MX2012000404A - Composiciones de dispersion con surfactantes no ionicos para uso en recuperacion de petroleo. - Google Patents

Abstract

Modalidades de la presente descripción incluyen composiciones de dispersión teniendo un surfactante no jónico para usarse en recuperación de petróleo mejorada, y métodos para usar las composiciones de dispersión en procesos de recuperación de petróleo. Para las diversas modalidades, el surfactante no iónico de la composición de dispersión promueve la formación de una dispersión de dióxido de carbono y agua.

Description

COM POSICION ES DE DIS PE RSION CON SU RFACTANTES NO IONICOS PARA U SO EN REC U PERAC ION DE P ETROLEO Esta solicitud reclama prioridad a la solicitud estadounidense provisional 61 /270,409 presentada el 7 de julio de 2009, cuya especificación es incorporada en la presente por referencia.

Cam po de la descri pción Las modalidades de la presente descripción son dirigidas hacia recuperación de petróleo; de manera más específica, las modalidades son dirigidas hacia composiciones de dispersión que incluyen un surfactante no iónico para uso en la recuperación de petróleo intensificado y métodos para usar las composiciones de dispersión en procesos de recuperación de petróleo.

Antecedentes de la i nvención Una variedad de técnicas ha sido usada para intensificar la recuperación de petróleo a partir de formaciones subterráneas, en las cuales el petróleo ya no fluye mediante fuerzas naturales. Tales técnicas pueden incluir inyección de agua y/o inundación de gas subsecuente, entre otros. La inyección de agua puede ser útil para recuperar petróleo, sin embargo, solo aproximadamente un tercio del petróleo es recuperado usando esta técnica. Como tal, normalmente procedimientos de inyección de agua son seguidos por procedimientos de inundación de gas. La inundación de gas puede ser realizada con un gas miscible, para reducir la viscosidad del petróleo presente en la formación subterránea con el fin de incrementar el flujo de petróleo a un pozo de producción . El dióxido de carbono, el cual actúa como un solvente para reducir la viscosidad del petróleo, es uno de los gases miscibles más efectivos, y menos costoso.

Sin embargo, la inundación de gas, puede ser acompañada con una variedad de desventajas. Un problema principal encontrado es el pobre barrido de la formación subterránea. El pobre barrido ocurre cuando el gas inyectado en la formación subterránea durante un proceso de inundación de gas fluye a través de las trayectorias de menos resistencia debido a la baja viscosidad del gas, sin pasar así por porciones significativas de la formación. Esta cuestión de pobre barrido puede estar compuesta adicionalmente si la proporción de movilidad (es decir, la proporción de permeabilidad relativa a viscosidad) entre el petróleo y el gas inyectado es alta. Cuando la proporción de movilidad es alta o baja (por ejemplo, fuera de balance), el material menos viscoso tiende a extenderse a través del viscoso, lo cual limita adicionalmente la recuperación del petróleo.

Cuando el gas inyectado no pasa por porciones significativas de la formación y/o se extiende a través del petróleo debido a una pobre movilidad, menos del petróleo es contactado con el gas, reduciendo la probabilidad de que el gas reduzca la viscosidad del petróleo. De esta manera, el gas inyectado durante el proceso de inundación de gas pretende "barrer" el petróleo hacia el pozo de producción al dism inuir la viscosidad del petróleo. Sin embargo, cuando el gas no contacta una gran porción del petróleo contenido en la formación subterránea , una gran porción del petróleo en la formación subterránea es dejada atrás, produciendo pobre barrido. Además, debido a la baja densidad del gas, el gas inyectado puede elevarse a la parte superior de la formación y "anula" porciones de la formación. Esto puede conducir entonces a un rompimiento temprano del gas en el pozo de producción e incrementar los costos de producción asociados con y manejo de superficie y ciclización del gas.

Para intensificar la efectividad de proceso de inundación de gas, se ha sugerido que la eficiencia global de un proceso de Inundación de gas puede mejorarse al incluir un agente espumante o surfactante para generar una dispersión en la formación. Una dispersión puede generar una viscosidad aparente de aproximadamente 100 hasta aproximadamente 1 , 000 veces aquélla del gas inyectado mejorando la proporción de movilidad. Como tal, la dispersión puede forzar el gas para impulsar los hidrocarburos recuperables desde las porciones menos vaciadas de la reserva hacia el pozo de producción. Adicionalmente, la dispersión puede inhibir el flujo del gas hacia esa porción de la formación subterránea que ha sido previamente barrida. En otras palabras, la dispersión puede servir para bloquear el volumen de la formación subterránea a través de la cual el gas puede ser atajado, reduciendo por ello su tendencia a canalizarse a través de fisuras altamente permeables, grietas o estratos, y dirigiéndolo hacia porciones previamente no barridas de la formación subterránea. Esto también puede incrementar la recuperación de hidrocarburos desde la formación.

Sin embargo, los surfactantes usados en procesos de inundación de gas han sufrido de una variedad de desventajas. Por ejemplo, surfactantes tradicionales, tales como etoxi-sulfatos, tienden a crear dispersiones inestables en la formación subterránea. Una dispersión inestable puede romperse y/o disolverse en la formación subterránea, permitiendo que el gas desde el proceso de inundación de gas fluya hacia las trayectorias de menos resistencia, conduciendo a rompimiento temprano y pobre barrido, como se discute en la presente.

Otro problema encontrado por surfactantes de la técnica anterior ha sido la selección de surfactantes aniónicos que tienen una alta afinidad para la formación de roca pueden adsorberse en la formación de roca, conduciendo a pérdida de surfactante. Sin el surfactante presente, existe menos probabilidad de formar una dispersión dentro del depósito, conduciendo también a rompimiento temprano y pobre barrido, como se discute en la presente.

Breve descripción de la i nven ción Las modalidades de la presente descripción incluyen composiciones de dispersión teniendo un surfactante no iónico para uso en la recuperación de petróleo mejorada, y métodos para usar las composiciones de dispersión en procesos de recuperación de petróleo. Para las diversas modalidades, el surfactante no iónico de la composición de dispersión promueve la formación de una dispersión a partir de dióxido de carbono y agua.

Las modalidades de la presente descripción incluyen, pero no están limitadas a, un surfactante no iónico para uso para formar una composición de dispersión con dióxido de carbono y agua, y un método para recuperar petróleo a partir de una formación subterránea que es penetrada por al menos un pozo de inyección y un pozo de producción, el cual incluye inyectar la composición de dispersión de dióxido de carbono y agua en la formación subterránea con el surfactante no iónico de la Fórmula: donde R1 y R3 o R o R2 son cada uno independientemente un grupo alifático lineal , uno ramificado, uno cíclico o uno acíclico teniendo 4 a 1 8 átomos de carbono, con uno restando de R1 , R2 o R3 siendo -(R 0)y-H, donde R4 es un grupo alifático teniendo 2 a 4 átomos de carbono y y es un entero de 9 a 40 incluso; y recuperar petróleo de la formación subterránea de un pozo de producción.

Para las diversas modalidades, inyectar la composición de dispersión puede incluir inyectar el surfactante no iónico con agua en la formación subterránea vía el pozo de inyección . Para las diversas modalidades, el dióxido de carbono puede ser inyectado en la formación subterránea después de inyectar el surfactante no Iónico con agua hacia la formación subterránea.

Para las diversas modalidades, la composición de dispersión que incluye dióxido de carbono, agua y el surfactante no iónico provisto en la presente puede ser usada en una formación subterránea para recuperación de petróleo mejorada. Para las diversas modalidades, el surfactante no iónico de la composición de dispersión ayuda a promover una formación de la composición de dispersión formada de dióxido de carbono y agua.

Para las diversas modalidades, una suma de átomos de carbono en R1 + R3 o R + R2 puede ser 1 0 a 28. En una modalidad adicional, la suma de átomos de carbono en R1 + R3 o R1 + R2 puede ser 1 2 a 24. En una modalidad , la suma de átomos de carbono en R1 + R3 o R1 + R2 es 16. Para las diversas modalidades, el grupo alifático de R y R3 o R1 y R2 puede ser cada uno de una longitud diferente. Para las diversas modalidades, y puede ser un entero de 9 a 20 inclusive. Para las diversas modalidades, R4 puede ser un grupo alquilo lineal de 2 átomos de carbono.

