EA023089B1 - Применение смесей поверхностно-активных веществ поликарбоксилатов для вытеснения нефти микроэмульсией - Google Patents

Применение смесей поверхностно-активных веществ поликарбоксилатов для вытеснения нефти микроэмульсией Download PDF

Info

Publication number
EA023089B1
EA023089B1 EA201290887A EA201290887A EA023089B1 EA 023089 B1 EA023089 B1 EA 023089B1 EA 201290887 A EA201290887 A EA 201290887A EA 201290887 A EA201290887 A EA 201290887A EA 023089 B1 EA023089 B1 EA 023089B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
oil
surfactants
mixture
water
ppm
Prior art date
Application number
EA201290887A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201290887A1 (ru
Inventor
Кристиан Биттнер
Гюнтер Ёттер
Джек Тинслей
Кристиан Шпиндлер
Зофи Мэтро-Фогель
Габриела Альварес-Йюргенсон
Маркус Гуцманн
Original Assignee
Басф Се
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Басф Се filed Critical Басф Се
Publication of EA201290887A1 publication Critical patent/EA201290887A1/ru
Publication of EA023089B1 publication Critical patent/EA023089B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/588—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 polymers
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants

Landscapes

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

Abstract

Изобретение касается способа третичной добычи нефти посредством смеси поверхностно-активных веществ, а также применения смеси поверхностно-активных веществ для третичной добычи нефти посредством вытеснения нефти микроэмульсией типа Винзора III, при котором смесь поверхностно-активных веществ закачивают в нефтяное месторождение по меньшей мере через одну водяную нагнетательную скважину, а неочищенную нефть извлекают из месторождения по меньшей мере через одну эксплуатационную скважину, причем в целях понижения поверхностного напряжения на границе раздела между нефтью и водой до <0,1 мН/м смесь поверхностно-активных веществ содержит, по меньшей мере, следующие компоненты: а) один или несколько поликарбоксилатов, содержащих по меньшей мере 50 мол.% единиц акриловой кислоты, и/или метакриловой кислоты, и/или малеиновой кислоты, и/или итаконовой кислоты или их солей, и b) одно или несколько анионных и/или неионогенных поверхностно-активных веществ.

