EA020990B1 - Третичный способ добычи нефти с применением смесей поверхностно-активных веществ - Google Patents

Третичный способ добычи нефти с применением смесей поверхностно-активных веществ Download PDF

Info

Publication number
EA020990B1
EA020990B1 EA201290190A EA201290190A EA020990B1 EA 020990 B1 EA020990 B1 EA 020990B1 EA 201290190 A EA201290190 A EA 201290190A EA 201290190 A EA201290190 A EA 201290190A EA 020990 B1 EA020990 B1 EA 020990B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
surfactant
surfactants
oil
preparation
water
Prior art date
Application number
EA201290190A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201290190A1 (ru
Inventor
Кристиан Биттнер
Гюнтер Ёттер
Джек Тинслей
Кристиан Шпиндлер
Габриела Альварес Юргенсон
Зофи Фогель
Original Assignee
Басф Се
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
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=43064803&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=EA020990(B1) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Басф Се filed Critical Басф Се
Publication of EA201290190A1 publication Critical patent/EA201290190A1/ru
Publication of EA020990B1 publication Critical patent/EA020990B1/ru

Links

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

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Fats And Perfumes (AREA)
  • Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Catalysts (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу добычи нефти, в частности к затоплению месторождения микроэмульсиями Винзор тип III, при котором используют водный препарат поверхностно-активных веществ, содержащий как минимум один алкилполиалкоксисульфат, включающий пропоксигруппы, а также как минимум одно другое дополнительное поверхностно-активное вещество, подаваемые под давлением через скважины для инжекции в месторождение нефти, а через продукционные скважины отбирают сырую нефть из месторождения. Алкилполиалкоксисульфат, включающий пропоксигруппы, при этом получают сульфатированием алкоксилированного спирта, причем алкоксилированный спирт получают алкоксилированием спирта с использованием двойных металлоцианидных катализаторов или глин, содержащих двойные гидроксидные ионы.