Para las diversas modalidades, el surfactante no iónico puede tener la fórmula: donde y es un entero de 9 a 20 inclusive.

Para las diversas modalidades, el método puede incluir permitir que el dióxido de carbono en la composición de dispersión se disuelva en el petróleo en la formación subterránea para proporcionar una viscosidad disminuida del petróleo; y recuperar el petróleo teniendo la viscosidad disminuida de la formación subterránea. Para las diversas modalidades, el método también puede incluir inyectar un fluido impulsor en la formación subterránea después de la inyección de la composición de dispersión de dióxido de carbono y agua en la formación subterránea.

Para las diversas modalidades, la composición de dispersión puede incluir un volumen de dióxido de carbono de 60 por ciento en volumen (% vol.) a 97% vol con base en un volumen total del agua y dióxido de carbono. Para las diversas modalidades, la composición de dispersión puede incluir un volumen del surfactante no iónico de 0.001 % vol . A 5% vol con base en un volumen total de la composición de dispersión.

El resumen anterior de la presente descripción no pretende describir cada modalidad descrita o cada implementación de la presente descripción. La descripción que sigue ejemplifica de manera más particular modalidades ilustrativas. En varios lugares a lo largo de la solicitud , se proporciona una guía a través de listas de ejemplos, dichos ejemplos pueden ser usados en varias combinaciones. En cada caso, la lista declarada sirve solo como un grupo representativo y no debería ser interpretado como una lista exclusiva.

Definiciones Como se usa en la presente, "un" , "una", "el", "la", "al menos uno", y "uno o más" son usados de manera intercambiable. Los términos "comprende", "incluye" y variaciones de estas palabras no tienen un significado limitante donde estos términos aparecen en la descripción y reivindicaciones. De esta manera, por ejemplo, una composición de dispersión que comprende "un" surfactante no iónico puede ser interpretada para significar una composición de dispersión que incluye "uno o más" surfactantes no iónicos. Además, el término "comprende", el cual es sinónimo con "incluye" o "contiene" es inclusive, de extremo abierto, y no excluye elementos no declarados adicionales o pasos de método.

Como se usa en la presente, el término "y/o" significa uno, más de uno, o todos los elementos listados.

También en la presente, las declaraciones de rangos numéricos por puntos finales incluyen todos los números subsumidos dentro de este rango (por ejemplo, 1 a 5 incluye 1 , 1 .5, 2, 2.75, 3, 3.80, 4, 5, etc) .

Como se usa en la presente, el término "fluido impulsor" puede incluir un l íq uido, un gas, una dispersión o una mezcla de los mismos, el cual es usado en la recuperación de petróleo mejorada . Ejemplos de un fluido impulsor pueden incluir, pero no están limitados a , agua, salmuera, agua connada, agua de superficie, agua destilada, agua carbonatada, agua de mar, una espuma, una emulsión, una solución acuosa conteniendo un polímero, dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno (H2S) , vapor, un gas conteniendo hidrocarburo, un gas inerte, aire, oxígeno o mezclas de los mismos. Por razones de brevedad, la palabra "fluido impulsor" será usada en la presente, donde se entiende que uno o más de los ejemplos provistos antes, o mezclas de los mismos, pueden usarse de manera intercambiable.

Como se usa en la presente, un "surfactante" se refiere a un compuesto qu ímico que reduce la tensión interfacial entre al menos dos fluidos o un fluido y un gas.

Como se usa en la presente, una "concentración crítica de micelas" o "CMC" se refiere a la concentración de un surfactante anterior a la cual las micelas se forman espontáneamente.

Como se usa en la presente, una "emulsión" se refiere a una suspensión coloidal de dos substancias inmiscibles, donde una substancia (la fiase dispersa) es dispersada en la otra (la fase continua).

Como se usa en la presente, una "espuma" se refiere a un coloide en el cual las partículas de un gas son dispersadas a través de un líquido.

Como se usa en la presente, una "dispersión" se refiere a un sistema de dos fases donde una fase consiste de partículas finamente divididas de un líquido, gas o fluido supercrítico distribuido a través de una substancia a granel, siendo las partículas la fase dispersa y la substancia a granel la fase continua. Ejemplos de una dispersión incluyen una espuma y/o una emulsión.

Como se usa en la presente, un "surfactante no iónico" se refiere a un surfactante donde las moléculas que forman el surfactante son eléctricamente no cargadas (las moléculas no son convertidas en iones).

En el contexto de la presente descripción, el término "grupo alifático" significa un grupo hidrocarburo lineal o ramificado, saturado o insaturado. Este término es usado para abarcar un grupo hidrocarburo monovalente lineal o ramificado, saturado, incluyendo por ejemplo, grupos acíclicos, grupos alquilo teniendo la fórmula general CnH2n o CnH2n+1, dependiendo de su ubicación en un compuesto, grupos hidrocarburo monovalentes insaturados, lineales o ramificados con uno o más grupos olefinicamente insaturados (es decir, dobles enlaces carbono-carbono); y grupos hidrocarburo monovalentes insaturados, lineales o ramificados con uno o más triples enlaces carbono-carbono.

El término "grupo cíclico" significa un grupo hidrocarburo de anillo cerrado que es clasificado como un grupo alicíclico, grupo aromático o grupo heterocíclico.

El término "grupo alicíclico" significa un grupo hidrocarburo cíclico teniendo propiedades que se asemejan a aquéllas de grupos alifáticos.

El término "grupo aromático" o "grupo arilo" significa un grupo hidrocarburo aromático mono- o polinuclear.

El término "grupo heterocíclico" significa un hidrocarburo de anillo cerrado en el cual uno o más de los átomos en el anillo es un elemento diferente a carbono (por ejemplo, nitrógeno, oxígeno, azufre, etc. ).

Como se usa en la presente, el término "alquilo ramificado" significa un grupo hidrocarburo monovalente teniendo un arreglo de cadena ramificada de los átomos de carbono constituyentes, donde tal estructura puede ser saturada o insaturada.

Como se usa en la presente, el término "petróleo" significa una mezcla altamente compleja de hidrocarburos parafínicos, cicloparafínicos (nafténicos) y aromáticos que pueden ser refinados o separados por destilación.

Como se usa en la presente, el término "fase supercrítíca" significa un gas denso que es mantenido por arriba de su temperatura crítica (la temperatura por arriba de la cual no puede ser licuada mediante presión) .

Como se usa en la presente, el término "balance hidrof ílico-lipofílico" o "HLB" es una medida del grado al cual un surfactante es hidrofílico o lipofílico como es determinado con base en calcular valores de diferentes regiones de la molécula de surfactante. Los valores de HLB provistos en la presente son determinados usando el método de Guo et al. (Guo, X. ; Rong, Z. ; Ying , X. Calculation of hydrophile-lipophile balance for polyethoxylated surfactants by group contribution method (Cálculo de balance hidrófilo-lipófilo para surfactantes polietoxilados mediante método de contribución de grupo). Journal of Colloid and Interface Science 2006, 298, 441 -450).

Breve descripción de las fig uras La Figura 1 ilustra una modalidad del aparto usado para medir la viscosidad de dispersión de acuerdo con la presente descripción, como se describe en el Ejemplo 1 .

Desc ri pción deta l lada Las modalidades de la presente descripción incluyen composiciones de dispersión para uso en recuperación de petróleo mejorada, donde la composición de dispersión incluye dióxido de carbono, agua y un surfactante no iónico. Modalidades de la presente descripción también incluyen métodos para usar las composiciones de dispersión en procesos de recuperación de petróleo. Para las diversas modalidades, el surfactante no iónico de la presente descripción puede promover la formación de una dispersión estable de dióxido de carbono y agua de la composición de dispersión, incluso en la presencia de alta salinidad y temperatura. Otras composiciones de dispersión que incluyen el surfactante no iónico de la presente descripción también son posibles.

Como se discute en la presente, el surfactante no iónico de la composición de dispersión ayuda a reducir la tensión interfacial entre dióxido de carbono y agua. Para las diversas modalidades, el surfactante no iónico usado en la composición de dispersión de la presente descripción tiene la fórmula: donde R1 y R3 o R1 y R2 son cada uno independientemente un grupo alifático lineal, ramificado, cíclico o acíclico teniendo 4 a 18 átomos de carbono, con uno restando de R1, R2 o R3 siendo -(R 0)y-H donde R4 es un grupo alifático teniendo 2 a 4 átomos de carbono y y es un entero de 9 a 40 inclusive.

