EA022635B1 - Способ увеличения нефтеотдачи (eor) с применением композиции, содержащей анионное поверхностно-активное вещество на основе спиртов гербе, а также способ получения данного вещества - Google Patents
Способ увеличения нефтеотдачи (eor) с применением композиции, содержащей анионное поверхностно-активное вещество на основе спиртов гербе, а также способ получения данного вещества Download PDFInfo
- Publication number
- EA022635B1 EA022635B1 EA201270743A EA201270743A EA022635B1 EA 022635 B1 EA022635 B1 EA 022635B1 EA 201270743 A EA201270743 A EA 201270743A EA 201270743 A EA201270743 A EA 201270743A EA 022635 B1 EA022635 B1 EA 022635B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- surfactant
- group
- oil
- composition
- groups
- Prior art date
Links
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 title claims abstract description 165
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 104
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 72
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 title claims abstract description 26
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 title claims abstract description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 24
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 47
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 46
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims abstract description 40
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims abstract description 32
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 31
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 29
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 25
- WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N Tetrahydrofuran Chemical compound C1CCOC1 WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 134
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 71
- -1 carboxylate anion Chemical class 0.000 claims description 29
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 28
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 23
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 21
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 16
- 125000004106 butoxy group Chemical group [*]OC([H])([H])C([H])([H])C(C([H])([H])[H])([H])[H] 0.000 claims description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 15
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 15
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L sulfate group Chemical group S(=O)(=O)([O-])[O-] QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 15
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 claims description 13
- 125000001301 ethoxy group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])O* 0.000 claims description 13
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 12
- 125000002572 propoxy group Chemical group [*]OC([H])([H])C(C([H])([H])[H])([H])[H] 0.000 claims description 12
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 11
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 claims description 11
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 10
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 claims description 10
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims description 9
- 150000007942 carboxylates Chemical group 0.000 claims description 8
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical group OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 125000002467 phosphate group Chemical group [H]OP(=O)(O[H])O[*] 0.000 claims description 7
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 claims description 7
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 7
- 125000001273 sulfonato group Chemical group [O-]S(*)(=O)=O 0.000 claims description 7
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 125000004450 alkenylene group Chemical group 0.000 claims description 6
- BTBJBAZGXNKLQC-UHFFFAOYSA-N ammonium lauryl sulfate Chemical compound [NH4+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O BTBJBAZGXNKLQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229940063953 ammonium lauryl sulfate Drugs 0.000 claims description 6
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 6
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 230000008719 thickening Effects 0.000 claims description 5
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 claims description 4
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims description 3
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical class [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 239000013543 active substance Substances 0.000 claims description 3
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 3
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 3
- 239000008233 hard water Substances 0.000 claims description 3
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 3
- YFSUTJLHUFNCNZ-UHFFFAOYSA-N perfluorooctane-1-sulfonic acid Chemical class OS(=O)(=O)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)F YFSUTJLHUFNCNZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- SNGREZUHAYWORS-UHFFFAOYSA-N perfluorooctanoic acid Chemical class OC(=O)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)F SNGREZUHAYWORS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920005646 polycarboxylate Polymers 0.000 claims description 3
- 239000000344 soap Substances 0.000 claims description 3
- 235000019333 sodium laurylsulphate Nutrition 0.000 claims description 3
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- POWFTOSLLWLEBN-UHFFFAOYSA-N tetrasodium;silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])([O-])[O-] POWFTOSLLWLEBN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 2
- 230000000447 dimerizing effect Effects 0.000 claims description 2
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 2
- 241000735332 Gerbera Species 0.000 claims 3
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims 3
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 claims 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 claims 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 claims 1
- 238000005063 solubilization Methods 0.000 abstract description 41
- 230000007928 solubilization Effects 0.000 abstract description 41
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 abstract description 5
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 abstract description 5
- 238000006471 dimerization reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 abstract 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 52
- 230000006399 behavior Effects 0.000 description 35
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M potassium hydroxide Inorganic materials [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 28
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 23
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 23
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 19
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 19
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 12
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 10
- 239000000047 product Substances 0.000 description 9
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 8
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 8
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 8
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 7
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 7
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N Dichloromethane Chemical compound ClCCl YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 230000008859 change Effects 0.000 description 6
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 238000011160 research Methods 0.000 description 6
- XTHPWXDJESJLNJ-UHFFFAOYSA-N sulfurochloridic acid Chemical compound OS(Cl)(=O)=O XTHPWXDJESJLNJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 5
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 5
- 239000002585 base Substances 0.000 description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 5
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 5
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 5
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 4
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 4
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 4
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 4
- 239000012452 mother liquor Substances 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 4
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 4
- 150000003138 primary alcohols Chemical class 0.000 description 4
- GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L sodium sulfite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])=O GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 4
- 230000019635 sulfation Effects 0.000 description 4
- 238000005670 sulfation reaction Methods 0.000 description 4
- AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N sulfur trioxide Chemical compound O=S(=O)=O AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- KEQGZUUPPQEDPF-UHFFFAOYSA-N 1,3-dichloro-5,5-dimethylimidazolidine-2,4-dione Chemical compound CC1(C)N(Cl)C(=O)N(Cl)C1=O KEQGZUUPPQEDPF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 101000743114 Homo sapiens WASH complex subunit 4 Proteins 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 102100038143 WASH complex subunit 4 Human genes 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 125000003158 alcohol group Chemical group 0.000 description 3
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 3
- DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N decane Chemical compound CCCCCCCCCC DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- 239000011550 stock solution Substances 0.000 description 3
- FGRBYDKOBBBPOI-UHFFFAOYSA-N 10,10-dioxo-2-[4-(N-phenylanilino)phenyl]thioxanthen-9-one Chemical compound O=C1c2ccccc2S(=O)(=O)c2ccc(cc12)-c1ccc(cc1)N(c1ccccc1)c1ccccc1 FGRBYDKOBBBPOI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005160 1H NMR spectroscopy Methods 0.000 description 2
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- WQDUMFSSJAZKTM-UHFFFAOYSA-N Sodium methoxide Chemical compound [Na+].[O-]C WQDUMFSSJAZKTM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 229910001860 alkaline earth metal hydroxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000002902 bimodal effect Effects 0.000 description 2
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 description 2
- 239000005388 borosilicate glass Substances 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 2
- MVPPADPHJFYWMZ-UHFFFAOYSA-N chlorobenzene Chemical compound ClC1=CC=CC=C1 MVPPADPHJFYWMZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 2
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N glycine betaine Chemical compound C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 2
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 2
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 229920001748 polybutylene Polymers 0.000 description 2
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 235000010265 sodium sulphite Nutrition 0.000 description 2
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 2
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 2
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 2
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 2
- FYSNRJHAOHDILO-UHFFFAOYSA-N thionyl chloride Chemical compound ClS(Cl)=O FYSNRJHAOHDILO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N (R)-(-)-Propylene glycol Chemical compound C[C@@H](O)CO DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N 0.000 description 1
- FSSPGSAQUIYDCN-UHFFFAOYSA-N 1,3-Propane sultone Chemical compound O=S1(=O)CCCO1 FSSPGSAQUIYDCN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ODCMOZLVFHHLMY-UHFFFAOYSA-N 1-(2-hydroxyethoxy)hexan-2-ol Chemical compound CCCCC(O)COCCO ODCMOZLVFHHLMY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DURPTKYDGMDSBL-UHFFFAOYSA-N 1-butoxybutane Chemical compound CCCCOCCCC DURPTKYDGMDSBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- COBPKKZHLDDMTB-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-butoxyethoxy)ethoxy]ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCOCCO COBPKKZHLDDMTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RTXVDAJGIYOHFY-UHFFFAOYSA-N 2-tetradecyloctadecan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCC(CO)CCCCCCCCCCCCCC RTXVDAJGIYOHFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- XFXPMWWXUTWYJX-UHFFFAOYSA-N Cyanide Chemical compound N#[C-] XFXPMWWXUTWYJX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 102100029721 DnaJ homolog subfamily B member 1 Human genes 0.000 description 1
- BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N Epichlorohydrin Chemical compound ClCC1CO1 BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N Fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 102100021881 Hairy/enhancer-of-split related with YRPW motif protein 1 Human genes 0.000 description 1
- 101000866018 Homo sapiens DnaJ homolog subfamily B member 1 Proteins 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002841 Lewis acid Substances 0.000 description 1
- 239000004907 Macro-emulsion Substances 0.000 description 1
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006957 Michael reaction Methods 0.000 description 1
- LYAVXWPXKIFHBU-UHFFFAOYSA-N N-{2-[(1,2-diphenylhydrazinyl)carbonyl]-2-hydroxyhexanoyl}-6-aminohexanoic acid Chemical compound C=1C=CC=CC=1N(C(=O)C(O)(C(=O)NCCCCCC(O)=O)CCCC)NC1=CC=CC=C1 LYAVXWPXKIFHBU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WZQNNALXEJBHLB-UHFFFAOYSA-N O.OOO Chemical compound O.OOO WZQNNALXEJBHLB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910018828 PO3H2 Inorganic materials 0.000 description 1
- YGYAWVDWMABLBF-UHFFFAOYSA-N Phosgene Chemical compound ClC(Cl)=O YGYAWVDWMABLBF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000218657 Picea Species 0.000 description 1
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 1
- 101100049197 Rattus norvegicus Vegp1 gene Proteins 0.000 description 1
- 101100140201 Saccharomyces cerevisiae (strain ATCC 204508 / S288c) HRT1 gene Proteins 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N Sulfurous acid Chemical compound OS(O)=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101150035555 Svip gene Proteins 0.000 description 1
- ATRMIFNAYHCLJR-UHFFFAOYSA-N [O].CCC Chemical compound [O].CCC ATRMIFNAYHCLJR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000001252 acrylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 238000005882 aldol condensation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 229910001413 alkali metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001420 alkaline earth metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 150000004703 alkoxides Chemical class 0.000 description 1
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 description 1
- 150000005215 alkyl ethers Chemical class 0.000 description 1
- 229920000469 amphiphilic block copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000000732 arylene group Chemical group 0.000 description 1
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 1
- 229940077388 benzenesulfonate Drugs 0.000 description 1
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 1
- 239000004305 biphenyl Chemical group 0.000 description 1
- 235000010290 biphenyl Nutrition 0.000 description 1
- 125000006267 biphenyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000002837 carbocyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 description 1
- 235000014633 carbohydrates Nutrition 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- 229920006317 cationic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000013375 chromatographic separation Methods 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 230000002860 competitive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- DIOQZVSQGTUSAI-NJFSPNSNSA-N decane Chemical group CCCCCCCCC[14CH3] DIOQZVSQGTUSAI-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 238000007257 deesterification reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 230000009881 electrostatic interaction Effects 0.000 description 1
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 1
- 230000032050 esterification Effects 0.000 description 1
- 238000005886 esterification reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 125000000816 ethylene group Chemical group [H]C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 1
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 1
- 125000003983 fluorenyl group Chemical group C1(=CC=CC=2C3=CC=CC=C3CC12)* 0.000 description 1
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 125000002541 furyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 1
- 101150006889 hey1 gene Proteins 0.000 description 1
- 125000001165 hydrophobic group Chemical group 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 125000002883 imidazolyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000001041 indolyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000002563 ionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 125000000904 isoindolyl group Chemical group C=1(NC=C2C=CC=CC12)* 0.000 description 1
- 125000002183 isoquinolinyl group Chemical group C1(=NC=CC2=CC=CC=C12)* 0.000 description 1
- 238000005304 joining Methods 0.000 description 1
- 150000007517 lewis acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 125000005647 linker group Chemical group 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000391 magnesium silicate Substances 0.000 description 1
- 235000012243 magnesium silicates Nutrition 0.000 description 1
- 238000003760 magnetic stirring Methods 0.000 description 1
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 125000001570 methylene group Chemical group [H]C([H])([*:1])[*:2] 0.000 description 1
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 125000002950 monocyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 125000001624 naphthyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 229910000510 noble metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010534 nucleophilic substitution reaction Methods 0.000 description 1
- MHYFEEDKONKGEB-UHFFFAOYSA-N oxathiane 2,2-dioxide Chemical compound O=S1(=O)CCCCO1 MHYFEEDKONKGEB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000002971 oxazolyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 238000001139 pH measurement Methods 0.000 description 1
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 description 1
- ZUOUZKKEUPVFJK-UHFFFAOYSA-N phenylbenzene Chemical group C1=CC=CC=C1C1=CC=CC=C1 ZUOUZKKEUPVFJK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UHZYTMXLRWXGPK-UHFFFAOYSA-N phosphorus pentachloride Chemical compound ClP(Cl)(Cl)(Cl)Cl UHZYTMXLRWXGPK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000003367 polycyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Chemical group 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000003226 pyrazolyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000004076 pyridyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000000168 pyrrolyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000002943 quinolinyl group Chemical group N1=C(C=CC2=CC=CC=C12)* 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000001542 size-exclusion chromatography Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- AVZGJKPOPYLWBY-UHFFFAOYSA-M sodium;benzenesulfonate;dodec-1-ene Chemical compound [Na+].[O-]S(=O)(=O)C1=CC=CC=C1.CCCCCCCCCCC=C AVZGJKPOPYLWBY-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 description 1
- 230000001180 sulfating effect Effects 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000008053 sultones Chemical class 0.000 description 1
- 239000008400 supply water Substances 0.000 description 1
- 238000004381 surface treatment Methods 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 125000003831 tetrazolyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000000335 thiazolyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 125000001544 thienyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000001425 triazolyl group Chemical group 0.000 description 1
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-N vinylphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)C=C ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N vinylsulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C305/00—Esters of sulfuric acids
- C07C305/02—Esters of sulfuric acids having oxygen atoms of sulfate groups bound to acyclic carbon atoms of a carbon skeleton
- C07C305/04—Esters of sulfuric acids having oxygen atoms of sulfate groups bound to acyclic carbon atoms of a carbon skeleton being acyclic and saturated
- C07C305/10—Esters of sulfuric acids having oxygen atoms of sulfate groups bound to acyclic carbon atoms of a carbon skeleton being acyclic and saturated being further substituted by singly-bound oxygen atoms
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C309/00—Sulfonic acids; Halides, esters, or anhydrides thereof
- C07C309/01—Sulfonic acids
- C07C309/02—Sulfonic acids having sulfo groups bound to acyclic carbon atoms
- C07C309/03—Sulfonic acids having sulfo groups bound to acyclic carbon atoms of an acyclic saturated carbon skeleton
- C07C309/07—Sulfonic acids having sulfo groups bound to acyclic carbon atoms of an acyclic saturated carbon skeleton containing oxygen atoms bound to the carbon skeleton
- C07C309/09—Sulfonic acids having sulfo groups bound to acyclic carbon atoms of an acyclic saturated carbon skeleton containing oxygen atoms bound to the carbon skeleton containing etherified hydroxy groups bound to the carbon skeleton
- C07C309/10—Sulfonic acids having sulfo groups bound to acyclic carbon atoms of an acyclic saturated carbon skeleton containing oxygen atoms bound to the carbon skeleton containing etherified hydroxy groups bound to the carbon skeleton with the oxygen atom of at least one of the etherified hydroxy groups further bound to an acyclic carbon atom
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08G—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED OTHERWISE THAN BY REACTIONS ONLY INVOLVING UNSATURATED CARBON-TO-CARBON BONDS
- C08G65/00—Macromolecular compounds obtained by reactions forming an ether link in the main chain of the macromolecule
- C08G65/02—Macromolecular compounds obtained by reactions forming an ether link in the main chain of the macromolecule from cyclic ethers by opening of the heterocyclic ring
- C08G65/26—Macromolecular compounds obtained by reactions forming an ether link in the main chain of the macromolecule from cyclic ethers by opening of the heterocyclic ring from cyclic ethers and other compounds
- C08G65/2603—Macromolecular compounds obtained by reactions forming an ether link in the main chain of the macromolecule from cyclic ethers by opening of the heterocyclic ring from cyclic ethers and other compounds the other compounds containing oxygen
- C08G65/2606—Macromolecular compounds obtained by reactions forming an ether link in the main chain of the macromolecule from cyclic ethers by opening of the heterocyclic ring from cyclic ethers and other compounds the other compounds containing oxygen containing hydroxyl groups
- C08G65/2609—Macromolecular compounds obtained by reactions forming an ether link in the main chain of the macromolecule from cyclic ethers by opening of the heterocyclic ring from cyclic ethers and other compounds the other compounds containing oxygen containing hydroxyl groups containing aliphatic hydroxyl groups
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08G—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED OTHERWISE THAN BY REACTIONS ONLY INVOLVING UNSATURATED CARBON-TO-CARBON BONDS
- C08G65/00—Macromolecular compounds obtained by reactions forming an ether link in the main chain of the macromolecule
- C08G65/02—Macromolecular compounds obtained by reactions forming an ether link in the main chain of the macromolecule from cyclic ethers by opening of the heterocyclic ring
- C08G65/32—Polymers modified by chemical after-treatment
- C08G65/329—Polymers modified by chemical after-treatment with organic compounds
- C08G65/334—Polymers modified by chemical after-treatment with organic compounds containing sulfur
- C08G65/3344—Polymers modified by chemical after-treatment with organic compounds containing sulfur containing oxygen in addition to sulfur
-
- 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)
- Organic Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Polymers & Plastics (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Low-Molecular Organic Synthesis Reactions Using Catalysts (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Media Introduction/Drainage Providing Device (AREA)
Abstract
В документе описаны композиции и способы получения анионных поверхностно-активных веществ путем алкоксилирования спирта Гербе (GA), имеющего 18-36 атомов углерода, с применением бутиленоксида и, факультативно, пропиленоксида и/или этиленоксида с последующим включением концевой анионной группы. GA изобретения получают простым и недорогим способом, который включает высокотемпературную катализируемую основаниями димеризацию спиртов с 9-18 атомами углерода. Многочисленные гидрофобные поверхностно-активные вещества на основе простых эфиров изобретения находят применение при внесениях для увеличения нефтеотдачи (EOR), где его применяют для солюбилизации и мобилизации нефти и для очистки окружающих веществ. Дополнительно гидрофобный алкоксилированный GA без анионной концевой группы можно применять в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества со сверхвысоким молекулярным весом.