Description

(57) Изобретение относится к способу добычи нефти, в частности к затоплению месторождения микроэмульсиями Винзор тип III, при котором используют водный препарат поверхностноактивных веществ, содержащий как минимум один алкилполиалкоксисульфат, включающий пропоксигруппы, а также как минимум одно другое дополнительное поверхностно-активное вещество, подаваемые под давлением через скважины для инжекции в месторождение нефти, а через продукционные скважины отбирают сырую нефть из месторождения. Алкилполиалкоксисульфат, включающий пропоксигруппы, при этом получают сульфатированием алкоксилированного спирта, причем алкоксилированный спирт получают алкоксилированием спирта с использованием двойных металлоцианидных катализаторов или глин, содержащих двойные гидроксидные ионы.
Изобретение относится к способу добычи нефти, при котором водный препарат поверхностноактивных веществ, содержащий как минимум один алкилполиалкоксисульфат, содержащий пропоксигруппы, а также как минимум одно дополнительное поверхностно-активное вещество, подают под давлением через скважины для закачки в месторождение нефти, а через продукционные скважины отбирают сырую нефть из месторождения. В этом способе, в частности, могут иметься в виду затопление микроэмульсиями Винзор тип III.
В природных нефтяных месторождениях нефть находится в пустотах пористых горных пород, образующих хранилище, которые закрыты в направлении земной поверхности не пропускающими покровными слоями. В случае пустот могут иметься в виду очень маленькие пустоты, капилляры, поры или т.п. Тонкие шейки пор могут, например, иметь диаметр только около 1 мкм. Наряду с нефтью, включая доли природного газа, в месторождении содержится более или менее засоленная вода.
При добыче нефти различают первичную, вторичную и третичную добычу.
При первичной добыче нефти, после того как скважина пробурена до месторождения, нефть устремляется сама под воздействием собственного давления месторождения вверх на поверхность через буровую скважину.
После первичной добычи в связи с этим приступают к вторичной добыче. При вторичной добыче дополнительно к скважинам, которые служат для подачи нефти на поверхность, так называемым продукционным скважинам, бурят другие скважины в нефтеносный пласт. Через эти так называемые инжекционные скважины подают под давлением воду в месторождение, для того чтобы поддерживать давление или его повысить. В результате подачи под давлением воды нефть через пустоты в пласте медленно выдавливается от инжекционной скважины по направлению к продукционной скважине. Однако это функционирует до тех пор, пока пустоты горной породы полностью заполнены нефтью и более вязкая нефть выдавливается перед собой водой. Но в случае не полного заполнения пустот горной породы нефтью менее вязкая вода прорывается в незаполненные пустоты и устремляется по пути наименьшего сопротивления, то есть через образовавшиеся каналы, и уже больше не проталкивает перед собой нефть.
С помощью первичной и вторичной добычи, как правило, удается добыть только примерно 30-35% количества нефти, находящейся в месторождении.
Известно, что можно далее повысить выход добычи нефти с помощью мер третичной добычи нефти. Обзор по вопросу третичной добычи нефти приведен, например, в 1оитиа1 о£ Ре1го1еиш §аеисе аиб Еидшееттд, 19 (1998), 265-280. К третичной добыче нефти относятся связанные с нагреванием способы, при которых в месторождение подают под давлением горячую воду или горячий пар. Таким путем уменьшают вязкость нефти. В качестве затапливающей среды могут также применяться газы, такие как СО2 или азот.
К третичным способам добычи нефти далее относятся способы, при которых в качестве вспомогательных средств используют подходящие химикалии для добычи нефти. Это позволяет оказать влияние на ситуацию ко времени завершения водяного затопления и в результате этого добыть нефть, еще удерживаемую в горной породе пласта.
Например, можно снизить граничное поверхностное натяжение σ между нефтью и водной фазой в результате добавления подходящих поверхностно-активных веществ. Эта техника известна также как затопление поверхностно-активными веществами. Для этого пригодны, в частности, поверхностноактивные вещества, которые могут уменьшать до значений меньше 102 мН/м (сверхнизкое поверхностное натяжение). Таким путем можно изменить форму капелек масла и под воздействием затопляющей воды продавить через капиллярные отверстия.
Капельки нефти могут, наконец, объединиться в непрерывный банк нефти. Это имеет два преимущества: с одной стороны, может при продвижении непрерывного нефтяного банка через новые пористые горные породы происходить объединение находящихся там капель нефти с банком нефти. С другой стороны, в результате объединения капелек нефти в нефтяной банк существенно уменьшается граничная поверхность нефть-вода и тем самым высвобождается далее ненужное поверхностно-активное вещество. Высвобожденное поверхностно-активное вещество после этого может мобилизовать оставшиеся в пласте капельки нефти.
Требования к поверхностно-активным веществам для третичной добычи нефти отчетливо отличаются от требований к поверхностно-активным веществам для других применений: подходящие поверхностно-активные вещества для третичной добычи нефти должны понижать граничное поверхностное натяжение между водой и нефтью (обычно около 20 мН/м) до особенно низких значений, менее чем 10-2 мН/м, чтобы создать возможность для достаточной мобилизации нефти. Это должно происходить при обычных температурах месторождений от около 15 до около 130°С и присутствии сильно засоленной воды, в частности, в присутствии высоких долей кальциевых и/или магниевых ионов; поверхностноактивные вещества должны быть, таким образом, растворимыми и в сильно засоленной воде месторождения.
Для выполнения этих требований часто предлагались смеси поверхностно-активных веществ, в частности смеси анионных и не ионных поверхностно-активных веществ.
- 1 020990
В υδ 3811505 опубликована смесь, состоящая из одного анионного и одного неионного поверхностно-активного вещества, для применения на месторождениях, в которых содержится от 0,5 до 0,9 вес.% многовалентных ионов. В случае анионных поверхностно-активных веществ речь идет о алкилсульфонатах, соответственно алкилфосфатах, содержащих в каждом случае 5-25 С-атомов, или о алкиларилсульфонатах, соответственно алкиларилфосфатах, у которых алкильный радикал содержит в каждом случае 5-25 С-атомов. В случае не ионных поверхностно-активных веществ речь идет о полиэтоксилированных алкилфенолах, которые содержат 6-20 этоксигрупп и алкильный радикал которых содержит 5-20 Сатомов, или о полиэтоксилированных алифатических спиртах, содержащих 6-20 С-атомов и 6-20 этоксигрупп.
В υδ 3811504 опубликована смесь, состоящая из 2 различных анионных поверхностно-активных веществ и одного неионного поверхностно-активного вещества для применения на месторождениях, в которых вода месторождения содержит 0,15-1,2% ионов кальция и магния. В случае первого анионного поверхностно-активного вещества имеются в виду алкил- или алкиларилсульфонаты, в случае второго имеются в виду алкилполиэтоксисульфаты. В случае не ионных поверхностно-активных веществ может идти речь о полиэтоксилированных алкилфенолах, которые содержат 6-20 этоксигрупп и у которых алкильный радикал содержит 5-20 С-атомов, или о полиэтоксилированных алифатических спиртах, содержащих 6-20 С-атомов и 6-20 этоксигрупп.
В υδ 4077471 опубликована смесь поверхностно-активных веществ для использования в пластах, в которых вода месторождения отличается содержанием соли от 7 до 22%. Смесь охватывает растворимый в воде алкилполиалкоксисульфонат или алкиларил-полиалкоксисульфонат, а также растворимое в воде неионное поверхностно-активное вещество из числа этоксилированных алифатических спиртов или этоксилированных, алкилзамещенных ароматических спиртов, причем углеводородные группы содержат в каждом случае 8-24 С-атомов, а число этоксигрупп составляет 1-20.
В υδ 2006/0185845 А1 опубликовано применение смеси, состоящей из как минимум одного алифатического анионного поверхностно-активного вещества и одного разветвленного алифатического неионного поверхностно-активного вещества для добычи нефти. Разветвленный алифатический радикал содержит предпочтительно 10-24 С-атомов и степень разветвления составляет от 0,7 до 2,5.
В υδ 2006/0189486 А1 опубликовано применение смеси как минимум одного разветвленного алифатического анионного поверхностно-активного вещества и одного алифатического поверхностноактивного вещества для добычи нефти. Разветвленный алифатический радикал содержит предпочтительно 10-24 С-атомов и степень разветвления составляет от 0,7 до 2,5.
В нашей более ранней заявке νθ 2009/124922 опубликованы поверхностно-активные вещества общей формулы изо-С17Н35-Х, причем X означает полярную группу и изо-С17Н35 означает алкильный радикал с коэффициентом разветвления от 2,8 до 3,7. В работе опубликованы неионные поверхностноактивные вещества общей формулы изо-С17Н35-О-(СН2СН(СН3)О)п(СН2СН2О)т-Н с анионными поверхностно-активными веществами, причем п означает 0-15, т означает 1-20, предпочтительно 5-14 и сумма п+т означает 1-35, предпочтительно 2-20. Алкоксилирование поверхностно-активных веществ может проводиться с помощью кислого катализа, КОН-катализа или катализа с помощью ДМЦ (двойных металло-цианидных) - катализаторов. Алкоксилаты можно перевести сульфатированием в соответствующие сульфаты.
В предпочтительном варианте затопления поверхностно-активными веществами эти поверхностноактивные вещества должны образовывать микроэмульсию с водной и нефтяной фазой (Винзор тип III). В случае микроэмульсии (Винзор тип III) имеется в виду не эмульсия с особенно мелкими капельками, а термодинамически стабильная, жидкая смесь воды, нефти и поверхностно-активных веществ, с очень низким граничным поверхностным натяжением и, как правило, с очень низкой вязкостью. Три ее преимущества состоят в том, что в результате этого достигается очень низкое граничное поверхностное натяжение σ между нефтяной и водной фазой;
она проявляет, как правило, очень низкую вязкость и в результате этого не улавливается ни в одной пористой матрице;
она образуется уже при небольших затратах энергии и в течение бесконечного промежутка времени может оставаться стабильной (классические эмульсии требуют напротив более высоких срезающих усилий, которые в резервуаре в подавляющей мере не проявляются, и только кинетически стабилизированы).
Микроэмульсия Винзор тип III находится в равновесии с избыточной водой и с избыточной нефтью. При этих условиях образования микроэмульсии поверхностно-активные вещества покрывают граничную поверхность нефть-вода и понижают граничное поверхностное натяжение δ.
