂的成本可能非常昂贵。表面活性剂还可能在驱油时流失到储油层中，这进一步加剧了这种情况。

在许多实际情况中，很难使含有EOR化学品的注入水接触到旁路油。含有EOR化学品的注入水只在含有残余油的区域周围流动。技术问题是由表面活性剂对不同储层水化学和矿物学的敏感的特性造成的，这就需要一个设计阶段，针对特定储层的特点，专门定制表面活性剂及其辅助表面活性剂的组合。因此，需要进行广泛的设计和兼容性研究。

因此，除了实施现场规模的EOR项目的成本外，在设计阶段也需要大量投资，因此化学EOR项目本身就存在风险，可能需要很长时间才能取得成果，甚至需要更长时间才能收回金融投资。

以往的EOR处理的特点包括低浓度和高浓度表面活性剂驱油、利用石油中已有的化学物质形成表面活性剂的技术(碱驱)以及利用评估微生物生产的生物表面活性剂的技术。

这些表面活性剂中的许多在淡水和盐水中的效率和效果不尽相同，即它们作为添加剂并不十分可靠。此外，这些表面活性剂在低浓度下表现不佳。这些添加剂还被设计用于回收再注入，从而增加了EOR项目的经济风险。

发明目的

因此，本发明的目的是提供微乳化组合物，其可以克服或至少最小化上述缺点。本发明的另一个目的是提供用于EOR以及从固体、表面和多孔材料中溶解石油的微乳化组合物。

发明内容

根据本发明的第一方面，提供了乳化剂组合物，所述乳化剂组合物包含至少一种乙氧基化烷基酚、至少一种脂肪酸酰胺、和至少一种不饱和脂肪酸的混合物；

-所述乙氧基化烷基酚中的烷基为3至20个碳原子组成的直链或支链；

-所述脂肪酸酰胺含有3至20个碳原子组成的直链或支链；

-所述不饱和脂肪酸含有3至20个碳原子组成的直链或支链。

在一实施方案中，所述乙氧基化烷基酚可以是非离子表面活性剂。在优选的实施方案中，所述乙氧基化烷基酚是通式为R(OCH₂CH₂)_nOH的化合物，

其中R是烷基取代的苯基部分，并且n表示乙氧基的数量，是2至20之间的整数。

在一实施方案中，所述乙氧基化烷基酚可以是聚氧乙烯(POE)壬基酚。在优选的实施方案中，乙氧基化烷基酚可以是POE-(5)-壬基酚或POE-(6)-壬基酚。

在一实施方案中，所述至少一种脂肪酸酰胺可以是脂肪酸二链烷醇酰胺。在优选的实施方案中，至少一种脂肪酸可以包括二乙醇胺月桂酸。在另一优选的实施方案中，至少一种脂肪酸二链烷醇酰胺可以是椰油酸二乙醇酰胺。

在一实施方案中，所述至少一种不饱和脂肪酸可以是油酸。

在一实施方案中，所述乳化剂组合物可含有聚氧乙烯壬基酚和椰油酸二乙醇酰胺。

在一实施方案中，乳化剂组合物可含有：

-1至3体积份的至少一种乙氧基化烷基酚，

-2至5体积份的至少一种脂肪酸二乙醇酰胺，和

-1至3体积份的至少一种不饱和脂肪酸。

在一优选的实施方案中，所述乳化剂组合物含有1体积份聚氧乙烯壬基酚、2体积份椰油酸二乙醇酰胺和1体积份油酸。

根据本发明的第二方面，提供了形成基本不溶于水的组合物的水乳液的方法，包括将所述基本不溶于水的组合物与含有如上所述的乳化剂组合物的水性介质混合的步骤。

在本发明的这一方面，水性介质可含有一定量的乳化剂，所述乳化剂的含量足以在水性介质中形成不溶于水的组合物的微乳液，并且低于在水性介质中形成不溶于水的组合物的固体乳液所需的含量，从而使微乳液被破乳化以分离水和不溶于水的组合物。本发明这方面的变体特别适用于从油藏中采油。

在本发明该方面的另一变体中，水性介质可含有一定量的乳化剂组合物，其含量足以形成不溶于水的组合物与水性介质的固体乳液，以使固体乳液与水混合以形成浊水，然后用更多的水稀释浊水，从而使不溶于水的组合物在水中消散。本发明的这一方面的这种变型特别适用于修复受污染的水或土壤，例如被石油泄漏污染的水或土壤。

在一实施方案中，所述基本不溶于水的组合物可以是高粘度的或固体的沥青、焦油或油。此处添加所述乳化剂组合物具有降低油相粘度的作用，从而产生具有粘度降低的可泵送或可倾倒的单相。该实施方案适用于清洁被重油和污泥污染的石油基础设施。