Description
Настоящее изобретение относится, в общем, к области добычи нефти и, в частности, к способу преобразования гидрофобного спирта типа спирта Гербе (ОЛ) с длинной боковой цепью в анионные поверхностно-активные вещества и способам применения композиций, изготовленных этим способом, для применений по увеличению нефтеотдачи (ΕΘΚ).
Предпосылки изобретения
Не ограничивая область изобретения, его предпосылки описаны по отношению к способам изготовления и использованию спиртов Гербе для применений в добычи нефти, в частности для увеличения нефтеотдачи (ΕΘΚ).
В естественных месторождениях нефти нефть находится в полостях пористых коллекторских пород, которые закрыты со стороны поверхности земли непроницаемыми покрывающими слоями. Полости могут быть очень тонкими полостями, капиллярами, порами и т.п. Проходы мелких пор могут иметь диаметр, например, всего примерно 1 мкм. Кроме нефти, включая доли природного газа, в месторождении содержится вода, имеющая повышенное или пониженное содержание солей.
В добыче нефти различают первичную, вторичную и третичную добычу.
При первичной добыче после бурения в месторождение нефть течет самотеком под автогенным давлением месторождения через скважину на поверхность.
После первичной добычи, следовательно, применяют вторичную добычу. Во вторичной добыче в дополнение к скважинам, которые служат для добычи нефти, так называемые добывающие скважины, в нефтенесущий пласт пробуривают дополнительные скважины. По этим так называемым нагнетательным скважинам подают воду в месторождение для поддержания давления или для его повторного увеличения. Вследствие нагнетания воды нефть медленно вытесняется через полости в пласте, начиная с нагнетательной скважины, в направлении добывающей скважины. Однако это работает только пока полости полностью заполнены нефтью и более вязкая нефть выталкивается перед водой. Как только вода с низкой вязкостью пробивается через полости, с этого момента она течет вперед по пути наименьшего сопротивления, то есть через получающийся канал, и больше не выталкивает перед собой нефть.
Как правило, только приблизительно 30-35% количества нефти, находящейся в месторождении, может быть извлечено с помощью первичной и вторичной добычи.
Известно, что выход нефти может быть дополнительно увеличен путем средств третичной добычи нефти (также известных как увеличение нефтеотдачи, ΕΘΚ). Обзор третичной добычи нефти можно найти, например, в 1оигиа1 о£ Рс1го1сит 8с1сисс апб Епдшееттд 19 (1998) 265-280. Третичная добыча нефти включает тепловые процессы, в которых горячая вода или перегретый пар подается в месторождение. В результате этого вязкость нефти понижается. Газы, такие как СО2 и азот, также могут быть использованы в качестве заполняющей среды.
Третичная добыча нефти помимо этого включает процессы, в которых подходящие химические вещества применяют в качестве вспомогательных для добычи нефти. С их помощью можно повлиять на ситуацию к концу заводнения, и нефть, удерживаемая до этого времени в пластах породы, может также быть извлечена таким образом.
Например, межфазное натяжение σ между нефтью и водной фазой может быть снижено путем добавления подходящих поверхностно-активных веществ. Эта технология также известна как заводнение с применением поверхностно-активных веществ. В частности, поверхностно-активные вещества, которые могут снизить σ до значений <10-2 мН/м. (сверхнизкое межфазное натяжение), являются подходящими для этой цели. Таким образом, капли нефти способны изменить свою форму и могут быть вытеснены через капиллярные отверстия нагнетаемой водой.
Капли нефти затем могут объединяться с образованием непрерывного нефтяного слоя. Это имеет преимущества в двух отношениях: во-первых, когда непрерывный нефтяной слой продвигается через новую пористую породу, присутствующие там капли нефти могут присоединиться к слою. Кроме того, поверхность раздела нефть-вода значительно уменьшается при объединении нефтяных капелек с образованием нефтяного слоя, и поэтому ненужное больше поверхностно-активное вещество высвобождается. Высвобожденное поверхностно-активное вещество затем может мобилизовать нефтяные капельки, оставшиеся в пласте.
Требования относительно поверхностно-активных веществ для третичной добычи нефти существенно отличаются от требований относительно поверхностно-активных веществ для других применений: подходящие поверхностно-активные вещества для третичной добычи нефти должны снижать межфазное натяжение между водой и нефтью (от обычно приблизительно 20 мН/м) до особенно низких значений менее чем 10-2 мН/м, чтобы обеспечить достаточную мобилизацию нефти. Это должно происходить при обычных температурах месторождения от приблизительно 15 до приблизительно 130°С и в присутствии воды, имеющей высокое содержание солей, в частности также в присутствии высоких соотношений ионов кальция и/или магния; следовательно, поверхностно-активные вещества также должны быть растворимыми в пластовой воде, имеющей высокое содержание солей.
Патент США № 5092405, выданный Ргикор (1992), раскрывает способ извлечения тяжелой нефти из
- 1 022635 коллектора путем заводнения с применением поверхностно-активных веществ, которое включает нагнетание водного раствора поверхностно-активных веществ, включающего от приблизительно 0,1 до приблизительно 5 вес.% алкоксилированного неионогенного или ионогенного поверхностно-активного вещества через нагнетательную скважину в коллектор, содержащий тяжелую нефть, имеющую среднюю плотность в градусах АНИ ниже приблизительно 20° и температуру нефтеносного слоя выше приблизительно 65,6°Р. Согласно патенту Ргикор алкоксилированное поверхностно-активное вещество должно иметь достаточно алкиленоксидных групп, включающих этиленоксид или пропиленоксид, чтобы иметь точку помутнения выше приблизительно 37,8°Р и ниже температуры нефтеносного слоя, и быть водорастворимым в растворе поверхностно-активных веществ для нагнетания при температуре ниже его точки помутнения, и иметь достаточно высокую гидрофобность, чтобы быть растворимым в тяжелой нефти нефтеносного слоя при температуре, равной или больше температуры нефтеносного слоя.
Патент США № 7119125, выданный О'Ьешск и др. (2006), относится к определенным композициям, полученным путем сульфатирования смесей алкоксилированных неочищенных С^-Сдо спиртов Гербе, содержащих от 15 до 50% алкоксилированных спиртов с низкой молекулярной массой. Полиалкокси группы включают этиленоксидные и/или пропиленоксидные единицы. Согласно патенту '125 спирты с более низким молекулярным весом являются сырьевыми спиртами, применяемыми для получения Гербе. Сульфатированные композиции, полученные из такого особого бимодального распределения, характеризуются уникальными свойствами эмульгирования и испытывают минимальное хроматографическое разделение при использовании в скважинных применениях. Предполагается, что можно использовать упомянутые смеси для увеличения нефтеотдачи. Однако эмульгирование сырой нефти является сложным изза низкой силы трения в пласте.
Заявка на патент США № 20080217064 (§1о1ап и διηίΐΐι. 2008) раскрывает буровой раствор, включающий неионогенное поверхностно-активное вещество, включающее по крайней мере один из разветвленного этоксилата спирта и блокированного этоксилата спирта, моющего компонента детергента и загустителя. Неионогенное поверхностно-активное вещество включает алкиловые простые эфиры полиэтиленгликоля на основе спирта С10-Гербе и этиленоксида.
Заявка на патент США № 20090270281 (§1етЪгеииег и др., 2009) описывает применение смеси поверхностно-активных веществ для третичной добычи нефти, включающей по крайней мере одно поверхностно-активное вещество, имеющее углеводородный радикал, состоящий из 12-30 атомов углерода, и по крайней мере одно вторичное поверхностно-активное вещество, имеющее разветвленный углеводородный радикал, состоящий из 6-11 атомов углерода. Согласно изобретению §1ешЪгеппег поверхностноактивные вещества (А) применяются в смеси по крайней мере с одним вторичным поверхностноактивным веществом (В) общей формулы К -О-(К -О)п-Р , где каждый радикал К , К и К и номер η определены следующим образом: η равен от 2 до 20, К2 представляет собой разветвленный углеводородный радикал, который имеет от 6 до 11 атомов углерода и среднюю величину степени разветвленности от 1 до 2,5, каждый К3 представляет собой независимо этиленовую группу или пропиленовую группу при условии, что этиленовая и пропиленовая группы - где присутствуют оба типа групп - могут быть расположены вразброс, поочередно или в блочной структуре, К4 представляет собой водород или группу, выбранную из группы -8О3Н, -РО3Н2, -К5-СООН, -К5-§О3Н или -К5-РО3Н2 или их солей, где К5 является двухвалентной углеводородной группой с 1-4 атомами углерода.
Раскрытие изобретения
В настоящем изобретении раскрываются композиции, способы синтеза и применения поверхностно-активных веществ, включающих и концевые анионные группы, и полиэфирные группы. Поверхностно-активные вещества описаны в данном документе и получены при помощи простого и недорогого процесса из длинноцепочечных разветвленных гидрофобных спиртов структуры спирта Гербе (СА). СА алкоксилируют с помощью добавленных полибутиленоксидных групп (ВО), полипропиленоксидных групп (РО) и/или полиэтиленоксидных групп (ЕО) и последующей анионной группой (например, сульфатной группой) для выхода анионных поверхностно-активных веществ на основе простых эфиров настоящего изобретения.
Настоящее изобретение в одном варианте осуществления обеспечивает анионное поверхностноактивное вещество на основе простого эфира, включающее разветвленную гидрофобную группу, полученную от спирта Гербе (СА), с одной или несколькими полибутоксигруппами (ВО), полипропоксигруппами (РО) и/или полиэтоксигруппами (ЕО) и анионной группой формулы (I)
где К1 соответствует алифатической, разветвленной углеводородной группе СпН2п+1, полученной от спирта Гербе (СА), где η соответствует числу атомов углерода и изменяется в диапазоне от 18 до 36, где ВО соответствует бутоксигруппе, где х соответствует числу бутоксигрупп и изменяется в диапазоне от 2 до 25, где РО соответствует пропоксигруппе, где у соответствует числу пропоксигрупп и изменяется в диапазоне от 1 до 15, где ЕО соответствует этоксигруппе, где ζ соответствует числу этоксигрупп и изменяется в диапазоне от 0 до 70, где сумма у+ζ изменяется в диапазоне предпочтительно от 1 до 85; где X выбран из одинарной связи алкиленовой группы с 1-10 атомами углерода или алкениленовой группы с 2- 2 022635 атомами углерода, где Υ является анионной группой, выбранной из группы из сульфатных групп, сульфонатных групп, карбоксилатных групп, фосфатных групп или фосфонатных групп, и М является противоионом анионной группе, где а соответствует числу 1 или 2 и Ь соответствует числу от 1 до 3. Число атомов углерода η равняется 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35 и 36. В связанных аспектах композиции настоящего изобретения х равняется 2, 3, 4, 8, 12, 16, 20, 22, 23, 24 и 25, у равняется 2, 4, 6, 8, 11 и 14 и ζ равняется 6, 8, 10, 12, 16, 20, 24, 32, 40, 48, 53, 57, 59, 62, 66 и 70. Предпочтительно противоион выбирают из группы Н+, Να'. К'. Мд'. Са2' и ΝΗ4+. В других аспектах анионное поверхностно-активное вещество имеет формулу Κ10-Β07-Ρ07-Ε025-§03-Να+. В еще одном варианте осуществления анионное поверхностно-активное вещество имеет формулу Κ10-Β07-Ρ07-Ε025-803-ΝΗ4+. В особом аспекте анионное поверхностно-активное вещество на основе простого эфира имеет формулу К10-В07-Р07-Е025-803- '/ь Мь+, где К1 является углеводородной группой С32Н65-.
В другом варианте осуществления настоящее изобретение раскрывает способ получения анионного поверхностно-активного вещества формулы (I)
из одного или нескольких разветвленных спиртов Гербе (СА), который включает этапы обеспечения одного или нескольких спиртов Гербе (СА) общей формулы Р'-0Н путем димеризации одного или нескольких спиртов К2-0Н в присутствии основания при температуре от 175 до 275°С, где К2-0Н является алифатическим линейным или разветвленным спиртом и где число атомов углерода в К2 составляет от 9 до 18, бутоксилирования одного или нескольких СА с х бутиленоксидными единицами (ВО) с образованием бутоксилированного СА, алкоксилирования одного или нескольких бутоксилированных СА с у пропиленоксидными единицами (РО) и ζ этиленоксидными единицами (ЕО) или и теми и другими; и превращения концевой ОН-группы алкоксилированного СА, полученного таким образом, в концевую группу -Χ-Υ'1- а/Ь Мь+. К1 анионного поверхностно-активного вещества на основе простого эфира формулы (I) соответствует алифатической разветвленной углеводородной группе СпН2п+1, полученной от спирта Гербе (СА), где η соответствует числу атомов углерода и изменяется в диапазоне от 18 до 36. ВО соответствует бутоксигруппе, где х соответствует числу бутоксигрупп и изменяется в диапазоне от 2 до 25, где РО соответствует пропоксигруппе, где у соответствует числу пропоксигрупп и изменяется в диапазоне от 1 до 15, где ЕО соответствует этоксигруппе, где ζ соответствует числу этоксигрупп и изменяется в диапазоне от 0 до 70, где сумма у+ζ изменяется в диапазоне предпочтительно от 1 до 85. X выбран из одинарной связи алкиленовой группы с 1-10 атомами углерода или алкениленовой группы с 2-10 атомами углерода, Υ представляет собой анионную группу, выбранную из группы из сульфатных групп, сульфонатных групп, карбоксилатных групп, фосфатных групп или фосфонатных групп, и М является противоионом анионной группы, где а соответствует числу 1 или 2 и Ь соответствует числу от 1 до 3. В связанных аспектах число атомов углерода η равняется 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35 и 36, х равняется 2, 3, 4, 8, 12, 16, 20, 22, 23, 24 и 25, у равняется 2, 4, 6, 8, 11 и 14 и ζ равняется 6, 8, 10, 12, 16, 20, 24, 32, 40, 48, 53, 57, 59, 62, 66 и 70. В одном аспекте противоион выбран из группы Н+, Να+, К+, Мд+, Са2+ и ΝΗ4+. В особом аспекте анионное эфирное поверхностно-активное вещество имеет формулу К10-В07-Р07-Е025-803 -1 '/ь Мь+, где К1 является углеводородной группой С32Н65-.
В другом аспекте выход в ходе реакции Гербе составляет от 85 до менее чем 100%, таким образом получая смесь, которая включает спирт Гербе К1-0Н с остатком, включающим мономер спирта К2-0Н, и где смесь, полученную таким образом, применяют для алкоксилирования после конденсации Гербе. Основание, используемое в реакции Гербе способа настоящего изобретения, включает Να0Η или К0Н. В еще одном аспекте выход гидрофобного СА, полученного согласно способу настоящего изобретения, составляет 85, 86, 87, 88, 89, 90, 91, 92, 93, 94, 95, 96, 97, 98 и 99%. Реакцию Гербе, как подробно описано в способе настоящего изобретения, проводят предпочтительно в диапазоне температур приблизительно от 175 до 275°С, и СА разветвляется близко к средине углеродной цепи. В одном аспекте реакцию Гербе проводят при 175, 190, 200, 220, 230, 240, 250 и 275°С. В определенном аспекте димеризацию посредством реакции Гербе проводят при 230°С.
В еще одном варианте осуществления настоящее изобретение описывает композицию для увеличения нефтеотдачи (Е0К), очистки грунтовых вод окружающей среды и других операций на основе поверхностно-активных веществ, включающую по крайней мере одно или несколько поверхностноактивных веществ, где по крайней мере одно или несколько поверхностно-активных веществ имеют общую формулу (I), одно или несколько средств образования щелочности и растворитель; где одно или несколько анионных поверхностно-активных веществ на основе простых эфиров, одно или несколько средств образования щелочности растворяют в растворителе
где К1, X, Υ, М, п, х, у, ζ, а, Ь описаны в данном документе ниже.
К1 соответствует алифатической разветвленной углеводородной группе, СпН2п+3, полученной от спирта Гербе (СА), где η соответствует числу атомов углерода и изменяется в диапазоне от 12 до 36. ВО соответствует бутоксигруппе, где х соответствует числу буткосигрупп и изменяется в диапазоне от 2 до 25, РО соответствует пропоксигруппе, где у соответствует числу пропоксигрупп и изменяется в диапазон
- 3 022635 от 0 до 25, ЕО соответствует этоксигруппе, где ζ соответствует числу этоксигрупп и изменяется в диапазоне от 0 до 70. Сумма у+ζ изменяется в диапазоне предпочтительно от 5 до 105. X выбран из одинарной связи, алкиленовой группы с 1-10 атомами углерода или алкениленовой группы с 2-10 атомами углерода, Υ представляет собой анионную группу, выбранную из группы из сульфатных групп, сульфонатных групп, карбоксилатных групп, фосфатных групп или фосфонатных групп, и М представляет собой противоион анионной группы, где а соответствует числу 1 или 2 и Ь соответствует числу от 1 до 3. Число атомов углерода η равняется 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35 и 36. В связанных аспектах композиции настоящего изобретения х равняется 2, 3, 4, 8, 12, 16, 20, 22, 23, 24 и 25, у равняется 0, 2, 4, 6, 8, 11, 14, 17, 21 и 25, а ζ равняется 6, 8, 10, 12, 16, 20, 24, 32, 40, 48, 53, 57, 59, 62, 66 и 70.