Así, por ejemplo, cuando R1 y R3 son cada uno independientemente un grupo alifático lineal, ramificado, cíclico o acíclico teniendo 4 a 18 átomos de carbono, entonces R2 es -(R40)y-. de manera similar, cuando R1 y R2 son cada uno independientemente un grupo alifático lineal, ramificado, cíclico o acíclico teniendo 4 a 18 átomos de carbono, entonces R3 es -(R 0)y-H. Para la fórmula anterior, R1 y R3 o R y R2 pueden representar grupos alifáticos de longitudes idénticas o diferentes (es decir, R1 y R3 o R1 y R2 son cada uno de una longitud diferente) . Para las diversas modalidades, y puede ser un entero de 9 a 20 inclusive. Para las diversas modalidades, R4 puede ser un grupo alquilo lineal de 2 átomos de carbono.

Para las diversas modalidades, la eficiencia del surfactante no iónico en la composición de dispersión puede depender del número y arreglo de átomos de carbono en los grupos alifáticos de R1 , R2, R3 y/o R4 y el valor de y. Por ejemplo, valores adecuados para una suma de átomos de carbono en R1 + R3 o R1 + R2 puede ser 10 a 28. Otros ejemplos de valores adecuados para una suma de átomos de carbono en R1 + R3 o R1 + R2 pueden ser 1 2 a 24. En una modalidad, la suma de átomos de carbono en R1 + R3 o R1 + R2 puede ser 1 6. Para este último ejemplo, el surfactante no iónico usado en la composición de dispersión puede tener la fórmula: donde y es un entero de 9 a 20 inclusive. Otras fórmulas también son posibles. Para las diversas modalidades, los surfactantes no iónicos usados en las composiciones de dispersión de la presente descripción pueden ser preparadas como se discute en la patente estadounidense no. 2, 932,61 6, Selective synthesis of aliphatic ethylene glicol sulfonate surfactants (S íntesis selectiva de surfactantes de sulfonato de etilenglicol alifático) , Gautun, Odd R. ; Carlsen , Per H.J . ; Maldal, Trygve Vikane, Olav; Gilje, Eimund, I nst. Organic Chem . , Univ. Trondheim-NTH, Trondheim , Noruega. Acta Chemica Scandinavica ( 1996) , 50(2) , 1 70-7. Editor: Munksgaard), y/o publicación internacional número WO 2008/1 34390 A1 , ambas de las cuales son incorporadas en la presente por referencia en su totalidad. Por ejemplo, un glicerol-1 ,3-dialquil éter puede ser preparado al hacer reaccionar el alcohol del grupo alquilo deseado (o grupos donde una mezcla de alquilos de diferentes tamaños son usados) con epicloridihidrina. Un ejemplo para formar un glicerol-1 ,2-dialquil éter puede encontrarse en la patente japonesa no. JP3258740 (A) para Komori Takashi et al . , la cual es incorporada en la presente por referencia en su totalidad . La reacción puede proceder entonces al condensar un éter cíclico adecuado (por ejemplo, óxido de etileno, oxetano, tetrahidrofurano) en la ausencia substancial de oxígeno en la presencia de un catalizador alcalino o agente condensador con ya sea el glicerol-1 , 3-dialquil éter teniendo la fórmula: o un glicerol-1 ,2-dialquil éter teniendo la fórmula: Para las diversas modalidades, el surfactante no iónico de la presente invención puede incluir opcionalmente un grupo enlazador que une el grupo -(R 0)y-H , como se proporciona en la presente, al grupo glicerol dialquil éter. Para las diversas modalidades, el grupo enlazador puede tener la fórmula general: -(CR5R6CR7R80)x-donde R5, R6, R7 y R8 son cada uno seleccionados independientemente del grupo de H , grupos alquilo ramificado, alquilo lineal , alquilo cíclico y alcarilo teniendo 1 a 6 átomos de carbono, con la condición de que uno o más de los siguientes aplican: que R5, R6, R7 y R8 no pueden ser todos H y el número total de átomos de carbono en R5+R6+R7+R8 es menor que o igual a aproximadamente 8. Ejemplos de tales grupos enlazadores pueden incluir, pero no están limitados a, óxidos de alquileno, tales como óxido de propileno, óxido de butileno, óxido de estireno, óxido de isobutileno, óxido de hexeno, óxido de octeno y óxido de ciclohexeno, los cuales pueden incrementar la solubilidad de dióxido de carbono.

Para las diversas modalidades, los surfactantes no iónicos discutidos en la presente pueden ser usados para formar o crear una dispersión formada de dióxido de carbono y agua que es adecuada para usarse en procesos de recuperación de petróleo intensificada. Por ejemplo, los surfactantes no iónicos discutidos en la presente pueden usarse como parte de una composición de dispersión, de acuerdo con la presente descripción, para uso en la recuperación de petróleo intensificada. Como se usa en la presente, una dispersión que es adecuada para usarse en procesos de recuperación de petróleo mejorada se refiere a una dispersión que permanece como una dispersión (por ejemplo, una espuma que no se rompe o disuelve) por una duración suficiente para su propósito pretendido en la recuperación de petróleo intensificado.

Para las diversas modalidades, la cantidad de surfactante no iónicos usada en las composiciones de dispersión puede ser una cantidad de 0.001 hasta 5 por ciento en volumen, con base en un volumen total de la composición de dispersión. En modalidades adicionales, la cantidad de surfactante no iónico usada en las composiciones de dispersión puede estar en un rango de 0.01 a 1 por ciento en volumen , con base en un volumen total de la composición de dispersión. En modalidades adicionales, la cantidad de surfactante no iónicos usada en la composición de dispersión puede estar en un rango de 0.05 a 0.5 por ciento en volumen, con base en un volumen total de la composición de dispersión .

En algunas modalidades, los surfactantes no iónicos de la presente descripción pueden incluir otros aditivos. Por ejemplo, la composición puede incluir inhibidores de corrosión , co-surfactantes, inhibidores de escamas, mezclas de los mismos, as í como otros aditivos. En algunas modalidades, la cantidad total de los aditivos adicionados a los surfactantes no iónicos de la presente descripción es no mayor que aproximadamente 5 por ciento en peso, con base en un peso total de la composición .

En un esfuerzo para determinar y verificar que los surfactantes no iónicos de la presente descripción formarán una dispersión adecuada para uso en procesos de recuperación de petróleo mejorada, los surfactantes no iónicos de la presente descripción pueden ser clasificados en un método de clasificación . El método de clasificación incluye pasar una composición de dispersión del surfactante no iónico, dióxido de carbono y agua a través de una capa de arena a aproximadamente 4 mililitros por minuto (ml/min), a una temperatura y presión que es representativa de una formación subterránea en la cual el surfactante no iónico va a ser usado con el fin de crear una dispersión de dióxido de carbono y agua. En una modalidad, tal temperatura representativa puede ser 40°C, y una presión representativa puede ser aproximadamente 140.6 kg/cm2 (2000 libras por pulgada cuadrada (psi)). Una descripción más detallada del método de clasificación es descrita en la Sección de ejemplos en la presente.

En algunas modalidades, la cantidad de dióxido de carbono, agua y surfactante no iónico de la composición de dispersión pasada a través de la capa de arena puede ser aproximadamente 90 por ciento volumen de dióxido de carbono, aproximadamente 10 por ciento en volumen de agua y aproximadamente 0.1 por ciento en peso de surfactante no iónico, con base en un peso total de la composición. Además, las condiciones de prueba (por ejemplo, 4 ml/mina 40°C y 140.6 kg/cm2 (2,000 psi)) pueden elegirse debido a que son representativas de condiciones en la formación subterránea. Sin embargo, modalidades de la presente descripción también incluyen el método de clasificación usando otras condiciones de prueba que serán representativas de otras condiciones de formación subterránea, como se discute en la presente.