根据本发明的第三方面，提供了从相关基质分离烃组合物的工艺，包括如下步骤：将烃与含有如上所述的乳化剂组合物的水性介质接触，以形成烃组合物的水乳液，然后从基质分离烃的水乳液。

在一实施方案中，在该工艺中形成的乳液可以是微乳液。

在一实施方案中，所述烃可以是任何基本上不溶于水的烃。

在一实施方案中，所述烃及其相关基质可以是正在采油的油藏中的油，或焦油砂，或者是需要进行环境修复的受油污染的土壤，或者是需要从受污染的油中去除污染的产品，例如需要疏通的管道或需要进行修复的受污染的存储容器。因此，油可以是矿物油。但是，油也可以是植物油、水果油或动物油。

因此，上述工艺还包括将乳化剂用于减少重金属和盐，以及作为微乳化剂用于药物生产和海水淡化。

用作水性介质的水可以是含有少量溶解固体的淡水，或者可以是其中含有相对大量溶解固体的盐水，例如海水。

水可以在高温下使用，即如热水(>70℃)。但是，水也可以在环境温度下使用，即如冷水(约20℃)。

在一实施方案中，所述乳化剂组合物在冷水(20℃)实施方案中的使用浓度可以为0.0005体积％至5体积％，优选为0.0005体积％至2体积％，更优选为0.0005体积％至1体积％，最优选为0.0005体积％至0.008体积％。

现在将以实施例的方式描述本发明，但不因此将本发明的范围限制于所公开的实施例。

具体实施方式

下文将参照附带的实施例对本公开的主题进行更全面的描述，其中展示了代表性的实施方案。但是，本公开的主题可以以不同的形式体现，不应被理解为仅限于本文所阐述的实施方案。相反，提供这些实施方案是为了使本公开全面完整，并向本领域技术人员充分传达实施方案的范围。

根据本发明的非限制性实施方案，乳化剂组合物由以下组成：

量取1升聚氧乙烯壬基酚、2升椰油酸二乙醇酰胺和1升油酸，首先将聚氧乙烯壬基酚置于搅拌容器中，然后在搅拌状态下在容器中加入椰油酸二乙醇酰胺，最后在搅拌状态下加入油酸，将它们混合在一起。混合在约20℃的环境温度下进行。所得混合物在下文中称为Glensol。

可以将石油工业中常规使用的其他物质，例如防腐剂和稳定剂添加到Glensol组合物中，但在下面的实施例中不包括这些试剂。

然后如下进行模拟采油实验：

对微流控珠人造岩心(microfluidic bead pack)进行改装，以初步评估使用Glensol组合物水驱作为用于重油的强化采油的方法。珠人造岩心实验可作为简化的自然油藏条件。

这些实验显示从旁路区域采油。

实验中使用的是钠钙玻璃珠，这些具有高球形度直径为22μm标准粒径。珠通过宽500μm、深约46μm的通道引入，直到在间隙过滤器后面积聚起适当长度的珠人造岩心。

在实验期间，用重油充满珠人造岩心，并将其加热到30℃，以加速系统老化到油湿状态。使用的油来自Siljian(瑞典)，沥青烯+树脂含量为36％，API值为18％10000cp。淡水驱油使用自来水(TDS<500mg/l)，盐水驱油使用海水(TDS<35 000mg/l)。使用相同的Glensol储备溶液来配制经处理的盐水和淡水，以实施本发明的工艺。

使用前将装置冷却至室温。使用两个或多个阶段开采。第一阶段包括通过水驱进行初级开采。在此阶段，使用冷水(20℃)。第二阶段和后续阶段包括通过三种技术中的一种进行驱油：(1)冷水(20℃)，(2)70℃至85℃之间的热水，或(3)具有5μl/l(5ppm)浓度的表面活性剂(Glensol)的水。

在实验过程中对珠人造岩心进行录像，并对静态图像进行点计数以测量水饱和度和流出珠人造岩心的液体量。表1列出了为评估Glensol组合物作为重油开采添加剂而进行的实验。

表1和表2中总结了初步岩心驱油实验的结果。在所有实验中，都进行了冷水(20℃)驱油，从珠人造岩心中驱出约10000cp的重油(初级采油阶段)。随后采用EOR方法(用添加剂或热水驱油或用冷水延长驱油)。通过等孔隙体积驱油来延长EOR阶段。对于冷水和盐水，与冷水持续驱油相比，使用Glensol组合物驱油强化采油极大提高了石油采收率，并减少了含水量。表面活性剂实现的提高石油采收率和减少含水量优于或超过热水。