В связи с тем, что микроэмульсии Винзор тип III по сравнению с другими типами эмульсий являются особенно низковязкостными, они могут при процессах затопления проникать через пористые горные породы месторождения. Обычно используемые эмульсии, напротив, могут застревать в пористых матрицах и закупоривать их. В случае затоплений микроэмульсией Винзор тип III имеется в виду осо- 2 020990 бенно эффективный способ и в отличие от способа затопления эмульсией для него требуется отчетливо меньше поверхностно-активного вещества. В случае микроэмульсионного затопления поверхностноактивные вещества инжектируют обычно выборочно вместе с вспомогательными растворителями и/или основными солями (при необходимости в присутствии хелатообразователей). Затем инжектируют раствор загущающего полимера для контроля мобильности. Другой вариант состоит в инжекции смеси загущающего полимера, а также поверхностно-активных веществ, вспомогательных растворителей и/или основных солей (при необходимости хелатообразователей) и затем раствора загущающего полимера для контроля мобильности. Эти растворы должны быть, как правило, прозрачными во избежание закупорки резервуара.
Требования к поверхностно-активным веществам для третичной добычи нефти существенно отличаются от требований к поверхностно-активным веществам для других применений: подходящие поверхностно-активные вещества для третичной добычи нефти должны иметь граничное поверхностное натяжение между водой и нефтью (обычно около 20 мН/м) с особенно низкими значениями менее чем 10-2 мН/м для того, чтобы создать возможность для достаточной мобилизации нефти. Это должно происходить при обычных для месторождений температурах от 15 до 130°С и в присутствии сильно засоленной воды, в частности при высоких долях кальциевых и магниевых ионов; поверхностно-активные вещества должны быть также растворимы в сильно засоленной воде месторождения.
Для достижения оптимального результата доля микроэмульсии в системе вода-микроэмульсиянефть при заданном количестве поверхностно-активного вещества естественно должна быть по возможности высокой. Задаваемые параметры, такие как, например, вид, концентрация и соотношение при смешивании применяемых поверхностно-активных веществ подбираются специалистом в зависимости от условий, существующих в данном нефтяном месторождении (температура, содержание соли).
Граничное поверхностное натяжение должно быть по возможности низким и разделение на фазы микроэмульсии должно происходить как можно быстрее.
Задача данного изобретения состоит в том, чтобы предоставить в распоряжение смеси поверхностно-активных веществ, которые удовлетворяют этим требованиям.
В соответствии с этим был открыт способ добычи нефти, при котором водный препарат поверхностно-активного вещества, включающий как минимум одно анионное поверхностно-активное вещество и как минимум одно другое поверхностно-активное вещество закачивают под давлением через как минимум одну инжекционную скважину в нефтяное месторождение, и из месторождения забирают сырую нефть через, как минимум, одну продукционную скважину, причем препарат поверхностно-активных веществ содержит:
(A) как минимум одно поверхностно-активное вещество (А) общей формулы К?-О-(СН2-СН(СНз)О)х-(СН2-СН2О)у-8ОзМ, причем
К1 означает линейный или разветвленный алифатический и/или ароматический углеводородный радикал, содержащий 8-32 атома углерода,
М означает Н+ и/или к-валентный противоион 1/к Ук+, х означает число от 4 до 30, и у означает число от 0 до 30, и сумма х + у < 50, причем поверхностно-активное вещество (А) получают сульфатированием алкоксилированного спирта К1-О-(СН2-СН-(СН3)О)х-(СН2-СН2О)у-Н, при условии, что алкоксилированный спирт получен путем алкоксилирования спирта К1 -ОН с применением двойных металлоцианидных катализаторов, и (B) как минимум одно отличающееся от него поверхностно-активное вещество (В) общей формулы Κ2-Υ, в которой К2 означает линейный или разветвленный алифатический и/или ароматический углеводородный радикал, содержащий 8-32 атома углерода, и Υ означает гидрофильную группу, причем весовое отношение (А)/(В) составляет от 10:1 до 1:20 и доли поверхностно-активных веществ (А) и (В) вместе составляют как минимум 50 вес.% относительно количества всех поверхностноактивных веществ, присутствующих в использованной смеси поверхностно-активных веществ.
Далее была открыта смесь поверхностно-активных веществ для добычи нефти, которая содержит оба поверхностно-активных вещества (А) и (В).
По отношению к изобретению можно по отдельности сообщить следующее:
В способе данного изобретения для добычи нефти применяется водный препарат, который содержит, как минимум, одно поверхностно-активное вещество (А), а также как минимум одно другое, отличающееся от него поверхностно-активное вещество (В). Препарат может, кроме этого, содержать еще и другие поверхностно-активные вещества и/или другие компоненты.
Поверхностно-активные вещества (А)
Поверхностно-активные вещества (А) описываются общей формулой К1-О-(СН2-СН-(СН3)О)х-(СН2СН2О)у-8О3М (I). Могут применяться одно или несколько различных поверхностно-активных веществ (А) формулы (I).
В случае радикала К1 имеется в виду линейный или разветвленный алифатический и/или аромати- 3 020990 ческий углеводородный радикал, содержащий 8-32 атома углерода, предпочтительно 9-22, более предпочтительно 9-18 и еще более предпочтительно 10-17 атомов углерода.
Предпочтительно имеется в виду линейный или разветвленный алифатический углеводородный радикал, более предпочтительно имеется в виду линейный или разветвленный алифатический углеводородный радикал, содержащий 9-18 атомов углерода.
Разветвленный углеводородный радикал имеет, как правило, степень разветвления от 0,1 до 4,5, предпочтительно от 1 до 3,5. Понятие степень разветвления при этом определяют в принципе известным путем и образом, как число метильных групп в молекуле спирта за вычетом 1. Средняя степень разветвления представляет собой среднее статистическое значение степени разветвления всех молекул одной пробы.
В приведенной выше формуле (I) X означает число от 4 до 30, предпочтительно от 6 до 18 и еще более предпочтительно от 7 до 14 и у означает число от 0 до 30, предпочтительно от 0 до 20 и более предпочтительно от 0 до 10.
При этом сумма х + у < 50, предпочтительно < 40, более предпочтительно < 30 и, например, < 25. Далее предпочтительно, когда х > у.
Специалистам в области полиалкоксилатов понятно, что в случае чисел х имеются в виду средние значения для всех молекул одной пробы, так как при алкоксилировании спиртов алкиленоксидом получают определенное распределение по длинам цепи.
В том случае, когда у > 0, имеются в виду поверхностно-активные вещества с блочной структурой, причем блоки в формуле (I) присоединены в указанной последовательности. В том случае, когда у = 0, поверхностно-активное вещество содержит только один полипропиленоксидный блок.
В формуле (I) М означает Н+ или к-валентный противоион '/кУк'. где к означает заряд противоиона. Предпочтительно имеется в виду одновалентный противоион, такой как ΝΗ4+-, аммониевый ион с органическими радикалами или ионы щелочных металлов. Предпочтительно Υ означает Ы+, Να' и К+, и особенно предпочтительно означает Να'. Поверхностно-активное вещество (А) может быть, таким образом, представлено в виде свободной кислоты или в виде соли.
В предпочтительном варианте изобретения имеется в виду в случае К1 линейный алифатический углеводородный радикал, более предпочтительно имеется в виду линейный алифатический углеводородный радикал, содержащий 9-18 атомов углерода, причем х означает число от 4 до 30, предпочтительно от 6 до 18.
В другом предпочтительном варианте изобретения в случае К1 имеется в виду разветвленный алифатический углеводородный радикал, причем х означает число от 4 до 30, предпочтительно от 6 до 18.
Поверхностно-активные вещества (А) получают, как минимум, двухстадийным способом, при котором на первой стадии способа (1) спирт К?-ОН алкоксилируют пропиленоксидом, а также при необходимости с этиленоксидом, превращая в алкоксилированный спирт общей формулы К1-О-(СН2-СН(СН3)О)х-(СН2-СН2О)у-Н (II), причем К1, х и у имеют значения, приведенные выше. На второй стадии алкоксилированные спирты (II) сульфатируют известными специалистам способами.
Алкоксилирование можно проводить согласно изобретению с применением двойных металлоцианидных (ДМЦ) катализаторов. В результате этого получают алкоксилированные спирты, которые показывают более тесное распределение по молекулярным весам по сравнению с алкоксилированными спиртами, которые получают с помощью обычного основнокаталитического алкоксилирования, например, обычного алкоксилирования с помощью КОН.
Распределение молекулярных весов полученных спиртов можно в принципе описать известным образом посредством так называемой полидисперсности Ό. При Ό = М„/Мп имеется в виду отношение среднего веса молярной массы и среднечисленного молекулярного веса. С помощью ДМЦ-катализаторов можно получить алкоксилированные спирты с полидисперсностью менее чем 1,05.
Двойные металлоцианидные(ДМЦ)-катализаторы, используемые для проведения алкоксилирования, специалистам в принципе известны. К подходящим ДМЦ-катализаторам относятся, например, описанные в ΌΕ 10243361 А1, в частности, в разделах [0029]-[0041], а также в цитированной там литературе, например, в АО 00/74845 или АО 99/16775. Например, могут применяться катализаторы Ζη-Со-типа.
Для проведения реакции можно к спирту К'-ОН добавить катализатор. В результате понижения давления (например, менее 100 мбар) и/или повышения температуры (30-150°С) можно избавиться от воды, еще содержащейся в смеси. Затем проводят инертизацию с помощью инертного газа (например, азота) и ступенчато подают этиленоксид при температуре от 60 до 180°С до достижения давления максимумум 10 бар. Обычно применяют не более чем 1000 млн долей катализатора по отношению к смеси, и катализатор в связи с таким малым количеством может оставаться в продукте. Количество катализатора, как правило, может быть меньше чем 1000 млн долей, например 250 млн долей и менее.
Изобретение, однако, не ограничивается применением двойных металлоцианидных катализаторов для проведения алкоксилирования. В принципе могут применяться все способы алкоксилирования спиртов К1 -ОН, приводящие к алкоксилированным спиртам, которые дают, по сравнению с основным катализом с КОН, более тесное распределение по молекулярным весам. Другими словами, подходят все спосо- 4 020990 бы, при которых отношение Όν/ϋΚθΗ < 1, причем Όν означает полидисперсность продукта, полученного способом данного изобретения, и ΌΚθΗ означает полидисперсность продукта, полученного способом КОН-катализа. Для синтеза поверхностно-активных веществ (А) можно также применять в качестве катализатора, например, глины с двойной гидроксидной группой, как описано в ΌΕ 4325237 А1, или катализаторы, выбираемые из группы гидрофобированных гидроталцитов, модифицированных оксидов или гидроксидов кальция, стронция или бария или фосфатов лантана или лантанидов.