В одном аспекте противоион выбран из группы Н+, Να+, К+, М§2+, Са2+ и ΝΗ4+. В другом аспекте одно или несколько анионных поверхностно-активных веществ на основе простых эфиров формулы (I) представляет собой С32Н65О-ВО7-РО7-ЕО25-ЗО3-1/Ь МЬ+. В еще одном аспекте растворитель включает воду, насыщенный соляной раствор, жесткую воду, полимерсодержащие растворы или любые их комбинации.
В одном аспекте композиция включает дополнительно один или несколько средств образования щелочности, включая гидроксиды щелочно-земельных металлов, ΝαΟΗ, КОН, ПОН, аммиак, №-ьСО3. NаΗСΟ3, Να-метаборат, силикат натрия, ортосиликат натрия, с или без ЭДТА Να4, другие поликарбоксилаты или любые их комбинации. В другом аспекте композиция, кроме того, включает вторичные поверхностно-активные вещества, выбранные из поверхностно-активных веществ на основе сульфатного, сульфонатного, карбоксилатного аниона, сульфатов простых эфиров, этоксисульфатов, пропоксисульфатов, перфтороктаноатов (РРОА или РРО), перфтороктансульфонатов (РРОЗ), натрий додецилсульфатов (ЗЭЗ), лаурилсульфата аммония, алкилсульфатных солей, этерифицированного лаурилсульфата аммония (ЗЬЕЗ), алкилбензолсульфоната, мыл и солей жирных кислот. В еще одном аспекте композиция настоящего изобретения применяется отдельно или в составе щелочь-поверхностно-активное веществополимер для применений ЕОК и включает 0,1, 0,15, 0,2, 0,25, 0,3, 0,35, 0,4, 0,45, 0,5% и т.д. одного или нескольких средств образования щелочности.
Другой вариант осуществления настоящего изобретения раскрывает способ увеличения нефтеотдачи нефтегазоносного пласта, который включает этапы нагнетания композиции, включающей, по крайней мере, композицию анионного поверхностно-активного вещества на основе простого эфира общей формулы (I)
в нефтегазоносный пласт по крайней мере через одну нагнетательную скважину и извлечения сырой нефти из пласта по крайней мере через одну добывающую скважину. К1, X, Υ, М, η, х, у, ζ, а, Ь были ранее описаны выше и повторно сформулированы здесь. К соответствует алифатической разветвленной углеводородной группе СпН2п+1, полученной от спирта Гербе (СА), где η соответствует числу атомов углерода и изменяется в диапазоне от 18 до 36. ВО соответствует бутоксигруппе, где х соответствует числу бутоксигрупп и изменяется в диапазоне от 2 до 25, РО соответствует пропоксигруппе, где у соответствует числу пропоксигрупп и изменяется в диапазоне от 1 до 15, ЕО соответствует этоксигруппе, где ζ соответствует числу этоксигрупп и изменяется в диапазоне от 0 до 70. Сумма у+ζ изменяется предпочтительно в диапазоне от 1 до 85. X выбран из одинарной связи алкиленовой группы с 1-10 атомами углерода или алкениленовой группы с 2-10 атомами углерода, Υ представляет собой анионную группу, выбранную из группы из сульфатных групп, сульфонатных групп, карбоксилатных групп, фосфатных групп или фосфонатных групп, и М представляет собой противоион анионной группы, где а соответствует числу 1 или 2 и Ь соответствует числу от 1 до 3. Число атомов углерода η равняется 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35 и 36. В связанных аспектах композиции настоящего изобретения х равняется 2, 3, 4, 8, 12, 16, 20, 22, 23, 24 и 25, у равняется 2, 4, 6, 8, 11 и 14 и ζ равняется 6, 8, 10, 12, 16, 20, 24, 32, 40, 48, 53, 57, 59, 62, 66 и 70.
Предпочтительно после нагнетания композиции поверхностно-активного вещества смесь, включающая загущающий полимер, закачивается в пласт для увеличения нефтеотдачи. В одном аспекте настоящего изобретения температура пласта составляет от 15 до 120°С. В другом аспекте настоящего изобретения концентрация всех поверхностно-активных веществ составляет от 0,05 до 5 вес.%. В еще одном аспекте настоящего изобретения межфазное натяжение между углеводородами и водой в пласте снижена до менее чем 0,1 мН/м. В других аспектах настоящего изобретения композиция представляет собой смесь щелочь-поверхностно-активное вещество-полимер (АЗР), а применяемая композиция представляет собой композицию для увеличения нефтеотдачи, что рассмотрена выше.
Описание графических материалов
Для более полного понимания особенностей и преимуществ настоящего изобретения дается ссылка на подробное описание настоящего изобретения вместе с сопроводительными чертежами, где:
фиг. 1 представляет собой схематическую иллюстрацию нефтяной платформы в открытом море со средствами для нагнетания химических растворов в нефтяной пласт с целью заводнения нефтяного пла- 4 022635 ста для увеличения нефтеотдачи согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения;
фиг. 2А представляет собой график солюбилизации для системы υΤΜΝ-131, включающей (все количества вес.%), 0,33% С32Н65О-РО7-ЕО10-8О3 - Να'. 0,33% С15-18 внутреннего олефинового сульфоната (1О8), (0,33% С32Н65О-ВО7-РО7-ЕО25-8О3 - Να'. 5% монобутилового простого эфира триэтиленгликоля (ТЕОВЕ), 3,75% ЭДТА Ν&, при 100°С; и фиг. 2В представляет собой график солюбилизации для системы υΤΜΝ-137, включающей (все количества вес.%), 0,33% С32Н65О-РО7-ЕО10-8О3 - Να', 0,33% С15-18 внутреннего олефинового сульфоната (Ю8), 0,58% С32Н65О-ВО7-РО7-ЕО25-8О3 - Να', 0,5% монобутилового простого эфира триэтиленгликоля (ТЕОВЕ), 3,75% ЭДТА Ν&, при 100°С.
Описание изобретения
Несмотря на то что создание и применение различных вариантов осуществления настоящего изобретения рассмотрено подробно ниже, необходимо понимать, что настоящее изобретение предлагает множество применимых изобретательских концепций, которые могут быть воплощены в большом разнообразии определенных контекстов. Определенные варианты осуществления, рассмотренные в данном документе, являются только поясняющими для особенных способов создания и применения изобретения и не ограничивают объем настоящего изобретения.
Для облегчения понимания настоящего изобретения некоторые термины определены ниже. Термины, определенные в данном документе, имеют значения, обычно понимаемые специалистами в областях, относящихся к данному изобретению. Термины не предназначены ссылаться только на единственный объект, но включают общий класс, определенный пример которого может применяться для иллюстрации. Терминология в данном документе используется для описания определенных вариантов осуществления изобретения, но их применение не ограничивает изобретение, за исключением изложенного в формуле изобретения.
Следующие определения терминов распространяются на описание и формулу изобретения.
Для способов обработки нефтегазоносного пласта и/или ствола скважины термин обработка включает помещение химического вещества (например, фторсодержащего соединения, катионного полимера или замедлителя коррозии) в пределы нефтегазоносного пласта с применением любого подходящего способа, известного в отрасли (например, перекачки, нагнетания, заливки, выпуска, перемещения, погрузки или циркуляции химического вещества в скважине, стволе скважины или нефтегазоносном пласте).
Термин полимер относится к молекуле, имеющей структуру, которая главным образом включает многократные повторения единиц, полученных фактически или концептуально из молекул с низкой относительной молекулярной массой. Термин полимер включает олигомер.
Термин связанный относится к наличию по крайней мере одной из ковалентной связи, водородной связи, ионной связи, Ван-дер-Ваальсовых взаимодействий, пи-взаимодействий, лондовских сил или электростатических взаимодействий.
Термин производительность применительно к скважине относится к способности скважины давать углеводороды; то есть отношение потока углеводородов к перепаду давления, где перепад давления представляет собой разницу между средним пластовым давлением и забойным давлением скважины при фонтанировании (то есть поток на единицу движущей силы). Этот термин не имеет отношения к увеличению нефтеотдачи. Он применяется к методам обработки призабойной зоны, таким как 3М обработка, но в данном документе идея состоит в том, чтобы залить весь нефтяной слой химическими растворами для мобилизации и перемещения нефти к эксплуатационным скважинам.
Алкильная группа и префикс алк- включают группы как с прямой цепью, так и разветвленной цепью, и циклические группы, имеющие до 30 атомов углерода (в некоторых вариантах осуществления до 20, 15, 12, 10, 8, 7, 6 или 5 атомов углерода), если не указано иное. Циклические группы могут быть моноциклическими или полициклическими и в некоторых вариантах осуществления имеют от 3 до 10 кольцевых атомов углерода.
Алкилен представляет собой двухвалентную форму алкильной группы, определенной выше.
Арилалкилен относится к фрагменту алкилена, к которому присоединена арильная группа.
Термин арил, как используется в данном документе, включает карбоциклические ароматические кольца или кольцевые системы, например, имеющие 1, 2 или 3 кольца, и необязательно содержат по крайней мере один гетероатом (например, О, 8 или Ν) в кольце. Примеры арильных групп включают фенил, нафтил, дифенил, флуоренил, как и фурил, тиенил, пиридил, хинолинил, изохинолинил, индолил, изоиндолил, триазолил, пирролил, тетразолил, имидазолил, пиразолил, оксазолил и тиазолил.
Арилен представляет собой двухвалентную форму арильной группы, определенной выше.
Предполагается, что любой вариант осуществления, рассмотренный в данном описании, может быть осуществлен относительно любого способа, набора, реактива или композиции изобретения и наоборот. Кроме того, композиции настоящего изобретения можно применять для выполнения способов настоящего изобретения.
Будет понятно, что отдельные варианты осуществления, описанные в данном документе, показаны посредством иллюстрации, а не как ограничения настоящего изобретения. Основные особенности на- 5 022635 стоящего изобретения возможно применять в различных вариантах осуществления, не отступая от объема изобретения. Специалисты данной области признают или смогут установить, применив не больше, чем стандартные эксперименты, многочисленные эквиваленты конкретных процедур, описанных в данном документе. Такие эквиваленты, как полагают, находятся в объеме настоящего изобретения и охвачены формулой изобретения.
Все публикации и заявки на патенты, упомянутые в описании, являются свидетельствующими об уровне квалификации специалистов данной области, которые имеют отношение к настоящему изобретению. Все публикации и заявки на патенты включены в данный документ посредством ссылки в той же степени, как будто каждая отдельная публикация или заявка на патент были особым образом и по отдельности указаны для включения посредством ссылки.
Применение единственного числа при использовании вместе с термином включающий в формуле изобретения и/или описании может означать один, но также совместимо со значением один или несколько, по крайней мере один и один или больше чем один. Применение термина или в формуле изобретения используется для обозначения и/или, за исключением случаев, когда точно указано ссылаться только на альтернативы или альтернативы являются взаимоисключающими, хотя раскрытие подтверждает определение, которое ссылается только на альтернативы и и/или. По всей данной заявке термин приблизительно используется для указания, что значение включает свойственную вариацию ошибки касательно устройства, способа, применяемого для определения величины, или вариации, которая встречается среди исследуемых предметов.
Как используется в данном описании и формуле изобретения, слова содержащий (и любая форма содержания, такая как содержать и содержит), имеющий (и любая форма наличия, такая как иметь и имеет), включающий (и любая форма включения, такая как включает и включать) или содержащий в себе (и любая форма содержания в себе, такая как содержит в себе и содержать в себе) являются охватывающими или ничем не ограниченными и не исключают дополнительные, неперечисленные элементы или этапы способов.
Термин или комбинации такого, как используется в данном документе, относится ко всем перестановкам и комбинациям перечисленных элементов, предшествующих термину. Например, А, В, С или их комбинации подразумевает включать по крайней мере один из: А, В, С, АВ, АС, ВС или АВС, и если в отдельном контексте важна последовательность, также ВА, СА, СВ, СВА, ВСА, АСВ, ВАС или САВ. Продолжая этот пример, специально включенными являются комбинации, которые содержат повторения одного или нескольких элементов или термина, такие как ВВ, ААА, МВ, ВВС, АААВСССС, СВВААА, САВАВВ и т.д. Специалист в данной области поймет, что обычно нет ограничения числа элементов или терминов в любой комбинации, за исключением случаев, когда из контекста очевидно иное.
Все композиции и/или способы, раскрытые и заявленные в данном документе, могут быть созданы и выполнены без неуместного экспериментирования в свете настоящего раскрытия. Несмотря на то что композиции и способы настоящего изобретения описаны в терминах предпочтительных вариантов осуществления, специалистам в данной области будет очевидно, что вариации могут быть применяемыми к композициям и/или способам и к этапам или к последовательности этапов способа, описанного в данном документе, не отклоняясь от идеи, цели и объема настоящего изобретения. Все такие подобные замены и модификации, очевидные для специалистов в данной области, рассматриваются как такие, что находятся в пределах цели, объема и идеи изобретения, как определено прилагаемой формулой изобретения.
В настоящем изобретении описывается новое поверхностно-активное вещество для применений в увеличении нефтеотдачи (ЕОК). Композиция, описанная в данном документе, включает анионное поверхностно-активное вещество на основе разветвленного гидрофобного спирта типа спирта Гербе (СА) с полибутиленоксидными группами (ВО), полипропиленоксидными группами (РО), полиэтиленоксидными группами (ЕО) с последующей анионной группой, при этом возможно соединяемой с полиалкоксигруппой через подходящую спейсерную группу.
Молекулы, описанные выше, имеют применения в композициях для ЕОК, включая, но без ограничения, А8Р композиции для ЕОК. Сверхбольшая гидрофобность СА, кроме того, дополняется ВО блоком и в некоторой степени РО блоком. Большая гидрофобность может быть уравновешена блоком ЕО сульфата простого эфира для достижения желаемого гидрофильно-липофильного баланса (ГЛБ) поверхностно-активного вещества. Кроме того, алкоксилированный СА без анионной группы может применяться в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества со сверхвысокой молекулярной массой.
Анионные поверхностно-активные вещества на основе простых эфиров настоящего изобретения имеют общую формулу (I)
Κ'Ο-ΒΟ,-ΡΟ,-ΕΟ,-Χ-Υ3 % Μ** (I).
В формуле (I) К1 соответствует алифатической, разветвленной углеводородной группе СпН2п+1, полученной от спирта Гербе (СА). Определенные особенности групп спиртов Гербе раскрыты ниже. В формуле (I) п соответствует числу атомов углерода и изменяется в диапазоне от 18 до 36. Число атомов углерода п равняется 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35 и 36. Предпочтительно п изменяется в диапазоне от 32 до 36. В частности, п является числом, выбранным из 32, 34 или 36, и
- 6 022635 наиболее предпочтительно η равняется 32.
В формуле (I) ВО соответствует бутоксигруппам, РО соответствует пропоксигруппам и ЕО соответствует этоксигруппам, которые организованы в блочную структуру в порядке, указанном в формуле (I), то есть поверхностно-активное вещество включает полибутокси блок, полипропокси блок и/или полиэтокси блок. Переход между блоками может быть отрывистым или непрерывным.
В формуле (I) х соответствует числу бутоксигрупп и изменяется в диапазоне от 2 до 15 и наиболее предпочтительно от 2 до 10. Определенные примеры х включают 2, 3, 4, 8, 12, 16, 20, 22, 23, 24 и 25, у соответствует числу пропоксигрупп и изменяется в диапазоне от 1 до 15. Предпочтительно у изменяется в диапазоне от 5 до 9. Определенные примеры у включают 2, 4, 6, 8, 11 и 14, ζ соответствует числу этоксигрупп и изменяется в диапазоне от 0 до 70, т.е. этоксигруппы являются лишь произвольными. Предпочтительно ζ изменяется в диапазоне от 0 до 25 и наиболее предпочтительно от 1 до 15. Определенные примеры у включают 0, 6, 8, 10, 12, 16, 20, 24, 32, 40, 48, 53, 57, 59, 62, 66 и 70.
Кроме того, в предпочтительном варианте осуществления изобретения сумма у+ζ изменяется в диапазоне от 1 до 85.
Кроме того, в формуле (I) У3- представляет собой анионную группу, выбранную из группы из сульфатных групп -О8О3-, сульфонатных групп -8О3-, карбоксилатных групп -СОО-, фосфатных групп -ОР(О)(ОН)2 2-или фосфонатных групп -Р(О)(ОН)2 2-. Число а представляет заряд анионных групп и соответствует числу 1 или 2.
МЬ+ представляет собой противоион анионной группы. Число Ь представляет заряд соответствующего катиона и соответствует числу от 1 до 3. В основном катион может быть любым катионом, который не делает поверхностно-активное вещество нерастворимым для целевого применения. Предпочтительно катион может быть выбран из ионов щелочных металлов, ионов щелочно-земельных металлов и ионов аммония ΝΚ4+, где каждый К представляет Н или углеводородную группу, в частности алифатическую углеводородную группу с 1-4 атомами углерода, которые факультативно могут быть замещены ОНгруппами. Предпочтительно противоион выбран из группы Н+, Να'. К+, Мд2'. Са2+ и ΝΗ4+ и наиболее предпочтительно противоион выбран из №+ или К+.