在下表中，以下图例适用：

*采油率＝采收的油占初始油量的百分比。

初级采油＝水驱后采收的百分比；

EOR＝实施EOR技术后采收的百分比，实施EOR技术使用的水量与初级阶段使用的水量相同；

延长的＝延长EOR阶段后采收的百分比。每次实验使用的孔隙体积大致相同。

**％EOR＝采用第一步EOR技术采收的油占初始油量的百分比，括号中的数字为石油采收率的提升量。

***EOR期间含水率。需要注意的是，在延长驱油阶段，含水率没有降低，因此该数字为正数。

表1：使用淡水的结果汇总

表2：使用盐水的结果汇总

使用Glensol组合物驱油过程中、前和后的珠人造岩心图像显示了旁路区域的采油情况。与其他方法相比，表面活性剂在进入旁路油区域显得非常有效。

Glensol组合物还可用于清除重油残留物，以修复受污染的土地和清洁地表。在这种应用中，发现所述组合物可以快速反应，穿透沥青沉积物，清除地表的油污。这种能力似乎可以转移到实验室规模的动态环境中。此外，所述添加剂的实验结果表明，所述添加剂在淡水和海水中的冷水和热水驱油中效果均优于其他添加剂。

将会理解的是，在不偏离所公开的范围和精神的前提下，本发明的细节可以有许多变化。

Claims

1.一种乳化剂组合物，所述乳化剂组合物包含至少一种乙氧基化烷基酚、至少一种脂肪酸酰胺、和至少一种不饱和脂肪酸的混合物；

-所述脂肪酸酰胺含有3至20个碳原子组成的直链或支链；

-所述不饱和脂肪酸含有3至20个碳原子组成的直链或支链。

2.根据权利要求1所述的乳化剂组合物，其中，所述乙氧基化烷基酚是非离子表面活性剂。

3.根据权利要求2所述的乳化剂组合物，其中，所述乙氧基化烷基酚是通式为：R(OCH₂CH₂)_nOH的化合物，

4.根据权利要求1至3中任一项所述的乳化剂组合物，其中，所述乙氧基化烷基酚是聚氧乙烯(POE)壬基酚。

5.根据权利要求4所述的乳化剂组合物，其中，所述乙氧基化烷基酚是POE-(5)-壬基酚或POE-(6)-壬基酚。

6.根据权利要求1至5中任一项所述的乳化剂组合物，其中，所述至少一种脂肪酸酰胺是脂肪酸二链烷醇酰胺。

7.根据权利要求6所述的乳化剂组合物，其中，至少一种脂肪酸包括二乙醇胺月桂酸。

8.根据权利要求6所述的乳化剂组合物，其中，至少一种脂肪酸二链烷醇酰胺是椰油酸二乙醇酰胺。

9.根据权利要求1至8中任一项所述的乳化剂组合物，其中，所述至少一种不饱和脂肪酸是油酸。

10.根据权利要求1至9中任一项所述的乳化剂组合物，其中，所述乳化剂组合物含有聚氧乙烯壬基酚和椰油酸二乙醇酰胺。

11.根据权利要求1至10中任一项所述的乳化剂组合物，其中，所述乳化剂组合物含有：

-1至3体积份的至少一种乙氧基化烷基酚，

-2至5体积份的至少一种脂肪酸二乙醇酰胺，和

-1至3体积份的至少一种不饱和脂肪酸。

12.根据权利要求11所述的乳化剂组合物，其中，所述乳化剂组合物含有：

-1体积份聚氧乙烯壬基酚，

-2体积份椰油酸二乙醇酰胺，和

-1体积份油酸。

13.一种形成基本不溶于水的组合物的水乳液的方法，包括将所述基本不溶于水的组合物与含有如权利要求1至12中任一项所述的乳化剂组合物的水性介质混合的步骤。

14.根据权利要求13所述的方法，其中，所述基本不溶于水的组合物是高粘度的或固体的沥青、焦油或油。

15.一种从相关基质分离烃组合物的工艺，包括以下步骤：

-将烃与含有如权利要求1至12中任一项所述的乳化剂组合物的水性介质接触，以形成所述烃组合物的水乳液，以及

-将烃的水乳液与所述基质分离。

16.根据权利要求15所述的工艺，其中，所述工艺中形成的乳液是微乳液。

17.根据权利要求15或16所述的工艺，其中，烃是任何基本上不溶于水的烃。

18.根据权利要求15至17中任一项所述的工艺，其中，所述乳化剂组合物的使用浓度为0.0005体积％至5体积％。

19.根据权利要求18所述的工艺，其中，所述乳化剂组合物的使用浓度为0.0005体积％至2体积％。

20.根据权利要求18所述的工艺，其中，所述乳化剂组合物的使用浓度为0.0005体积％至1体积％。

21.根据权利要求18所述的工艺，其中，所述乳化剂组合物的使用浓度为0.0005体积％至0.008体积％。