Como se discute en la presente, el método de clasificación puede usarse para determinar si la dispersión formada del surfactante no iónico, dióxido de carbono y agua será adecuada para procesos de recuperación de petróleo mejorada. Debido a que un propósito de formar la dispersión del surfactante no iónico, dióxido de carbono y agua puede ser canalizar dióxido de carbono hacia porciones previamente no barridas de la formación subterránea, como se discute en al presente, la dispersión puede necesitar mantener una viscosidad aparente de al menos 50 centipoises (cps) hasta aproximadamente 300 cps a la temperatura representativa de la formación subterránea en la cual será usada.

Como se apreciará por alguien experto en la técnica, la viscosidad es usada para describir una resistencia de fluido a fluir: de manera más específica, la viscosidad es la proporción de la tensión de corte al gradiente de velocidad en un fluido. Para la dispersión formada del surfactante no iónico, dióxido de carbono y agua, una viscosidad aparente es usada para describir mejor la resistencia de la dispersión a fluir en modalidades en la presente. Al tener una viscosidad aparente de al menos 50 cps, a la temperatura representativa de la formación subterránea en la cual será usada, la dispersión formada del surfactante no iónico, dióxido de carbono y agua puede retardar el flujo de dióxido de carbono hacia la formación subterránea mientras que también bloquea porciones de la formación subterránea que han sido previamente agotadas usando otras técnicas de recuperación.

La viscosidad aparente de las dispersiones formadas del surfactante no iónico, dióxido de carbono y agua de la presente descripción puede determinarse usando la ecuación: donde el término de factorización, ?, es fijado a 0.5 y R describe un radio de un tubo capilar usado en un aparato para medir la viscosidad aparente, ?? es una caída de presión medida a través del tubo capilar, L es una longitud del tubo capilar, y U es la velocidad de la dispersión. El aparato usado en el proceso de clasificación, así como la viscosidad aparente son descritos con más detalle en la Sección de ejemplos en la presente.

Además, los surfactantes no iónicos de la presente descripción tienen un punto de obscuridad . El punto de obscuridad puede ser definido como la temperatura a la cual un surfactante se vuelve insoluble en agua a una concentración de surfactante dada y una salinidad del agua. Para los surfactantes no iónicos de la presente descripción, la solubilidad de agua del surfactante es gobernada por la capacidad de agua a hidratar el surfactante no iónico. Normalmente, una vez que la temperatura de la formación subterránea se aproxima a un punto de obscuridad de un surfactante, la dispersión puede volverse inestable debido a que el surfactante ya no es completamente soluble en agua a una temperatura por arriba del punto de obscuridad , y no puede así alentar la formación de una dispersión.

En contraste con esto, los surfactantes no iónicos de la presente descripción son capaces de promover la formación de una dispersión a temperaturas que están a o están ligeramente arriba de su punto de obscuridad (por ejemplo, tanto como 5°C por arriba del punto de obscuridad) . Como tales, en modalidades donde la temperatura de formación subterránea es incrementada, un surfactante no iónico puede ser usado en procesos de recuperación de petróleo mejorada como se describe en la presente. Además, los surfactante no iónicos de la presente descripción también mantienen un balance hidrofílico-lipofílico (HLB) de aproximadamente 7 hasta aproximadamente 20. Los valores de H LB en este rango generalmente indican buenos surfactantes estabilizantes de dispersión para dióxido de carbono y agua.

Como se discute en la presente, la composición de dispersión para uso en recuperación de petróleo intensificada de la presente descripción puede incluir el surfactante no iónico, dióxido de carbono y agua. Como se discute en la presente, el término "agua" como se usa con la composición de dispersión de la presente descripción puede ser, por ejemplo, una salmuera. Una ventaja de usar los surfactantes no iónicos de la presente descripción para formar una forma de dióxido de carbono/agua es su alta tolerancia a sal debido a su naturaleza no iónica. Una salmuera es agua saturada o con una alta concentración de sal. Una solución de salmuera puede contener tan poco como 0.2 por ciento en peso de sal , con base en el peso total de la solución de salmuera, o la solución de salmuera puede contener sal hasta la concentración de saturación de sal, la cual puede exceder 1 5 por ciento en peso, con base en el peso total de la solución de salmuera, dependiendo de la temperatura de la solución de salmuera. Tales sales pueden incluir cloruro de sodio, cloruro de calcio y/o cloruro de magnesio, entre otros. En algunas modalidades, la salmuera puede incluir desde 2 hasta 1 0 por ciento en peso de cloruro de sodio, 0.5 por ciento en peso de cloruro de calcio, y 0.1 por ciento en peso de cloruro de magnesio en agua deionizada. Otras salmueras también son posibles.

El dióxido de carbono puede ser incluido en las composiciones de dispersión de la presente descripción a un límite inferior de aproximadamente 60 por ciento en volumen o mayor, con base en un volumen total del agua y dióxido de carbono. En una modalidad adicional, el dióxido de carbono puede ser incluido a un l ímite inferior de aproximadamente 70 por ciento en volumen o mayor, con base en el volumen total del agua y dióxido de carbono. En una modalidad adicional , el dióxido de carbono puede ser incluido a un límite inferior de aproximadamente 80 por ciento en volumen o mayor, con base en un volumen total del agua y dióxido de carbono. El dióxido de carbono también puede ser incluido en modalidades de la presente descripción a un límite superior de aproximadamente 90 por ciento en volumen o menos, con base en un volumen total del agua y dióxido de carbono. En una modalidad adicional , el dióxido de carbono puede ser incluido a un límite superior de aproximadamente 90 por ciento en volumen o mayor, con base en un volumen total del agua y dióxido de carbono. En una modalidad adicional, el dióxido de carbono puede ser incluido a un l ím ite superior de aproximadamente 97 por ciento en volumen o mayor, con base en un volumen total del agua y dióxido de carbono. Las modalidades también incluyen dióxido de carbono en un rango que combina uno del l ím ite inferior con uno del límite superior como se lista en la presente con respecto a porcentajes de volumen de dióxido de carbono.

El dióxido de carbono también es un gas no condensable (por ejemplo, un gas que no es fácilmente condensado mediante enfriamiento). Como se aprecia por alguien experto en la técnica, para una temperatura de petróleo dada, el gas no condensable puede volverse miscible con petróleo por arriba de una presión conocida como la presión de miscibilidad m ínima (MM P). En general , el dióxido de carbono tiene que ser un líquido y/o estar en una fase supercrítica para que sea miscible con petróleo. Las modalidades de la presente pueden ser implementadas por arriba de MMP , lo cual puede permitir una mayor recuperación. Implementar las modalidades de la presente descripción por abajo del MMP también puede incrementar la movilidad y barrido del petróleo y así permitir la recuperación en inundaciones inmiscibles.

Aunque las modalidades descritas en la presente incluyen dióxido de carbono como el gas no condensable de la presente descripción, alguien experto en la técnica apreciará que otros gases no condensables también pueden ser incluidos en lugar de dióxido de carbono y/o además del dióxido de carbono. Ejemplos de otros gases no condensables posibles incluyen, pero no están limitados a, nitrógeno, gas natural, metano, propano, butano, etano, etileno, sulfuro de hidrógeno, sulfuro de carbonilo, aire, gas de humero de combustión, mezclas de metano con etano, argón, hidrocarburos ligeros y mezclas de los mismos, entre otros.

Cuando el surfactante no iónico de la presente descripción es inyectado con el dióxido de carbono y agua (es decir, la composición de dispersión) hacia la formación subterránea conteniendo petróleo (por ejemplo, hidrocarburo l íq uido), el surfactante no iónico puede promover la formación de una dispersión a partir de dióxido de carbono y agua. Para las diversas modalidades, el dióxido de carbono de la composición de dispersión puede estar en la forma de un líquido y/o en una fase supercrítica. Además, el dióxido de carbono y agua de la composición de dispersión puede estar en un l íquido y/o una fase supercrítica en la formación subterránea.

Para las diversas modalidades, la composición de dispersión puede ser usada para generar una dispersión usando una variedad de diferentes técnicas de generación de dispersión. Para las diversas modalidades, la dispersión puede ser generada antes de la inyección en la formación subterránea. Por ejemplo, corrientes separadas del agua con el surfactante no iónico y el dióxido de carbono pueden inyectarse vía tubería posicionada en un pozo de inyección , donde se mezclan, por ejemplo, en un mezclador estático u otro aparato generador de dispersión posicionado dentro de la tubería. Para las diversas modalidades, las corrientes pueden ser mezcladas arriba del suelo para formar la dispersión antes de la inyección en una formación subterránea.