Сульфатирование алкоксилированных спиртов (II) не вызывает никаких затруднений и может быть проведено специалистами по в принципе известным способам. Например, можно алкоксилированный спирт (II) подвергнут взаимодействию с триоксидом серы или хлорсульфоновой кислотой. Так сульфатирование триоксидом серы можно провести, например, в реакторе с падающей пленкой. Реакционный продукт можно затем нейтрализовать, например, в натронном щелоке.
Поверхностно-активные вещества (В)
Кроме, как минимум, одного поверхностно-активного вещества (А), применяемый препарат содержит как минимум одно отличное от него поверхностно-активное вещество (В) общей формулы Κ2-Υ (II). Понятно, что может применяться смесь нескольких различных поверхностно-активных веществ (В).
В случае К2 имеется в виду линейный или разветвленный, алифатический и/или ароматический углеводород, содержащий 8-32 атома углерода, предпочтительно 9-28 и еще более предпочтительно 10-24 атома углерода.
В формуле (II) Υ означает гидрофильную группу. При этом имеются в виду в принципе любые гидрофильные группы, при условии, что группа является достаточно полярной, чтобы придать соединению амфифильные свойства, то есть поверхностно-активные свойства. Могут иметься в виду неионные поверхностно-активные вещества, анионные, катионные или бетаиновые поверхностно-активные вещества.
Предпочтительно в случае группы Υ имеется в виду группа, выбираемая из ряда, включающего сульфатные группы, сульфонатные группы, полиоксиалкенильные группы, анионно модифицированные полиоксиалкиленовые группы, глюкозидные группы, бетаиновые группы или аминоксидные группы.
В одном варианте изобретения в случае поверхностно-активного вещества (В) имеется в виду анионное поверхностно-активное вещество, в частности, содержащее группы сульфоновой кислоты анионное поверхностно-активное вещество без дополнительных алкоксигрупп. К примерам такого рода поверхностно-активных веществ относятся алкилбензолсульфонаты, олефинсульфонаты, парафинсульфонаты, алкилкарбоксилаты, алкилсульфаты и/или алкилфосфаты.
В другом варианте изобретения имеется в виду в случае поверхностно-активного вещества (В) поверхностно-активное вещество, выбираемое из группы алкилэтоксилатов, причем, полиэфирная группа поверхностно-активных веществ в каждом случае содержит 2-40 эфирные группы.
А в другом варианте изобретения имеется в виду в случае поверхностно-активного вещества (В) поверхностно-активное вещество, выбираемое из группы алкилбензолсульфонатов, олефинсульфонатов или парафинсульфонатов.
Другие поверхностно-активные вещества
Наряду с поверхностно-активными веществами (А) и (В), препарат может дополнительно еще содержать при необходимости отличные от (А) и (В) поверхностно-активные вещества (С).
В случае поверхностно-активных веществ (С) могут иметься в виду, в частности, олигомерные или полимерные поверхностно-активные вещества. С такого рода полимерными совместными поверхностноактивными веществами удается предпочтительно уменьшить количество поверхностно-активных веществ, которое необходимо для образования микроэмульсии. Такого рода полимерные совместные поверхностно-активные вещества поэтому также обозначают как усилители микроэмульсии. Примеры такого рода полимерных поверхностно-активных веществ (С) охватывают амфифильные блоксополимеры, которые включают, как минимум, один гидрофильный и, как минимум, один гидрофобный блок. Примеры охватывают блоксополимеры полипропиленоксид-полиэтиленоксида, блок-сополимеры полиизобутен-полиэтиленоксида, а также гребнеобразные полимеры с полиэтиленоксидными боковыми цепями и одной гидрофобной основной цепью, причем, главная цепь предпочтительно в существенной мере содержит олефины или (мет)акрилаты в качестве единиц построения. Понятие полиэтиленоксид при этом в каждом случае охватывает полиэтиленоксидные блоки, включающие пропиленоксидные группы, согласно приведенным выше определениям. Подробности о такого рода поверхностно-активных веществах опубликованы в \УО 2006/131541.
Способ добычи нефти
При способе добычи нефти согласно данному изобретению закачивают под давлением через, как минимум, одну инжекционную скважину в нефтяное месторождение подходящий водный препарат поверхностно-активных веществ (А) и (В), а также при необходимости (С), а из месторождения отбирают сырую нефть через как минимум одну продукционную скважину. Такая технология также известна под названием затопление поверхностно-активным веществом. Под понятием сырая нефть в данном контексте следует понимать не чистую фазу нефти, а иметь в виду обычные эмульсии сырая нефть-вода. Как правило, для одного месторождения предусматривается несколько инжекционных скважин и несколько продукционных скважин. Главное действие поверхностно-активных веществ при этом состоит в умень- 5 020990 шении граничного поверхностного натяжения между водой и нефтью. В результате этого повышается мобильность нефти в месторождении, и тем самым повышается добыча нефти, которая без применения поверхностно-активных веществ остается в месторождении. При этом граничное поверхностное натяжение между водой и нефтью должно быть снижено до значений, меньших чем 0,1 мН/м, предпочтительно меньших чем 0,01 мН/м.
Затем после инжектирования под давлением препарата поверхностно-активных веществ можно в пласт месторождения для поддержания давления инжектировать воду (затопление водой) или предпочтительно высоковязкий водный раствор сильно загущающе действующего полимера (затопление полимером). Другая известная технология состоит в инжектировании раствора, состоящего из поверхностноактивного вещества и загущающе действующего полимера. При необходимости раствор может также содержать щелочь или соду, после которого следует водный раствор, который содержит только загущающе действующий полимер. Известны также технологии, при которых поверхностно-активные вещества вначале один раз воздействуют на месторождение. Специалистам известны подробности для технического осуществления затопления поверхностно-активными веществами, затопления водой и затопления полимерами, и они применяют в зависимости от типа месторождения соответствующую технологию.
В предпочтительном варианте изобретения имеется в виду в случае способа добычи нефти согласно данному изобретению затопление микроэмульсией Винзор типа III, то есть инжектированная смесь поверхностно-активных веществ вместе с находящимися в месторождении водной и нефтяной фазами образует микроэмульсию Винзор тип III. Подробности относительно микроэмульсий Винзор типа III, а также о их преимуществах уже описаны выше. При затоплении микроэмульсиями Винзор тип III граничное поверхностное натяжение между водой и нефтью должно снижаться до значений менее чем 0,1 мН/м, предпочтительно менее чем 0,015 мН/м и более предпочтительно менее чем 0,01 мН/м.
В способе согласно данному изобретению применяется водный препарат поверхностно-активных веществ (А) и (В), а также при необходимости (С). Описанные далее препараты подходят особенно для затоплений микрозмульсиями Винзор тип III, однако могут применяться другие технологии затопления поверхностно-активными веществами.
Наряду с водой, препараты при необходимости могут содержать также смешиваемые с водой или, по крайней мере, диспергируемые в воде органические растворители. Такого рода добавки служат, в частности, для стабилизации раствора поверхностно-активных веществ во время хранения или при транспортировке к нефтяному полю. Количество такого рода дополнительных растворителей однако не должно, как правило, превышать 50 вес.%, предпочтительно 20 вес.% и более предпочтительно 10 вес.%. В более предпочтительном варианте изобретения в препаратах используют только воду. Примеры смешиваемых с водой растворителей, включают, в частности, спирты, такие как метанол, этанол или пропанол, а также простые (С1-Сб)-моноалкиловые эфиры моно- или олигогликолей, содержащие до 6 алкиленоксидных групп, такие как бутилэтиленгликоль, бутилдиэтиленгликоль или бутилтриэтиленгликоль.
Весовое отношение поверхностно-активных веществ (А) и (В) составляет согласно изобретению от 10 : 1 до 1 : 20, предпочтительно от 3 : 1 до 1 : 10 и более предпочтительно от 2 : 1 до 1 : 4.
Согласно изобретению доля поверхностно-активных веществ (А) и (В) вместе составляет как минимум 50 вес.% от доли всех присутствующих поверхностно-активных веществ, то есть всех поверхностно-активных веществ (А), (В), а также при необходимости (С) вместе. Предпочтительно доля составляет как минимум 75 вес.%, более предпочтительно как минимум 90 вес.% и еще более предпочтительно в качестве поверхностно-активных веществ в препарате используют только поверхностно-активные вещества (А) и (В).
Наряду с поверхностно-активными веществами препараты могут также содержать другие компоненты, такие как, например, (С4-С8)-спирты, а также их алкоксилаты, содержащие до 6 алкиленоксидных групп, и/или основные соли (так называемое затопление щелочными поверхностно-активными веществами). Посредством такого рода добавок можно, например, уменьшить удерживание в пласте месторождения. Отношение количества спиртов ко всем применяемым поверхностно-активным веществам составляет обычно, как минимум 1:1, однако можно использовать спирты с заметным избытком. Основных солей обычно достаточно в количестве от 0,1 до 5 вес.%.
Специалисты путем подбора поверхностно-активных веществ (А) и (В), а также их весовых отношений могут оказать влияние на оптимальную температуру образования микроэмульсии Τορί и приспособить ее к температуре месторождения.
Месторождения, в которых применяется способ изобретения, находятся, как правило, при температуре как минимум 15°С, например от 15 до 130°С, предпочтительно при температуре от 15 до 80°С и более предпочтительно при температуре от 15 до 70°С.
Общая концентрация всех поверхностно-активных веществ вместе составляет от 0,05 до 5 вес.% от общего веса водного препарата поверхностно-активных веществ, предпочтительно от 0,1 до 2,5 вес.%. Специалисты в зависимости от желательных свойств, в частности в зависимости от условий в нефтяном месторождении могут сделать подходящий выбор. Специалисту также понятно, что концентрация по- 6 020990 верхностно-активных веществ после инжекции в месторождение может меняться, так как препарат может смешиваться с водой месторождения, или поверхностно-активные вещества могут абсорбироваться на твердых поверхностях месторождения. Большое преимущество смесей, применяемых согласно данному изобретению, состоит в образовании микроэмульсии, на которую в результате такого изменения общей концентрации не оказывается сильное влияние.
Специалистам в области затопления поверхностно-активными веществами понятно, что условия месторождения, например температура месторождения, давление, природа нефти в месторождении, а также вид и количество содержащихся солей оказывают влияние на условия оптимального образования микроэмульсии Винзор тип III. С учетом приведенных выше сведений специалисты могут оптимизировать препарат поверхностно-активных веществ для применения в точно определенных нефтяных месторождениях, используя несколько рутинных опытов.