Description

Настоящее изобретение касается применения смеси поверхностно-активных веществ, содержащей один или несколько поликарбоксилатов, а также анионные и/или неионогенные поверхностно-активные вещества для третичной добычи нефти посредством вытеснения нефти микроэмульсией типа Винзора III, а также способа добычи нефти.
В естественных нефтяных месторождениях нефть находится в полостях пористых пород, которые до поверхности земли закрыты непроницаемыми покровными отложениями. Если идет речь о полостях, то это могут быть очень мелкие полости, капилляры, поры и т.п. Мелкие поры могут иметь диаметр размером, например, только 1 мкм. Наряду с нефтью, включая долю природного газа, месторождение содержит более или менее сильно солесодержащую воду.
В общем, различают первичную, вторичную и третичную добычу нефти. При первичной добыче после забуривания скважины нефть течет благодаря собственному давлению месторождения самостоятельно по стволу скважины на поверхность.
После первичной добычи начинают вторичную добычу. При вторичной добыче дополнительно к стволам скважины, которые служат добыче нефти, так называемым эксплуатационным скважинам, пробуривают другие стволы в нефтеносный пласт. Через эти так называемые скважины в месторождение закачивают воду, чтобы поддерживать или опять повышать давление. Благодаря закачиванию воды нефть медленно прогоняют через полости в пласт из нагнетательной скважины в направлении эксплуатационной скважины. Но это функционирует лишь до тех пор, пока полости полностью наполнены нефтью и вязкая нефть проталкивается водой. Как только жидкотекучая вода прорывается через полости, с этого момента она течет по пути наименьшего сопротивления, т.е. через образовавшийся канал, и больше не проталкивает нефть.
В процессе первичной и вторичной добычи, как правило, добывают лишь примерно 30-35% имеющегося в месторождении количества нефти.
Известно, что уровень нефтедобычи далее повышают в процессе третичной добычи. Обзор третичной нефтедобычи находится, например, в 1оигпа1 о£ Ре1го1еиш §с1еисе о£ Еидшеепид 19 (1998), с. 265280. К третичной нефтедобыче относятся тепловые методы, при которых в месторождение закачивают горячую воду или пар высокой температуры. Таким образом понижают вязкость нефти. Также в качестве вытесняющих агентов можно применить газы, такие как СО2 или азот.
Кроме того, к третичной нефтедобыче относятся методы, при которых в качестве вспомогательных веществ при нефтедобыче применяют соответствующие химические реактивы. С их помощью можно повлиять на ситуацию под конец заводнения и таким образом также добывать до тех пор задержанную в геологической формации нефть.
На нефть, которая под конец вторичной добычи попадает в поры породы месторождения, действуют силы вязкости и капиллярные силы, где отношение этих обеих сил друг к другу определяет микроскопическая очистка от масла. С помощью безразмерного параметра, так называемого капиллярного числа, описывают воздействие этих сил. Оно представляет собой соотношение сил вязкости (скорость х вязкость давящей фазы) и капиллярных сил (поверхностное напряжение между нефтью и водой х гистерезис смачивания породы)
При этом мк означает вязкость мобилизирующей нефть текучей среды, ν - скорость по Дарси (поточный расход на единицу площади), σ - поверхностное напряжение между мобилизирующей нефть жидкостью и нефтью, и θ - краевой угол смачивания между нефтью и породой (С. Ме1гозе, С.Р. Вгаийиег, I. СаиаФаи Ре!г. Тесйи. 58, Ос1. - Эе/.. 1974).Чем выше капиллярное число, тем выше мобилизация нефти, а также коэффициент извлечения нефти.
Известно, что капиллярное число под конец вторичной нефтедобычи составляет примерно 10-6, и что необходимо повышать капиллярное число до примерно 10-3-10-2, чтобы иметь возможность мобилизировать дополнительную нефть.
Кроме того, можно провести предпочтительную форму способа заводнения - так называемое вытеснение нефти микроэмульсией. При вытеснении нефти микроэмульсией введенные поверхностноактивные вещества должны образовывать вместе с имеющейся в месторождении водной и масляной фазой микроэмульсию типа Винзора III. Под микроэмульсией типа Винзора III подразумевают не эмульсию с особенно малыми капельками, а термодинамически устойчивую, жидкую смесь воды, нефти и поверхностно-активных веществ. Ее тремя преимуществами является то, что благодаря ей достигают очень низкого поверхностного напряжения σ между нефтью и водной фазой, она, как правило, имеет очень низкую вязкость и поэтому не задерживается в пористой матрице породы, она образуется уже при наименьших энергозатратах и может оставаться устойчивой на бесконечно длинный период (классические эмульсии, напротив, требуют более высоких срезающих сил, которые преимущественно не всплывают в резервуаре, и лишь кинетически устойчивы).
- 1 023089
Микроэмульсия типа Винзора III находится в равновесии с излишней водой и излишней нефтью. При этом условии образования микроэмульсии поверхностно-активные вещества покрывают поверхность раздела нефти и воды и понижают поверхностное напряжение на границе раздела с особенно предпочтительно до <10-2 мН/м (сверхнизкое натяжение на поверхности раздела). Чтобы достичь оптимального результата, доля микроэмульсии в системе вода-микроэмульсия-нефть должна быть при определенном количестве поверхностно-активных веществ, по возможности, естественно большой, так как поверхностное напряжение на границе раздела тем ниже, чем выше фаза микроэмульсии.
Подобным образом можно изменить капельки нефти по форме (поверхностное напряжение на границе раздела между нефтью и водой понижают настолько, что больше не добиваются состояния наименьшей границы раздела, и форма шара больше не является предпочтительной) и продвинуть по закачиваемой воде через капиллярные отверстия.
Если все поверхности раздела нефти и воды покрыты поверхностно-активными веществами, то при наличии избыточного количества поверхностно-активных веществ образуется микроэмульсия типа Винзора III. Таким образом, она представляет резервуар для поверхностно-активных веществ, которые обеспечивают очень низкое поверхностное напряжение на границе раздела между нефтью и водой. Из-за своей маловязкости микроэмульсия типа Винзора III также перемещается в потоке через пористые породы месторождения (эмульсии, напротив, могут задерживаться в пористой матрице и забивать месторождения). Если микроэмульсия типа Винзора III наталкивается на еще непокрытую поверхностно-активными веществами поверхность раздела нефти и воды, то поверхностно-активные вещества из микроэмульсии могут достаточно понизить поверхностное напряжение на границе раздела этой новой поверхности раздела и привести к мобилизации нефти (например, через деформацию капель нефти).
В последующем, капельки нефти могут соединиться в непрерывный пласт нефти. Здесь имеется два преимущества.
С одной стороны, при продвижении непрерывного пласта нефти через новую пористую породу находящиеся там капельки нефти могут сливаться вместе с пластом.
Кроме того, из-за слияния капель нефти в пласт нефти заметно уменьшается поверхность раздела нефти и воды и, таким образом, не нужное более поверхностно-активное вещество выделяется снова. Выделившееся поверхностно-активное вещество затем может, как описано выше, мобилизировать оставшиеся в пласте капли нефти.
При нанесении наливом микроэмульсии речь идет, в дальнейшем, о наиболее эффективном способе, и в отличие от метода затопления эмульсией здесь потребуется гораздо меньше поверхностноактивных веществ. При вытеснении нефти микроэмульсией поверхностно-активные вещества обычно вводят выборочно вместе с сольвентами и/или основными солями. Затем для контроля мобильности вводят концентрированный раствор полимера. Другим вариантом является введение смеси концентрированного полимера, а также поверхностно-активных веществ, сольвентов и/или основных солей и затем для контроля мобильности - концентрированного раствора полимера. Эти растворы должны быть, как правило, прозрачными, чтобы избежать закупорки резервуара. Это особенно в том случае сложно, если используемые основные соли являются гидроокисью щелочного металла или углекислыми щелочами, так как имеющиеся в месторождении ионы щелочно-земельных металлов вместе с гидроксид-ионами или карбонат-ионами образуют нерастворимые комплексные соединения.
Требования к поверхностно-активным веществам для третичной нефтедобычи заметно отличаются от требований к поверхностно-активным веществам для других предназначений: подходящие поверхностно-активные вещества для третичной нефтедобычи должны понижать поверхностное напряжение на границе раздела между нефтью и водой (обычно примерно 20 мН/м) до особенно низких значений: ниже 10-2 мН/м, чтобы сделать возможной достаточную мобилизацию нефти. Это должно происходить при обычных температурах месторождения, равных примерно 15-130°С, и в присутствии содержащей большое количество соли воды, особенно также в присутствии высокого количества ионов кальция и/или ионов магния; поверхностно-активные вещества должны быть также растворимы в содержащей большое количество соли воде месторождения.
Параметры использования, такие как, например, вид, концентрация и соотношение компонентов смеси применяемых поверхностно-активных веществ, приводятся специалистом в соответствие с условиями, преобладающими в данном месторождении (например, температура и содержание соли).
Для выполнения данных требований часто предлагаются смеси поверхностно-активных веществ, в частности смеси из анионных и неионогенных поверхностно-активных веществ.
ИЗ 3811504 раскрывает смесь из двух различных анионных поверхностно-активных веществ и одного неионогенного поверхностно-активного вещества для применения в месторождении, пластовая вода которого содержит 0,15-1,2% ионов кальция и магния. В случае первого анионного поверхностноактивного вещества речь идет об алкилсульфонатах с 5-25 атомами углерода или алкиларилсульфонатах, алкильный остаток которых содержит 5-25 атомов углерода, в случае второго - об алкилполиэтоксисульфатах, алкильный остаток которых содержит 7-20 атомов углерода, и в случае неионогенного поверхностно-активного вещества - об этоксилированных алкилфенолах, алкильный остаток которых содержит 620 атомов углерода, или об алифатических спиртах с 5-20 атомами углерода.
- 2 023089