Además, el surfactante no iónico puede ser introducido en el campo con agua y el dióxido de carbono puede ser inyectado detrás del surfactante no iónico, llamado un proceso de gas-alternante-surfactante (SAG) . Una vez que el dióxido de carbono golpea el surfactante no iónico en la formación subterránea, las fuerzas de corte pueden crear la dispersión. Otros métodos para formar una dispersión dentro de una formación subterránea se describen en la patente estadounidense no. 4, 380,266, la cual es incorporada en la presente por referencia.

Para las diversas modalidades, la dispersión formada a partir de la composición de dispersión de la presente descripción puede inyectarse en una formación subterránea vía el pozo de inyección bajo una presión suficiente para provocar que la dispersión entre a la formación. Por ejemplo, el surfactante no iónico puede ser inyectado en el depósito con agua, y entonces el dióxido de carbono puede ser inyectado después de inyectar el surfactante no iónico con agua en la formación subterránea. Además, en algunas modalidades, el surfactante no iónicos puede ser inyectado en el depósito tanto con agua como dióxido de carbono, donde el surfactante no iónico puede ser incluido en el agua.

El método de la presente descripción puede ser empleado en procesos de recuperación de petróleo mejorada para recuperar petróleo a partir de formaciones subterráneas penetradas por al menos un pozo de inyección y un pozo de producción. Por ejemplo, el método puede ser usado como parte de un proceso de mejorada de barrido en conjunción con una operación de recuperación secundaria, tal como una inundación con agua o una inundación con pol ímero, o una operación de recuperación terciaria, por ejemplo, una inundación alcalina o una inundación con gas.

Para las diversas modalidades de operaciones de recuperación secundaria, la dispersión formada a partir de la composición de dispersión de la presente descripción puede entrar y fluir dentro de las fracturas de la formación subterránea. Una vez que una cantidad suficiente de la dispersión ha sido inyectada en la formación subterránea (por ejemplo, una cantidad suficiente para provocar un rompimiento de la dispersión en un pozo de producción) , un fluido impulsor, como se describe en la presente, puede ser inyectado en la formación subterránea a través del pozo de inyección. Para las diversas modalidades, la dispersión formada a partir de la com posición de dispersión de la presente descripción puede permanecer estable sobre un intervalo de tiempo de al menos aproximadamente 24 horas. Así, la dispersión puede ser suficientemente estable y viscosa para desplazar el petróleo presente dentro de fracturas en la formación subterránea, pero eventualmente se descompondrá en gas y un surfactante y una solución acuosa dentro de un periodo predeterminado con el fin de permitir la remoción de la misma a partir de las fracturas mediante una dispersión subsecuentemente inyectada u otro fluido impulsor. La estabilidad de tal dispersión puede ser predeterminada al variar la química de surfactante, composición y concentración, entre otros factores.

Para las diversas modalidades, la alta viscosidad aparente de la dispersión puede ayudar a provocar un aumento en la presión de inyección diferencial encontrada en las fracturas por un fluido impulsor subsecuentemente inyectado, tendiendo por ello a desviar la trayectoria de flujo de tal fluido a partir de las fracturas en la matriz de formación. Así, de acuerdo con varias modalidades de la presente invención, la dispersión formada a partir de la composición de dispersión de la presente descripción puede inyectarse y puede ocupar al menos una porción de las fracturas de una formación subterránea fracturada. Posteriormente, el fluido impulsor puede ser inyectado en la formación subterránea fracturada vía el o los mismos o diferentes pozos. Al encontrar la dispersión dentro de las fracturas, la relativamente alta viscosidad de la dispersión presente en una porción de las fracturas subterráneas proporciona un diferencial de presión incrementado al desviar por ello al menos una porción del fluido impulsor hacia la matriz de formación, la cual resulta en una eficiencia de barrido mejorada del petróleo a partir de la matriz de formación y/o fracturas mediante el fluido impulsor.

Las modalidades de la presente descripción también pueden incluir métodos para recuperar petróleo a partir de una formación subterránea penetrada por al menos un pozo de inyección y un pozo de producción a través de un proceso de inundación de gas. Debido a que los procesos de inundación de gas son normalmente un proceso de recuperación terciario realizado después de la inundación de agua, el petróleo dejado en la formación subterránea tiende a estar en áreas difíciles de alcanzar. Además, la mayoría de la formación subterránea es llenada con agua a partir de un procedimiento de inundación de agua. Como tales, las modalidades de la presente descripción incluyen seleccionar un surfactante no iónico de la presente descripción , e inyectar el surfactante no iónico con agua hacia la formación subterránea vía el pozo de inyección para formar la dispersión de la composición de dispersión en la formación subterránea.

En el proceso de inundación de gas, los gases no condensables (por ejemplo, dióxido de carbono) usados bajo condiciones miscibles se disuelven en e hinchan el petróleo. Como se usa en la presente "disolver" en el petróleo se refiere al proceso donde el gas no condensable en la dispersión estable pasa a solución con los hidrocarburos líquidos. Conforme el petróleo se hincha, su viscosidad es reducida. Para las diversas modalidades, el dióxido de carbono puede ser usado como el gas no condensable. Debido a que el dióxido de carbono tiene una baja viscosidad en relación a los hidrocarburos líquidos, la viscosidad del petróleo disminuirá conforme el dióxido de carbono se disuelve en los hidrocarburos l íquidos. Al permitir que el dióxido de carbono se disuelva en los hidrocarburos, la viscosidad del petróleo en la formación subterránea es disminuida, permitiéndole que fluya más fácilmente que si el dióxido de carbono no se hubiera disuelto en los hidrocarburos líquidos. Al reducir la viscosidad del petróleo en esta manera, el petróleo puede fluir en un pozo de producción enlazado a la formación subterránea donde puede ser recuperada.

En estos procesos terciarios, un propósito para la dispersión puede ser inhibir el flujo del gas no condensable en esa porción de la formación subterránea conteniendo solo petróleo residual. En otras palabras, la dispersión puede bloquear el flujo del gas no condensable en porciones de la formación subterránea donde el petróleo ha sido recuperado usando procesos de recuperación previamente realizados. Por lo tanto, la dispersión fuerza al gas no condensable a impulsar el petróleo recuperable de las porciones menos suprim idas de la formación subterránea hacia el pozo de producción.

Se entenderá que la descripción anterior ha sido hecha en una manera ilustrativa, y no una restrictiva. Aunque modalidades específicas han sido ilustradas y descritas en la presente, aquéllos de habilidad ordinaria en la técnica apreciarán que son posibles otros usos para los surfactantes no iónicos y dispersión formada a partir de los mismos. Por ejemplo, los surfactantes no iónicos y/o dispersiones formadas a partir de los mismos pueden ser útiles para recuperar otros hidrocarburos presentes en suelos o rocas, tal como en recuperación de suelos. Las reivindicaciones pretenden cubrir tale adaptaciones o variaciones de varias modalidades de la descripción, excepto al grado limitado por la técnica anterior.

Las modalidades de la presente descripción son ilustradas por los siguientes ejemplos. Se entenderá que los ejemplos, materiales, cantidades y procedimientos particulares serán interpretados ampliamente de acuerdo con el alcance y espíritu de la descripción como se expone en la presente.

Ejemplos Los siguientes ejemplos son dados para ilustrar, pero no limitar, el alcance de esta descripción. A menos que se indique de otra manera, todas las partes y porcentajes son en peso. El porcentaje en peso es el porcentaje de un compuesto incluido en una mezcla total , con base en el peso. El porcentaje en peso puede ser determinado al dividir el peso de un componente por el peso total de la mezcla y entonces multiplicar por 100. El símbolo v/v significa en volumen en la fase acuosa para surfactantes a menos que se declare de otra manera. A menos que se especifique de otra manera, todos los instrumentos y químicos usados están comercialmente disponibles.

Materiales Se usa cloruro de sodio (cristales de GR) de EM Science como se recibió. Decano (n-decano certificado), cloruro de magnesio (hexahidrato, grado enzima) y cloruro de calcio (dihidrato de ACS certificado) son usados como se recibieron de Fisher Scientific.