Предпочтительно анионные группы выбраны из группы сульфатных групп -О8О3-, сульфонатных групп -8О3- или карбоксилатных групп -СОО- и наиболее предпочтительными являются сульфатные группы -О8О3-.
X представляет собой линкер или спейсер, присоединяющий полиалкоксигруппу -ВО,.-РОу-ЕО;,- и анионную группу У1'1/ выбран из одинарной связи алкиленовой группы с 1-10 атомами углерода или алкениленовой группы с 2-10 атомами углерода, которые могут факультативно иметь функциональные группы, в частности ОН-группы, в качестве заместителей. Предпочтительно группа представляет собой двухвалентную алкильную группу с 2-4 атомами углерода. Предпочтительно, если группа выбрана из группы метиленовых групп, 1,2-этиленовых групп -СН2-СН2-, 1,2-пропиленовых групп -СН2-СН(СН3)или -СН(СН3)-СН2-, 1,3-пропиленовых групп -СН2-СН2-СН2-или 1,4-бутиленовых групп.
В еще одном варианте осуществления анионные поверхностно-активное вещества на основе простых эфиров имеют формулу К1О-ВО7-РО7-ЕО25-8О3- '/Ь МЬ+, где К1 является С32Н65-группой. Предпочтительно МЬ+ является Να'.
Поверхностно-активные вещества формулы (I) могут быть синтезированы с применением одного или нескольких спиртов Гербе (ОЛ) общей формулой К1-ОН в качестве исходного материала. Термин спирт Гербе хорошо известен специалистам в данной области. Ссылка сделана посредством примера на Λίαοΐιοίκ Лйркайс, с. 10 в υΐΙιηαηηΥ Епсус1ореФа οί [ηΠυδίΓίαΙ Скет181ту, 8сусЩН Εάΐ, Е1ес1тошс Ке1еа8е, 2008, Айеу-УСН, Аеткешт Νον Уогк, и литературы, цитируемой там. В ходе реакции Гербе первичные спирты, прежде всего, димеризуют при высоких температурах (как 230°С) в присутствии подходящих катализаторов, в частности основных катализаторов, до первичных спиртов, разветвленных в положении 2. Согласно литературе первичными продуктами, полученными из спиртов, являются альдегиды, которые затем димеризуются до насыщенных спиртов путем альдольной конденсации с удалением воды и последующим гидрированием. Кроме основного продукта также могут образоваться различные побочные продукты, например ненасыщенные α-разветвленные первичные спирты, если гидрирование двойной связи не идет до конца, или, конкретнее, разветвленные первичные спирты, у которых есть дополнительные ответвления в боковой цепи или главной цепи.
Следующее уравнение обеспечивает типичный пример реакции Гербе, в которой две молекулы С16спирта димеризуются с образованием С32-спирта, разветвленного в положении 2. Как можно заметить, разветвление находится приблизительно посредине цепи.
2СЯ, -С15ЯЭ0 -0Я^Я2О+С1бНи-СН-СН2-Он
С14Н29
Для спирта Гербе с η атомами углерода общая формула представляет собой следующую: Сп/2Нп+1 (Сп/2-2Нп-3)СН-СН2-ОН.
В общем, в реакции Г ербе один или несколько спиртов К2-ОН применяют в качестве исходного материала, где К2-ОН представляет собой алифатический, предпочтительно линейный спирт, в котором
- 7 022635 среднее число атомов углерода в К2 составляет от 9 до 18. Спирт может быть альтернативно разветвленным, начиная с положения 3. В случае, если применяют только один спирт К2-ОН (что является предпочтительным), число атомов углерода в получаемом спирте Гербе обязательно будет четным, а число атомов углерода в К2 будет п/2. Если применяют смесь двух различных спиртов, то получат смесь различных спиртов Гербе, которые также могут иметь нечетное число атомов углерода.
Спирты Гербе являются разветвленными и обеспечивают способ достижения высокомолекулярных, сильно и точно разветвленных спиртов (очень гидрофобных), которые могут быть превращены в поверхностно-активные вещества. Исследования фазового поведения, проведенные авторами настоящего изобретения, показали, что такие поверхностно-активные вещества имеют чрезмерную гидрофобность и способны к растворению больших количеств сырой нефти. Однако недостатком, присущим таким ОЛ производным, является высокая стоимость ОА. Это главным образом обусловлено высокой чистотой спирта, которая неизбежно повлечет за собой проведение реакции до завершения.
Чтобы сделать данные молекулы конкурентоспособными по цене, в предпочтительном варианте осуществления изобретения авторы настоящего изобретения получили спирт Гербе более низкой стоимости, где реакция Гербе привела к выходу от приблизительно 85 до менее чем 100 вес.%, оставляя примерно до 15% мономера спирта К2-ОН в спиртовом продукте Гербе. Такой выход может быть получен с помощью меньшего времени реакции и/или меньшей температуры реакции, чем необходимо для 100% выхода. В таком способе проведения реакции требуется меньше времени в реакторе, поэтому он менее дорогостоящий. В качестве примера выход может составлять 85, 86, 87, 88, 89, 90, 91, 92, 93, 94, 95, 96, 97, 98 или 99%. Остающиеся спирты К2-ОН не отделяются и превращаются в поверхностно-активные вещества, как и спирты Гербе К'-ОН. Изобретатели обнаружили, что в общих количествах вплоть до 15% К2-ОН, он не сказывается отрицательно на свойства поверхностно-активных веществ в ходе увеличения нефтеотдачи. Поверхностно-активное вещество на основе спирта Гербе будет обеспечивать высокую растворимость нефти, тогда как поверхностно-активное вещество на основе мономера спирта К2-ОН будет функционировать в качестве гидрофильного вторичного поверхностно-активного вещества, способствующего водной стабильности поверхностно-активного вещества Гербе. Это минимизирует потребность применения сорастворителей в составе поверхностно-активного вещества.
Предпочтительно реакцию Гербе проводят в диапазоне температур от приблизительно 175 до 275°С, более предпочтительно в диапазоне температур от приблизительно 220 до 250°С и наиболее предпочтительно при приблизительно 230°С. Примеры температур реакции включают 175, 190, 200, 220, 230, 240, 250 и 275°С.
Основание, применяемое в качестве катализатора для реакции Гербе, предпочтительно включает ХаОН или КОН.
Спирт Гербе К'-ОН. который факультативно включает некоторое количество К2-ОН, алкоксилируют на следующем этапе процесса. Процедура по алкоксилированию, в принципе, известна специалистам в данной области. Также специалистам в данной области известно, что условия реакции, особенно выбор катализатора, могут повлиять на молекулярно-весовое распределение алкоксилатов.
ОА-алкоксилаты можно получить, например, путем катализируемого основанием алкоксилирования. С этой целью спирт К'-ОН. который факультативно включает некоторое количество К2-ОН, может быть смешан при давлении реактора с гидроксидами щелочных металлов, предпочтительно с гидроксидом калия, или с алкоксидами щелочных металлов, например метилатом натрия. С помощью пониженного давления (например, <100 мбар) и/или увеличения температуры (от 30 до 150°С) возможно отвести воду, все еще присутствующую в смеси. Спирт тогда присутствует как соответствующий алкоксид. За этим следует инертизация инертным газом (например, азотом) и постепенное добавление алкиленоксида(ов) при температурах от 60 до 180°С и при максимальном давлении 10 бар. В конце реакции катализатор может быть нейтрализован путем добавления кислоты (например, уксусной кислоты или фосфорной кислоты) и может быть отфильтрован, если требуется.
В другом варианте осуществления алкоксилаты спирта Гербе могут быть синтезированы посредством технологий, известных специалистам в данной области, которые приводят к более узким молекулярно-весовым распределениям, чем в случае синтеза, катализируемого основанием. С этой целью применяемыми катализаторами могут быть, например, двойные гидроксидные глины, как описано в патентном документе ΌΕ 4325237 А1.
Алкоксилирование более предпочтительно может осуществляться с использованием двойных металлцианидных катализаторов (ИМС катализаторов). Подходящие ИМС катализаторы раскрыты, например, в патентном документе ΌΕ 10243361 А1, особенно в абзацах от [0029] до [0041], и литературе, цитируемой в том документе. Например, могут быть использованы катализаторы Ζη-Со типа. Для проведения реакции спирт К1 -ОН, который может включать некоторое количество К2-ОН, может быть смешан с катализатором и смесью, обезвоженной, как описано выше, и вступает в реакцию с алкиленоксидами, как описано. Как правило, применяют не больше чем 250 ррт катализатора на основе смеси, и из-за этого катализатор может остаться в продукте в небольшом количестве. Изобретательские поверхностноактивные вещества, полученные посредством ИМС катализа, примечательны тем, что они приводят к большему понижению межфазного натяжения в системе вода-нефть, чем продукты, полученные посред- 8 022635 ством КОН катализа.
ОЛ-алкоксилаты (А), кроме того, могут быть получены путем катализируемого кислотой алкоксилирования. Кислотами могут быть кислоты Брэнстеда или Льюиса. Для проведения реакции спирт К1ОН, который факультативно включает некоторое количество К2-ОН, может быть смешан с катализатором, и смесь может быть обезвожена, как описано выше, и вступает в реакцию с алкиленоксидами, как описано. В конце реакции катализатор может быть нейтрализован путем добавления основания, например КОН или ΝαΟΗ, и отфильтрован, если это необходимо.
Блочную структуру, обозначенную в формуле (I), получают путем последовательного добавления бутиленоксида, пропиленоксида и этиленоксида в соответствующих необходимых количествах. В предпочтительном варианте осуществления ОА бутоксилируют х бутиленоксидными (ВО) единицами для образования бутоксилированного ОА, затем алкоксилируют у пропиленоксидными (РО) единицами и затем ζ этиленоксидными (ЕО) единицами или и теми и другими. Свойства полученных поверхностноактивных веществ могут быть приспособлены для установленных потребностей ЕОК специалистами данной области путем выбора числа ВО, РО и ЕО групп. Алкоксилированный спирт Гербе включает концевую ОН-группу.
После алкоксилирования конечную ОН-группу алкоксилированного ОА, полученного с помощью раскрытой процедуры, преобразуют в концевую группу -Х-Υ'1- а/ь Мь+. Подходящие процедуры известны специалистам в данной области.
Сульфатирование гидрофобного вещества является самым простым и самым изменяемым способом получения анионных поверхностно-активных веществ. Превращение в сульфат может быть осуществлено, например, путем добавления ОН группы алкоксилата на триоксид серы, хлорсерную кислоту, сульфаминовую кислоту или серную кислоту с последующей нейтрализацией, например, раствором гидроксида натрия. Это может быть выполнено, например, в реакторе пленочного типа. В этом случае конечная ОН-группа реагирует с триоксидом серы, хлорсерной кислотой или серной кислотой и Х, следовательно, является одинарной связью.
Сульфонаты не столь же легко доступны как сульфаты, однако сульфонаты имеют лучшую долговременную стабильность при более высоких температурах, в часности при температурах от выше приблизительно 65 до 70°С. Превращение в сульфонаты может быть осуществлено, например, путем замещения ОН группы алкоксилата на С1, используя фосген или тионилхлорид. Реакция может быть проведена в присутствии растворителя, например хлорбензола. Выделенный НС1 и СО2 или выделенный §О2 могут преимущественно быть удалены из системы путем отгонки с азотом так, что расщепление эфиров подавляется. Алкилалкоксихлориновое соединение затем реагирует с водным раствором сульфита натрия, который замещает хлорид на сульфит для получения сульфоната алкилэфира. Замещение может быть проведено в присутствии фазового медиатора (например, от С1- до С8-спиртов) при температуре 100-180°С и давлении. Альтернативно, сульфонаты могут быть получены путем добавления винилсульфоновой кислоты в алкоксилат спирта Гербе. Подробности по этому вопросу описаны, например, в патентном документе ЕР 311961 А1. В другой альтернативе алкилалкоксилаты могут реагировать с сультонами, например 1,3-пропансультоном или 1,4-бутансультоном, давая продукты с концевой группой -СН2СН2-СН2-§О3М (т.е. Х=-СН2-СН2-СН2-) или концевой группой -СН2-СН2-СН2-СН2-§О3М. Сульфонаты простых эфиров ОА с концевой группой -СН2-СН(ОН)-СН2-§О3М (т.е. Х=-СН2-СН(ОН)-СН2-) могут быть получены путем реакции ОА алкоксилата с эпихлоргидрином и последующим нуклеофильным замещением хлористой группы на сульфит натрия.
Концевые карбоксилатные группы -СООМ могут быть получены окислением. Подходящими окислителями для этой цели являются в принципе все окислители, если уместны в соединении с подходящими катализаторами, которые могут окислить концевую ОН группу алкилалкоксилата до -СООМ группы, не окисляя другие части молекулы в большой степени. Окисление может быть проведено, например, при помощи воздуха или кислорода, используя катализатор на основе благородных металлов (например, катализатор на основе палладия). В дополнительном варианте осуществления настоящего изобретения карбоксилаты простых эфиров ОА также могут быть получены путем добавления (мет)акриловой кислоты или (мет)акрилового сложного эфира к ОА алкилалкоксилатам посредством реакции Майкла. Если применяют сложные эфиры, они гидролизуются после добавления. Эти разновидности синтеза предоставляют в зависимости от того, использовали акриловую кислоту или (мет)акриловую кислоту, или сложные эфиры - концевую -СН2-СН2-СООМ или -СН2-СН(СН3)-СООМ группы.
Фосфатные группы могут быть получены эстерификацией фосфорной кислотой или фосфористым пентахлоридом, а фосфонаты могут быть получены реакцией алкоксилата простого эфира ОА с винилфосфоновой кислотой.
Настоящее изобретение можно использовать в любом применении (например, в поверхностных или приповерхностных обработках, внутрискважинных или для увеличения нефтеотдачи), которое включает условия высокой температуры, как при очистке окружающих грунтовых вод, загрязненных нефтепродуктами и другими органическими растворителями.
Один дальнейший вариант осуществления настоящего изобретения описывает композицию для увеличения нефтеотдачи (ЕОК), очистки окружающих грунтовых вод и других операций на основе по- 9 022635 верхностно-активных веществ, при этом предпочтительно увеличение нефтеотдачи включает по крайней мере одно или несколько поверхностно-активных веществ и растворитель, где по крайней мере одно или несколько поверхностно-активных веществ имеют общую формулу (I)
где К1, X, Υ, М, п, х, у, ζ, а, Ь имеют значения, как определено выше.
Предпочтительно одно или несколько поверхностно-активных веществ формулы (I) представляет собой С;;11..,О-ВО -РО -РО;,-5О;'/ МЬ+.
Предпочтительно растворитель включает воду, насыщенный соляной раствор, жесткую воду или любые их комбинации. Вдобавок к воде композиции могут факультативно включать также органические растворители, смешивающиеся с водой или, по крайней мере, диспергируемые в воде. Такие добавки служат, в частности, для стабилизации раствора поверхностно-активных веществ во время хранения или транспортировки к нефтепромыслу. Однако количество таких добавочных растворителей не должно, как правило, превышать 50 вес.%, предпочтительно 20 вес.% и особенно предпочтительно 10 вес.%. В особенно предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения для состава применяют исключительно воду. Примеры растворителей, смешивающихся с водой, включают, в частности, спирты, такие как метанол, этанол или пропанол.
Упомянутая выше композиция, кроме того, включает одно или несколько средств, образующих щелочность, и растворитель, где одно или несколько анионных поверхностно-активных веществ на основе сульфатов простых эфиров, одно или несколько средств, образующих щелочность, растворены в растворителе. Предпочтительно одно или несколько средств, образующих щелочность, включают гидроксиды щелочно-земельных металлов, ΝαΟΗ, ΚΟΗ, ЫОН, аммиак, Ыа2СО3, ЫаНСО3, Ыа-метаборат, силикат натрия, ортосиликат натрия, ЭДТА Ыа4, другие поликарбоксилаты или любые их комбинации.
Композицию настоящего изобретения применяют отдельно или в составе щелочь-полимер-ПАВ для ЕОК применений, и она содержит от 0,01 до 1,5 вес.% одного или нескольких средств, образующих щелочность. Примеры концентраций включают 0,1, 0,15, 0,2, 0,25 0,3, 0,35, 0,4, 0,45, 0,5% и т.д. одного или нескольких средств, образующих щелочность.
В другом варианте осуществления композиция может дополнительно включать вторичные поверхностно-активные вещества, выбранные из поверхностно-активных веществ на основе сульфатного, сульфонатного, карбоксилатного аниона, сульфатов простых эфиров, этоксисульфатов, пропоксисульфатов, перфтороктаноатов (РРОА или РЕО), перфтороктансульфонатов (РЕО8), натрий додецилсульфатов (8Ό8), лаурилсульфата аммония, алкилсульфатных солей, этерифицированного лаурилсульфата аммония (8ЬЕ§), алкилбензолсульфоната, мыл, солей жирных кислот, алкилполиглюкозидов, катионных поверхностно-активные веществ или бетаиновых поверхностно-активные веществ.
В еще одном варианте осуществления композиция может включать олигомерные или полимерные поверхностно-активные вещества. С такими полимерными вторичными поверхностно-активными веществами количество поверхностно-активного вещества, которое необходимо для образования микроэмульсии, может быть успешно снижено. Поэтому такие полимерные вторичные поверхностно-активные вещества также упоминаются как усилители микроэмульсий. Примеры таких полимерных поверхностно-активных веществ включают амфифильные блок-сополимеры, которые включают по крайней мере один гидрофильный и по крайней мере один гидрофобный блок. Примеры включают блок-сополимеры полипропиленоксид-полиэтиленоксид, блок-сополимеры полиизобутен-полиэтиленоксид и комбинированные полимеры, обладающие полиэтиленоксидными боковыми цепями и гидрофобной главной цепью, при этом главная цепь предпочтительно включает в основном олефины или (мет)акрилаты в качестве структурных звеньев. Термин полиэтиленоксид подразумевает в данном документе в каждом случае включение полиэтиленоксидных блоков, согласно вышеупомянутому определению, которые включают пропиленоксидные единицы. Дополнительные сведения о таких поверхностно-активных веществах раскрыты в международной заявке \УО 2006/131541.
Другой вариант осуществления настоящего изобретения раскрывает способ увеличения нефтеотдачи из нефтегазоносного пласта. В способе подходящую композицию, включающую, по крайней мере, растворитель и анионное поверхностно-активное вещество на основе простого эфира, с общей формулой (I)
где К1, X, Υ, М, п, х, у, ζ, а, Ь имеют значения, как определено выше, вводят в нефтегазоносный пласт по крайней мере через одну нагнетательную скважину, а сырую нефть удаляют из месторождения по крайней мере через одну добывающую скважину.
В этом контексте термин сырая нефть, конечно же, означает не однофазную нефть, а означает обычные неочищенные водонефтяные эмульсии. Как правило, месторождение обеспечивают множеством нагнетательных скважин и множеством эксплуатационных скважин.
После нагнетания состава поверхностно-активных веществ, так называемого заводнения с применением поверхностно-активных веществ, воды (заводнения водой) или предпочтительно более вязкого, водный раствор полимера, обладающий явным загущающим эффектом (полимерного заводнение)
- 10 022635 может быть нагнетен в пласт для поддержания давления. Однако другими известными технологиями являются те, в которых сначала обеспечивают воздействие на пласт поверхностно-активными веществами.
Дополнительной известной технологией является введение раствора, включающего поверхностноактивное вещество и полимер, обладающий загущающим эффектом, с последующим раствором полимера, обладающим загущающим эффектом. Подробности технологической процедуры заводнения с применением поверхностно-активных веществ, заводнения и полимерного заводнения известны специалисту в данной области, и он применяет соответствующую технологию согласно типу месторождения.
В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения для увеличения нефтеотдачи (БОК) можно применять вышеприведенную композицию. Также предпочтительно, если можно использовать смесь щелочь-поверхностно-активное вещество-полимер (ΑδΡ).
Месторождения, в которых применяют способ, как правило, имеют температуру по крайней мере 15°С, например от 15 до 130°С, предпочтительно температуру по крайней мере 25°С и особенно предпочтительно по крайней мере 30°С, например от 30 до 120°С.
Общая концентрация всех поверхностно-активных веществ вместе предпочтительно составляет от 0,05 до 5 вес.% на основе общего количества водного состава поверхностно-активных веществ, более предпочтительно от 0,1 до 2,5 вес.%. Специалисты данной области делают подходящий выбор согласно желаемым свойствам, в частности согласно условиям в пласте нефти. Специалисту данной области в настоящем документе понятно, что концентрация поверхностно-активных веществ может измениться после введения в состав, поскольку состав может быть смешан с пластовой водой, или же поверхностноактивные вещества могут быть также абсорбированы на твердых поверхностях пласта. Главным преимуществом смесей, применяемых согласно настоящему изобретению, является то, что образование микроэмульсии не подвергается чрезмерному влиянию такого изменения общей концентрации.
Если помимо поверхностно-активных веществ формулы (I) присутствуют вторичные поверхностноактивные вещества, количество поверхностно-активных веществ формулы (I), в общем, должно составлять по крайней мере 10 вес.% относительно всех присутствующих поверхностно-активных веществ, предпочтительно по крайней мере 20% и более предпочтительно по крайней мере 50%.
Это, конечно, возможно и, как правило, даже желательно сначала подготовить концентрат, который разбавляют только на месте работ до желаемой концентрации для введения в пласт. Как правило, общая концентрация поверхностно-активных веществ в таком концентрате составляет от 10 до 45 вес.%.
Поверхностно-активные вещества согласно настоящему изобретению снижают межфазное натяжение между водой и нефтью и поэтому улучшают текучесть нефти в пласте. В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения межфазное натяжение должно быть снижено по крайней мере до менее чем 0,1 мН/м, более предпочтительно оно должно быть снижено по крайней мере до 0,01 мН/м. Предпочтительно поверхностно-активные вещества можно применять для микроэмульсионного заводнения по Винзору III типа.
Ссылаясь на фиг. 1, схематически проиллюстрирована типичная нефтяная платформа в море и в общем обозначена 10. Полупогружная платформа 12 расположена в центре над подводным нефтегазоносным пластом 14, расположенным ниже морского дна 16. Подводный трубопровод 18 протягивается от палубы 20 платформы 12 к устью оборудованной скважины 22, включая противовыбросовое оборудование 24. Платформа 12 показана с подъемной установкой 26 и вышкой 28 для подъема и опускания бурильной колонны, такой как рабочая колонна 30.
Ствол скважины 32 тянется через многие земные пласты, включая нефтегазоносный пласт 14. Корпус 34, зацементированный в пределах ствола скважины 32 цементом 36. Рабочая колонна 30 может включать различные устройства, включая, например, сборный фильтр для борьбы с попаданием песка 38, который размещен в пределах ствола скважины 32, прилегающего к нефтегазоносному пласту 14. Также от платформы 12 тянется через ствол скважины 32 труба подачи промывного раствора при бурении 40, которая имеет секцию нагнетания раствора или газа 42, что прилегает к нефтегазоносному пласту 14, показанный с продуктивной зоной 48 между пакерами 44, 46. Когда хотят обработать околоствольную область нефтегазоносного пласта 14, что прилегает к продуктивной зоне 48, рабочую колонну 30 и трубу подачи промывочного раствора при бурении 40 опускают через корпус 34, пока сборный фильтр для борьбы с попаданием песка 38 и секция нагнетания раствора или газа 42 не будут расположены вблизи с околоствольной областью нефтегазоносного пласта 14, включая перфораторы 50. Затем композицию, описанную в данном документе, закачивают по трубе подачи промывочного раствора 40 для постепенной обработки околоствольной области нефтегазоносного пласта 14.
Синтез поверхностно-активных веществ.
Общая процедура 1. Алкоксилирование с применением КОН в качестве катализатора: в 2-л автоклаве выбранный спирт Гербе (1,0 экв.) смешивают с водным раствором КОН, который содержит 50% КОН по весу. Количество КОН составляет 0,3 вес.% желаемого продукта. При перемешивании смесь нагревают при 100°С и 20 мбар в течение 2 ч, а воду удаляют. После 3-кратной промывки Ν2 добавляют азот, пока давление не достигнет 1,3 бар, и температура поднимется до 120-130°С. Алкиленоксиды по- 11 022635 степенно добавляют таким образом, чтобы температура оставалась в пределах 125-135°С (в случае этиленоксида), или 130-140°С (в случае пропиленоксида), или 135-145°С (в случае бутиленоксида). После 5 ч перемешивания при 125-145°С реактор промывают Ν2 и охлаждают до 70°С, чтобы вывести материал из реактора. Основную реакционную смесь нейтрализуют уксусной кислотой или коммерческими доступными силикатами магния, которые впоследствии отфильтровывают. Продукт характеризуют с применением ’Н-ЯМР-спектра в СИС13, эксклюзионной хроматографии и определением числа ОН-групп. Отмечают полученный выход.
Общая процедура 2. Сульфатирование с применением хлорсульфоновой кислоты: в 1-л круглодонной колбе алкил алкоксилат (1,0 экв.) для сульфатирования разбавляют дихлорметаном (150 вес.% алкилалкоксилата) и охлаждают до 5-10°С. Хлорсульфоновую кислоту (1,1 экв.) добавляют таким образом, чтобы температура не поднималась выше 10°С. Затем реакционной смеси дают нагреться до комнатной температуры и перемешивают 4 ч при такой температуре при постоянном потоке газа Ν2. Эту реакционную смесь добавляют по каплям к водному раствору ΝαΟΗ половинного объема таким образом, чтобы температура сохранялась ниже 15°С. Количество гидроксида натрия рассчитывают таким образом, чтобы получался небольшой избыток относительно используемой хлорсульфоновой кислоты. Получившееся значение рН должно составлять 9-10. Дихлорметан удаляют под вакуумом в ротационном испарителе при температуре ниже 50°С. Характеризуют конечный продукт с применением ’Н-ЯМР-спектра и определяют содержание воды в растворе (приблизительно 70%). Альтернативно, сульфатирование алкоксилата можно выполнить с применением 1,1 экв. сульфаминовой кислоты при 75-85°С.
Синтезированные поверхностно-активные вещества: в качестве примеров и сравнительных примеров использовали коммерчески доступный спирт Гербе С32-(2-тетрадецилоктадекан-1-ол; С1бН33СН(С14Н29)-СН2ОН; >98% чистота по весу). С помощью вышеприведенных общих процедур синтезируют поверхностно-активные вещества, обобщенные в табл. 1.
Таблица1
Поверхностно-активные вещества, синтезированные с применением общих процедур
| Пример 1 | С32Н65О - (ВО)7-(РО)^8О3Иа |
| Пример 2 | С32Н65О-(ВО)7-(РО)7-(ЕО)25-8О3Па |
| Сравнительный пример 1 | С32Щ5О-(РО)т-(ЕО)1(Г-8О3Па |
| Сравнительный пример 2 | С32Н65О-(ВО)-(РО)7-(ЕО)10-5О3Ма |
| Сравнительный пример 3 | С32Н65О-(РО)7-(ВО)2-8О3Па |
Пример 1 обеспечивает поверхностно-активное вещество согласно данному изобретению. Сравнительные примеры обеспечивают поверхностно-активные вещества, которые не входят в объем настоящего изобретения. Поверхностно-активное вещество сравнительного примера 1 не имеет полибутокси блока, сравнительного примера 2 - включает только одну бутокси единицу, а в сравнительном примере 3 полибутокси блок и полипропокси блок расположены в обратном порядке.
Прикладные тесты - серия испытаний 1. 8Р* и межфазное натяжение, описание процедуры испытаний.
a) Общий принцип: межфазное натяжение между нефтью и водой измеряют параметром солюбилизации 8Р*, который является признанным способом в научном сообществе для определения приближенной величины поверхностного натяжения. Параметр солюбилизации 8Р* представляет собой количество в мл солюбилизированной нефти на 1 мл применяемого поверхностно-активного вещества в уравновешенной микроэмульсии III типа по Винзору. Уравновешенная микроэмульсия содержит подобные количества воды и нефти. В таком случае поверхностное натяжение σ (ΙΡΤ) можно рассчитать с применением уравнения ΙΡΤ«0,3/(δΡ*)2 (С. Ний, I. Со11. 1и1егТ. 8с., Уо1. 71, Νο. 2 (1979)).
b) Процедура: для определения 8Р* 100-мл градуированный цилиндр с перемешивающим стержнем наполняют 20 мл нефти и 20 мл соленой воды. Позже добавляют в определенных концентрациях поверхностно-активные вещества. Температуру пошагово увеличивают от 20 до 90°С и регистрируют температурный интервал, когда образуется микроэмульсия по Винзору III типа. Образуется 3-фазная система: верхней фазой является нефть, средней фазой - микроэмульсия, нижней фазой - вода. Если верхняя и нижняя фаза равны и не меняются спустя 12 ч, достигнута оптимальная температура (Топт).
Определяют объем средней фазы и из него вычитают объем поверхностно-активного вещества. Полученное значение делят на два. Этот объем делят на объем добавленного поверхностно-активного вещества. Результат отмечают как 8Р*. Используемой нефтью является экспериментальная нефть, подобно декану, или настоящая сырая нефть. Используемая вода содержит Ναί',Ί или является исходной водой из нефтяного слоя.
Результаты испытаний: смесь 1:1 из декана и раствора Ναί',Ί смешивают с бутилдиэтиленгликолем (БИО). БИО выступает в качестве сорастворителя и не включается в расчет 8Р*. Композиция поверхно- 12 022635 стно-активных веществ включает 3 вес.ч. алкоксисульфата Гербе согласно примеру 1 и сравнительным примерам 1-3, соответственно и 1 вес.ч. бензолсульфоната натрий-додецена в качестве вторичного поверхностно-активного вещества. Общая концентрация дана в вес.% относительно всех компонентов композиции. Результаты представлены в табл. 2.
Как показано в табл. 2, поверхностно-активное вещество на основе С32-Гербе примера 1, то есть поверхностно-активное вещество 032Η65-(ΒΟ)7-(ΡΟ)7-Ο8Ο3Να, приводит к сверхнизкому поверхностному натяжению относительно декана 4х10-5 мН/м. Напротив, поверхностно-активные вещества, не включающие полибутокси блок или включающие только одну бутокси единицу, и поверхностно-активные вещества, у которых полибутокси блок напрямую не связан с единицей спирта Гербе, дают величины ΙΡΤ значительно выше. Интересно, что включение одной бутокси единицы не было очень эффективно в дальнейшем снижении поверхностного натяжения.
Прикладные тесты - серия испытаний 2. Способы фазового поведения.
Скрининг фазового поведения: исследования фазового поведения применяли для характеристики химических веществ для увеличения нефтеотдачи. Существует множество преимуществ применения фазового поведения в качестве способа скрининга. Исследования фазового поведения применяют для определения (1) эффекта электролитов; (2) солюбилизации нефти, снижения ΙΡΤ, (3) микроэмульсионных плотностей; (4) вязкостей поверхностно-активного вещества и микроэмульсии; (5) времени коалесценции; (6) установления оптимальных составов поверхностно-активное вещество-сорастворитель и/или (7) установления оптимального состава для исследований заводнения керна.
Термодинамически устойчивая фаза может образоваться со смесями нефти, воды и поверхностноактивного вещества. Поверхностно-активные вещества образуют минеллярные структуры при концентрациях выше критической концентрации мицеллообразования (СМС). Эмульсия коалесцирует в отдельную фазу на поверхности раздела нефть-вода и приводится как микроэмульсия. Микроэмульсия представляет собой богатую поверхностно-активным веществом различимую фазу, состоящую из поверхностно-активного вещества, нефти и воды и, возможно, сорастворителей и других компонентов. Эта фаза термодинамически устойчива в том смысле, что она возвратится к тому же самому фазовому объему при данной температуре. Некоторые специалисты в прошлом добавили дополнительные требования, но для осуществления данного технического исследования единственным требованием будет то, чтобы микроэмульсия являлась термодинамически устойчивой фазой.
Таблица 2
Результаты прикладных тестов
| № | Поверхностно-активное вещество | Общая концентрация поверхностноактивного вещества [%] | ΒϋΟ [%] | N301 [%] | Т™, [°С] | £Р 4 | ΙΪΤ [мН/м] |
| 1 | С,,Н65О(ВО)7-(РО)7$О3№ + С13Н25-С6Я,ЗО3На(3:1) | 0,4 | 2 | 1,6 | 71,5 | 85 | 0,00004 |
| С1 | Ο,Ηί,ίΟ-ίΡΟΜΕΟί,ο-ίϊΟ,Να + С|2Нц-С6Н48О3На(3:1) | 0,4 | 2 | 4,8 | 72 | 37 | 0,00022 |
| С2 | ϋ,,Η,,Ο-ίΒΟΗΡΟΜΕΟ)!,- 50,Νλ + СиНи-СТЦЬОА’а (3:1) | 0,4 | 2 | 5 | 74 | 25 | 0,00048 |
| СЗ | ϋ,,.Η,,Ο-ΙΡΟΜΒΟΡ-εΟ,Να + С12Нй-СбН43О3Ка (3:1) | 0,4 | 2 | 1,3 | 70 | 31 | 0,00031 |
Исследовали фазовый переход, сохраняя все переменные постоянными, за исключением переменной сканирования. Переменная скана изменялась после серии пипеток и может включать, но без ограничения, соленость, температуру, химическое вещество (поверхностно-активное вещество, спирт, электролит), нефть, которая иногда характеризуется ее эквивалентным алкан-углеродным числом (ЕЛС№) и структурой поверхностно-активного вещества, которую иногда определяют по гидрофильнолипофильному балансу (НЬВ). Фазовый переход был впервые охарактеризован Винзором (1954) тремя областями: тип Ι - избыточная нефтяная фаза, тип ΙΙΙ - водная, микроэмульсионная и нефтяная фазы и тип ΙΙ - избыточная водная фаза. Границы фазового перехода и некоторая общая терминология описаны следующим образом: тип от Ι к ΙΙΙ - нижняя критическая соленость, тип от ΙΙΙ к ΙΙ - верхняя критическая соленость, степень солюбилизации нефти (Уо/У§), степень солюбилизации воды (Ует/Уз), величина солюбилизации, когда степени солюбилизации нефти и воды равны, называется оптимальной степенью солюбилизации (σ*), а концентрация электролита, при которой достигается оптимальная степень солю- 13 022635 билизации, упоминается как оптимальная соленость (8*).
Определение поверхностного натяжения: эффективное применение временных и лабораторных ресурсов может привести к важным результатам при проведении сканов фазового поведения. Корреляция между степенями солюбилизации нефти и воды и поверхностным натяжением была предложена Неа1у и Реей (1976), а теоретическая зависимость была получена позже СВип НиВ (1979). Самое низкое ΙΡΤ нефть-вода имеет место при оптимальной солюбилизации, как указано в теории СВип НиВ. Это приравнивается к поверхностному натяжению через равенство СВип НиВ, где ΙΡΤ меняется в обратной зависимости от квадрата степени солюбилизации
С
Для большей части сырой нефти и микроэмульсий С=0,3 является хорошим приближением. Поэтому быстрый и удобный способ оценки ΙΡΤ состоит в том, чтобы измерить фазовое поведение и использовать уравнение СВип НиВ, чтобы рассчитать ΙΡΤ. ΙΡΤ между микроэмульсиями и водой и/или нефтью может быть очень сложным и длительным для измерения и подвержено большим ошибкам, таким образом применение подхода фазового поведения для скрининга сотен комбинаций поверхностно-активных веществ, вспомогательных поверхностно-активных веществ, сорастворителей, электролитов, нефти и т.д не только более простое и быстрое, но и избегает проблем измерения и ошибок, связанных с измерением ΙΡΤ, особенно комбинаций, которые показывают сложное поведение (гели и т.д) и будут отсеяны в любом случае. Как только хороший состав будет идентифицирован, тогда будет хорошей идеей измерять ΙΡΤ.
Оборудование: исследования фазового поведения проводили со следующими материалами и оборудованием.
Весы: весы применяли для измерения химических веществ для смесей и определения начальных величин насыщения ядер.
Деионизатор воды: деионизированную (ДИ) воду подготавливали для применения во всех экспериментальных растворах с использованием фильтрующей системы Напорите™. В этом фильтре используется рециркуляционный насос и устройства отображения удельного сопротивления воды, чтобы показывать, когда ионы удалены. Вода пропускается через 0,45мкм фильтр для устранения перед ее применением нежелательных частиц и микроорганизмов.
Пипетки из боросиликатного стекла: стандартные 5-мл пипетки из боросиликатного стекла с маркировками по 0,1 мл применяли для проведения сканов фазового поведения, а также для опытов изучения разбавления с водными растворами. Концы спаивали, используя пламя пропана и кислорода.
Пипетка-репитер: устройство ЕррепбогГ Кереа1ет Р1и8® применяли для большей части пипетирований. Это ручной дозатор, откалиброванный для подачи точечных проб от 25 мкл до 1 мл. Одноразовые наконечники применяли, чтобы предотвратить загрязнения между пробами и сделать возможными простоту в эксплуатации и точность повторных действий.
Пропан-кислородная горелка: смесь газа пропана и кислорода направлялась через сопло для пламени Вегп/-О-МаВс для создания горячего пламени приблизительно ν2 дюйма длиной. Эту горелку применяли для запайки стеклянных пипеток, применяемых в исследованиях фазового поведения.
Конвекционные печи: несколько конвекционных печей использовали для появления фазовых поведений и исследования заводнения ядра при температурах нефтяного слоя. Пипетки для фазового поведения в основном держали в печах В1ие М и МеттеП, которые контролировались ртутными термометрами и датчиками температуры печи, чтобы гарантировать, что температурные колебания минимальны между записями. Большую сделанную на заказ печь потока использовали для размещения большинства предметов исследования по заводнению ядра и это позволило проводить введение жидкости и отбор проб при температуре нефтяного слоя.
рН-метр: исследовательскую модель ΟΚΙΟΝ 701/цифровой анализатор ионов с рН-электродом использовали для измерения рН большинства водных образцов для получения более точных данных. Он был откалиброван при помощи 4,0, 7,0 и 10,0 рН растворов. Для грубых измерений рН использовали индикаторные бумажки с несколькими каплями образцовой жидкости.
Вычисления фазового поведения: степени солюбилизации нефти и воды рассчитывали, исходя из измерений поверхностей раздела, взятых из пипеток фазового поведения. Эти поверхности раздела регистрировали в динамике по времени по мере того, как смеси приближалась к состоянию равновесия и объем любых макроэмульсий, которые первоначально образовались, уменьшался или исчезал. Процедура проведения исследований фазового поведения будет рассмотрена позже.
Степень солюбилизации нефти: степень солюбилизации нефти определяли как объем солюбилизированной нефти, разделенный на объем поверхностно-активного вещества в микроэмульсии. Все поверхностно-активное вещество, как предполагается, находится в эмульсионной фазе. Степень солюбилизации нефти применима к поведению типа Ι и типа ΙΙΙ по Винзору. Объем солюбилизированной нефти находили путем считывания изменения между начальным водным уровнем и избыточным (высшая степень) уровнем поверхности раздела нефти. Показатель солюбилизации нефти рассчитывали следующим
- 14 022635 образом:
σо=степень солюбилизации нефти;
Уо=объем солюбилизированной нефти;
У8=объем поверхностно-активного вещества.
Степень солюбилизации воды: степень солюбилизации воды определяли как объем солюбилизированной воды, разделенный на объем поверхностно-активного вещества в микроэмульсии. Все поверхностно-активное вещество, как предполагается, находится в эмульсионной фазе. Степень солюбилизации воды применим к поведению типа III и типа II по Винзору. Объем солюбилизированной воды находили путем считывания изменений между начальным водным уровнем и избыточным (нижним) уровнем поверхности раздела воды. Показатель солюбилизации воды рассчитывали следующим образом:
σ = Υχν - ν3 Ρ) σ„=степень солюбилизации воды;
У„=объем солюбилизированной воды.
Оптимальная степень солюбилизации: оптимальную степень солюбилизации наблюдали, когда солюбилизация нефти и воды одинакова. Неточная природа скрининга фазового поведения не включает данные точки в оптимуме, таким образом кривые солюбилизации построили для солюбилизации нефти и воды, а пересечение этих двух кривых определяли как оптимум. Нижеследующее действительно для оптимальной степени солюбилизации σ0-σω-σ’ (4) σ*=оптимальная степень солюбилизации.
Методика фазового поведения: способы для проведения, измерения и регистрации наблюдений описаны в этой части. Сканы делали, используя множество смесей электролитов, описанных ниже. Нефть добавляли к большинству водных растворов поверхностно-активного вещества, чтобы наблюдать, формируется ли микроэмульсия, сколько времени у нее ушло на формирование и уравновешивание, если она сформировалась, какой тип микроэмульсии сформировался и некоторые из ее свойств, такие как вязкость. Однако поведение водных смесей без добавления нефти также важно и также проведено в некоторых случаях для определения, является ли водный раствор чистым и устойчивым со временем, становится ли мутным или разделяется больше чем на одну фазу.
Подготовка образцов: образцы фазового поведения создавали путем первоначальной подготовки маточных растворов поверхностно-активных веществ и объединения их с маточными соляными растворами для наблюдения поведения смесей в диапазоне соленостей. Все исследования проводили при или выше 0,1 вес.% концентрации активного поверхностно-активного вещества, которая выше типичной СМС поверхностно-активного вещества.
Подготовка раствора: маточные растворы поверхностно-активных веществ основаны на весовом процентном содержании активного поверхностно-активного вещества (и вспомогательного поверхностно-активного вещества, если оно включено). Массы поверхностно-активного вещества, вспомогательного поверхностно-активного вещества, сорастворителя и деионизированной воды (ДИ) измеряли на весах и смешивали в стеклянных сосудах с применением магнитных перемешивающих стержней. Порядок добавления записывали на листе смешивания вместе с фактическими добавленными массами и рН конечного раствора. Соляные растворы готовили с необходимыми процентными концентрациями по массе для проведения сканов.
Маточное поверхностно-активное вещество: тестируемые химические вещества сначала смешивали в концентрированном маточном растворе, который обычно состоит из основного поверхностноактивного вещества, сорастворителя и/или вспомогательного поверхностно-активного вещества вместе с деионизированной водой. Количество добавленного химического вещества рассчитывали на основании активности и измеряли по весовому процентному содержанию общего раствора. Начальные исследования проводили при приблизительно 1-3% активного поверхностно-активного вещества, чтобы объем средней фазы микроэмульсии был достаточно большим для точных измерений, принимая степень солюбилизации по крайней мере 10 при оптимальной солености.
Маточные растворы полимеров: часто эти маточные растворы довольно вязкие, что делает отмеривание пипеткой затруднительным, поэтому их разбавляли деионизированной водой соответственно, чтобы облегчить обращение. Смеси с полимером готовили только для тех составов поверхностно-активных веществ, которые показали надлежащее поведение и достойны дополнительного исследования для возможного тестирования в заводнениях ядра. Следовательно, сканы, включающие полимер, ограничены, так как их проводили только как заключительную оценку совместимости с поверхностно-активным веществом.
Процедура отмеривания пипеткой: компоненты фазового поведения добавляли волюметрически в 5
- 15 022635 мл пипетки, используя дозатор ЕррснбогГ Р1и8 или подобный инструмент пипетирования. Поверхностноактивное вещество и маточные солевые растворы смешивали с ДИ водой в промаркированных пипетках и доводили до температуры перед перемешиванием. Почти все исследования фазового поведения первоначально проводили с соотношением вода-нефть (\УОК) 1:1, что включало перемешивание 2 мл водной фазы с 2 мл оцениваемой сырой нефти или углеводорода, и различные исследования \УОК объединяли соответствующим образом. Типичный скан фазового поведения состоял из 10-20 пипеток, каждая пипетка была установлена как данные точки в серии.
Порядок добавления: должно было быть уделено внимание добавлению компонентов, так как часто концентрации являются в несколько раз больше, чем конечная концентрация. Поэтому установлен порядок для предотвращения любых неблагоприятных влияний, возникающих из-за прямого контакта поверхностно-активного вещества или полимера с концентрированными электролитами. Необходимые композиции образцов получали путем объединения маточных растворов в следующем порядке: (1) маточный раствор(ы) электролита; (2) деионизированная вода; (3) маточный раствор поверхностноактивного вещества; (4) маточный раствор полимера и (5) сырая нефть или углеводород. Любые пузырьки воздуха, оставшиеся на дне пипеток, вытряхивают (перед добавлением поверхностно-активного вещества, чтобы избежать образования пузырьков).
Начальные наблюдения: как только компоненты ввели в пипетки, дали достаточно времени, чтобы позволить всей жидкости стечь вниз по стенкам. Затем записывали уровни водной жидкости перед добавлением нефти. Эти измерения отмечали на листах для записи. Уровни и поверхности раздела записывали в этих документах с комментариями спустя несколько дней, а дополнительные листы распечатывали по мере необходимости.
Запайка и смешивание: пипетки охватывают аргоном, чтобы предотвратить воспламенение любого летучего газа, присутствующего при процедуре запайки пламенем. Трубки затем запаивают кислородпропановой горелкой, чтобы предотвратить утечку дополнительных летучих компонентов при помещении в печь. Пипетки размещали на подставках, чтобы они совпадали с изменениями переменной сканирования. Как только скану фазового поведения дали достаточное количество времени для достижения температуры нефтяного слоя (15-30 мин), пипетки переворачивают несколько раз, обеспечивая надлежащее смешивание. Трубки просматривали касательно низкого напряжения после смешивания, проверяя размер капель и насколько однородной является смесь. Тогда растворам позволяли уравновеситься в течение продолжительного времени и регистрировали уровни поверхности раздела, чтобы определить время приведения в равновесие и эффективность поверхностно-активного вещества.
Измерения и наблюдения: исследованиям фазового поведения позволяли уравновеситься в печи, которая настроена на температуру нефтяного слоя касательно тестируемой сырой нефти. Периодически записывали уровни жидкости в пипетках и в течение продолжительного времени наблюдали тенденцию в фазовом поведении. Поведение при установившемся режиме принимали, когда уровни жидкости прекращали изменяться в пределах погрешности для показаний образцов.
Поверхности раздела жидкостей: поверхности раздела жидкостей являются самым важным элементом исследований фазового поведения. Исходя из них, определяли фазовые объемы и рассчитывали степени солюбилизаци. Верхние и нижние поверхности раздела записывали как скан перехода от микроэмульсии нефть-в-воде до микроэмульсии вода-в-нефти. Начальные показания получали спустя один день после исходного взбалтывания и иногда в течение нескольких часов взбалтывания, если коалесценция, как показалось, произошла быстро.
Измерения проводили после того с увеличивающимися временными интервалами (например, один раз в день, четыре дня, одну неделю, две недели, один месяц и так далее), пока равновесие не было достигнуто или эксперимент признавали несущественным или неинтересным для продолжительного наблюдения.
Авторами настоящего изобретения проведены исследования, чтобы показать увеличенные функциональные характеристики поверхностно-активных веществ Гербе-ВО-РО-ЕО-сульфатов по сравнению с поверхностно-активными веществами только с группами РО-ЕО. Исследования были проведены путем сравнения функциональных характеристик каждого компонента состава, изменяя концентрации.
Авторами настоящего изобретения составлено две системы: (ί) производная ВО вместе с любыми другими поверхностно-активными веществами в равной пропорции и (ίί) другой состав с той же самой системой, но с более высокой концентрацией поверхностно-активного вещества с ВО группой в нем. Графики солюбилизации для этих двух систем показаны на фиг. 2А и 2В.
Композиция поверхностно-активного вещества для исследований, показанная на фиг. 2А: 0,33% С32-7РО-ЮЕО-8О4, 0,33% С15-18 ЮЗ, 0,33% С32-7ВО-7РО-25ЕО-8О4, 0,5% ТЕСВЕ, 3,75% ЭДТА Να^
Композиция поверхностно-активного вещества для исследований, показанная на фиг. 2В: 0,33% С32-7РО-ЮЕО-8О4, 0,33% С15-181ОЗ, 0,58% С32-7ВО-7РО-25ЕО-ЗО4, 0,5% ТЕСВЕ, 3,75% ЭДТА Να^
Композиция используемого соляного раствора приведена в табл. 3.
Таблица 3
Композиция нагнетаемого соляного раствора, используемая в исследованиях фазового поведения
- 16 022635
В табл. 4А и 4В показаны листы записи данных фазового поведения, соответствующие графикам, показанным на фиг. 2А и 2В соответственно. Как видно по графикам, оптимальная степень солюбилизации для случая 1 составляет приблизительно 11. Общая концентрация поверхностно-активного вещества в этом случае составляет 1% (ссылаясь на фиг. 2А). Состав во втором случае является точно таким же, но на 25% большим количеством С32Н65О-(ВО)7-(РО)7-(ЕО)25-8О3№, поэтому общая концентрация поверхностно-активного вещества составляет 1,25%. Теоретически, с увеличением общей концентрации поверхностно-активного вещества того самого состава должны получить ту же самую степень солюбилизации, как дано согласно (ранее описано в уравнении 2) σ = ΥοΑΑ (сс/сс).
С увеличением общей концентрации поверхностно-активного вещества объем солюбилизированной нефти также увеличивается пропорционально и в конечном счете степень солюбилизации остается неизменной. Таким образом, если только общая концентрация поверхностно-активного вещества системы υΤΜΝ-131 была изменена от 1 до 1,25% со всеми 3 компонентами и пропорционально увеличилась, то не должно быть никакого изменения степени солюбилизации. Но очевидно, что 25% увеличение концентрации С32Н65О-(ВО)7-(РО)7-(ЕО)25-8О3№ резко увеличило степени солюбилизации от приблизительно 11 до 25. Это увеличение степени солюбилизации уменьшило значение ΙΡΤ (рассчитанное по уравнению (1)) от 0,0024793 для системы υΤΜΝ-131 до 0,00048 для системы υΤΜΝ-137.
Таблица 4А
Лист записи данных фазового поведения
- 17 022635
0,33% С32-7РО-ЮЕ0-5О4,0,33% С15-18105,0ДЗ% С32-7ВО-7РО-25ЕО-5О4, 0,5% ТЕСВЕ, 3,75% ЭДТА Мае Углеюдарлд ш .
| □бверикстлйактивиое велест» | С32-7РО-10ЕО-5О4 | йломкть углеводорода | Тявичн | ые вяотаости углеводородов | ||||||||||||||
| Всоомегательвбе повсрхымггвфактивны веиаеств»<1) | Этап 52 +С32-7ВО-ТРО-25ЕО-5О4 | Об иря мшинтрааив поверхностно- активного | вес % | ΟκιΦβι | ||||||||||||||
| Сфраетмртель | ТЕСВЕ | Обща· концентра**·· | 0.5 | вес % | Λ“ | |||||||||||||
| Конце траки» пфеериюспюЛЛмвяОгй ееаМС|Ы | 0,333 | Кошцмтрим· | 0 | вес % | ||||||||||||||
| Коицемрвцна веолмогателымго воверыюетпоактивеого всиаесты <11 | 0*67 | Коноштраннв Н.,СОэ | 0 | вес % | Сие | |||||||||||||
| Еомцентраииа т- | 1 | тео» | 1 | 8/28ГСЮ9 | Длительный скак | |||||||||||||
| 3,75*/. | вес % | |||||||||||||||||
| МвСЬСвС! | Температура | 100 | Целве нй | |||||||||||||||
| Уеочер тртбк» | 5 | мл | ||||||||||||||||
| (% ЗГТ1 В) | ТО5 РР« | Ура вол | Урвее углев ОДОрО | Верт эмульс | Вертнв поверх раааела | весты раздела | Т | СФЛПб ре вал иефгн (ее) | Объем «Флюб <«) | Сеотв. («/«) | (ес/сс) | НС СОЛ. (мг7 У | Объем фрака нефти (V.) | Объем Фраки чмкрвэ «(Уи | Объем фрака | V. + ν« | 1 | |
| 9/2/ 200 | 5 | ДНИ | ||||||||||||||||
| 50.90 | 2890 9 | 3,00 | 0,9 | 2.00 | 1 | 0,10 | 5,0 | 0,488 | 0.512 | 0,000 | 0.5 ί 2 | |||||||
| 60,90 % | 3469 | 2 92 | 09 | 2.81 | 1 | 0.11 | 5.3 | 0 | 0 46« | 0934 | 0о(п | 0.53 | ||||||
| 70,00 % | 4047 2 | ЗЛО | 09 | 290 | ] | 0.10 | 5.0 | 0 | 0,488 | 0512 | 0.000 | 0.51 2 | ||||||
| 8000 | 4625 4 | 2,93 | 09 | 2,81 | 1 | 0,12 | 5,8 | 0 | 9 466 | 0.534 | 0,000 | 0.53 | ||||||
| 90,00 % | 5202 5 | 2 92 | 0.9 | 1 | 292 | 0 | 0.220 | 1.120 | о.ооо | 1.22 0 | ||||||||
| 100 00 % | 578] | 2.94 | 0,9 | 2.66 | 3.20 | I 1 1 | 0.28 | 0,26 | 13,6 | 12.6 | 0 429 | 0.132 | 0.439 | 0,57 | ||||
| 110.00 | 6359 9 | 2,94 | 09 | 2 66 | 3.10 | I 1 1 | 0,28 | 0,16 | 13.6 | 7.8 | 0 | 0.429 | 0,107 | 0,463 | 0,57 | |||
| 120,00 % | «938 а | 2,96 | 09 | 3,00 | 1 1 | 2,9« | 0Л4 | 20 | Н/А | 0 | 0.512 | 0,488 | 1,00 0 | |||||
| 1X100 % | 7516 | 2 93 | 0,9 | 299 | ί 1 | 293 | 006 | 29 | М/А | ° | 0510 | 0 490 | 100 0 | |||||
| 140,00 % | ЮМ | 3,90 | 0,9 | I | 300 | 0 | ||||||||||||
| Солеи (5* зитт В) | П>5 ррв | Уро вбЛ | Урове бдОрб | точка | Верна рамела | Впжня рмлепа | Вяж | т | нефгн («) | Объем сотйб <«1 | Софты еелюб, Нефти (м/сс) | Соотн .Μι лай б, (ес/се) | ВС (мг/ Е>> | Объем фравец ЫфТР | Объем фраки НМКрОЭ ίν.Τ | Объем фраки !ЙГ | ν. ♦ ν*. | 1 |
| 9/16 /200 9 | 14 | дш | ||||||||||||||||
| $0.00 % | 2890 | 3,00 | 09 | 2.86 | 1 | 0.14 | 7.0 | 0 | 0.478 | 0.522 | О.ООО | 0.52 2 | ||||||
| 60,90 | 3469 0 | 2,92 | 0,9 | 2.79 | 1 | 0,13 | 6,2 | 0 | 0.461 | 0,539 | 0,000 | 0.53 | ||||||
| та,оо % | 4047 | 3,90 | 09 | 2,84 | I | 0,16 | 8,0 | 0 | 0.473 | 0*27 / | 0,000 | 0,52 7 | ||||||
| 80,00 % | 4625 4 | 2,93 | 0,9 | 179 | 1 | 0.14 | 6.8 | 0 | 0.461 | 0*39 | 0,000 | 0.53 | ||||||
| 90,90 | 5203 5 | 2.92 | 09 | 1 | 192 | 0 | 0.220 | 1120 | 0,000 | 0 | ||||||||
| 100.00 % | 5783 7 | 2,94 | 09 | 169 | 3,20 | 1 1 | 0.25 | 0,26 | 12.1 | 12.6 | 0 | 0.437 | 0.124 | 0,439 | 0,56 3 | |||
| и о.оо % | 6359 | 2,94 | 0,9 | 2,66 | 3,10 | I 1 | 098 | 0,16 | 13,6 | 7.1 | 0 | 0.429 | 0.107 | 0.463 | 0.57 | |||
| IX,00 к | 6938 0 | 2,96 | 0,9 | ЗЛО | 1 | 1% | 0354 | 2,0 | №А | 0 | 0.512 | 0,488 | 1.00 0 | |||||
| 130.00 % | 7516 | 2,93 | 09 | 2.96 | 1 | 2,93 | 0,03 | 1,4 | М/А | 0,502 | 0,498 | 1.00 0 | ||||||
| 140,00 % | 8094 4 | 3,00 | 0,9 | 1 | 3,00 |
Таблица 4В
Лист записи данных фазового поведения
033% С32-7РО-ЮЕО-5О4» 0,33% С15-Ю105,0,50% С32-7В0-7РО-25ЕО-5О4,0,5% ТЕСВЕ, 3,75% ЭДТА Νβ,
| □мериютпо- | ΟΙ.ΤΚι.ιίΕΟΑδίΜ | углеыдором | гЛх’ | Типичные плота ости углеводородов | 1 | ||||
| Вспомогательное повершост·»акамлое вааесало (1) | Этап $2 | • С32-5ВО-7ГО-25ЕО-ЗСЙ | | Обиик коноешраплх ί поверанляио- ί ВПДЮВ1 | 1,249 | вес % | 1 ί ί ί | |||
| Сороса верна ель | ТЕСВЕ | Об шах копает рлплх стара* | 0,5 | вес % | |||||
| Кбкиеиарашм поверхностно· | олзз | : ΐ | Κθΐϋ·№ΐρΐι·η □олтсра | 0 | вее % | ||||
| Кониеотраши вШймОгааСпьийГб ΠΟΚρίΗΟίΤΙ»· ваимого вепеетв» (О | «ЭИ | вес % ί : · ϊ ί ! ί ' ί | Концентраиап ! N»,00, | 0 | вес % | 1 1 | : ί ί ί | ||
| Коиципряшн ι-оелт. | ί ί 1 1 | | ΛΌΒ 1 | 1 | С»е | - ΤΊ .........Ι-Ι | ||||
| Щелочь | ί.75% | Г”* | | |||||||
| С0О1Н01ВПЯ«« ]Ч»С1:СьС1 | ί ί | | Температура Вахмер трубки | ют 5 | Цели и· | -! _. | I ......□ |
Ссылки.
Патент США № 5092405. Системы алкоксилированных поверхностно-активных веществ для пластов тяжелой нефти.
Патент США № 7119125. Бимодальные алкоксисульфатные поверхностно-активные вещества Гербе.
Заявка на патент США № 20080217064. Промывочная жидкость и способы.
Заявка на патент США № 20090270281. Применение смесей поверхностно-активных веществ для третичного извлечения нефти.
Claims (38)
1. Анионное поверхностно-активное вещество на основе простого эфира общей формулы (I) где К1 соответствует алифатической разветвленной углеводородной группе СпН2п+4, полученной от спирта Гербе (СА);
где η соответствует числу атомов углерода и изменяется в диапазоне от 18 до 36; где ВО соответствует бутоксигруппе;
где х соответствует числу бутоксигрупп и изменяется в диапазоне от 2 до 25; где РО соответствует пропоксигруппе;
где у соответствует числу пропоксигрупп и изменяется в диапазоне от 1 до 15; где ЕО соответствует этоксигруппе;
где ζ соответствует числу этоксигрупп и изменяется в диапазоне от 0 до 70;
где X выбран из одинарной связи, алкиленовой группы с 1-10 атомами углерода или алкениленовой
- 19 022635 группы с 2-10 атомами углерода;
где Υ представляет собой анионную группу, выбранную из сульфатных групп, сульфонатных групп, карбоксилатных групп, фосфатных групп или фосфонатных групп;
где М представляет собой противоион анионной группы; где а соответствует числу 1 или 2; где Ь соответствует числу от 1 до 3.
2. Поверхностно-активное вещество по п.1, где М выбран из группы, состоящей из Н+, Να'. К'. Мд, С а2' и ΝΗ4 +.
3. Поверхностно-активное вещество по п.1, где η равняется 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35 и 36.
4. Поверхностно-активное вещество по п.1, где х равняется 2, 3, 4, 8, 12, 16, 20, 22, 23, 24 и 25.
5. Поверхностно-активное вещество по п.1, где у равняется 2, 4, 6, 8, 11, 14.
6. Поверхностно-активное вещество по п.1, где ζ равняется 0, 6, 8, 10, 12, 16, 20, 24, 32, 40, 48, 53, 57, 59, 62, 66 и 70.
7. Поверхностно-активное вещество по п.1, где сумма у+ζ изменяется в диапазоне от 1 до 85.
8. Поверхностно-активное вещество по п.1, где анионное поверхностно-активное вещество на основе простого эфира имеет формулу К1О-ВО7-РО7-ЕО25-8О3- '/Ь МЬ+, где К1 представляет собой углеводородную группу С32Н65-.
9. Способ получения анионного поверхностно-активного вещества на основе простого эфира общей формулы (I) по п.1 из одного или нескольких разветвленных спиртов Гербе (СА), включающий этапы, на которых обеспечивают один или нескольких спиртов Гербе (СА) общей формулы Р'-ОН путем димеризации одного или нескольких спиртов К2-ОН в присутствии основания при температуре от 175 до 275°С, при этом К2-ОН является алифатическим линейным или разветвленным спиртом, а число атомов углерода в К2 составляет от 9 до 18;
выполняют бутоксилирование одного или нескольких СА с х бутиленоксидными (ВО) единицами для образования бутоксилированного СА;
выполняют алкоксилирование одного или нескольких бутоксилированных СА с у пропиленоксидными (РО) единицами и ζ этиленоксидными (ЕО) единицами или и теми и другими;
выполняют превращение концевой ОН-группы алкоксилированного СА, полученного таким образом, в концевую группу -Х-Υ'1- а/Ь МЬ+, где К1, X, Υ, М, η, х, у, ζ, а, Ь имеют значения, как определено в п.1.
10. Способ по п.9, где η равняется 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30,31, 32, 33, 34, 35 и 36.
11. Способ по п.9, где х равняется 2, 3, 4, 8, 12, 16, 20, 22, 23, 24 и 25.
12. Способ по п.9, где у равняется 2, 4, 6, 8, 11, 14.
13. Способ по п.9, где ζ равняется 0, 6, 8, 10, 12, 16, 20, 24, 32, 40, 48, 53, 57, 59, 62, 66 и 70.
14. Способ по п.9, где М выбирают из группы, состоящей из Н+, Ν'+, К+, Мд2', Са2+ и ΝΗ4+.
15. Способ по п.9, где анионное поверхностно-активное вещество на основе простого эфира формулы (I) имеет формулу К1О-ВО7-РО7-ЕО25-8О3- !/Ь МЬ+, где К1 представляет собой углеводородную группу С32Н65-.
16. Способ по п.9, где выход в ходе реакции Гербе составляет от 85 до меньше чем 100%, таким образом получают смесь, которая включает спирт Гербе Р1-ОН с остатком, являющимся мономером спирта К2-ОН, и где смесь, полученную таким образом, применяют для алкоксилирования после конденсации Гербе.
17. Способ по п.9, где в качестве основания используют ΝΌΗ или КОН.
18. Способ по п.9, где выход в ходе реакции Гербе составляет 85, 86, 87, 88, 89, 90, 91, 92, 93, 94, 95, 96, 97, 98 и 99%.
19. Способ по п.9, где реакцию Гербе проводят при температуре, изменяющейся от 175 до 275°С.
20. Способ по п.9, где реакцию Гербе проводят при 175, 190, 200, 220, 230, 240, 250 и 275°С.
21. Способ по п.9, где реакцию Гербе проводят при 230°С.
22. Композиция для увеличения нефтеотдачи (ЕОК) и очистки окружающих грунтовых вод, включающая по меньшей мере одно анионное поверхностно-активное вещество на основе простого эфира общей формулы (I) по п.1;
одно или несколько средств образования щелочности;
растворитель, где по меньшей мере одно анионное поверхностно-активное вещество на основе простых эфиров, одно или несколько средств образования щелочности растворены в растворителе.
23. Композиция по п.22, где М выбран из группы, состоящей из Н+, Ν'+, К+, Мд2+,Са2+ и ΝΗ4+.
24. Композиция по п.22, в которой по меньшей мере одно анионное поверхностно-активное вещество на основе простого эфира формулы (I) представляет собой С32Н65О-ВО7-РО7-ЕО25-8О3 - !/Ь МЬ+.
25. Композиция по п.22, где композиция дополнительно включает поверхностно-активные вещест- 20 022635 ва, выбранные из поверхностно-активных веществ на основе сульфатного, сульфонатного, карбоксилатного аниона, сульфатов простых эфиров, этоксисульфатов, пропоксисульфатов, перфтороктаноатов (РРОА или РРО), перфтороктансульфонатов (РРО8), натрий додецилсульфатов (8Ό8), лаурилсульфата аммония, алкилсульфатных солей, этерифицированного лаурилсульфата аммония (8ЬЕ8), алкилбензолсульфоната, мыл и солей жирных кислот.
26. Композиция по п.22, где средство образования щелочности включает гидроксиды щелочноземельных металлов, КаОН, КОН, ЫОН, аммиак, Ка2СО3, №НСО3. Ка-метаборат, силикат натрия и/или ортосиликат натрия с или без ЭДТА Ка4, или поликарбоксилаты, или любые их комбинации.
27. Композиция по п.22, где растворитель включает воду, концентрированный соляной раствор, жесткую воду, полимерсодержащие растворы или любые их комбинации.
28. Композиция по п.22, где композиция содержит 0,1, 0,15, 0,2, 0,25, 0,3, 0,35, 0,4, 0,45, 0,5% одного или нескольких образующих щелочность средств.
29. Композиция по п.22, где п равняется 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35 и 36.
30. Композиция по п.22, где х равняется 2, 3, 4, 8, 12, 16, 20, 22, 23, 24 и 25.
31. Композиция по п.22, где у равняется 2, 4, 6, 8, 11, 14.
32. Композиция по п.22, где ζ равняется 6, 8, 10, 12, 16, 20, 24, 32, 40, 48, 53, 57, 59, 62, 66 и 70.
33. Способ увеличения нефтеотдачи из нефтегазоносного пласта, включающий этапы, на которых нагнетают композицию по любому из пп.22-32 в нефтегазоносный пласт по меньшей мере через одну нагнетательную скважину и извлекают сырую нефть из пласта по меньшей мере через одну добывающую скважину.
34. Способ по п.33, где после нагнетания композиции поверхностно-активных веществ состав, включающий загущающий полимер, нагнетают в пласт для извлечения нефти.
35. Способ по п.33, где температура пласта составляет от 15 до 120°С.
36. Способ по п.33, где концентрация всех поверхностно-активных веществ составляет от 0,05 до 5 вес.%.
37. Способ по п.33, где межфазное натяжение между углеводородами и водой в пласте снижено до менее чем 0,1 мН/м.
38. Способ по п.33, где композиция представляет собой состав щелочь-поверхностно-активное вещество-полимер (А8Р).
Фиг. 1
- 21 022635
0ДЗ% С32-7РО-ЮЕО-5О4, 033% С15-18105,0,33% С32-7ВО-7РО-25ЕО-5О4,03% ТЕСВЕ, 3,75% ЭДТА Ха,
Т05 (ррт)
Фиг. 2А
Фиг. 2В
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US32501510P | 2010-04-16 | 2010-04-16 | |
| PCT/US2011/032166 WO2011130310A1 (en) | 2010-04-16 | 2011-04-12 | Guerbet alcohol alkoxylate surfactants and their use in enhanced oil recovery applications |
| US13/085,248 US8841241B2 (en) | 2010-04-16 | 2011-04-12 | Anionic polyalkoxy group comprising surfactants on basis of guerbet-alcohols, method of manufacture and use in enhanced oil recovery (EOR) applications |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201270743A1 EA201270743A1 (ru) | 2013-02-28 |
| EA022635B1 true EA022635B1 (ru) | 2016-02-29 |
Family
ID=44798996
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201270743A EA022635B1 (ru) | 2010-04-16 | 2011-04-12 | Способ увеличения нефтеотдачи (eor) с применением композиции, содержащей анионное поверхностно-активное вещество на основе спиртов гербе, а также способ получения данного вещества |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US8841241B2 (ru) |
| EP (2) | EP2738236B1 (ru) |
| CN (1) | CN103003385B (ru) |
| AU (1) | AU2011240606B2 (ru) |
| CA (1) | CA2793499C (ru) |
| EA (1) | EA022635B1 (ru) |
| EC (1) | ECSP12012240A (ru) |
| MX (1) | MX2012011796A (ru) |
| MY (1) | MY150849A (ru) |
| WO (1) | WO2011130310A1 (ru) |
| ZA (1) | ZA201207053B (ru) |
Families Citing this family (63)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8596367B2 (en) | 2010-03-10 | 2013-12-03 | Basf Se | Process for producing mineral oil using surfactants based on C16C18-containing alkyl propoxy surfactants |
| US8607865B2 (en) | 2010-03-10 | 2013-12-17 | Basf Se | Process for extracting mineral oil using surfactants based on butylene oxide-containing alkyl alkoxylates |
| AU2011240606B2 (en) | 2010-04-16 | 2013-07-18 | Basf Se | Guerbet alcohol alkoxylate surfactants and their use in enhanced oil recovery applications |
| WO2011131549A1 (de) | 2010-04-23 | 2011-10-27 | Basf Se | Verfahren zur erdölförderung unter verwendung von tensiden auf basis eines gemisches von c32-guerbet-, c34-guerbet-, c36-guerbet-haltigen alkylalkoxylaten |
| AR082740A1 (es) | 2010-08-27 | 2012-12-26 | Univ Texas | Tensioactivos de alcoxi carboxilicos, composicion acuosa y eliminacion de material hidrocarbonado |
| MY165866A (en) | 2011-03-18 | 2018-05-18 | Basf Se | Method for manufacturing integrated circuit devices, optical devices, micromachines and mechanical precision devices having patterned material layers with line-space dimensions of 50 nm and less |
| EP2702117A1 (en) * | 2011-04-20 | 2014-03-05 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and composition for enhanced hydrocarbon recovery |
| US9448221B2 (en) * | 2011-05-18 | 2016-09-20 | Saudi Arabian Oil Company | Method, solvent formulation and apparatus for the measurement of the salt content in petroleum fluids |
| US9422469B2 (en) * | 2013-03-15 | 2016-08-23 | Chevron U.S.A. Inc. | Mixed carbon length synthesis of primary guerbet alcohols |
| US9605198B2 (en) * | 2011-09-15 | 2017-03-28 | Chevron U.S.A. Inc. | Mixed carbon length synthesis of primary Guerbet alcohols |
| US20130068457A1 (en) * | 2011-09-15 | 2013-03-21 | Chevron U.S.A. Inc. | Method of Manufacture of Guerbet Alcohols For Making Surfactants Used In Petroleum Industry Operations |
| EA201490776A1 (ru) * | 2011-10-24 | 2014-10-30 | Басф Се | Способ добычи нефти с применением поверхностно-активных соединений на основе с28-гуэрбет-, с30-гуэрбет-, с-32-гуэрбет- содержащих углеводород-алкоксилатов |
| WO2013060623A1 (de) * | 2011-10-24 | 2013-05-02 | Basf Se | Verfahren zur erdölförderung unter verwendung von tensiden auf basis eines gemisches von c20-guerbet-, c22-guerbet-, c24-guerbet-haltigen kohlenwasserstoff-alkoxylaten |
| US9475979B2 (en) * | 2011-10-24 | 2016-10-25 | Basf Se | Process for producing mineral oil using surfactants based on a mixture of C20 Guerbet-, C22 Guerbet-, C24 Guerbet-containing hydrocarbyl alkoxylates |
| US9475978B2 (en) * | 2011-10-24 | 2016-10-25 | Basf Se | Process for producing mineral oil using surfactants based on a mixture of C24 guerbet-, C26 guerbet-, C28-guerbet containing hydrocarbyl alkoxylates |
| US9475977B2 (en) * | 2011-10-24 | 2016-10-25 | Basf Se | Process for producing mineral oil using surfactants based on a mixture of C28 Guerbet, C30 Guerbet, C32 Guerbet-containing hydrocarbyl alkoxylates |
| BR112014009825A2 (pt) * | 2011-10-24 | 2017-05-02 | Basf Se | mistura tensoativa, formulação tensoativa aquosa, processos para produzir óleo mineral e para preparar uma mistura tensoativa, e, uso de uma mistura tensoativa |
| US9428432B2 (en) | 2011-11-24 | 2016-08-30 | BASF Wintershall Holding GmbH | Derivatives of tris(2-hydroxyphenyl)methanes, preparation thereof and use thereof for mineral oil production |
| AR090723A1 (es) * | 2012-04-19 | 2014-12-03 | Univ Texas | Tensioactivos hidrofobos cortos |
| AR090958A1 (es) * | 2012-05-09 | 2014-12-17 | Shell Int Research | Metodo para la recuperacion mejorada de hidrocarburos |
| JP2015516017A (ja) * | 2012-05-10 | 2015-06-04 | ビーエーエスエフ ソシエタス・ヨーロピアＢａｓｆ Ｓｅ | アルコキシル化アルコールおよび硬質表面清浄用配合物におけるそれらの使用方法 |
| US20140116690A1 (en) * | 2012-10-26 | 2014-05-01 | Basf Se | Process for mineral oil production using surfactants at least comprising a secondary alkanesulfonate as a cosurfactant |
| US20140174735A1 (en) * | 2012-12-26 | 2014-06-26 | Shell Oil Company | Method, system, and composition for producing oil |
| CA2896311A1 (en) | 2013-01-16 | 2014-07-24 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method, system, and composition for producing oil |
| US20160068742A1 (en) * | 2013-05-29 | 2016-03-10 | Huntsman Petrochemical Llc | Use of Organic Acids or a Salt Thereof in Surfactant-Based Enhanced Oil Recovery Formulations and Techniques |
| CA2915832C (en) * | 2013-06-17 | 2022-02-22 | China Petroleum & Chemical Corporation | Surfactant composition comprising a cationic quaternary ammonium surfactant and an anionic-nonionic surfactant, production and use thereof |
| CN104277814B (zh) * | 2013-07-09 | 2017-09-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 驱油用表面活性剂组合物、制备方法及应用 |
| GB2536395A (en) * | 2014-01-16 | 2016-09-14 | Shell Int Research | Process and composition for producing oil |
| WO2015138444A1 (en) * | 2014-03-10 | 2015-09-17 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Ammonia nh4x compositions for use with hard brine |
| US9976072B2 (en) | 2014-03-26 | 2018-05-22 | Chevron U.S.A. Inc. | Multicarboxylate compositions and method of making the same |
| WO2016023139A1 (zh) * | 2014-08-12 | 2016-02-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种表面活性剂组合物、其制造方法及其应用 |
| US20160280987A2 (en) * | 2014-08-25 | 2016-09-29 | Prochem International BV | Non-toxic and biodegradable surfactants |
| US10370584B2 (en) * | 2014-09-24 | 2019-08-06 | Dow Global Technologies Llc | Method for subterranean petroleum recovery using a surfactant blend |
| WO2016061712A1 (zh) * | 2014-10-22 | 2016-04-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种阴离子-阳离子-非离子型表面活性剂、其制造方法及其应用 |
| EP3233750A4 (en) * | 2014-12-16 | 2018-05-30 | Huntsman Petrochemical LLC | Ultra-high salinity surfactant formulation |
| CA2976263C (en) * | 2015-02-27 | 2023-03-21 | Ecolab Usa Inc. | Compositions for enhanced oil recovery |
| TW201638294A (zh) * | 2015-04-30 | 2016-11-01 | 陶氏全球科技公司 | 用於增強型油採收之輔助界面活性劑泡沫形成組合物 |
| FR3037595B1 (fr) * | 2015-06-18 | 2017-06-23 | Rhodia Operations | Agents desorbants ethoxyles pour la recuperation assistee du petrole |
| WO2017196938A1 (en) | 2016-05-13 | 2017-11-16 | Ecolab USA, Inc. | Corrosion inhibitor compositions and methods of using same |
| US11203709B2 (en) | 2016-06-28 | 2021-12-21 | Championx Usa Inc. | Compositions for enhanced oil recovery |
| CN106701051B (zh) * | 2016-12-23 | 2019-12-03 | 卫辉市化工有限公司 | 一种固井用油基泥浆冲洗剂及冲洗液的制备方法 |
| BR112020005885A2 (pt) | 2017-09-26 | 2020-09-29 | Ecolab Usa Inc. | composições antimicrobiana, virucida, antimicrobiana sólida e virucida sólida, e, métodos para uso de uma composição antimicrobiana e para inativar um vírus. |
| US11434416B2 (en) * | 2018-04-19 | 2022-09-06 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Formation of in-situ activated injection fluids for enhanced oil recovery applications |
| US20200010757A1 (en) * | 2018-07-05 | 2020-01-09 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Formulation to increase oil recovery |
| CN109504549B (zh) * | 2018-09-26 | 2021-03-16 | 武汉奥克特种化学有限公司 | 一种环保型低泡耐碱增溶剂的制备及其应用 |
| AR118833A1 (es) * | 2019-05-03 | 2021-11-03 | Sasol Performance Chemicals Gmbh | Composiciones desespumantes no acuosas y su uso en el control de espuma de espumas no acuosas |
| JPWO2020241779A1 (ru) * | 2019-05-28 | 2020-12-03 | ||
| US11725143B2 (en) | 2019-05-28 | 2023-08-15 | Kao Corporation | Rust inhibitor, rust inhibitor composition, coating formation material, coating, and metal component |
| WO2020241787A1 (ja) | 2019-05-28 | 2020-12-03 | 花王株式会社 | 油剤添加剤、及び油剤組成物 |
| EP3978106B1 (en) | 2019-05-28 | 2024-01-31 | Kao Corporation | Surfactant and surfactant composition |
| CN112795002B (zh) | 2019-11-14 | 2022-04-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 含杂原子的聚醚阴非离子表面活性剂及其制备方法 |
| CN112791662A (zh) * | 2019-11-14 | 2021-05-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 烷氧基聚醚阴非离子表面活性剂及其制备方法 |
| US20230097814A1 (en) * | 2020-01-23 | 2023-03-30 | Chevron U.S.A. Inc. | Compositions and methods for the recovery of oil under harsh conditions |
| US11649395B2 (en) * | 2020-03-20 | 2023-05-16 | Cnpc Usa Corporation | Nonionic surfactants employed with extended chain as the oil displacement agent to use in enhanced oil recovery |
| 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 |
| RU2764968C1 (ru) * | 2020-09-10 | 2022-01-24 | Общество с ограниченной ответственностью ООО "САНСОРС МИНЕРАЛС" | Композиция и способ для обработки нефтяных пластов |
| CN114456370B (zh) * | 2020-11-10 | 2024-01-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 聚醚阴离子表面活性剂及提高油气采收率的方法 |
| US11530348B2 (en) | 2021-03-15 | 2022-12-20 | Saudi Arabian Oil Company | Ionic liquid enhanced surfactant solution for spontaneous imbibition in fractured carbonate reservoirs |
| WO2023028376A1 (en) * | 2021-08-27 | 2023-03-02 | Ultimate Eor Services Llc | Ultra-short hydrophobe alkoxylates as surfactants |
| US11873446B2 (en) | 2021-09-28 | 2024-01-16 | Third Wave Production, LLC | Injection of nonionic surfactants into wells for increased oil production |
| WO2023064364A1 (en) * | 2021-10-12 | 2023-04-20 | Huntsman Petrochemical Llc | Method of producing alkoxylated ether amines and uses thereof |
| FR3133610A1 (fr) * | 2022-03-18 | 2023-09-22 | Coatex | Copolymère alkylé épaississant |
| CN114790384B (zh) * | 2022-05-31 | 2023-02-03 | 中国石油大学(北京) | 一种小分子渗吸剂及其制备方法和应用 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0167337A2 (en) * | 1984-06-25 | 1986-01-08 | Atlantic Richfield Company | Alkoxylated ether sulfate anionic surfactants |
| US6342473B1 (en) * | 1999-01-20 | 2002-01-29 | The Procter & Gamble Company | Hard surface cleaning compositions comprising modified alkylbenzene sulfonates |
| US7119125B1 (en) * | 2003-09-26 | 2006-10-10 | O'lenick Jr Anthony J | Bi-modal Guerbet alkoxy sulfate surfactants |
| US20100280162A1 (en) * | 2009-04-30 | 2010-11-04 | Elvira Stesikova | Dispersing agent |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE3735056A1 (de) | 1987-10-16 | 1989-04-27 | Basf Ag | Verfahren zur herstellung von ether- und polyglykolethersulfonaten und nach diesem verfahren hergestellte produkte |
| US5092405A (en) | 1990-12-21 | 1992-03-03 | Texaco Inc. | Alkoxylated surfactant system for heavy oil reservoirs |
| DE4325237A1 (de) | 1993-07-28 | 1995-02-02 | Basf Ag | Verfahren zur Herstellung von Alkoxylierungsprodukten in Gegenwart von mit Additiven modifizierten Mischhydroxiden |
| EP1022326A1 (en) * | 1999-01-20 | 2000-07-26 | The Procter & Gamble Company | Hard surface cleaning compositions comprising modified alkylbenzene sulfonates |
| WO2000043476A2 (en) | 1999-01-20 | 2000-07-27 | The Procter & Gamble Company | Dishwashing detergent compositions containing mixtures of crystallinity-disrupted surfactants |
| DE10243361A1 (de) | 2002-09-18 | 2004-04-01 | Basf Ag | Alkoxylatgemische und diese enthaltende Waschmittel |
| DE10244361A1 (de) | 2002-09-24 | 2004-04-01 | Daimlerchrysler Ag | Vorrichtung zur Schwingungsdämpfung bei einem Fahrzeug |
| JPWO2005022660A1 (ja) | 2003-08-29 | 2006-10-26 | 松下電器産業株式会社 | 有機半導体膜、それを用いた電子デバイス、およびそれらの製造方法 |
| DE102005026716A1 (de) | 2005-06-09 | 2006-12-28 | Basf Ag | Tensidmischungen für die tertiäre Erdölförderung |
| CA2594108C (en) | 2007-03-09 | 2014-06-03 | Techstar Energy Services Inc. | Drilling fluid and methods |
| US7985718B2 (en) | 2008-04-21 | 2011-07-26 | Basf Se | Use of surfactant mixtures for tertiary mineral oil extraction |
| WO2011037975A2 (en) | 2009-09-22 | 2011-03-31 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Method of manufacture and use of large hydrophobe ether sulfate surfactants in enhanced oil recovery (eor) applications |
| US8607865B2 (en) | 2010-03-10 | 2013-12-17 | Basf Se | Process for extracting mineral oil using surfactants based on butylene oxide-containing alkyl alkoxylates |
| US8596367B2 (en) | 2010-03-10 | 2013-12-03 | Basf Se | Process for producing mineral oil using surfactants based on C16C18-containing alkyl propoxy surfactants |
| US20110220364A1 (en) | 2010-03-10 | 2011-09-15 | Basf Se | Process for mineral oil production using cationic surfactants having a hydrophobic block with a chain length of 6 to 10 carbon atoms |
| EA023089B1 (ru) | 2010-03-10 | 2016-04-29 | Басф Се | Применение смесей поверхностно-активных веществ поликарбоксилатов для вытеснения нефти микроэмульсией |
| AU2011240606B2 (en) | 2010-04-16 | 2013-07-18 | Basf Se | Guerbet alcohol alkoxylate surfactants and their use in enhanced oil recovery applications |
-
2011
- 2011-04-12 AU AU2011240606A patent/AU2011240606B2/en not_active Ceased
- 2011-04-12 CA CA2793499A patent/CA2793499C/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-04-12 EP EP13199022.8A patent/EP2738236B1/en not_active Not-in-force
- 2011-04-12 EA EA201270743A patent/EA022635B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-04-12 MY MYPI2012004060 patent/MY150849A/en unknown
- 2011-04-12 CN CN201180019219.0A patent/CN103003385B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-04-12 US US13/085,248 patent/US8841241B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-04-12 MX MX2012011796A patent/MX2012011796A/es active IP Right Grant
- 2011-04-12 EP EP11769466.1A patent/EP2558546A4/en not_active Withdrawn
- 2011-04-12 WO PCT/US2011/032166 patent/WO2011130310A1/en active Application Filing
-
2012
- 2012-09-19 ZA ZA2012/07053A patent/ZA201207053B/en unknown
- 2012-10-09 EC ECSP12012240 patent/ECSP12012240A/es unknown
-
2014
- 2014-03-07 US US14/201,323 patent/US9296942B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0167337A2 (en) * | 1984-06-25 | 1986-01-08 | Atlantic Richfield Company | Alkoxylated ether sulfate anionic surfactants |
| US6342473B1 (en) * | 1999-01-20 | 2002-01-29 | The Procter & Gamble Company | Hard surface cleaning compositions comprising modified alkylbenzene sulfonates |
| US7119125B1 (en) * | 2003-09-26 | 2006-10-10 | O'lenick Jr Anthony J | Bi-modal Guerbet alkoxy sulfate surfactants |
| US20100280162A1 (en) * | 2009-04-30 | 2010-11-04 | Elvira Stesikova | Dispersing agent |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20140182851A1 (en) | 2014-07-03 |
| EP2738236A1 (en) | 2014-06-04 |
| EP2558546A4 (en) | 2013-09-18 |
| ECSP12012240A (es) | 2012-11-30 |
| US9296942B2 (en) | 2016-03-29 |
| EP2558546A1 (en) | 2013-02-20 |
| AU2011240606A1 (en) | 2012-09-27 |
| ZA201207053B (en) | 2013-05-29 |
| US8841241B2 (en) | 2014-09-23 |
| WO2011130310A1 (en) | 2011-10-20 |
| MY150849A (en) | 2014-03-14 |
| CA2793499A1 (en) | 2011-10-20 |
| EP2738236B1 (en) | 2016-04-06 |
| CA2793499C (en) | 2014-12-30 |
| CN103003385B (zh) | 2015-06-03 |
| CN103003385A (zh) | 2013-03-27 |
| MX2012011796A (es) | 2013-02-07 |
| EA201270743A1 (ru) | 2013-02-28 |
| US20110281779A1 (en) | 2011-11-17 |
| AU2011240606B2 (en) | 2013-07-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA022635B1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи (eor) с применением композиции, содержащей анионное поверхностно-активное вещество на основе спиртов гербе, а также способ получения данного вещества | |
| US8211837B2 (en) | Method of manufacture and use of large hydrophobe ether sulfate surfactants in enhanced oil recovery (EOR) applications | |
| AU2010292168B2 (en) | Compositions and methods for controlling the stability of ethersulfate surfactants at elevated temperatures | |
| US9783729B2 (en) | Alkoxy carboxylate surfactants | |
| US8372788B2 (en) | Styrylphenol alkoxylate sulfate as a new surfactant composition for enhanced oil recovery applications | |
| US8459360B2 (en) | Di-functional surfactants for enhanced oil recovery | |
| BR112012021772B1 (pt) | processo para a produção de óleo mineral | |
| Pope et al. | Compositions and methods for controlling the stability of ethersulfate surfactants at elevated temperatures | |
| Pope et al. | Method of manufacture and use of large hydrophobe ether sulfate surfactants in enhanced oil recovery (EOR) applications |
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 |
|
| 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): RU |