К. \Ууа11 ииб Ко11едеи описывают в Есоиописк οί Είοΐά Ртоуеи СЬеш1са1 Е1оо6шд ТссНпо1од1С5. ЗРЕ 113126, Материалы конференции для ЗРЕ-симпозиума по Епргоуеб Οί1 Кесоуету аиииа1 шееПид, преимущества нефтедобычи из месторождения при использовании метода (щелочь-ПАВ-полимер), одного из экономически наиболее выгодного метода в области СЬеш1са1 ЕиЬаисеб ΟΪ1 Кесоуету (добычи нефти усовершенствованными методами).
Уже в 90-е годы фирмой ВАЗЕ АО было описано применение ЭДТА в качестве комплексообразующего вещества в нефтяном месторождении или в качестве добавки при добыче нефти.
Одной из задач данного изобретения было представить смесь поверхностно-активных веществ для использования при третичной добыче нефти посредством вытеснения нефти микроэмульсией, которая, с одной стороны, вызывает очень сильное понижение поверхностного напряжения на границе раздела и, с другой стороны, эффективно препятствует выделению гидроксидов щелочно-земельных металлов или карбонатов щелочно-земельных металлов.
Соответственно было найдено применение смеси поверхностно-активных веществ для третичной добычи нефти посредством вытеснения нефти микроэмульсией типа Винзора III, при которой водную смесь поверхностно-активных веществ закачивают в нефтяное месторождение по меньшей мере через одну нагнетательную скважину, а неочищенную нефть извлекают из месторождения по меньшей мере через одну эксплуатационную скважину, причем смесь поверхностно-активных веществ содержит, по меньшей мере, следующие компоненты:
(a) один или несколько поликарбоксилатов, содержащих по меньшей мере 50 мол.% элементов акриловой кислоты, и/или метакриловой кислоты, и/или малеиновой кислоты, и/или итаконовой кислоты или их соли и (b) один или несколько анионных и/или неионогенных поверхностно-активных веществ.
Данная задача решается методом третичной нефтедобычи посредством вытеснения нефти микроэмульсией типа Винзора III, включающим этапы:
(a) закачивания смеси поверхностно-активных веществ, как указано здесь, по меньшей мере через одну водную нагнетательную скважину в нефтяное месторождение и (b) извлечения неочищенной нефти из месторождения по меньшей мере через одну эксплуатационную скважину.
Неожиданно было установлено, что при использовании заявленной в изобретении смеси поверхностно-активных веществ можно как резко сократить понижение поверхностного напряжения на границе раздела, так и блокировать выпадение гидроксидов щелочно-земельных металлов или карбонатов щелочно-земельных металлов во время вытеснения нефти микроэмульсией.
Для изобретения, в частности, нужно проводить следующее.
При вышеописанном, заявленном в изобретении способе нефтедобычи посредством вытеснения нефти микроэмульсией используют смесь поверхностно-активных веществ, которая содержит поликарбоксилат, а также по меньшей мере одно анионное и/или неионогенное поверхностно-активное вещество.
В рамках заявленного в изобретении способа третичной добычи нефти посредством вытеснения нефти микроэмульсией посредством использования смеси поверхностно-активных веществ понижают поверхностное напряжение на границе раздела между нефтью и водой до <0,1 мН/м, предпочтительно до <0,05 мН/м, особенно предпочтительно до <0,01 мН/м. Таким образом, поверхностное напряжение на границе раздела между нефтью и водой понижают до 0,1-0,0001 мН/м, предпочтительно до 0,05-0,0005 мН/м, особенно предпочтительно до 0,01-0,0001 мН/м.
В случае используемого в рамках изобретения поликарбоксилата речь идет предпочтительно о полиакрилате согласно одной особенно предпочтительной форме исполнения изобретения, в частности о гомополимерном полиакрилате. Указанные заявленные в изобретении полимерные поликарбоксилаты в дальнейшем часто просто обозначаются как поликарбоксилаты.
Согласно изобретению в случае поликарбоксилата речь также может идти о сополимерных поликарбоксилатах, особенно акриловой кислоты с метакриловой кислотой и акриловой кислоты или метакриловой кислоты с малеиновой кислотой. Особенно подходящими при этом оказались сополимеры акриловой кислоты с малеиновой кислотой, которые содержат 50-90% акриловой кислоты и 50-10% малеиновой кислоты.
Согласно одной форме исполнения изобретения поликарбоксилаты предпочтительно представлены в нейтрализованной форме, это значит, что они предпочтительно нейтрализованы по меньшей мере на 70 мол.%. Согласно другой предпочтительной форме исполнения изобретения карбоксилаты представлены предпочтительно в форме их солей щелочных металлов, особенно в форме солей натрия. Также в особых формах исполнения может быть предпочтительным, если полимеры представлены в их кислотной форме, это значит - со степенью нейтрализации менее 50 мол.%, предпочтительно менее 30 мол.%.
Кроме того, предпочтительно, если эти поликарбоксилаты имеют узкое молекулярно-массовое распределение. Узкое молекулярно-массовое распределение означает при этом, что есть конкретно предпочтительные длины цепей и кривая распространения заметно отклоняется по обе стороны максимума. Особенно узкие молекулярно-массовые распределения показывают при этом крутой спад.
- 3 023089
Молекулярно-массовое распределение измеряется как отношение средневесовой молярной массы М„ и среднечисловой молярной массы Мп полимеров. Это отношение представляет критерий однородности или неоднородности и тем выше, чем шире молярно-массовое распределение. Определенные молекулярные соединения имеют отношение М„/Мп=1. Полимеры, напротив, как правило, имеют отношения М„/Мп явно >1, где технические полимеры могут иметь показатели явно >10. Заявленные в изобретении применяемые поликарбоксилаты все же имеют предпочтительно отношение М„/Мп <10, в большинстве случаев даже явно <10. Согласно изобретению предпочтительные поликарбоксилаты имеют даже отношение М„/Мп<8, в частности даже <5.
В случае далее указанных для полимерных карбоксилатов молярных масс речь идет о средневесовой молекулярной массе М„, которые, как правило, были определены с помощью гель-проникающей хроматографии (ГПХ). Измерение осуществляется при этом по сравнению с не имеющей прямого отношения нормой полиакрилата, который на основании своего структурного родства с исследуемыми полимерами дает реальные показатели молярной массы.
В случае поликарбоксилатов речь идет согласно предпочтительной форме исполнения изобретения о поликарбоксилатах с молярной массой, равной 500-100000 г/моль, предпочтительно со средней молярной массой, равной 500-13000 г/моль.
Согласно другой предпочтительной форме исполнения изобретения в случае поликарбоксилатов речь идет о карбоксилатах, которые содержат по меньшей мере 80% акриловой кислоты, предпочтительно по меньшей мере 90% акриловой кислоты, или ее натриевой соли как единицы повтора.
В случае по меньшей мере одного анионного и/или неионогенного поверхностно-активного вещества, компонент (В), речь идет согласно общей форме исполнения изобретения, об одном или нескольких поверхностно-активных веществах, выбранных из группы алкилалкоксилатов и алкиларилалкоксилатов.
Согласно предпочтительной форме исполнения изобретения в случае компонента (В) речь идет об одном или нескольких поверхностно-активных веществах, выбранных из группы алкилалкоксисульфатов, алкилалкоксисульфонатов, алкиларилсульфатов, алкиларилсульфонатов, алкилалкоксикарбоксилатов и алкиларилалкоксикарбоксилатов.
Согласно особенно предпочтительной форме исполнения изобретения в случае компонента (В) речь идет об одном поверхностно-активном веществе или смеси поверхностно-активных веществ общей фор2 3 4 2 3 4 мулы К -О-(К -О)п-К , причем остатки К , К и К , а также число п имеют следующее значение: п - число от 3 до 49;
К2 - разветвленный или неразветвленный углеводородный остаток с 6-32 атомами углерода, который предпочтительно имеет среднюю степень разветвления, равную 0-5, предпочтительно 1-3,5, выбранный из группы
К2а насыщенных, алифатических углеводородных остатков; или
К2Ь ненасыщенных, алифатических углеводородных остатков; или
К2с фенила- или К6-фенила-, причем в случае К6 речь идет об алкильном остатке с 1-24 атомами углерода;
К2'1 фенилзамещенных углеводородных остатков общей формулы фенил-К7-, причем в случае К7 речь идет о двухвалентном углеводородном остатке с 1-24 атомами углерода;
К3 независимо друг от друга одна этиленовая или одна пропиленовая группа с условием, что указанные этиленовые или пропиленовые группы - если имеются оба вида групп - могут быть упорядочены статистически, попеременно или в блочной структуре;
К4 группа, выбранная из группы -§О3Н, -РО3Н2, К5-СООН, -К5-§О3Н или -К5-РО3Н2 или их солей, причем в случае К5 речь идет о двухвалентной углеводородной группе с 1-4 атомами углерода.
В общей формуле К2 означает алифатический и/или ароматический углеводородный остаток с 6-32 атомами углерода, который имеет среднюю степень разветвления, равную 0-5, предпочтительно 1-3,5.
Под термином степень разветвления понимают среднее число атомов углерода в остатке К2, связанное с тремя другими атомами, кроме водорода, плюс двукратное число атомов углерода, связанное с четырьмя другими атомами, кроме водорода. Сюда включен соединенный с группой -О-(К3-О)п-К4 атом
С. Термины средняя степень разветвления, а также среднее число атомов углерода относятся к тому, что для синтеза, используемого согласно изобретению компонента(-тов) (В) могут применяться не только чистые изомерные спирты, но и также типичные технические смеси спиртов, которые могут иметь определенное расположение различные спиртов, а также особенно различные изомеры.
Согласно определению, например, один алкильный остаток п, который соединен в позиции 1 с группой -О-(К3-О)п-К4-, имеет степень разветвления, равную 0, и не входит в область данного изобретения, в то время как алкильный остаток п, который связан одним из нетерминальных атомов С, имеет степень разветвления, равную 1. Фенильная группа имеет степень разветвления, равную 1, а просто алкилзамещенная фенильная группа - степень разветвления, равную 2.
Остатки К2 выбирают из группы К2а, К2Ь, К2с или К2', предпочтительно -К2а и К2Ь и особенно предпочтительно -К2а.
В случае К2а речь идет о насыщенных, алифатических остатках углеводорода с 6-32 атомами углерода.
- 4 023089
Примеры подходящих остатков для К2а содержат спирты из естественных источников, как, например, жирный спирт С16-С18.