El agua deionizada (DI) es usada a través de un NanopureMR II (Barnstead, Dubuque, IA) con una conductancia promedio de 16 ohms. 2-etiohexanol disponible de Sigma-Aldrich®, St. Louis, MO.

Hidróxido de potasio disponible de Sigma-Aldrich®, St. Louis, MO.

Las soluciones de salmuera son hechas incluyendo desde aproximadamente 2 hasta aproximadamente 10 por ciento en peso de NaCI, 0.5 por ciento en peso de cloruro de calcio (CaCI2) y 0.1 por ciento en peso de cloruro de magnesio (MgCI2) en agua DI.

Dióxido de carbono grado instrumento (>99.99% puro, Praxair Distribution , Inc.) Surfactante de copolimero de bloque Pluronic® L62 (L62, BASF Corporation).

Surfactante TergitolMR TMN-6 (TMN-6, Dow Chemical Company) Surfactante TergitolMR 15-S-7 (15-S-7, Dow Chemical Company) Surfactante TergitolM R 1 5-S-20 (1 5-S-20, Dow Chemical Company) Síntesis de surfactante El siguiente procedimiento ejemplifica un procedimiento estándar para hacer surfactantes basados en 2-eti I- 1 -hexanol (EH) (2-EH-P05-E09, 2-EH-P05-EOn , 2-EH-P05-E013, 2-EH-P05-E01 5) usando alcoxilación. Además, un experto en la técnica apreciará que este es un procedimiento ejemplar y que otros componentes pueden ser substituidos o removidos en el procedimiento (por ejemplo, removiendo óxido de propileno (PO) al formar 2-EH-E01 1 8) para hacer una solución de surfactante similar. Por ejemplo, el siguiente ejemplo incluye un paso de catalización con hidróxido de potasio sólido (KOH).

Alcoxilación de 2-etilhexanol Aproximadamente 846 gramos (g) de 2-etilhexanol es catalizado con aproximadamente 2.98 gramos de hidróxido de potasio sólido (KOH) y deshidratado bajo 30 milímetros de mercurio (mm Hg)/nitrógeno a aproximadamente 100 grados Celsius (°C) durante aproximadamente 30 minutos. Este material es propoxilado entonces al bombear una cantidad estequiométrica de óxido de propileno (PO) para el surfactante deseado hacia un reactor a una temperatura de aproximadamente 1 30°C. Se permite que la reacción continúe a aproximadamente 1 30°C hasta que ha reaccionado PO. Este material es etoxilado entonces al bombera una cantidad estequiométrica de oxido de etileno (EO) en el reactor. Después de la reacción completa, medida cuando la presión interior del reactor alcanza presión ambiente, la mezcla es neutralizada a aproximadamente 70°C al tratar con silicato de magnesio o neutralizada con ácido acético.

Los procedimientos para sintetizar los surfactante restantes usados en la sección de Ejemplos pueden encontrarse en la patente estadounidense no. 2 ,932,616 y/o publicación internacional número WO 2008/1 34390 A1 , ambas incorporadas en la presente por referencia en su totalidad .

Temperatura de punto de obscuridad La temperatura de punto de obscuridad del surfactante en una fase acuosa fue medida con una concentración de surfactante de 1 % v/v. La fase acuosa consistió de ya sea agua DI pura o una solución de salmuera (con 2% de NaCI, 1 % de CaCI2 y 0.5% MgCI2 p/p en agua). Las soluciones de surfactantes fueron calentadas lentamente a partir de 24 a 80°C y la temperatura a la cual cada solución se volvió nebulosa fue registrada y se repitió con un error máximo de aproximadamente ± 1 °C. La temperatura de punto de obscuridad de surfactantes comercialmente disponibles fue dada como se reporta por el fabricante.

Medición de tensión interfacial La tensión interfacial entre C02 y soluciones surfactantes acuosas es determinada a partir de análisis de forma de gota asimétrica de una burbuja cautiva (como se reporta en Prokop, R. M. ; Jyoti, A. ; Eslam ian, M . ; Garg , A. ; Mihaila, M. ; del Rio, O. I. ; Susnar, S. S. ; Policova, Z. ; Neumann , A.W. A study of captive bubbles with axisymmetric drop shape analysis. (Un estudio de burbujas cautivas con análisis de forma de gota asimétrica). Colloids and Surfaces, A: Physicochemical and Engineering Aspects (Coloides y superficies, A: Aspectos fisicoquímicos y de ingeniería), 1 998, 1 31 , 231 -247) . La presión de superficie (p) es la diferencia entre ?0 (sin surfactante) y ? >(con surfactante) .

Tensión superficial y mediciones de CMC La tensión superficial y datos de CMC fueron obtenidos usando un tensiómetro KRÜSS R K1 00 a 25°C en agua. Para esta prueba, la tensión superficial de una solución surfactante-agua es medida mientas que se adiciona en incrementos el surfactante a agua DI . Los resultados son medidos en términos de dinas/centímetros usando una placa de Wilhelmy. Los resultados son registrados versus concentración de surfactante. La concentración crítica de micelas es el punto en el cual un aumento en la concentración de surfactante no siempre resulta en un cambio en la tensión superficial.

Viscosidad aparente de dispersiones de dióxido de carbono/agua (C/W) El aparato 100 para medir la viscosidad de dispersión C/W es mostrado en la Figura 1 . Antes de comenzar, el sistema es equilibrado a 40°C. El dióxido de carbono y la solución de surfactante son bombeadas de manera simultánea en el sistema a través de dos bombas 102 y 1 04, donde el dióxido de carbono es bombeado a través de la bomba 1 02 (bomba de jeringa Isco (modelo 260D) con un controlador de bomba de serie D) y la solución de surfactante es bombeada usando la bomba 104 (una bomba de cabezal dual de HPLC, LDC/Milton Roy consta Metric III). La mezcla de C02 y solución de surfactante entró a un empaque de arena 106 con poros hidrofílicos para generación de dispersión de C/W. El empaque de arena 106 fue un tubo de ya sea 10.2 cm de largo, 0.386 cm de diámetro interior empacado con arena no esférica de malla 20-40 pre-lavada (420-840 pm) que da 50 pm poros o un tubo de diámetro interior de 12.1 cm de largo, 0.76 cm de diámetro interior empacado con arena no esférica de diámetro de 125 µp? que da poros de 10 pm. La arena fue sostenida en su lugar por pantallas de alambre fijadas a los extremos de tubería.

Entre pruebas, el empaque de arena 106 fue enjuagado con unos cuantos cientos de mililitros de etanol y varios litros de agua DI hasta que el efluente estuvo libre de surfactante. Entonces la pre-adsorción de surfactante fue lograda al correr un volumen suficiente de solución de surfactante (20-50 mi) a través del empaque de arena 106 para pre-equilibrar la arena con surfactante.

La dispersión generada en el paquete de arena 106 fluyó a través de una válvula de seis puertos (Valco Instruments, modelo C6W) seguido por un capilar (0.0762 cm id., 195 cm de largo). La presión diferencial (??) a través del capilar fue medida por ya sea un alto rango 108 o un medidor de presión diferencial 110 de bajo rango (modelo Validyne CD23). El medidor de presión de alto rango 108 contenía un diafragma de 7.03 kg/cm2 (100 psia), mientras que el medidor de presión de rango bajo 110 contenía un diafragma de 1.406 kg/cm2 (20 psia). Un valor de ?? promedio es obtenido con un transductor de presión colocado en el aparato 1 00 sobre cualquier diafragma en uso 1 08, 1 1 0. Conforme se forma la dispersión, la presión dentro del capilar puede oscilar. Cuando el valor promedio registrado en el transductor cada 2 minutos varía por menos de aproximadamente 1 5 por ciento, el aparato ha alcanzado el estado estable.

El efluente del capilar fluyó a través de una segunda válvula de seis puertos (Valco I nstruments, modelo C6W) hacia una celda visual cilindrica de acero inoxidable 1 1 2 con dos ventanas de zafiro (longitud de trayectoria de 0.4 cm y diámetro de 1 .8 cm) donde se hicieron las observaciones visuales macroscópicas de la dispersión que fluye a granel. La presión del sistema es mantenido casi 140.6 kg/cm2 (2,000 psi) por medio de un regulador de retro presión. La temperatura del aparato completo fue mantenida a ± 0.2°C mediante el uso de un baño de agua equipado con uno o más controladores de temperatura (Julabo, Inc.) .

La viscosidad aparente de la dispersión C/W (^ dispersión ) es calculada a partir de la velocidad de corte conocida ( ¿ > y diferencia de presión medida (??) a través del capilar con una longitud (L) de 1 95 cm. La tensión de corte (t) y velocidad de corte son calculados a partir de PRcap/L y el gradiente de velocidad /U(Rcap), respectivamente. La velocidad promedio, U, es determinada a partir de la velocidad de flujo volumétrico total de la dispersión C/W (la suma de las velocidades de flujo para las dos fases, Q,otai) dividida por el área de sección transversal del tubo capilar. Un término de escalado geométrico adicional, ? = 0.5, es usado para calcular la viscosidad de dispersión aparente donde Rcap es el radio de tubo capilar (0.0381 cm).

Microscopía y estabilidad de dispersión de dióxido de carbono y agua (C/W) La caracterización in situ de tamaños de burbujas y distribuciones de tamaño de la dispersión de C&/W se midió al desviar un flujo de dispersión de C/W después del paquete de arena 106 o tubo capilar 14 a una celda de microscopía de alta presión con las dos válvulas de inyección de seis puertos. Una válvula determinó el punto de muestreo para la dispersión de C/W y el segundo flujo controlado a través de la celda de microscopía 112. La celda de microscopía 112 fue montada en un microscopio (Nikon Eclipse ME600). Las ventanas de zafiro (Swiss Jewel Company, W6.36, 0.635 cm de diámetro y 0.229 cm de espesor) de la celda 112 se separaron con separadores de aluminio creando una longitud de trayectoria de aproximadamente 25 µ?t?.

Cuando el flujo a través de la celda 112 fue detenida, imágenes de microscopía fueron capturadas vía una cámara Photometrics CoolSNAP CF CCD conectadas a una computadora. La dispersión de C/W se hizo fluir a través de la celda de microscopía por varios volúmenes de celda antes de que se registrara una imagen para asegurar que la dispersión de C/W fotografiada no hubiera envejecido significativamente. La cámara CCD fue programada para tomar fotos en intervalos de tiempos fijados (desde <1 s hasta varias h) para proporcionar mediciones de estabilidad en el tiempo. La temperatura de la celda y tubería de microscopio se controló mediante cinta de calentamiento eléctrico (cinta eléctrica flexible de thermolyne briskeat, Barnstead/thermolyne) envuelta alrededor de la celda y tubería de microscopio y se manejó con termostato usando un controlador de temperatura (Omega CN7600, Omega) a la mismas temperatura que el baño de agua.

Las imágenes fueron analizadas con el programa de cómputo ImageJ al ajustar la escala usando estándares de microscopía, ajustar el valor de umbral de la imagen y usar la función de partículas de medida. En la mayoría de los casos, las áreas de burbuja con una circularidad de 0.60 o más fueron obtenidas y así se convirtieron a radios esféricos. Los parámetros de distribución de tamaño y radios promedio fueron calculados entonces usando las fórmulas a continuación. El tamaño de burbuja mínimo que podría medirse tuvo un diámetro de 0.4 pm a aumento de 50x, 0.88 µ?? a aumento de 20x y 1.8 pm a aumento de 10x; las burbujas más pequeñas que estos valores podrían no ser detectados con el microscopio y no fueron dimensionadas.

Para determinar los tamaños de burbuja promedio para una velocidad de corte dada, se analizaron 6-9 imágenes de microscopio en cada condición, correspondiendo a al menos varios cientos de burbujas y hasta 10,000 burbujas. El diámetro promedio de Sauter de una dispersión dada, Dm, es calculado como sigue donde D, es el diámetro de una burbuja de dispersión. Los diámetros promedio de número, Davg, también pueden calcularse a partir de los valores de D¡.

La estabilidad de la dispersión C/W es medida al fotografiar una dispersión de C/W dada sobre incrementos en el tiempo conocidos. Cuando se forma, la dispersión C/W es atrapada en la celda de microscopio. Inicialmente, la dispersión es fotografiada cada 1 segundo durante 2 minutos iniciando inmediatamente después de que se detuvo el flujo. Después de la recolección de las fotografías de dispersión de C/W, la pila de imágenes es convertida usando las últimas imágenes con los tamaños más grandes para determinar los valores de umbral para la pila. Una circularidad de aproximadamente 0.3 es usada. Las burbujas mayores que 0.4 µ?t? de diámetro son medidas a partir de las fotos de dispersión de C/W por cada 5 segundos para rastrear los cambios de tamaño en el tiempo. Entonces el volumen total de las burbujas (suma de volúmenes de todas las burbujas medidas), y Dm (ecuación 2) son calculadas para cada uno de estos tiempos. Las gráficas se hacen a partir de estas propiedades en el tiempo y se determina dv/dt como la inclinación del volumen medido como una función de tiempo. Para la estabilidad de tamaños de burbuja más grandes sobre tiempos más largos, una sola capa de burbujas en el orden de 1 a 100 µ?? fue atrapada en la celda de microscopía y se midió en varios tiempos. Las imágenes fueron analizadas usando la escala de microscopía apropiada y circularidad (generalmente 0.5-0.6) en tiempos conocidos.

Resultados La Tabla 1 presenta las temperaturas de punto de obscuridad medidas para los surfactantes en agua y salmuera (2% NaCI, 1% CaCI2 y 0.5% MgCI2 w/w en agua) a 1% v/v de surfactante. El balance hidrofílico-lipofílico (HLB) de los surfactantes también es listado como se calcula a partir del método de contribución de grupo de Guo et al. (Guo, X.; Rong, Z., Ying, X. Calculation of hydrophile-lipophile balance for polyethoxylated surfactants by group contribution method (Cálculo de equilibrio hidróf ilo-lipóf ¡lo para surfactantes polietoxilados mediante método de contribución de grupo). Journal of Colloid and Interface Science 2006, 298, 441-450). El HLB de los surfactantes comerciales como se reporta por el fabricante es presentado en paréntesis.

Las viscosidades aparentes medidas (calculadas usando el ?? medido en la ecuación 1) de las dispersiones de C7W (r|d¡sPers¡ón) en un tubo capilar a temperaturas variantes también son presentadas en la Tabla 1 con la Dsm inicial (ecuación 2) de las burbujas de dispersión. La mayoría de las dispersiones de C/W contenían una calidad de 90% v/v C02 y las dispersiones de C/W fueron estabilizadas con 1% v/v de surfactante (en la fase acuosa) a aproximadamente 140.6 kg/cm2 (2000 psia). Las dispersiones de C/W fueron generadas con el empaque de arena de poro de 50 µp? y una velocidad de flujo de dispersión total (Qtotad de 6 ml/min. La d¡Spers¡ón según se mide mediante el ?? también es listada en la Tabla 1, junto con la Dm de la dispersión de C/W a 24- 70°C y 140.6 kg/cm2 (2000 psia) con una calidad de 90% v/v C02 y 1% v/v surfactante a menos que se note de otra manera. Un listado de "no dispersión" indica que se observaron postas de solución de surfactante acuosa y C02.

Tabla 1 (ppt significa una fase rica en surfactante separada presen e) Como se ¡lustra en la Tabla 1 , DOG-E01 2 forma una dispersión de C/W estable como lo hacen L62, 15-S-20, TMN-6, los surfactantes 2-EH y 1 -hexanol que contienen PO y EO. Los datos provistos en la Tabla 1 también validan las condiciones de clasificación ya que los compuestos que son conocidos por ser espumantes pobres, tales como 1 5-S-7 , LA-E012, 1 -octanol-P04. 5-E0 2, C1 2- 1 4-E0 , 2-EH-E01 1 8, proporcionan resultados relativamente pobres.

Con respecto al punto de obscuridad, como la temperatura de la dispersión de C/W es incrementada cercana a la temperatura de punto de obscuridad del surfactante, ocurrieron cambios rápidos en la estabilidad. La precipitación del surfactante de la fase acuosa en una fase rica en surfactante separada en el punto de obscuridad reduce enormemente la estabilidad de las láminas de dispersión de C/W. En consecuencia, la temperatura máxima donde una dispersión de C/W puede ser generada depende enormemente del punto de obscuridad de la solución acuosa. Adicionalmente, la presencia de sales normalmente hace a los surfactantes menos solubles y deprime el punto de obscuridad (Tabla 1 ).

Las temperaturas en las cuales la dispersión no podría ser observada como una función de la estructura de surfactante también son presentadas en la Tabla 1 . Esta temperatura no está más de 4°C por arriba del punto de obscuridad para todos los surfactantes excepto DOG-E012. Para los otros surfactantes, la dispersión de C/W experimentó una transición de una dispersión de C/W no coalescente altamente estable a solo postas de las dos fases con solo 1 -2°C de aumento en temperatura por arriba del punto de obscuridad.

La Tabla 2 presenta las propiedades interfaciales de varios surfactantes en la interfase de dióxido de carbono/agua, incluyendo la tensión interfacial (?) y presión de superficie (p) a 0.01% p/p de surfactante (en la fase acuosa). Las dispersiones de C/W consistiendo de 90% v/v CO2 y 1% v/v surfactante (con base en la fase acuosa) a 24°C y 140.6 kg/cm2 (2000 psia) formadas con altas velocidades de corte (Qtoiai de 12-15 ml/min) a través de un empaque de arena con poros de 10 µ?t? fueron estudiados por la estabilidad a coalescencia.

Las velocidades de crecimiento de estas dispersiones de C/W (definidas como el cambio en volumen, v, de burbujas grandes con Dburbuja > 0.4 µ?t?, con el tiempo y denotado dv/dt) sobre 120 segundos también están presentados en la Tabla 2 junto con el Dsm y Davg de las dispersiones de C/W. DOG-EO12 tiene el p más alto en la Tabla 2 y correspondientemente la estabilidad más alta (valor de dv/dt más bajo). DOG-E012 proporciona un cambio en el tamaño de la dispersión de C/W con tiempo que es relativamente bajo, lo cual significa que la dispersión de C/W formada con DOG-E012, cuando no está bajo corte, es estable en relación a los otros surfactantes probados. Los valores más altos de dv/dt para 2-EH-E0 1 8 y LA-EO12, ilustran que pobre estabilidad es su problema conforme exhiben bajos valores de tensión interfacial (?). Los datos en la Tabla 2 ilustran adicionalmente que DOG-EO12, son diferenciados de los otros surfactantes ya que genera valores de tensión interfacial bajos en relación a los otros surfactantes probados.

Además, en la mayoría de los casos la estabilidad de dispersión disminuyó notablemente a temperaturas de no más de 4°C por arriba del punto de obscuridad en agua, conforme el surfactante se precipitó. Solo DOG-EO12 soporta una dispersión de C/W hasta aproximadamente 14°C por arriba del punto de obscuridad (46°C en la Tabla 1). El tamaño grande de las colas de DOG-EO12 en la interfase de C-W (debido a que las cadenas de cola dual que pueden separarse independientemente en la interface) es más probable mantener el surfactante solvatado en la interfase conforme la solubilidad en agua disminuye.

Tabla 2 Además, los valores de concentración crítica de micelas (CMC) para los surfactantes provistos en la Tabla 2 también ilustran su eficiencia como un surfactante. Como se muestra en la Tabla 2, DOG- E012 tiene un valor de CMC que es al menos un orden de magnitud menor que los otros surfactantes. Esto da una ventaja de que toma menos surfactante para generar espuma. Se cree que otros surfactantes de cola dual de acuerdo con la fórmula discutida en la presente tendrán propiedades similares.

En la Descripción detallada anterior, varias características son agrupadas juntas en las modalidades ejemplares para el propósito de racionalización de la descripción . Este método de describir no va a ser interpretado como que refleja una intención que cualquier reivindicación requiere más características que son declaradas expresamente en la reivindicación. En su lugar, conforme las reivindicaciones reflejan, la materia inventiva en cuestión se masa en menos de todas las características de una sola modalidad descrita. De esta manera, las reivindicaciones son incorporadas en la presente en la Descripción detallada, con cada reivindicación por sí m isma como una modalidad separada de la descripción.

Claims (20)

REIVINDICACIONES

1. Un surfactante no iónico de la Fórmula: H2C-O-R1 HC-O- R2 H2C-0- R3 para usarse para formar una composición de dispersión con dióxido de carbono y agua, donde R y R3 o R1 y R2 son cada uno independientemente un grupo alifático lineal, ramificado, cíclico o acíclico teniendo 4 a 18 átomos de carbono, con el uno restante fde R , R2 o R3 siendo -(R40)y-H donde R4 es un grupo alifático teniendo 2 a 4 átomos de carbono y y es un entero de 9 a 40 inclusive.

2. El surfactante no iónico de la reivindicaciones 1, donde una suma de átomos de carbono en R1 + R3 o R1 + R2 es 10 a 28.

3. El surfactante no iónico de la reivindicaciones 1, donde una suma de átomos de carbono en R + R3 o R1 + R2 es 12-24.

4. El surfactante no iónico de la reivindicaciones 1, donde una suma de átomos de carbono en R1 + R3 o R1 + R2 es 16.

5. El surfactante no iónico de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, donde el grupo alifático de R y R3 o R1 y R2 son cada uno de una longitud diferente.

6. El surfactante no iónico de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, donde y es un entero de 9 a 20 inclusive.

7. El surfactante no iónico de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, donde R4 es un grupo alquilo lineal de 2 átomos de carbono.

8. El surfactante no iónico de la reivindicación 1, donde el surfactante no iónico tiene la Fórmula: donde y es un entero de 9 a 20 inclusive.

9. El surfactante no iónico de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, donde el surfactante no iónico es usado como parte de una composición de dispersión para uso en recuperación de petróleo intensificada.

10. El surfactante no iónico de la reivindicación 9, donde la composición de dispersión incluye el surfactante no iónico, dióxido de carbono en un líquido o fase supercrítica, y agua, donde el surfactante no iónico promueve una formación de la composición de dispersión formada de dióxido de carbono y agua.

11. El surfactante no iónico de la reivindicación 10, donde el surfactante no iónico es usado en la composición de dispersión en un rango de 0.001 a 5 por ciento en volumen, con base en un volumen total de la composición de dispersión.

12. El surfactante no iónico de la reivindicación 10, donde la composición de dispersión incluye dióxido de carbono en un rango de 60 a 97 por ciento en volumen con base en un volumen total del agua y dióxido de carbono.

13. Un método para recuperar petróleo de una formación subterránea que es penetrada por al menos un pozo de inyección y un pozo de producción, que comprende: inyectar una composición de dispersión de dióxido de carbono y agua en la formación subterránea con un surfactante no iónico de la Fórmula: donde R1 y R3 o R1 y R2 son cada uno independientemente un grupo alifático lineal, ramificado, cíclico o acíclico teniendo 4 a 18 átomos de carbono, con el restante de R1, R2 o R3 siendo -(R 0)y-H donde R4 es un grupo alifático teniendo 2 a 4 átomos de carbono y y es un entero de 9 a 40 inclusive; y recuperar petróleo de la formación subterránea de un pozo de producción.

14. El método de la reivindicación 13, incluyendo permitir al dióxido de carbono en la composición de dispersión disolverse en el petróleo en la formación subterránea para proporcionar una viscosidad disminuida del petróleo; y recuperar el petróleo teniendo la viscosidad disminuida de la formación subterránea.

15. El método de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, incluyendo inyectar un fluido impulsor en la formación subterránea después de la inyección de la composición de dispersión de dióxido de carbono y agua en la formación subterránea.

16. El método de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, donde el grupo alifático de R y R3 o R1 y R2 son cada uno de diferente longitud.

17. El método de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, donde y es un entero de 9 a 20 inclusive.

18. El método de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, donde R4 es un grupo alquilo lineal de 2 átomos de carbono.

19. El método de la reivindicación 13, donde el surfactante no iónico tiene la Fórmula: donde y es un entero de 9 a 20 inclusive.

20. El método de cualquiera de las reivindicaciones anexas, donde una fase acuosa de la composición de dispersión formada de dióxido de carbono y agua, incluye al menos un aditivo seleccionado de un grupo que consiste de inhibidores de corrosión, co-surfactantes, inhibidores de escamas y mezclas de los mismos.