Само собой разумеется, что возможно и, как правило, рекомендуется вначале приготовить концентрат, который затем на месте применения разбавляют до необходимой концентрации для инжектирования в месторождение. Как правило, общая концентрация поверхностно-активных веществ в таком концентрате составляет от 15 до 60 вес.%, предпочтительно от 15 до 45 вес.%.
Применяемые согласно изобретению смеси поверхностно-активных веществ, содержащие поверхностно-активные вещества (А), полученные с использованием двойных металлоцианидных катализаторов или глин, содержащих двойные гидроксидные группы, проявляют улучшенные характеристики при третичной добыче нефти. Они приводят к особенно низким граничным поверхностным натяжениям и к очень быстрому разделению фаз. Если не привязываться к определенной теории, создается впечатление, что это возможно связано с меньшей полидисперсностью поверхностно-активных веществ (А). Кроме того, при применении двойных металлоцианидных катализаторов и глин, содержащих двойные гидроксидные группы, возможно появление определенных побочных продуктов, таких как, например, аллилалкоксисульфонаты, которые отсутствуют или присутствуют в меньших количествах при КОН-катализе. Такого рода продукты могут быть получены путем КОН-катализируемой перегруппировки пропеноксида в аллиловый спирт. Полученный аллиловый спирт затем алкоксилируется и сульфатируется аналогично спирту К?-ОН. Однако полученные продукты не действуют в качестве поверхностно-активных веществ.
Приведенные ниже примеры более подробно поясняют изобретение.
Часть I: Синтез применяемых поверхностно-активных веществ (А) Общее предписание 1: Пропоксилирование с помощью КОН-катализа
В автоклав объемом 2 л помещают подлежащий пропоксилированию спирт (1,0 экв.), к которому добавляют водный раствор КОН, содержащий 50 вес.% КОН. При этом количество КОН составляет 0,3 вес.% подлежащего получению продукта. При перемешивании смесь нагревают при температуре 100°С и давлении 20 мбар в течение 2 ч и обезвоживают. Затем промывают три раза Ν2, задают предварительное давление около 1,3 бар Ν2 и температуру повышают до 120-130°С. Пропиленоксид добавляют, дозируя так, чтобы температура оставалась в интервале 125-140°С. Затем перемешивают в течение 5 ч при температуре 125-140°С, промывают Ν2, охлаждают до 70°С и выливают продукт из реактора. Использованное количество гидроксида щелочного металла нейтрализуют уксусной кислотой. Альтернативно нейтрализацию можно проводить имеющимися в продаже Мд-силикатами, которые затем отфильтровывают. Светлый продукт характеризуют с помощью 1Н-ЯМР-спектра в СИС1з, гель-проникающей хроматографии, а также определением ОН-числа и йодного окрашивающего числа, и оценивают выход.
Общее предписание 2: Пропоксилирование с помощью ДМЦ-катализа
В автоклав объемом 2 л помещают подлежащий пропоксилированию спирт (1,0 экв.), к которому добавляют двойной металлоцианидный катализатор (например, ДМЦ-катализатор фирмы ΒΑδΡ типа ΖηСо) и перемешивают при температуре 80°С. Для активирования катализатора при температуре 80°С и давлении 20 мбар перемешивают 1 ч. При этом количество катализатора ДМЦ составляет 0,1 вес.% и меньше по отношению к получаемому продукту. Затем промывают три раза Ν2, задают предварительное давление около 1,3 бар Ν2 и температуру повышают до 120-130°С. Пропиленоксид добавляют, дозируя так, чтобы температура оставалась в интервале 125-140°С. Затем перемешивают в течение 5 ч при температуре 125-140°С, промывают Ν2, охлаждают до 70°С и выливают продукт из реактора. Светлый продукт характеризуют с помощью 1Н-ЯМР-спектра в СИС13, гель-проникающей хроматографии, а также определением ОН-числа и йодного окрашивающего числа, и оценивают выход.
Общее предписание 3: Сульфатирование с помощью хлорсульфоновой кислоты
В колбу с круглым горлом объемом 1 л помещают подлежащий сульфатированию алкилалкоксилат (1,0 экв.), растворенный в 1,5-кратном количестве дихлорметана (на основе вес.%) и охлаждают до температуры 5-10°С. После этого добавляют по каплям хлорсульфоновую кислоту (1,1 экв.) таким образом, чтобы температура не превышала 10°С. Нагревают до комнатной температуры и перемешивают в течение 4 ч при этой температуре в потоке Ν2, затем эту реакционную смесь добавляют по каплям в водный раствор ΝαΟΗ с половинным объемом при температуре максимум 15°С. Количество ΝαΟΗ рассчитывают таким образом, чтобы был небольшой избыток по отношению к использованной хлорсульфоновой кислоте. Результирующее рН-значение составляет около рН 9-10. Дихлорметан отгоняют при небольшом
- 7 020990 вакууме на ротационном испарителе при температуре максимум 50°С.
Продукт характеризуют с помощью 'Н-ЯМР спектра и определяют содержание воды в растворе (около 70%).
Для синтеза использовали приведенный ниже спирт.
Спирт Описание
Д.С17 изо-Сг?Нз5-0Н; оксоспирт, получаемый путем гидроформилирования изо-гексадецена, который получают тетрамеризацией бутена. Средняя степень разветвления спирта составляет 3,1.
Спирт пропоксилируют согласно предписаниям 1 или 2. Степень пропоксилирования для каждого случая приведена в табл. 1. 1С17-пропоксилат, полученный при КОН-катализе, согласно йодному цветовому числу и 1Н-ЯМР спектру содержал 4% продукта перегруппировки (аллилпропоксилат), в то время как алкилпропоксилат, полученный при ДМЦ-катализе, согласно йодному цветовому числу и 1Н-ЯМР спектру содержал меньше 1% продукта перегруппировки. Затем оба алкилпропоксилата сульфатируют согласно предписанию 3. Степень сульфатирования составляет согласно 1Н-ЯМР спектру более 95%.
Была использована установка АдПеШ 1200 серии с насосом, дегазатор, ΚΙ-детектор, автосамлер и термостат для колонки. Использовано программное обеспечение Ρδδ 6.03. Были использованы колонки:
предварительная колонка §ЭУ 5 мкм - 8x50 мм, §ЭУ 5 мкм 100 А, §ИУ 5 мкм 1000 А, §ИУ 5 мкм 100000 А.
Калибровочным веществом служил ΌΙΝ-полистирол фирмы Ρδδ. В качестве стандарта служил толуол. В качестве элюента использовали тетрагидрофуран для хроматографии. Скорость потока составляла 1 мл/мин.
Около 25 мг пробы растворяют в 1 мл растворителя (250 мл ТГФ - 1,5 г толуола), причем толуол заранее смешивают с ТГФ (тетрагидрофуран), для того чтобы получить воспроизводимые результаты.
Сравнение полидисперсности с помощью гельпроникающей хроматографии (СРС) показывает, что полученный при ДМЦ-катализе алкоксилированный спирт 1С17-О-(СН2-СН-(СН3)О)7,8Н имеет более плотное распределение по молекулярным весам и тем самым более низкую полидисперсность (И = 1,047) по сравнению с полученным при КОН-катализе 1С17-О-(СН2-СН-(СН3)О)7>9Н (И = 1,060).
Тесты, связанные с применением
Были проведены следующие тесты с полученными поверхностно-активными веществами, для того чтобы оценить их пригодность для третичной добычи нефти.
Описание методов измерения
Определение 8Р*
a) Принцип измерения
Граничное поверхностное натяжение между водой и нефтью определяли известным путем и образом посредством определения параметра растворимости §Р*. Определение граничного поверхностного натяжения посредством определения параметра растворимости §Р* представляет собой известный специалистам метод приближенного определения граничного поверхностного натяжения. Параметр растворимости §Р* указывает, сколько мл нефти растворено на 1 мл использованного поверхностно-активного вещества в микроэмульсии (Винзор тип III). Граничное поверхностное натяжение σ (межфазное поверхностное натяжение; ΙΡΤ) может быть рассчитано с использованием приблизительной формулы ΙΡΤ и 0,3/(§Р*)2, в том случае, когда используются одинаковые объемы воды и нефти (С. Ний, 1. Со11. 1п1егГ. 8с, Уо1. 71, Νο. 2 (1979)).
b) Рабочее предписание
Для определения §Р* берут измерительный цилиндр объемом 100 мл с магнитной мешалкой и заливают в него 20 мл нефти и 20 мл воды. Затем добавляют 5 вес.% смеси поверхностно-активных веществ (А) и (В) в качестве главных поверхностно-активных веществ, а также 4 вес.% бутилдиэтиленгликоля в качестве совместного поверхностно-активного вещества (С) относительно водной фазы. Затем ступенчато повышают температуру от 20 до 90°С и наблюдают за тем, в каком температурном интервале образуется микроэмульсия.
Образование микроэмульсии можно наблюдать как визуально, так и методами измерения проводимости. Образуется трехфазная система (верхняя фаза - нефть, средняя фаза - микроэмульсия, нижняя фаза - вода). Когда верхняя и нижняя фаза одинаково велики и более не изменяются в интервале времени 12 ч, то это означает, что достигнута оптимальная температура (Τορί) микроэмульсии. Определяют объем средней фазы. Из этого объема вычитают объем добавленных поверхностно-активных веществ. Полученное значение затем делят на два. Теперь этот объем делят на объем добавленных поверхностноактивных веществ. Этот результат обозначают как §Р*.
Вид нефти и воды, использованных для определения §Р*, определяется в зависимости от исследуемой системы. Можно использовать как саму нефть, так и модельную нефть, такую как, например, декан
- 8 020990 или гексадекан. В качестве воды можно использовать как чистую воду, так и засоленную воду, для того чтобы лучше моделировать условия в нефтяном месторождении. Состав водной фазы можно задать, например, соответственно составу воды определенного месторождения.
Сведения об использованных водных фазах и нефтяных фазах приведены ниже при конкретных описаниях опытов.
Результаты тестов
Была использована смесь 1:1 из декана и 6-процентного раствора ЫаС1. К ней была добавлена смесь поверхностно-активных веществ, состоящая из 3 частей использованных в каждом случае алкилпропоксисульфатов (поверхностно-активное вещество (А)) и 1 части додецилбензолсульфоната (поверхностноактивное вещество (В)). Концентрация главных поверхностно-активных веществ составляла 5 вес.% от водной фазы. В качестве другого поверхностно-активного вещества (С) использовали бутилдиэтиленгликоль. Концентрация совместного поверхностно-активного вещества составляла 4 вес.% от водной фазы. Результаты приведены в таблице.
Пример 1 и пример для сравнения 1 показывают, что полученные с помощью ДМЦ-катализа поверхностно-активные вещества (А) имеют более низкие граничные поверхностные натяжения и приводят к более быстрому образованию микроэмульсии (небольшое время разделения) по сравнению с соответствующими алкилпропоксисульфатами с тем же числом пропоксигрупп, которые получены при алкоксилировании с помощью КОН-катализа.
Таблица. Сводка результатов
При- мер № Поверхностноактивное вещество (А) Поверх ностно -активное вещество (В) Весовое отноше- ние (АУ(В) Общее количество (А) + (В) (вес. %] Поверхностноактивное вещество (С) Общая концент- рация поверхно- етно- акгнвных веществ (вес.%] Доля (А)+(В) относи- тельно всех поверх ноет неактивных веществ 1¾ 5Р* ΙΓΤ |мН/м] Ш»и Время разделе- ния (мин]
Вид Коли- чество [вес.%]
Пример 1 1С17-7.8 РОсульфат (дмц-каталпз) ДБС 3 :1 5 БДГ 4 9 $5,6 45 4.5 0,0148 5
Пример сравнения 1 Ю17-7.9РО- сульфаг (КОН-кагалнз) ДБС 3: 1 5 БДГ 4 9 65.6 51 3.3 0,0275 10
БДГ: Бутилдиэтиленгликоль,
ДБС: Додецилбензолсульфонат, Να-соль. С12Н25РЬ§О3К