Другие примеры предпочтительных остатков К2а содержат особенно остатки, которые выводятся из технических спиртов, особенно оксоспиртов и спиртов Геберта (например, С16-, С24-, С28- или С32спирт Геберта).
Термины оксоспирт или спирт Геберта известны специалистам. Например, на ΛΙοοΙιοΠ Άίίрйабс, с. 5 или 10, ссылаются в иНтаии'з Еисус1ореб1а οί ЕлбиНшб СкстШгу. 7'1' Еб., Е1ес!гошс Ке1еа8е, 2008, ХУПеу-УСН, ХУеткеип, Нью-Йорк, а также в цитируемой там литературе. В ходе реакции Геберта в конечном итоге первичные спирты димеризуют в α-разветвленные первичные спирты в присутствии соответствующих катализаторов. Согласно литературе первоначально из спиртов образуются альдегиды, которые затем димеризуются посредством альдольной конденсации при выделении воды и последующем гидрировании в насыщенные спирты. Наряду с главным продуктом могут возникать и побочные продукты, например, ненасыщенные α-разветвленные первичные спирты, в случае если гидрирование двойной связи происходит не полностью, или особенно α-разветвленные первичные спирты, которые имеют дополнительные разветвления в боковой цепи или главной цепи.
В случае предпочтительного остатка К2а речь идет об отделенном от спирта Геберта остатке, технической смеси различных остатков, при которой 65 мол.%, предпочтительно по меньшей мере 80 мол.% остатков имеют общую формулу (II)
причем р может означать 2-12.
В случае К2Ь речь идет о ненасыщенном алифатическом углеводородном остатке с 6-32 атомами С.
Поверхностно-активные вещества компонента (В), кроме того, содержат η группы -(К3-О)-. В случае η остатков К3 речь идет, независимо друг от друга, об этиленовой или пропиленовой группах. Этиленовые и пропиленовые группы при условии, что имеются оба вида групп - могут быть упорядочены статистически, попеременно или в блочной структуре. Предпочтительно речь идет о блочной структуре, в которой пропокси- и этоксигруппы действительно упорядочены в последовательности К2Опропоксиблок-этоксиблок.
Число η означает число от 3 до 49, предпочтительно от 3 до 15. Как известно специалисту, в случае степеней алкоксилирования речь идет о средних величинах. Число η соответственно означает не натуральное число, а рациональное.
Как правило, в случае менее 50% η остатков К3 речь должна идти об этиленовых группах.
В случае К4 речь может идти о водороде. Соответственно в случае поверхностно-активного вещества компонента (В) речь идет о неионогенном поверхностно-активном веществе общей формулы К2-О(К3-О)п-Н.
Кроме того, речь может идти о группе, выбранной из группы -8О3Н, -РО3Н2, -К5-СООН, -К5-8О3Н или -К5-РО3Н2 или их солей. В случае К5 речь идет о двухвалентной углеводородной группе с 1-4 атомами углерода, которые дополнительно могут иметь функциональные группы, особенно -ОН, в качестве заменителей. Предпочтительно речь идет о группе, выбранной из группы метиленовых групп -СН2-, 1,2этиленовых групп -СН2-СН2-, 1,2-пропиленовых групп -СН2-СН(СН3)-, или -СН(СН3)-СН2-, или 1,3пропиленовых групп -СН2-СН(К8)-СН2-, причем К8 может означать Н или ОН.
Подходящие противоионы для солей поверхностно-активных веществ компонента В содержат особенно ΝΠ1'-, ионы аммония с органическими остатками или ионы щелочных металлов, особенно Ы+, №Е и К+ и особенно предпочтительно №Е.
С названными конечными группами получаются поверхностно-активные вещества компонента (В) из группы полиэфирсульфатов К2-О-(К3-О)п-8О3Н, полиэфирсульфонатов К2-О-(К3-О)п-К5-8О3Н, полиэфирфосфатов К2-О-(К3-О)а-РО3Н2, полиэфирфосфонатов К2-О-(К3-О)п-К5-РО3Н2 или полиэфиркарбоксилатов К2-О-(К3-О)п-К5-СООН. Предпочтительными являются неионогенные поверхностно-активные вещества К2-О-(К3-О)п-Н, полиэфирсульфаты К2-О-(К3-О)п-8О3Н и полиэфирсульфонаты К2-О-(К3-О)п-К58О3Н.
Другие поверхностно-активные вещества (компонент (С)).
Наряду с ранее описанными поверхностно-активными веществами компонента В смесь, кроме того, может дополнительно содержать другие поверхностно-активные вещества. Это, например, анионные поверхностно-активные вещества типа олефинсульфоната (альфа-олефинсульфонат или внутренний олефинсульфонат), бета-ионные поверхностно-активные вещества и/или неионогенные поверхностноактивные вещества типа алкилэтоксилата или алкилполиглюкозида. В случае этих других поверхностноактивных веществ речь может идти особенно также об олигомерных или полимерных поверхностноактивных веществах. С помощью подобного вида полимерных со-поверхностно-активных веществ мож- 5 023089 но преимущественно уменьшить необходимое для образования микроэмульсии количество поверхностно-активных веществ. Подобные полимерные со-поверхностно-активные вещества обозначают так же, как микроэмульсионные бустеры. Примеры подобных полимерных поверхностно-активных веществ содержат гидрофобно-гидрофильные блок-сополимеры, которые содержат один, по меньшей мере, гидрофильный и один, по меньшей мере, гидрофобный блок. Примеры содержат полипропиленоксидполиэтиленоксид-блок-сополимеры, полиизобутен-полиэтиленоксид-блок-сополимеры, а также гребневые полимеры с полиэтиленоксидными боковыми цепями и одной гидрофобной главной цепью, причем главная цепь предпочтительно в основном содержит олефины или (мет)акрилаты в качестве структурных элементов. Термин полиэтиленоксид должен в каждом случае включать содержащие пропиленоксидные структурные элементы полиэтиленоксидные блоки согласно вышеназванному определению. Более детальные подробности подобных поверхностно-активных веществ описаны в νθ 2006/131541 А1.
Применение смеси поверхностно-активных веществ для третичной добычи нефти.
Согласно изобретению вышеописанную смесь поверхностно-активных веществ из поликапрбоксилатов (А) и компонента (В) применяют для вытеснения нефти микроэмульсией. Она влияет благодаря сильному понижению поверхностного напряжения на границе раздела между нефтью и водой на особенно хорошую мобилизацию неочищенной нефти в пласте. Кроме того, это препятствует наличию поликарбоксилатов, компонент (А), выпадению гидроксидов щелочно-земельных металлов или карбонатов щелочно-земельных металлов.
Согласно изобретению количество поликарбоксилатов, компонент (А), составляет предпочтительно 0,01-5 мас.%, особенно 0,01-1 мас.%, предпочтительно 0,02-0,5 мас.%, особенно предпочтительно 0,030,2 мас.% из расчета на всю смесь.
Согласно изобретению количество одного или нескольких анионных или неионогенных поверхностно-активных веществ, компонент (В), в смеси составляет предпочтительно 0,05-5 мас.%, особенно 0,05-2 мас.%, предпочтительно 0,05-1 мас.%, особенно предпочтительно 0,1-0,5 мас.% из расчета на всю смесь.
Соотношение масс компонента (А) к компоненту (В) в смеси составляет, как правило, по меньшей мере 1: 9, предпочтительно по меньшей мере 1: 5, особенно предпочтительно по меньшей мере 1:3.
Для третичной добычи нефти смесь поверхностно-активных веществ в виде соответствующего состава закачивают в нефтяное месторождение по меньшей мере через одну нагнетательную скважину, а неочищенную нефть извлекают из месторождения по меньшей мере через одну эксплуатационную скважину. Под термином неочищенная нефть понимают не нефть без фазовых искажений, а обычные эмульсии из неочищенной нефти и воды. Как правило, месторождение предусматривает несколько нагнетательных скважин и несколько эксплуатационных скважин. Вслед за закачиванием смеси поверхностно-активных веществ так называемым вытеснением нефти поверхностно-активными веществами или предпочтительно вытеснением нефти микроэмульсией для поддержания давления в смесь можно закачать воду (вытеснение нефти водой) или предпочтительно более вязкий водный раствор действующего в качестве сильного загустителя полимера (вытеснение нефти полимерами). Также известны технологии, согласно которым поверхностно-активными веществами сначала один раз воздействуют на смесь. Специалисту известны детали технического проведения вытеснения нефти поверхностно-активными веществами, вытеснения нефти водой и вытеснения нефти полимерами, и он, исходя из вида месторождения, обращается к различным техникам.
Для проведения заявленного в изобретении способа применяется смесь поверхностно-активных веществ, которая содержит компоненты (А) и (В), а также, при необходимости, компонент (С). Наряду с водой, смеси могут также дополнительно содержать смешиваемые с водой или, по меньшей мере, диспергируемые в воде органические или другие вещества. Подобного вида присадки особенно служат для стабилизации раствора поверхностно-активных веществ во время хранения или транспортировки в нефтяное месторождение. Количество подобного вида растворителей не должно, как правило, превышать 50 мас.%, предпочтительно 20 мас.%. В особенно предпочтительной форме исполнения изобретения для формирования добавляется исключительно вода. Примеры смешиваемых с водой растворителей особенно содержат спирты, такие как метанол, этанол или пропанол, бутанол, сек-бутанол, пентанол, бутилэтиленгликоль, бутилдиэтиленгликоль или бутилтриэтиленгликоль.
Применяемую согласно изобретению смесь можно предпочтительно применять для вытеснения нефти поверхностно-активными веществами из месторождений. Она особенно подходит для вытеснения нефти микроэмульсией (вытеснение в области Винзора III или в области существования прерывистой микроэмульсионной фазы). Техника вытеснения нефти микроэмульсией уже была подробно описана вначале.
Наряду с поверхностно-активными веществами, смеси могут также содержать другие компоненты, как, например, С4-, -С8-спирты и/или основные соли (так называемое а1каП 5игГас1ап1 Яообшд (заводнение с применением щелочных поверхностно-активных веществ)). Подобного вида присадками можно, например, уменьшить удерживающую способность в пласте. Количественное соотношение спиртов относительно применяемого общего количества поверхностно-активных веществ, как правило, составляет по меньшей мере 1:1 - также можно использовать очевидное чрезмерное количество спирта. Количество
- 6 023089 основных солей может обычно достигать от 0,025 до 5 мас.%.
Преимущественно смесь поверхностно-активных веществ содержит основные соли, выбранные из группы ΝαΟΗ и Ыа2СО3.
Месторождения, в которых обращаются к этому способу, имеют, как правило, температуру 10°С, например 10-150°С, предпочтительно температуру по меньшей мере 15-120°С.
Общая концентрация всех поверхностно-активных веществ составляет преимущественно 0,05-5 мас.% относительно общего количества водной смеси поверхностно-активных веществ, далее предпочтительно 0,1-2,5 мас.%. Специалист делает соответствующий выбор в зависимости от желаемых свойств, особенно в зависимости от условий в пласте нефти, при этом специалисту понятно, что концентрация поверхностно-активных веществ может измениться после закачивания в пласт, так как смесь может смешаться с пластовыми водами, или поверхностно-активные вещества могут также абсорбироваться на прочных поверхностях пласта. Большим преимуществом применяемой согласно изобретению смеси является то, что поверхностно-активные вещества приводят к особенно хорошему понижению поверхностного напряжения на границе раздела.
Преимущественно смесь поверхностно-активных веществ имеет общую концентрацию поверхностно-активных веществе в диапазоне от 0,05 до 5 мас.%, общую концентрацию поликарбоксилатов в диапазоне от 0,01 до 5 мас.% и общую концентрацию основных солей - от 0,025 до 5 мас.%.
Разумеется, возможным и рекомендуемым является то, чтобы сначала получить концентрат, который разбавляют до желаемой концентрации только перед введением в пласт. Как правило, общая концентрация поверхностно-активных веществ в таком концентрате равна 10-45 мас.%.
Применяемую согласно изобретению смесь можно предпочтительно применять для вытеснения нефти поверхностно-активными веществами из месторождений, пластовые воды которых содержат более 25 част./млн ионов щелочно-земельных металлов.
Следующие примеры дают более подробное объяснение изобретения.
Синтез поверхностно-активных веществ.
Общие технические правила 1: алкоксилирование посредством катализа КОН.
В автоклаве емкостью 2 л перемешивают подлежащий алкооксилированию спирт (1,0 экв.) с водным раствором КОН, который содержит 50% КОН. При этом количество КОН составляет 0,3% производимого продукта. При помешивании смесь обезвоживают при 100°С и 20 мбар в течение 2 ч. Затем трижды промывают Ν2, устанавливают исходное давление Ν2, равное примерно 1,3 бар, и повышают температуру до 120-130°С. Алкиленоксид добавляют таким образом, что температура остается в диапазоне от 125 до135°С (при этиленоксиде) или от 130 до 140°С (при пропиленоксиде). Затем перемешивают в течение 5 ч при 125-135°С, промывают Ν2, охлаждают до 70°С и опустошают реактор. Основной сырой продукт нейтрализуют с помощью уксусной кислоты. В качестве альтернативы нейтрализацию можно также проводить с помощью стандартных силикатов Мд, которые затем профильтровывают. Светлый продукт характеризуют с помощью спектра Ή-ЯМР в СЭС13, гель-проникающей хроматографии, а также определения гидроксильного числа и определяют выход готового продукта.
Общие технические правила 2: сульфатирование посредством хлорсульфоновой кислоты.
В колбе с круглым горлом емкостью 1 л растворяют подлежащий сульфатированию алкилалкоксилат (1,0 экв) в 1,5-кратном количестве дихлорметана (на основании мас.%) и охлаждают до 5-10°С. Затем хлорсульфоновую кислоту (1,1 экв.) добавляют таким образом, что температура не превышает 10°С. Подогревают до комнатной температуры и помешивают 4 ч при этой температуре под потоком Ν2, пока вышеупомянутая смесь реакции не накапает в водный раствор №ГОН с половинным объемом при максимальной температуре 15°С. Количество №ЮН рассчитывают таким образом, что возникает небольшой избыток относительно применяемой хлорсульфоновой кислоты. Возникающая в результате величина рН равна примерно 9-10. Дихлорметан удаляют в условиях не большого вакуума на ротационном выпарном аппарате при максимальной температуре 50°С.
Продукт характеризуют с помощью Ή-ЯМР и определяют содержание воды в растворе (примерно 70%).
Спирт Описание
С16С18 Полученная коммерческим путём смесь жирных спиртов, состоящая из линейного С^Щ-ОН и С18Н37-ОН
ΪΟΐ7 Ϊ3θ-Οΐ7Η35-ΟΗ; оксоспирт, полученный с помощью гидроформилирования ίκο-гексадецена, полученного посредством тетрамеризации бутена. Средняя степень разветвления спирта составляет 3,1.
Описание методов измерений.
а) Растворимость.
В содержащей сольводенагнетательной скважины или эксплуатационной скважины месторождения при комнатной температуре растворяют алкилалкоксисульфат (общая концентрация 500-3000 част./млн и
- 7 023089 смешивают с ΝαΟΗ (1000-15000 част./млн), а также ЭДТА (этилендиаминтетраацетатом тетранатриевой соли) или поликарбоксилатом. Дополнительно добавили бутилдиэтиленгликоль (БДГ). Затем довели до температуры месторождения. После 24 ч оптически рассматривают пробу и только при наличии прозрачного раствора используют дальше. Вода нагнетательной скважины рассматриваемого месторождения имела соленость, равную 11250 част./млн ΤΌδ (общее количество растворимых солей). Температура месторождения составила 32°С.
b) Поверхностное напряжение на границе раздела.
Кроме того, поверхностные напряжения на границе раздела измеряют непосредственно с помощью метода вращающейся капли дегазированной сырой нефти (по стандарту АНИ примерно 14) и содержащей соль первичной воды нагнетательной скважины при температуре месторождения 32°С. К тому же, используют полученный в пункте а) раствор поверхностно-активных веществ. В этот прозрачный раствор при температуре месторождения добавляют каплю нефти и через 2 ч измеряют поверхностное напряжение на границе раздела.
c) Разделение фаз.
В автоматической пипетке смешивают 5 мл сырой нефти (по стандарту АНИ 14) и 5 мл воды соленостью 13.510 част./млн ΤΌδ (общее количество растворимых солей) в присутствии выше указанных компонентов при 32°С и наблюдают разделение фаз.
Результаты теста.
Определяют растворимость выше описанной смеси в воде нагнетательной скважины. Результаты отображены в табл. 1.
Поверхностные напряжения на границе раздела измеряют непосредственно с помощью метода вращающейся капли дегазированной сырой нефти (по стандарту АНИ примерно 14) и содержащей соль первичной воды нагнетательной скважины соленостью 11250 част./млн ΤΌδ (общее количество растворимых солей), содержащей 28 част./млн ионов щелочно-земельных металлов при температуре месторождения 32°С. Кроме того, смешивают первичную воду нагнетательной скважины с 1000 част./млн поверхностно-активных веществ, 500 част./млн БДГ, 300-700 част./млн хелатообразующего реагента и 3500 част./млн ΝαΟΗ. В этот прозрачный раствор при 32°С добавляют каплю нефти и через 2 ч измеряют поверхностное напряжение на границе раздела. Результаты отображены в табл. 2 ниже.
Затем рассматривают разделение фаз 5 мл нефти и 5 мл воды соленостью 13510 част./млн ΤΌδ (общее количество растворимых солей), содержащей 30 част./млн ионов щелочно-земельных металлов в присутствии выше описанных смесей при 32°С.
Таблица 1
Растворимость в воде нагнетательной скважины при 32°С
При мер Алкил - АО - 5С1№ [1000 ч/млн] БДГ (ч/млн] №ОН [ч/млн] Хелатообразующий компонент Солё- ность [ч/ млн) Т РС] Раствор имость
VI СтбСщ- 6 РО — 8Ο4Ν* 500 11250 32 прозрач ный
У2 СвСи- 6 РО - ЗСЦЫа 500 3500 11250 32 мутный
УЗ - 3500 - 11250 32 мутный
ν4 СщСдв — 6 РО - ЗО+Ыа 500 3500 ЭДТА 700 ч/млн 11250 32 прозрач ный
- 8 023089
У5 С1бС,3-6РО- 8Ο4Να 500 3500 ЭДТА 300 ч/млн 11250 32 прозрач ный
У6 С|6С,8-7РО™ 5Ο4Να: ί€17 - 7РО-ЗО41Ча = 1:1 500 3500 ЭДТА 700 ч/млн 11250 32 прозрач ный
7 С1бС,»-7 РО- 5О<№: 1С17 - 7РО-5О4Ла = 1:1 500 3500 Полиакрилат соли 1Ча (Μλν - 1200) 300 ч/млн 11250 32 прозрач ный
8 С,6С18-7 РО- 5О4Иа: 1С17 - 7РО-ЗО4Ыа = 1:1 500 3500 Полиакрилат соли Ка(М\У ~ 2500) 300 ч/млн 11250 32 прозрач ный
9 С|вСц|—7 РО — 8О4Ыа:1С17- 7ΡΟ-5Ο4Νη = 1:1 500 3500 Полиакрилат соли ΝιίΜλν - 8000) 300 ч/млн 11250 32 прозрач ный
10 С|6С18-7РО- 5Ο4Νπ : 1С17 - 7РО-5О<№ = 1:1 500 5000 Полиакрилат соли Νπ(Μ\ν - 2500) 300 ч/млн 11250 32 прозрач ный
VII С16С18- 6 РО- 5θ4Να 500 3500 ЭДТА 700 ч/млн 13510 32 прозрач ный
12 С|6С18-6РО- 5Ο4Ν3 500 3500 Малеиновая кислота/олефин -сополимеризат, соль Ыа (М1¥ 12000 г/моль) 300 ч/млн 13510 32 прозрач ный
Как видно из табл. 1, в случае солесодержащих вод, которые содержат 30 част./млн Са2' и Мд2', необходимо добавление комплексообразующих веществ, если добавляют ΝαΟΗ. Как видно в У1-У3, муть следует однозначно объяснять выпадением гидроксида магния или гидроксида кальция. При добавлении комплексообразующих веществ получают прозрачные растворы.
- 9 023089
Таблица 2
Измерение сырой нефти и воды из нагнетательной скважины при 32°С
При мер Алкил - АО - 5Ο4Νβ [1000ч/млн] БДГ [ч/млн] ЫаОН [ч/млн] Хелат Солё- ность [ч/млн] Т [°С] ΙΡΤ [мН/м]
VI СдбСв- 6 РО — 5О№ 500 11250 32 не определ ено
У2 С16С,8-6РО- 5Ο4Νβ 500 3500 11250 32
УЗ - 3500 11250 32 -
У4 ΟιβΟιβ- 6 РО — $О4Ма 500 3500 ЭДТА 700 ч/млн 11250 32 0,0182
Ϋ5 С.бСи-бРО- 5Ο4Νβ 500 3500 ЭДТА 300 ч/млн 11250 32 0,0170
νβ С1бС,8-7РО- 5Ο4Ν3:ίΟ17- 7РО-5О4Иа = 1 : 1 500 3500 ЭДТА 700 ч/млн 11250 32 0,0121
7 СчбСча — 7 РО — 5Ο4Ν&:ίΟ17- 7РО ЗОД4а = 1 : 1 500 3500 Полиакрилат соли Ν;ι (Μ\ν - 1200) 300 ч/млн 11250 32 0,0067
8 С,вС13-7РО- 8О4КаИС17- 7РО-5О4№ = 1 : 1 500 3500 Полиакрилат соли Ма <М\У - 2500) 300 ч/млн 11250 32 0,0036
9 СщСв-7 РО — 5Ο4Νη:ΪΟ17~ 500 3500 Полиакрилат соли Ма 11250 32 0,0036
7ΡΟ-5Ο4Ν3 = 1 : 1 (М\У - 8000) 300 ч/млн
10 С16С18-7РО- 5О4Ыа:1С17- 7ΡΟ-5Ο4Ν3 = 1 : 1 500 5000 Полиакрилат соли Ма {М\У - 2500) 300 ч/млн 11250 32 0,0029
VII С,6С18-6РО- 8Ο4Ν3 500 3500 ЭДТА 700 ч/млн 13510 32 0,0103
12 ΟΐόΟιβ- 6 РО — ЗО+Ыа 500 3500 Малеиновая кислота/олефин -сополимеризат соль Ν3(Μ\ν 12000 г/моль) 300 ч/млн 13510 32 0,0029
Табл. 2 показывает поверхностное напряжение на границе раздела в зависимости от применяемой препаративной формы. Как видно в У4 и У5, поверхностное напряжение на границе раздела не изменяется независимо от содержания ЭДТА. Его значение превышает 0.01 мН/м. Смена на другую систему поверхностно-активных веществ (У6) или другую соленость (УИ) позволяет сохранить поверхностное напряжение на границе раздела, равное 0.01 мН/м и выше. Интересным образом с помощью поликарбоксилатов получают значительно более низкое поверхностное напряжение на границе раздела независимо
- 10 023089 от системы поверхностно-активных веществ, содержания ΝαΟΗ или солености. Оно находится в пределах между 3 и 7х 10-3 мН/м.
Разделение фаз указывает на другое различие. В случае ЭДТА для прозрачной жидкой фазы необходимо 700 част./млн, в то время как в случае поликарбоксилата - только 300 част./млн (тесты соответствуют препаративным формам, как описано в У11 и 12 в табл. 2).

Claims (10)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ третичной добычи нефти посредством вытеснения нефти микроэмульсией типа Винзора III, при котором смесь поверхностно-активных веществ закачивают в нефтяное месторождение по меньшей мере через одну нагнетательную скважину, а неочищенную нефть извлекают из месторождения по меньшей мере через одну эксплуатационную скважину, причем смесь поверхностно-активных веществ содержит, по меньшей мере, следующие компоненты:
    (a) один или несколько поликарбоксилатов, выбранных из группы, состоящей из гомополимеров полиакрилата, сополимеров акриловой кислоты с метакриловой кислотой и сополимеров акриловой кислоты или метакриловой кислоты с малеиновой кислотой и их солей; и (b) одно или несколько анионных и/или неионогенных поверхностно-активных веществ.
  2. 2. Способ по п.1, в котором используют поликарбоксилат с молярной массой, измеренной при помощи ГПХ по сравнению с нормой полиакрилата, в диапазоне от 500 до 100000 г/моль.
  3. 3. Способ по п.1 или 2, в котором полиакрилат содержит по меньшей мере 80% акриловой кислоты или ее натриевой соли как единицы повтора.
  4. 4. Способ по одному из пп.1-3, отличающийся тем, что смесь поверхностно-активных веществ содержит одно или несколько неионогенных поверхностно-активных веществ, выбранных из алкилалкоксилатов и алкиларилалкоксилатов.
  5. 5. Способ по одному из пп.1-4, отличающийся тем, что смесь поверхностно-активных веществ содержит одно или несколько анионных поверхностно-активных веществ, выбранных из алкилалкоксисульфатов и/или алкилалкоксисульфонатов.
  6. 6. Способ по одному из пп.1-5, отличающийся тем, что смесь поверхностно-активных веществ содержит основные соединения, выбранные из группы ΝαΟΗ и Ν;·ι2ί'Ό3.
  7. 7. Способ по одному из пп.1-6, отличающийся тем, что общее содержание поверхностно-активных веществ в указанной смеси составляет от 0,05 до 5 мас.%.
  8. 8. Способ по одному из пп.1-7, отличающийся тем, что общее содержание поверхностно-активных веществ в указанной смеси составляет от 0,05 до 5 мас.%, общее содержание поликарбоксилатов - от 0,01 до 5 мас.% и общее содержание основных соединений - от 0,025 до 5 мас.%.
  9. 9. Способ по одному из пп.1-7, отличающийся тем, что способ осуществляют с применением смеси поверхностно-активных веществ в присутствии пластовых вод, которые содержат более 25 ч./млн ионов щелочно-земельных металлов.
  10. 10. Способ по одному из пп.1-9, отличающийся тем, что способ осуществляют с обеспечением поверхностного напряжения на границе раздела между нефтью и водой, равного от 0,01 до 0,0001 мН/м.
EA201290887A 2010-03-10 2011-03-04 Применение смесей поверхностно-активных веществ поликарбоксилатов для вытеснения нефти микроэмульсией EA023089B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP10002491 2010-03-10
PCT/EP2011/053319 WO2011110501A1 (de) 2010-03-10 2011-03-04 Verwendung von Tensidmischungen von Polycarboxylaten zum Mikroemulsionsfluten

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201290887A1 EA201290887A1 (ru) 2013-04-30
EA023089B1 true EA023089B1 (ru) 2016-04-29

Family

ID=43928004

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201290887A EA023089B1 (ru) 2010-03-10 2011-03-04 Применение смесей поверхностно-активных веществ поликарбоксилатов для вытеснения нефти микроэмульсией

Country Status (9)

Country Link
US (1) US8684080B2 (ru)
EP (1) EP2545138A1 (ru)
CN (1) CN102858908B (ru)
AU (1) AU2011226213A1 (ru)
BR (1) BR112012021938A2 (ru)
CA (1) CA2790913A1 (ru)
EA (1) EA023089B1 (ru)
MX (1) MX2012010040A (ru)
WO (1) WO2011110501A1 (ru)

Families Citing this family (49)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9222013B1 (en) 2008-11-13 2015-12-29 Cesi Chemical, Inc. Water-in-oil microemulsions for oilfield 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
CN103003385B (zh) 2010-04-16 2015-06-03 德克萨斯州立大学董事会 Guerbet醇烷氧基化物表面活性剂及其在提高油采收率应用中的用途
US8573299B2 (en) * 2010-10-21 2013-11-05 Chevron U.S.A. Inc. Non-ionic alkali polymer solutions for enhanced oil recovery in a subterranean formation
CN103430102B (zh) 2011-03-18 2017-02-08 巴斯夫欧洲公司 制造具有带50nm及更小行间距尺寸的图案化材料层的集成电路装置、光学装置、微型电机和机械精密装置的方法
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
EP2771426A1 (de) 2011-10-24 2014-09-03 Basf Se Verfahren zur erdölförderung unter verwendung von tensiden auf basis eines gemisches von c28-guerbet-, c30-guerbet-, c32-guerbet-haltigen kohlenwasserstoff-alkoxylaten
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
WO2013060670A1 (de) 2011-10-24 2013-05-02 Basf Se Verfahren zur erdölförderung unter verwendung von tensiden auf basis eines gemisches von c24-guerbet-, c26-guerbet-, c28-guerbet-haltigen kohlenwasserstoff-alkoxylaten
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
CN103998566A (zh) 2011-10-24 2014-08-20 巴斯夫欧洲公司 使用基于含c20格尔伯特-、c22格尔伯特-、c24格尔伯特-烃烷氧基化物的混合物的表面活性剂开采矿物油的方法
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
US9701888B2 (en) 2012-03-27 2017-07-11 Ecolab Usa Inc. Microemulsion flowback aid composition and method of using same
US9353261B2 (en) 2012-03-27 2016-05-31 Nalco Company Demulsifier composition and method of using same
WO2013158567A1 (en) 2012-04-15 2013-10-24 Cesi Chemical, Inc. Surfactant formulations for foam flooding
US9200192B2 (en) 2012-05-08 2015-12-01 Cesi Chemical, Inc. Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons
US11407930B2 (en) 2012-05-08 2022-08-09 Flotek Chemistry, Llc Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons
US10941106B2 (en) 2013-03-14 2021-03-09 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells
US11254856B2 (en) 2013-03-14 2022-02-22 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10053619B2 (en) 2013-03-14 2018-08-21 Flotek Chemistry, Llc Siloxane surfactant additives for oil and gas applications
US10287483B2 (en) 2013-03-14 2019-05-14 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells comprising a terpene alcohol
US10717919B2 (en) 2013-03-14 2020-07-21 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10000693B2 (en) 2013-03-14 2018-06-19 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10421707B2 (en) 2013-03-14 2019-09-24 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells
US9068108B2 (en) 2013-03-14 2015-06-30 Cesi Chemical, Inc. Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US10590332B2 (en) 2013-03-14 2020-03-17 Flotek Chemistry, Llc Siloxane surfactant additives for oil and gas applications
US11180690B2 (en) 2013-03-14 2021-11-23 Flotek Chemistry, Llc Diluted microemulsions with low surface tensions
US9321955B2 (en) 2013-06-14 2016-04-26 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US9884988B2 (en) 2013-03-14 2018-02-06 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US9428683B2 (en) 2013-03-14 2016-08-30 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US10577531B2 (en) 2013-03-14 2020-03-03 Flotek Chemistry, Llc Polymers and emulsions for use in oil and/or gas wells
US9868893B2 (en) 2013-03-14 2018-01-16 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US9464223B2 (en) 2013-03-14 2016-10-11 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
AR098619A1 (es) * 2013-12-05 2016-06-01 Basf Se Método y uso para la producción terciaria de aceite mineral mediante materiales marco metal-orgánicos
US9890625B2 (en) 2014-02-28 2018-02-13 Eclipse Ior Services, Llc Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with an obstruction material
US9890624B2 (en) 2014-02-28 2018-02-13 Eclipse Ior Services, Llc Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with a polymeric material
CN103881676A (zh) * 2014-03-13 2014-06-25 中国石油大学(北京) 一种油外相乳状液驱油剂及其制备方法和应用
US9505970B2 (en) 2014-05-14 2016-11-29 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10294757B2 (en) 2014-07-28 2019-05-21 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions related to gelled layers in oil and/or gas wells
AU2016222831B2 (en) 2015-02-27 2020-11-19 Championx Usa Inc. Compositions for enhanced oil recovery
WO2016145164A1 (en) * 2015-03-10 2016-09-15 Board Of Regents, The University Of Texas System Short hydrophobe anionic surfactants
WO2017196938A1 (en) 2016-05-13 2017-11-16 Ecolab USA, Inc. Corrosion inhibitor compositions and methods of using same
WO2018005341A1 (en) 2016-06-28 2018-01-04 Ecolab USA, Inc. Composition, method and use for enhanced oil recovery
FR3066500B1 (fr) * 2017-05-19 2019-06-21 Rhodia Operations Additifs pour l'elimination des fluides de fracturation employes pour l'extraction petroliere
US10934472B2 (en) 2017-08-18 2021-03-02 Flotek Chemistry, Llc Compositions comprising non-halogenated solvents for use in oil and/or gas wells and related methods
MX2020003221A (es) * 2017-09-21 2020-07-29 Basf Se Mezcla de alquiletersulfato robusta para recuperacion de petroleo mejorada.
US11053433B2 (en) 2017-12-01 2021-07-06 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US11104843B2 (en) 2019-10-10 2021-08-31 Flotek Chemistry, Llc Well treatment compositions and methods comprising certain microemulsions and certain clay control additives exhibiting synergistic effect of enhancing clay swelling protection and persistency
US11512243B2 (en) 2020-10-23 2022-11-29 Flotek Chemistry, Llc Microemulsions comprising an alkyl propoxylated sulfate surfactant, and related methods

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2842492A (en) * 1954-03-03 1958-07-08 Roehm & Haas Gmbh Process for increasing the yield of oil upon the flooding with water of oil deposits
US3039529A (en) * 1959-05-19 1962-06-19 Dow Chemical Co Secondary recovery of petroleum
US4266610A (en) * 1978-11-28 1981-05-12 Phillips Petroleum Company Sulfonate-cosurfactant mixtures for use in hard brines during oil recovery operations
US4638865A (en) * 1985-05-30 1987-01-27 The Standard Oil Company Bioresistant water-soluble alkyl substituted acrylamide polymers and enhanced oil recovery method employing same

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3811504A (en) 1973-02-09 1974-05-21 Texaco Inc Surfactant oil recovery process usable in formations containing water having high concentrations of polyvalent ions such as calcium and magnesium
US4049054A (en) * 1974-12-09 1977-09-20 Phillips Petroleum Company Stable mixtures of polymers and surfactants for surfactant flooding
US4951921A (en) * 1983-01-28 1990-08-28 Phillips Petroleum Company Polymers useful in the recovery and processing of natural resources
US4825950A (en) * 1986-11-05 1989-05-02 The Standard Oil Company Method of enhanced oil recovery using a stabilized polymer combination in chemical flood
US5258428A (en) * 1992-09-04 1993-11-02 Sridhar Gopalkrishnan Additive composition for oil well cementing formulations
DK1639228T3 (da) * 2003-06-25 2008-08-18 Rhodia Chimie Sa Fremgangsmåde til stimulation af et oliefelt, der omfatter anvendelse af forskellige kedelstensinhibitorer
DE102005026716A1 (de) 2005-06-09 2006-12-28 Basf Ag Tensidmischungen für die tertiäre Erdölförderung
US8871695B2 (en) * 2007-04-25 2014-10-28 Baker Hughes Incorporated In situ microemulsions used as spacer fluids
US20090078414A1 (en) * 2007-09-25 2009-03-26 Schlumberger Technology Corp. Chemically enhanced thermal recovery of heavy oil
CA2719153C (en) 2008-04-10 2016-06-21 Basf Se Novel surfactants for tertiary mineral oil extraction based on branched alcohols
US7985718B2 (en) 2008-04-21 2011-07-26 Basf Se Use of surfactant mixtures for tertiary mineral oil extraction
US8362180B2 (en) 2009-05-20 2013-01-29 Basf Se Hydrophobically associating copolymers

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2842492A (en) * 1954-03-03 1958-07-08 Roehm & Haas Gmbh Process for increasing the yield of oil upon the flooding with water of oil deposits
US3039529A (en) * 1959-05-19 1962-06-19 Dow Chemical Co Secondary recovery of petroleum
US4266610A (en) * 1978-11-28 1981-05-12 Phillips Petroleum Company Sulfonate-cosurfactant mixtures for use in hard brines during oil recovery operations
US4638865A (en) * 1985-05-30 1987-01-27 The Standard Oil Company Bioresistant water-soluble alkyl substituted acrylamide polymers and enhanced oil recovery method employing same

Also Published As

Publication number Publication date
CA2790913A1 (en) 2011-09-15
AU2011226213A1 (en) 2012-10-11
CN102858908B (zh) 2015-11-25
WO2011110501A1 (de) 2011-09-15
EP2545138A1 (de) 2013-01-16
BR112012021938A2 (pt) 2016-05-31
AU2011226213A2 (en) 2012-10-18
EA201290887A1 (ru) 2013-04-30
US20110220353A1 (en) 2011-09-15
MX2012010040A (es) 2012-09-21
US8684080B2 (en) 2014-04-01
CN102858908A (zh) 2013-01-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA023089B1 (ru) Применение смесей поверхностно-активных веществ поликарбоксилатов для вытеснения нефти микроэмульсией
JP6466380B2 (ja) Ｃ１６ｃ１８−含有アルキルプロポキシ界面活性剤系の界面活性剤を用いる鉱油の生産方法
US8853136B2 (en) Process for tertiary mineral oil production using surfactant mixtures
RU2563642C2 (ru) Способ добычи нефти с применением поверхностно-активных веществ на основе содержащих бутиленоксид алкилалкоксилатов
US8607865B2 (en) Process for extracting mineral oil using surfactants based on butylene oxide-containing alkyl alkoxylates
EA020990B1 (ru) Третичный способ добычи нефти с применением смесей поверхностно-активных веществ
US8584750B2 (en) Process for tertiary mineral oil production using surfactant mixtures
CA2852651C (en) Process for producing mineral oil using surfactants based on a mixture of c24 guerbet-, c26 guerbet-, c28 guerbet-containing hydrocarbyl alkoxylates
CA2777535C (en) Process for mineral oil production using surfactant mixtures
US20110083848A1 (en) Process for mineral oil production using surfactant mixtures
US10155900B2 (en) Process for producing mineral oil using surfactants based on a mixture of C24 guerbet, C26 guerbet, C28 guerbet-containing hydrocarbyl alkoxylates
CA2777538A1 (en) Process for tertiary mineral oil production using surfactant mixtures
CA2851421A1 (en) Process for producing mineral oil using surfactants based on a mixture of c20 guerbet-, c22 guerbet-, c24 guerbet-containing hydrocarbyl alkoxylates
US9475979B2 (en) Process for producing mineral oil using surfactants based on a mixture of C20 Guerbet-, C22 Guerbet-, C24 Guerbet-containing hydrocarbyl alkoxylates
US9475977B2 (en) Process for producing mineral oil using surfactants based on a mixture of C28 Guerbet, C30 Guerbet, C32 Guerbet-containing hydrocarbyl alkoxylates
MX2014004412A (es) Metodo para producir petroleo utilizando tensioactivos basados en una mezcla de alcoxilatos de hidrocarburos que contienen c28-guerbet, c30-guerbet, c-32-guerbet.

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 RU