Claims (9)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ добычи нефти, при котором водный препарат поверхностно-активных веществ, включающий как минимум одно анионное поверхностно-активное вещество и как минимум одно другое поверхностно-активное вещество, закачивают под давлением как минимум через одну инжекционную скважину в нефтяное месторождение и из месторождения отбирают сырую нефть как минимум через одну продукционную скважину, причем препарат поверхностно-активных веществ содержит как минимум одно поверхностно-активное вещество (А) общей формулы К1-О-(СН2-СН-(СН3)О)х-(СН2-СН2О)у-8О3М, где К1 означает линейный или разветвленный алифатический углеводородный радикал, содержащий 9-18 атома углерода,
    М означает Н+ и/или к-валентный противоион '/к Ук+, х означает число от 4 до 30, у означает число от 0 до 30 и сумма х + у < 50, причем поверхностно-активное вещество (А) получено сульфатированием алкоксилированного спирта К1-О-(СН2-СН-(СН3)О)х-(СН2-СН2О)у-Н с полидисперсностью М„/Мп менее чем 1,05; и как минимум одно отличающееся от него анионное поверхностно-активное вещество (В) общей формулы Κ2-Υ, в которой К2 означает линейный или разветвленный алифатический и/или ароматический углеводородный радикал, содержащий 8-32 атомов углерода, и Υ означает анионную гидрофильную группу, причем весовое отношение (А)/(В) составляет от 10 : 1 до 1 : 20 и доли поверхностно-активных веществ (А) и (В) вместе составляют как минимум 50 вес.% относительно количества всех поверхностноактивных веществ, присутствующих в препарате поверхностно-активных веществ.
  2. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что К1 означает разветвленный алифатический углеводородный радикал, содержащий 9-18 атомов углерода, и х означает число от 4 до 30.
    - 9 020990
  3. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что группу Υ в поверхностно-активном веществе (В) выбирают из ряда, включающего сульфатные группы, сульфонатные группы или анионномодифицированные полиоксиалкиленовые группы.
  4. 4. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества (В) используют как минимум одно поверхностно-активное вещество, выбираемое из группы алкилбензолсульфонатов, олефинсульфонатов или парафинсульфонатов.
  5. 5. Способ по одному из пп.1-4, отличающийся тем, что общая концентрация всех поверхностноактивных веществ составляет 0,05-5 вес.% относительно общего количества водного препарата поверхностно-активных веществ.
  6. 6. Способ по одному из пп.1-4, отличающийся тем, что способ представляет собой затопление микроэмульсиями Винзор тип III, причем граничное поверхностное натяжение между водой и нефтью составляет менее 0,1 мН/м.
  7. 7. Способ по п.6, отличающийся тем, что граничное поверхностное натяжение между водой и нефтью составляет менее 0,01 мН/м.
  8. 8. Водный препарат поверхностно-активных веществ для добычи нефти, включающий как минимум одно анионное поверхностно-активное вещество и как минимум одно другое поверхностно-активное вещество, отличающийся тем, что препарат поверхностно-активных веществ содержит как минимум одно поверхностно-активное вещество (А) общей формулы К1-О-(СН2-СН-(СН3)О)х-(СН2-СН2О)у-8О3М, где К1 означает линейный или разветвленный алифатический углеводородный радикал, содержащий 9-18 атомов углерода,
    М означает Н+ и/или к-валентный противоион '/к Υ1:'. х означает число от 4 до 30, у означает число от 0 до 30 и сумма х + у < 50, причем поверхностно-активное вещество (А) получено сульфатированием алкоксилированного спирта К1-О-(СН2-СН-(СН3)О)х-(СН2-СН2О)у-Н с полидисперсностью М„/Мп менее чем 1,05; и как минимум одно отличающееся от него анионное поверхностно-активное вещество (В) общей формулы Κ2-Υ, в которой К2 означает линейный или разветвленный алифатический и/или ароматический углеводородный радикал, содержащий 8-32 атомов углерода, и Υ означает анионную гидрофильную группу, причем весовое отношение (А)/(В) составляет от 10 : 1 до 1 : 20 и доли поверхностно-активных веществ (А) и (В) вместе составляют как минимум 50 вес.% относительно количества всех поверхностноактивных веществ, присутствующих в препарате поверхностно-активных веществ.
  9. 9. Водный препарат поверхностно-активных веществ по п.8, отличающийся тем, что общая концентрация всех поверхностно-активных веществ составляет 0,05-5 вес.% от общего количества водного препарата поверхностно-активных веществ.
EA201290190A 2009-10-14 2010-10-11 Третичный способ добычи нефти с применением смесей поверхностно-активных веществ EA020990B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP09173027 2009-10-14
PCT/EP2010/065154 WO2011045254A1 (de) 2009-10-14 2010-10-11 Verfahren zur tertiären erdölförderung unter verwendung von tensidmischungen

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201290190A1 EA201290190A1 (ru) 2012-10-30
EA020990B1 true EA020990B1 (ru) 2015-03-31

Family

ID=43064803

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201290190A EA020990B1 (ru) 2009-10-14 2010-10-11 Третичный способ добычи нефти с применением смесей поверхностно-активных веществ

Country Status (12)

Country Link
EP (1) EP2488599B1 (ru)
CN (1) CN102686696B (ru)
AR (1) AR078630A1 (ru)
AU (1) AU2010305911B2 (ru)
BR (1) BR112012008667A2 (ru)
CA (1) CA2774318C (ru)
DK (1) DK2488599T3 (ru)
EA (1) EA020990B1 (ru)
EC (2) ECSP12011882A (ru)
MX (1) MX2012003976A (ru)
MY (1) MY157742A (ru)
WO (1) WO2011045254A1 (ru)

Families Citing this family (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
MX355634B (es) * 2010-03-10 2018-04-25 Basf Se Proceso para producir aceite mineral usando tensioactivos basados en tensioactivos propoxialquilo que contienen c16c18.
US8596367B2 (en) 2010-03-10 2013-12-03 Basf Se Process for producing mineral oil using surfactants based on C16C18-containing alkyl propoxy surfactants
CN103430102B (zh) 2011-03-18 2017-02-08 巴斯夫欧洲公司 制造具有带50nm及更小行间距尺寸的图案化材料层的集成电路装置、光学装置、微型电机和机械精密装置的方法
DE102011015046A1 (de) 2011-03-24 2012-09-27 Sasol Germany Gmbh Hochkonzentrierte fließfähige Salze von Alkylpolyalkoxysulfaten
CN103965853B (zh) * 2013-02-05 2016-08-24 中国石油化工股份有限公司 组合表面活性剂及其制备方法
CN103965851A (zh) * 2013-02-05 2014-08-06 中国石油化工股份有限公司 复合表面活性剂及制备方法
AR098619A1 (es) * 2013-12-05 2016-06-01 Basf Se Método y uso para la producción terciaria de aceite mineral mediante materiales marco metal-orgánicos
WO2019011965A1 (en) 2017-07-14 2019-01-17 Basf Se ALLYL ALCOHOL SOLUBILITY AMPLIFIERS FOR AQUEOUS SURFACE FORMULATIONS FOR ASSISTED OIL RECOVERY
BR112020000608A2 (pt) 2017-07-14 2020-07-14 Basf Se método para produção de petróleo bruto a partir de formações subterrâneas petrolíferas, composição tensoativa aquosa, e, uso de um intensificador de solubilidade
MX2020003221A (es) 2017-09-21 2020-07-29 Basf Se Mezcla de alquiletersulfato robusta para recuperacion de petroleo mejorada.
WO2020144488A1 (en) * 2019-01-11 2020-07-16 Total Sa Surfactant composition for enhanced oil recovery
AR118835A1 (es) * 2019-05-03 2021-11-03 Sasol Performance Chemicals Gmbh Fluidos de inyección que comprenden surfactantes aniónicos y alcoholes alcoxilados y el uso de tales fluidos en procesos de recuperación de petróleo mejorada
CN112694883B (zh) * 2019-10-22 2022-08-12 中国石油化工股份有限公司 一种提高稠油油藏采收率的泡沫组合物及制备方法
CN112694881B (zh) * 2019-10-23 2022-08-12 中国石油化工股份有限公司 一种用于裂缝型油藏强化采油的泡沫组合物及制备方法
WO2021171209A1 (en) * 2020-02-28 2021-09-02 Oxiteno S.A. Indústria E Comércio Low 1,4-dioxane production in sulfation of an ethoxylated mixture prepared by using dmc catalyst
CN113801316B (zh) * 2020-06-15 2024-01-26 中国石油化工股份有限公司 烷氧基嵌段聚醚磺酸盐阴离子表面活性剂及其制备方法
CN117987119A (zh) * 2022-10-27 2024-05-07 中国石油天然气股份有限公司 一种中相微乳液及其制备方法和应用

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3811504A (en) * 1973-02-09 1974-05-21 Texaco Inc Surfactant oil recovery process usable in formations containing water having high concentrations of polyvalent ions such as calcium and magnesium
US4293428A (en) * 1978-01-18 1981-10-06 Exxon Production Research Company Propoxylated ethoxylated surfactants and method of recovering oil therewith
GB2168095A (en) * 1984-12-06 1986-06-11 Exxon Production Research Co Propoxylated surfactants for enhanced oil recovery in the range between high and low salinities
WO2009050179A1 (de) * 2007-10-16 2009-04-23 Basf Se Neuartige tenside mit polyethersulfonat-struktur, verfahren zu deren herstellung und deren verwendung zur tertiären erdölförderung
WO2009124922A1 (de) * 2008-04-10 2009-10-15 Basf Se Neuartige tenside für die tertiäre erdölförderung auf basis von verzweigten alkoholen
WO2009130141A1 (de) * 2008-04-21 2009-10-29 Basf Se Verwendung von tensidmischungen für die tertiäre erdölförderung

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3811505A (en) 1973-01-29 1974-05-21 Texaco Inc Surfactant oil recovery process usable in formations containing water having high concentrations of polyvalent ions such as calcium and magnesium
US4077471A (en) 1976-12-01 1978-03-07 Texaco Inc. Surfactant oil recovery process usable in high temperature, high salinity formations
DE4325237A1 (de) 1993-07-28 1995-02-02 Basf Ag Verfahren zur Herstellung von Alkoxylierungsprodukten in Gegenwart von mit Additiven modifizierten Mischhydroxiden
DE19742978A1 (de) 1997-09-29 1999-04-01 Basf Ag Multimetallcyanidkomplexe als Katalysatoren
US6613714B2 (en) 1999-06-02 2003-09-02 Basf Aktiengesellschaft Multimetal cyanide compounds, their preparation and their use
DE10243361A1 (de) 2002-09-18 2004-04-01 Basf Ag Alkoxylatgemische und diese enthaltende Waschmittel
US7055602B2 (en) 2003-03-11 2006-06-06 Shell Oil Company Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery
US7119125B1 (en) * 2003-09-26 2006-10-10 O'lenick Jr Anthony J Bi-modal Guerbet alkoxy sulfate surfactants
US7876909B2 (en) 2004-07-13 2011-01-25 Waves Audio Ltd. Efficient filter for artificial ambience
DE102005026716A1 (de) 2005-06-09 2006-12-28 Basf Ag Tensidmischungen für die tertiäre Erdölförderung

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3811504A (en) * 1973-02-09 1974-05-21 Texaco Inc Surfactant oil recovery process usable in formations containing water having high concentrations of polyvalent ions such as calcium and magnesium
US4293428A (en) * 1978-01-18 1981-10-06 Exxon Production Research Company Propoxylated ethoxylated surfactants and method of recovering oil therewith
GB2168095A (en) * 1984-12-06 1986-06-11 Exxon Production Research Co Propoxylated surfactants for enhanced oil recovery in the range between high and low salinities
WO2009050179A1 (de) * 2007-10-16 2009-04-23 Basf Se Neuartige tenside mit polyethersulfonat-struktur, verfahren zu deren herstellung und deren verwendung zur tertiären erdölförderung
WO2009124922A1 (de) * 2008-04-10 2009-10-15 Basf Se Neuartige tenside für die tertiäre erdölförderung auf basis von verzweigten alkoholen
WO2009130141A1 (de) * 2008-04-21 2009-10-29 Basf Se Verwendung von tensidmischungen für die tertiäre erdölförderung

Also Published As

Publication number Publication date
CN102686696A (zh) 2012-09-19
CA2774318C (en) 2018-07-03
ECSP12011884A (es) 2012-07-31
CN102686696B (zh) 2015-04-08
EP2488599A1 (de) 2012-08-22
AR078630A1 (es) 2011-11-23
WO2011045254A1 (de) 2011-04-21
AU2010305911B2 (en) 2014-11-20
CA2774318A1 (en) 2011-04-21
EP2488599B1 (de) 2014-04-02
MY157742A (en) 2016-07-15
BR112012008667A2 (pt) 2016-04-19
ECSP12011882A (es) 2012-07-31
DK2488599T3 (da) 2014-06-16
EA201290190A1 (ru) 2012-10-30
AU2010305911A1 (en) 2012-04-12
MX2012003976A (es) 2012-05-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA020990B1 (ru) Третичный способ добычи нефти с применением смесей поверхностно-активных веществ
US8853136B2 (en) Process for tertiary mineral oil production using surfactant mixtures
US9145509B2 (en) Process for producing mineral oil using surfactants based on a mixture of C32 Guerbet-, C34 Guerbet-, C36 Guerbet-containing alkyl alkoxylates
RU2563642C2 (ru) Способ добычи нефти с применением поверхностно-активных веществ на основе содержащих бутиленоксид алкилалкоксилатов
US8607865B2 (en) Process for extracting mineral oil using surfactants based on butylene oxide-containing alkyl alkoxylates
EA024664B1 (ru) Способ добычи нефти с применением поверхностно-активных веществ с основанием алкилпропокси-поверхностно-активных веществ, содержащих cc, водная композиция поверхностно-активных веществ для добычи нефти и поверхностно-активное вещество
EA023089B1 (ru) Применение смесей поверхностно-активных веществ поликарбоксилатов для вытеснения нефти микроэмульсией
US8596367B2 (en) Process for producing mineral oil using surfactants based on C16C18-containing alkyl propoxy surfactants
US8584750B2 (en) Process for tertiary mineral oil production using surfactant mixtures
US20140116689A1 (en) Process for mineral oil production using surfactants based on anionic alkyl alkoxylates which have been formed from glycidyl ethers
EA021238B1 (ru) Способ добычи нефти
CA2852651C (en) Process for producing mineral oil using surfactants based on a mixture of c24 guerbet-, c26 guerbet-, c28 guerbet-containing hydrocarbyl alkoxylates
US20140116690A1 (en) Process for mineral oil production using surfactants at least comprising a secondary alkanesulfonate as a cosurfactant
US8584751B2 (en) Process for mineral oil production using surfactant mixtures
US20110220364A1 (en) Process for mineral oil production using cationic surfactants having a hydrophobic block with a chain length of 6 to 10 carbon atoms
US10155900B2 (en) Process for producing mineral oil using surfactants based on a mixture of C24 guerbet, C26 guerbet, C28 guerbet-containing hydrocarbyl alkoxylates
CA2851421A1 (en) Process for producing mineral oil using surfactants based on a mixture of c20 guerbet-, c22 guerbet-, c24 guerbet-containing hydrocarbyl alkoxylates
US9475979B2 (en) Process for producing mineral oil using surfactants based on a mixture of C20 Guerbet-, C22 Guerbet-, C24 Guerbet-containing hydrocarbyl alkoxylates
US9475977B2 (en) Process for producing mineral oil using surfactants based on a mixture of C28 Guerbet, C30 Guerbet, C32 Guerbet-containing hydrocarbyl alkoxylates
CA2848961A1 (en) Process for producing mineral oil using surfactants based on a mixture of c28 guerbet-, c30 guerbet-, c32 guerbet-containing hydrocarbyl alkoxylates

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM