MX2012008820A - Sulfato del alcoxilato de estirilfenol como nueva composicion tensioactiva para aplicaciones de recuperacion mejorada del petroleo. - Google Patents

Abstract

La presente invención se refiere a una composición para aplicaciones de recuperación mejorada del petróleo (EOR), y a métodos para la fabricación de la misma. La composición comprende un agente tensioactivo de alcoxi, de las fórmulas (I) o (II), que tienen uno o más grupos de polipropoxi (PO) y/o grupos de polietoxi (EO): (C6H5CH2CH2)a-C6HbO-POX-EOY-SO3- M+ (I) (C6H5CH2CH2)a-C6HbO-POx-EOy (II) en donde a=3, b=2, a=2, b=3 o a=2-3, b=3-2; en donde x corresponde al número de grupos propoxi y varía desde O hasta SO; en donde y corresponde al número de grupos etoxi y varía desde O hasta 100; y en donde M es un contraion para el grupo del sulfato y se selecciona del grupo que consiste de Na, K, Mg, Ca, y NH4. El agente tensioactivo de alcoxi de la fórmula (I) o (II) es preparado por medio de la alcoxilación de un estirilfenol utilizando óxido de propileno (PO) y/u óxido de etileno CEO). En el caso del agente tensioactivo de alcoxi de la fórmula (I), se requiere una reacción de sulfatación adicional.

Description

SULFATO DEL ALCOXILATO DE ESTIRILFENOL COMO NUEVA COMPOSICION TENSIOACTIVA PARA APLICACIONES DE RECUPERACION MEJORADA DEL PETROLEO Campo de la Invención La presente invención se refiere en general al campo de la recuperación del petróleo, y más particularmente, a una composición tensioactiva que comprende el sulfato del alcoxilato de estirilfenol y a los derivados para aplicaciones de recuperación mejorada del petróleo (EOR, por sus siglas en inglés) .

Antecedentes de la Invención Sin limitar el alcance de la invención, su antecedente se describe con relación a los métodos de fabricación y uso de agentes tensioactivos hidrofóbicos grandes y a los compuestos relacionados para las aplicaciones de recuperación del petróleo.

La patente U.S. No. 4,842,776 expedida a favor de Schmidt et al. (1989) describe los sulfonatos del éter de estirilariloxi de la fórmula: en la cual ya sea Rx denota el estirilo y simultáneamente R2 y R3 son idénticos o diferentes y denotan hidrógeno o estirilo, REF.233504 o Ri y R2 no son idénticos y cada uno de ellos denota metilo o estirilo y simultáneamente R3 denota hidrógeno o estirilo, x denota un número de desde 2 hasta 20, y M denota un catión de amonio o un catión de un metal alcalino. Estos compuestos son adecuados como adyuvantes tensioactivos en la recuperación del petróleo.

La solicitud de patente WIPO WO/2008/079855 (Raney y Schmidt, 2008) describe composiciones y métodos de tratamiento de una formación que contiene hidrocarburos, que comprende: (a) proporcionar una composición al menos a una porción de la formación que contiene el hidrocarburo, en donde la composición comprende un derivado de alcohol secundario; y (b) permitir que la composición interactúe con los hidrocarburos en la formación que contiene los hidrocarburos. La invención describe además una composición producida . a partir de una formación que contiene hidrocarburos, que comprende los hidrocarburos de una formación que contiene hidrocarburos y un derivado de alcohol secundario .

La patente U.S. No. 20090270281 (Steinbrenner et al., 2009) describe el uso de una mezcla tensioactiva que comprende al menos un agente tensioactivo que tiene un radical de hidrocarburos compuesto desde 12 hasta 30 átomos de carbono y al menos un co-agente tensioactivo que tiene un radical de hidrocarburos ramificado compuesto desde 6 hasta 11 átomos de carbono para una extracción del petróleo mineral terciario. De acuerdo con la invención de Steinbrenner, los agentes tensioactivos (A) son utilizados en una mezcla con al menos un co-agente tensioactivo (B) el cual tiene la formula general R2-0- (R3-0) n-R , en donde los radicales R2, R3 y R4 y el numero n están definidos cada uno como sigue: n es desde 2 hasta 20, R2 es un radical de hidrocarburos ramificado que tiene desde 6 hasta 11 átomos de carbono y un grado promedio de ramificación desde 1 hasta 2.5, R3 son cada uno independientemente un grupo de etileno o un grupo de propileno, con la condición de que los grupos de etileno y propileno - en donde ambos tipos de grupo están presentes -pueden ser colocados aleatoriamente, alternativamente o en una estructura de bloques, R4 es hidrógeno o un grupo seleccionado del grupo de -S03H, -P03H2, -R5-CO0H, -R5-S03H o -R5-P03H2 o las sales de los mismos, en donde R5 es un grupo de hidrocarburos divalentes que tiene desde 1 hasta 4 átomos de carbono.

Breve Descripción de la Invención La presente invención describe composiciones y métodos de fabricación de los agentes tensioactivos de sulfato del alcoxilato de esterilfenol en donde el número de grupos estirilo podría ser en cualquier parte desde 2-3, para una recuperación mejorada del petróleo (EOR) y otras aplicaciones importantes comercialmente .

En una modalidad, la presente invención describe una composición de un agente tensioactivo de sulfato de alcoxi, en donde el sulfato de alcoxi comprende uno o más, grupos de polipropoxi (PO) , grupos de polietoxi (EO) o ambos y un grupo de sulfato de la fórmula (I) , que comprende (C6HsCH2CH2)a-C6HbO-POx-EOy-S03M+ (I) en donde a=3, b=2, a=2, b=3 o a=2-3, b=3-2, en donde, x corresponde al número de grupos propoxi y varía desde 0 hasta 50, y corresponde al número de grupos etoxi y varía desde 0 hasta 100, y es un contraion para el grupo del sulfato, en donde M se selecciona del grupo que consiste de Na, K, Mg, Ca, y NH4. La composición de la fórmula (I) está adaptada para una recuperación mejorada del petróleo (EOR) , para la limpieza del agua subterránea ambiental, y otras aplicaciones basadas en el agente tensioactivo. En un aspecto de la composición es 0, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 12, 14, 16, 18, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 30, 35, 40, 45, y 50, e y es 0, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 60, 70, 80, 90, y 100. En otro aspecto de la composición de la presente invención si y es 0 entonces x es 1,, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, .12, 14, 16, 18, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 30, 35, 40, 45 o 50 y si x es 0 entonces y es 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 60, 70, 80, 90 o 100. En ún aspecto específico, el agente tensioactivo de sulfato de alcoxi tiene una fórmula (C6H5CH2CH2) 3-C6H20-P07-EO10-SO3". En otro aspecto, el agente tensioactivo de sulfato de alcoxi tiene una fórmula (C6H5CH2CH2) 2-C6H30-PO-7-EOio-S03" .

En otra modalidad, la presente invención también proporciona un método para fabricar un agente tensioactivo de sulfato de alcoxi de la formula (I) que comprende las etapas de: (QHsCHzCH^-QHoO-PC EC SOj- (T) (i) alcoxilar un estirilfenol con un grupo de óxido de propileno (P0)y, un grupo de óxido de etileno (EO) z o ambos en la presencia de un catalizador básico, en donde a=3, b=2, a=2, b=3 o a=2-3, b=3-2, en donde x corresponde al número de grupos propoxi y varía desde 0 hasta 50, en donde y corresponde al número de grupos etoxi y varía desde 0 hasta 100 y (ii) sulfatar el estirilfenol alcoxilado por una sulfatación con ácido sulfámico o cualquier otro proceso de sulfatación suave para fabricar el agente tensioactivo del sulfato de estirilfenol alcoxi. En un aspecto, el agente tensioactivo del sulfato de estirilfenol alcoxi hecho por el método de la presente invención está adaptado para una recuperación mejorada del petróleo (EOR) , la limpieza del agua subterránea ambiental, y otras aplicaciones a base de un agente tensioactivo. En un aspecto del método x es 0, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 12, 14,. 16, 18, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 30, 35, 40, 45, y 50, e y es 0, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 60, 70, 80, 90, y 100.

En otro aspecto del método de la presente invención si y es 0 entonces x es 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 , 8, 9, 10, 12, 14, 16, 18, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 30, 35, 40, 45 o 50 y si x es 0 entonces y es 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 , 8, 9, 10, 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 60, 70, 80, 90 o 100.

En todavía otro aspecto, el catalizador básico es KOH, NaOH, NH4OH, LiOH o cualquier combinación de los mismos. En un aspecto, el agente tensioactivo del sulfato de estirilfenol alcoxi hecho por el método de la presente invención comprende un contraion para un grupo del sulfato, en donde el contraion es seleccionado del grupo que consiste de Na, K, Mg, Ca, y NH4. En un aspecto específico, el agente tensioactivo del sulfato de estirilfenol alcoxi tiene una fórmula (C6H5CH2CH2 ) 3-C6H2O- PO7-EO10-SO3~ . En otro aspecto el agente tensioactivo de sulfato de alcoxi tiene una fórmula (C6H5CH2CH2) 2-C6H30-P07-EOio-S03" .

Una modalidad de la presente invención está dirigida a un método de fabricación de un agente tensioactivo de sulfato de TSP alcoxi que tiene una fórmula (C6H5CH2CH2) 3-C6H2O - PO7-EO10-SO3~ que comprende las etapas de: (i) propoxilar el TSP con el óxido de propileno (PO) en la presencia de KOH o cualquier otro catalizador básico adecuado para formar un TSP propoxilado (TSP- 7 PO) , en donde una proporción molar de TSP:PO es 1: 7 , (ii) etoxilar el TSP propoxilado con un óxido de etileno (EO) en la presencia de KOH o cualquier catalizador básico adecuado para formar un TSP-7PO-10EO, en donde la proporción molar del TSP-7PO:10EO es 1:10 y (iii) sulfatar el TSP-7PO-10EO con un proceso de sulfatación con ácido sulfámico para fabricar el agente tensioactivo de sulfato de TSP alcoxi que tiene la fórmula (C6H5CH2CH2) 3- C6H20- P07 - EOio- S03 " . En un aspecto, el agente tensioactivo del sulfato de TSP alcoxi de la fórmula (C6H5CH2CH2) 3-C6H20- P07 - EOio-S03" está adaptado para la recuperación mejorada del petróleo ( EOR) , la limpieza del agua subterránea ambiental, y otras aplicaciones basadas en el agente tensioactivo.

Otra modalidad de la presente invención describe una composición para una recuperación mejorada del petróleo (EOR), la limpieza del agua subterránea ambiental, y otras operaciones a base de una agente tensioactivo que comprenden: uno o más agentes tensioactivos de sulfato de alcoxi, en donde uno o más agentes tensioactivos de sulfato de alcoxi tienen una fórmula general (C6H5CH2CH2) a-C6HbO-POx-E0Y-S03-M+, en donde a=3 , b=2, a=2, b=3 o a=2-3, b=3-2, en donde x corresponde al número de grupos propoxi y varía desde 0 hasta 50, en donde y corresponde al número de grupos etoxi y varía desde 0 hasta 100, en donde M es un contraion para un grupo sulfato, en donde M se selecciona del grupo que consiste de Na, K, Mg, Ca, y NH4, uno o más agentes generadores de alcalinidad, y un solvente, en donde los uno o más agentes tensioactivos de sulfato de estirilfenol alcoxi, y uno o más agentes generadores de la alcalinidad son disueltos en el solvente.

En un aspecto, los uno o más agentes generadores de alcalinidad comprenden hidróxidos de metales alcalinotérreos, NaOH, KOH, LiOH, NH4OH, Na2C03, NaHC03, metaborato-Na , silicato de sodio, ortosilicato de sodio, EDTA a4, otros polixarboxilatos o cualquier combinación de los mismos. En otro aspecto, el solvente comprende agua, salmuera dura, agua dura, soluciones que contienen el polímero, espuma gaseosa o cualquier combinación de los mismos. En otro aspecto, la composición está adaptada para su uso sola, en una formulación de un polímero-agente tensioactivo-alcalino o en una espuma gaseosa para aplicaciones de EOR. En un aspecto, la composición contiene 0.1%, 0.5%, 1%, 2%, 3%, 4%, y 5% de uno o más agentes generadores de alcalinidad. En otro aspecto de la composición x es 0, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 12, 14, 16, 18, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 30, 35, 40, 45, y 50 e y es 0, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 60, 70, 80, 90, y 100. En todavía otro aspecto de la composición de la presente invención si y es 0 entonces x es 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 12, 14, 16, 18, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 30, 35', 40, 45 o 50 y si x es 0 entonces y es 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 60, 70, 80, 90 o 100. En otro aspecto, la composición está adaptada para EOR a partir de un petróleo crudo, en donde el petróleo crudo comprende petróleos crudos a base de parafina, petróleos finos a base de asfalteno o combinaciones y mezclas de los mismos. En todavía otro aspecto, la composición esta adaptada para EOR a partir de un petróleo crudo basado en asfalteno. En un aspecto específico, el agente tensioactivo de sulfato de alcoxi tiene una fórmula (C6H5CH2CH2) 3-C6H2O-PO7-EO10-SO3" . En otro aspecto, el agente tensioactivo de sulfato de alcoxi tiene una formula (C6H5CH2CH2) a - CgHsO - PC^ -EOio - SC - En todavía otra modalidad, la presente invención describe un método de recuperación mejorada del petróleo ( EOR) a partir de una formación que lleva hidrocarburos, que comprende la etapa de: inyectar una composición tensioactiva de sulfato de alcoxi que tiene una fórmula general (C6H5CH2CH2) a-C6HbO-POx-EOy-S03" +, en donde a=3, b=2, a=2 , b=3 o a=2-3, b=3-2, en donde x corresponde al número de grupos propoxi y varía desde 0 hasta 50, en donde y corresponde al número de grupos etoxi y varía desde 0 hasta 100, en donde M es un contraion con respecto a un grupo sulfato, en donde se selecciona de.l grupo que consiste de Na, , Mg, Ca, y NH4 , solos, como una formulación de polímero-agente tensioactivo-sustancia alcalina (ASP , por su siglas en inglés) o una espuma gaseosa en la formación que lleva al hidrocarburo a una temperatura desde 25 hasta 120 °C, en donde la composición del agente tensioactivo de sulfatoestirilfenol alcoxi está en agua, agua dura o salmuera dura y comprende más de 0.05% de uno o más agentes generadores de alcalinidad e inyectar una solución de "empuje" polimérica o la espuma gaseosa para recuperar el petróleo .

En un aspecto del método de EOR de la presente invención, uno o más agentes generadores de la alcalinidad comprenden hidróxidos de metales alcalinotérreos , NaOH, KOH, LiOH, NH40H, Na2C03, NaHC03, Na-metaborato , silicato de sodio, ortosilicato de sodio, EDTA a4 , otros policarboxilatos o cualquier combinación de los mismos. En otro aspecto del método es 0, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 12, 14, 16, 18, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 30, 35, 40, 45, y 50 e y es 0, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 60, 70, 80, 90, y 100. En todavía otro aspecto de la presente invención si y es 0 entonces x es 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 12, 14, 16, 18, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 30, 35, 40, 45 o 50 y si x es 0 entonces y es 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 60, 70, 80, 90 o 100. En todavía otro aspecto, la formación que lleva los hidrocarburos comprende uno o más petróleos crudos a base de parafina, petróleos crudos a base de asfalteno o combinaciones y mezclas de los mismos. En otro aspecto, la formación que lleva hidrocarburos comprende un petróleo crudo a base de asfalteno. En un aspecto específico del método de EOR de la presente invención, el agente tensioactivo de sulfato de estirilfenol alcoxi tiene una fórmula ( C6H5CH2CH2) a - CeHsO - PC^ - EOio - SC . En otro aspecto, el agente tensioactivo de sulfato de alcoxi tiene una fórmula (C6H5CH2CH2) 2-C6H3O-PO7-EO10-SO3" .

La presente invención en una modalidad describe una composición y un método de fabricación de una composición tensioactiva no iónica de peso molecular elevado de la fórmula (II) que comprende un grupo alcoxi, en donde los grupos alcoxi se seleccionan del grupo que consiste de un polipropoxi (PO) y a un grupo de polietoxi (EO) .

(C6H5CH2CH2)a-C6HbO-POx-EOy (II) en donde a=3, b=2, a=2, b=3 o a=2-3, b=3-2, en donde, x corresponde al número de grupos propoxi y varía desde 0 hasta 50 e y corresponde al número de grupos etoxi y varía desde 0 hasta 100 . En un aspecto, la composición está adaptada para una composición mejorada del petróleo ( EOR ) , la limpieza del agua subterránea ambiental, y otras aplicaciones a base de un agente tensioactivo. La presente invención también describe un método para fabricar un agente tensioactivo no iónico de peso molecular elevado de la fórmula (II) que comprende un grupo de estirilfenol alcoxi, en donde los grupos alcoxi son seleccionados del grupo que consiste de un polipropoxi (PO) y un grupo de polietoxi (EO) que comprende la etapa de: (C6H5CH2CH2)a-C6HbO-POx-EOy (II) alcoxilar el estirilfenol con un grupo de óxido de propileno (P0)y, un grupo de óxido de etileno (EO) z o ambos, en la presencia de un catalizador básico, en donde x corresponde al número de grupos propoxi y varía desde 0 hasta 50 e y corresponde al número de grupos etoxi y varía desde 0 hasta 100. En un aspecto del método, el agente tensioactivo no iónico de peso molecular elevado es adaptado para la recuperación mejorada el petróleo (EOR) , la limpieza del agua subterránea ambiental, y otras aplicaciones a base de un agente tensioactivo.

Otra modalidad de la presente invención se refiere a un método de recuperación de un petróleo crudo a base de asfalteno de una formación que lleva hidrocarburos, que comprende la etapa de: inyectar una composición del agente tensioactivo de sulfato de alcoxi que tiene una fórmula general (C6H5CH2CH2) a-C6HbO-POx-EOy-S03"M+ , en donde a=3, b=2, a=2, b=3 o a=2-3, b=3-2, en donde x corresponde al número de los grupos propoxi y varía desde 0 hasta 50, en donde y corresponde al número de grupos etoxi y varía desde 0 hasta 100, en donde M es un contraion con respecto a un grupo sulfato, en donde M se selecciona del grupo que consiste de Na, K, Mg, Ca, y NH4 , solos, como una formulación de un polímero-agente tensioactivo-sustancia alcalina (ASP) o en una espuma de gas hacia la formación que lleva al hidrocarburo a una temperatura desde 25 hasta 120 °C, en donde la composición tensioactiva del sulfato de alcoxi está en agua, agua dura o salmuera dura y comprende mayor que 0.05% de uno o más agentes generadores de la alcalinidad e inyectar una solución de "empuje" del polímero o la espuma gaseosa para la recuperación del petróleo. En un aspecto, uno o más agentes generadores de alcalinidad comprenden hidróxidos de metales alcalinotérreos , NaOH, KOH, LiOH, NH40H, Na2C03, NaHC03 , Na-metaborato, silicato de sodio, ortosilicato de sodio, EDTANa4, otros policarboxilatos o cualquier combinación de los mismos. En otro aspecto x es 0, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 12, 14, 16, 18, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 30, 35, 40, 45, y 50. En otro aspecto y es 0 y x es 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 12, 14, 16, 18, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 30, 35, 40, 45 o 50. En otro aspecto, y es 0, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 60, 70, 80, 90, y 100. En otro aspecto x es 0 e y es 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 60, 70, 80, 90 o 100. En todavía otro aspecto, el agente tensioactivo del sulfato de estirilfenol alcoxi tiene una fórmula (C6H5CH2CH2) 3-?6?2?-??7-??10-5?3~ . En otro aspecto, el agente tensioactivo de sulfato de alcoxi tiene una fórmula (C6H5CH2CH2) 2-C6H3O-PO7-EO10-SO3- .

Breve Descripción de las Figuras Para un entendimiento más completo de las características y ventajas de la presente invención, se hace referencia ahora a la descripción detallada de la invención en compañía de las figuras que se anexan y en las cuales: la Figura 1 es una ilustración esquemática de una plataforma de petróleo costa afuera con instalaciones para inyectar soluciones químicas en el yacimiento con el propósito de inundar el yacimiento para mejorar la recuperación del petróleo de acuerdo con algunas modalidades de la presente invención; y la Figura 2 es una gráfica de solubilización para el sistema que comprende 0.15% de IOS de C2o-2 i 0.15% de sulfato de TSP-7PO-10EO, 0.15% de 4-metil-2-pentanol .

Descripción Detallada de la Invención Aunque la fabricación y el uso de varias modalidades de la presente invención son descritas con detalle posteriormente, se debe apreciar que la presente invención proporciona muchos conceptos inventivos aplicables que pueden ser incluidos en un amplia variedad de contextos específicos. Las modalidades específicas descritas aquí son solamente ilustrativas de las maneras específicas para fabricar y utilizar la invención y no delimitan el alcance de la invención.

Para facilitar el entendimiento de esta invención, un número de términos son definidos enseguida. Los términos definidos aquí tienen los significados como son entendidos comúnmente por una persona con experiencia ordinaria en el arte en las áreas relevantes para la presente invención. Los términos tales como "un" "una" y "el" no están propuestos para referirse a solamente una entidad particular, sino que incluye la clase general de la cual un ejemplo específico puede ser utilizado para ilustración. La terminología de aquí es utilizada para describir las modalidades específicas de la invención, pero su uso no delimita la invención, excepto como se describe en las reivindicaciones.

La presente invención describe una composición tensioactiva novedosa para aplicaciones de recuperación mejorada del petróleo (EOR) . La composición descrita aquí es un alcoxilato de triestirilfenol (TSP) . El TSP es un hidrófobo ampliamente disponible comercialmente . Aunque esta es una molécula volumétrica impedida estéricamente , la misma es un fenol y como tal es fácilmente factible para la alcoxilación con óxidos de alquileno tales como el óxido de propileno (PO) , el óxido de (EO) o ambos. Después de la alcoxilación, el alcoxilato de TSP es sulfatado para producir un agente tensioactivo aniónico altamente efectivo y eficiente para aplicaciones de EOR.

Los presentes inventores probaron un agente tensioactivo en la forma de un sulfato de TSP-7P0- 10EO . Los descubrimientos de los estudios por los presentes inventores indicaron que el mismo fue un excelente agente tensioactivo para solubilizar el petróleo crudo en la salmuera. Los agentes tensioactivos de alcoxilato de TSP de la presente invención tienen una gran afinidad hacia los petróleos crudos que contienen asfalteno debido a la naturaleza aromática elevada de un hidrófobo tensioactivo, haciendo posible así una recuperación del petróleo crudo basado en el asfalteno de una formación que lleva hidrocarburos.

La estructura general de los agentes tensioactivos del sulfato de estirilfenol alcoxilato de la presente invención es como sigue: (C6HsCH2CH2)a-C6Hb-POI£-EOy-S03M+ en donde a=3, b=2, a=2, b=3, o a=2-3, b=3-2, x corresponde al número de los grupos propoxi y varía desde 0 hasta 50, e y corresponde al número de grupos etoxi y varía desde 0 hasta 100. Se entenderá aquí que a=2-3 es indicativo de un promedio de entre 2-3 grupos estirilo por molécula de fenol. Tomando en cuenta el proceso utilizado en la producción de los estiril fenoles que involucra la alcoxilación catalizada del fenol con el estireno, este promedio puede ser logrado por una combinación de diestiril fenol y triestiril fenol en compañía de cualquier monoestiril fenol residual. Por ejemplo a=2.1 representa una composición que comprende 90% de diestiril fenol y 10% TPS, a=2.6 representa una composición que comprende 40% de diestiril fenol y 60% de TSP, a=2.9 representa una composición que comprende 10% de diestiril fenol y 90% de TSP y otras combinaciones de los mismos.

La presente invención también proporciona composiciones de los agentes tensioactivos de alcoxilato de estirilfenol que comprenden solamente un diestiril fenol (100%), solamente un TSP (100%) o mezclas -que tienen diferentes proporciones de los di- y triestiril fenoles (por ejemplo, 90:10, 80:20, 70:30, 60:40, 50:50, 40:60, 30:70, 20:80, 10:90, 75:25, 63:37, 55:45, 42:58, 28:72, 12:88, 5:95, y cualquier otra combinación de los mismos) .

La estructura general del TSP-7PO-10EO es como sigue : (C6H5CH2CH2)3-C6H2O-PO7-EO10-SO3M+ en donde, M es el contraion del sulfato (Na, K, Ca, Mg, NH4) . Las moléculas descritas aquí anteriormente tienen aplicaciones en una formulación de la sustancia alcalina-agente tensioactivo-polímero (ASP) o en una formulación de espuma gaseosa para EOR.

La novedad de los agentes tensioactivos del sulfato del alcoxilato de TSP de la presente invención surgen de los cuatro grupos fenilo como parte del hidrófobo poliaromático, su tamaño que puede ser mejorado adicionalmente por la adhesión de óxidos de alquileno tales como PO . La hidrofobicidad grande está balanceada por un bloque de EO igualmente grande en combinación con un grupo de sulfato aniónico hasta alcanzar un balance hidrofílico- lipofílico deseado (HLB, por sus siglas en inglés) para el agente tensioactivo . Además, las versiones no sulfatadas del TSP alcoxilado del hidrófobo grande de la presente invención pueden ser utilizadas como agentes tensioactivos no iónicos de peso molecular ultra-elevado.

Normalmente, las sustancias aniónicas hidrofóbicas , grandes, son inherentemente menos solubles en un medio acuoso que necesita el uso de co-solventes lo cual a su vez incrementa la salinidad óptima. Esta desventaja es resuelta por las moléculas tales como los sulfatos de TSP alcoxi de la presente invención que tienen una buena solubilidad acuosa al mismo tiempo que se mantiene una actividad superficial elevada. Por consiguiente, la necesidad de un co-solvente es eliminada o minimizada para mejorar la solubilidad en el agua de la formulación del agente tensioactivo . Un co-solvente, si es utilizado, puede servir para otros propósitos tales como la mejora de la viscosidad de las fases intermedias, promover el equilibrio más rápido, etc.

La sulfatación de un hidrófobo es el método más simple y más versátil de los agentes tensioactivos aniónicos. En consecuencia, un nuevo arreglo de agentes tensioactivos aniónicos que pueden encontrar aplicaciones en las aplicaciones de EOR de un depósito a alta temperatura, llegan a estar disponibles. La sulfatación, en virtud de su simplicidad, es el método menos costoso de incorporación de una funcionalidad aniónica en una agente tensioactivo.

La presente invención puede ser utilizada en cualquier aplicación (por ejemplo, tratamientos superficiales o en la superficie, descendiendo sobre un pozo de sondeo o para una recuperación mejorada del petróleo) que involucra condiciones de temperatura desde baja a elevada, tales como la limpieza ambiental del agua contaminada por el petróleo y otros solventes orgánicos. Además el sulfato del alcoxilato-TSP es aplicable para la limpieza y el trabajo de reacondicionamiento de los mantos acuíferos. El sulfato del alcoxilato no sulfatado es un agente tensioactivo no iónico atractivo por si mismo. Además del sulfato, el alcoxilato puede ser transformado en sulfonatos estables químicamente, sulfonatos de glicerilo, etc.

La secuencia de síntesis del TSP- 7P0- ????-sulf to comprende los procesos de propoxilación-etoxilación estándares a - 125 °C sobre TSP utilizando la catálisis con KOH, seguido por la sulfatación con ácido sulfámico estándar a ~ 80 °C TSP + 7PO ? TSP-7PO + 10EO ^TSP-7PO- 10EO + Sulfatación con ácido sulfámico ? TSP-7PO- 10EO-SO3-M+ Las siguientes definiciones de los términos aplican de principio a fin de la descripción y las reivindicaciones.

Para los métodos de tratamiento de una formación que lleva hidrocarburos y/o un pozo de sondeo, el término "tratamiento" incluye colocar una sustancia química (por ejemplo, un fluoroquímico, un polímero catiónico, o un inhibidor de la corrosión) dentro de una formación que lleva hidrocarburos utilizando cualquier manera adecuada conocida en el arte (por ejemplo, bombeo, inyección, vertido, liberación, desplazamiento, aplicación por salpicadura, o la circulación de la sustancia química en un pozo, pozo de sondeo, o formación que lleva hidrocarburos) .

El término "petróleo crudo" como se utiliza aquí abarca materiales oleaginosos tales como aquellos encontrados en los depósitos de los campos petroleros, esquistos del petróleo, arenas alquitranadas, depósitos de petróleos pesados, y semejantes. "Petróleos crudos" se refiere en general a una mezcla de hidrocarburos que están presentes naturalmente, que son refinados en diesel, gasolina, aceites de calentamiento, combustible para aviones de propulsión a chorro, queroseno, y literalmente miles de otros productos llamadas sustancias petroquímicas. Los petróleos crudos son nombrados de acuerdo con su contenido y orígenes, y clasificados de acuerdo con su peso por unidad (densidad relativa) . Los crudos más pesados producen más calor durante el calentamiento, pero tienen una gravedad API inferior y un precio en el mercado inferior en comparación con los crudos ligeros (o dulces) .

Los "petróleos crudos" varían ampliamente en su apariencia y viscosidad de campo a campo. Los mismos varían en el color, el olor, y en las propiedades que los mismos contengan. Aunque la totalidad de los petróleos crudos son esencialmente hidrocarburos, la diferencia en las propiedades, especialmente en las variaciones en la estructura molecular, determinan si un "petróleo crudo" es más o menos fácil de producir, enviar por tubería, y refinar. Las variaciones pueden influir aún en su capacidad de adecuación para ciertos productos y la calidad de estos productos. Los "petróleos crudos" son clasificados ampliamente en tres grupos, de acuerdo con la naturaleza de los hidrocarburos que los contienen: (i) Petróleos crudos a base de parafina: estos contienen parafinas de peso molecular elevado que ' son sólidas a temperatura ambiente, pero de una materia asfáltica (bituminosa), pequeña o no asfáltica. Los mismos pueden producir aceites lubricantes a un grado elevado aceites crudos basados en asfalteno, (ii) petróleos crudos a base de asfalteno: estos contienen grandes proporciones de la materia asfáltica, y poca o nada de parafina. Algunos son predominantemente naftenos y así producen aceites lubricantes que son más sensibles a los cambios de temperatura que los crudos basados en parafina, y (iii) petróleos crudos de base mezclada: estos contienen tanto parafinas como nafteños, así como hidrocarburos aromáticos. La mayoría de los crudos se adaptan a esta categoría.

El término "polímero" se refiere a una molécula que tiene una estructura que incluye esencialmente la repetición múltiple de unidades derivadas, real o conceptualmente, de las moléculas de masa molecular relativamente baja. El término "polímero" incluye el "oligómero" .

El término "unido" se refiere a que tiene al menos una de la unión covalente, unión de hidrógeno, unión iónica, interacciones de Van Der aals, interacciones i , fuerzas de London, o interacciones electroestáticas .

El término "productividad" cuando se aplica a un pozo, se refiere a la capacidad de un pozo para producir hidrocarburos, es decir, la relación de la velocidad del flujo de hidrocarburos con respecto a la caída de la presión, en donde la caída de la presión es la diferencia entre la presión del yacimiento promedio y la presión descendiendo hacia el fondo del pozo (es decir, el flujo por unidad de la fuerza impulsora) . Este término no es pertinente para una recuperación mejorada del petróleo. El mismo aplica a los tratamientos del pozo de sondeo cercanos tales como el tratamiento de 3M, pero aquí la idea es inundar el yacimiento completo con soluciones químicas para movilizar y desplazar el petróleo hasta los pozos de producción.

"Grupo alquilo" y el prefijo "alq-" son inclusivos de los grupos tanto de cadena recta como de cadena ramificada y de los grupos cíclicos que tienen hasta 30 carbonos (en algunas modalidades, hasta 20, 15, 12, 10, 8, 7, 6, o 5 carbonos) a menos que se especifique de otra manera. Los grupos cíclicos pueden ser monocíclicos o policíclicos y, en algunas modalidades, tienen desde 3 hasta 10 átomos de carbono .

"Alquileno" es la forma divalente de los grupos "alquilo" definidos anteriormente.

"Arilalquileno" se refiere a una porción de "alquileno" a la cual está fijado un grupo arilo.

El término "arilo" como se utiliza aquí incluye anillos aromáticos carbocíclicos o sistemas de anillo, por ejemplo que tiene 1, 2, o 3 anillos y que contiene opcionalmente al menos un heteroátomo (por ejemplo, 0, S, o N) en el anillo. Los ejemplos de los grupos arilo incluyen fenilo, naftilo, bifenilo, fluoroenilo, así como furilo, tienilo, piridilo, quinolinilo, isoquinolinilo, indolilo, isoindolilo, triazolilo, pirrolilo, tetrazolilo, imidazolilo, pirazolilo, oxazolilo, y tiazolilo.

"Arileno" es la forma divalente de los grupos "arilo" definidos anteriormente.

Con referencia a la Figura 1, una plataforma de petróleo costa afuera, ejemplar, es ilustrada esquemáticamente y designada generalmente como 10. La plataforma semi -sumergible 12 está centrada sobre la formación que lleva los hidrocarburos 14, sumergida, localizada abajo del lecho marino 16. El conducto submarino 18 se extiende desde la cubierta 20 de la plataforma 12 hasta la instalación 22 del cabezal del pozo incluyendo los preventores de estallido 24. La plataforma 12 es mostrada con un aparato de malacate y la plataforma 28 para hacer subir y bajar las cadenas de tubería tales como la cadena de tubos de trabajo 30.

El pozo de sondeo 32 se extiende a través de los diversos estratos de la tierra incluyendo la formación que lleva los hidrocarburos 14. El forro 34 es cementado dentro del pozo de sondeo 32 por el cemento 36. La cadena de tubos de trabajo 30 puede incluir varias herramientas incluyendo, por ejemplo, el ensamblaje de la pantalla de control 38 que está colocada dentro del pozo de sondeo 32 adyacente a la formulación que lleva los hidrocarburos 14. También, extendiéndose desde la plataforma 12 a través del pozo de sondeo 32 está el tubo para el suministro de fluido 40 que tiene una sección de descarga del gas o del fluido 42 colocada adyacente a la formación que lleva hidrocarburos 14, mostrada con la zona de producción 48 entre los empacadores 44, 46. Cuando se desea tratar la región del pozo de sondeo cercana de la formación que lleva hidrocarburos 14 adyacente a la zona de producción 48, la cadena de tubos de trabajo 30 y el tubo de suministro del fluido 40 se hacen bajar a través del forro 34 hasta el montaje de la pantalla de control de la arena 38 y la sección de descarga de fluido 42 son colocadas adyacentes a la región del pozo de sondeo cercana de la formación que lleva los hidrocarburos 14 incluyendo las perforaciones 50. Después de esto, una composición descrita aquí es bombeada descendiendo sobre el tubo de suministro 40 para tratar progresivamente la región del pozo de sondeo cercana de la formación que lleva los hidrocarburos 1 .

Procedimientos de comportamiento de las fases Selección del comportamiento de la fase: los experimentos del comportamiento de la fase han sido utilizados para caracterizar las sustancias químicas para EOR. Existen muchos beneficios en el uso del comportamiento de las fases como un método de selección. Los estudios del comportamiento de las fases son utilizados para determinar: (1) los efectos de electrólitos; (2) solubilización de petróleo, la reducción del IFT, (3) las densidades de la microemulsión; (4) las viscosidades del agente tensioactivo y microemulsión; (5) los tiempos de coalescencia; (6) la identidad de las formulaciones del co-solvente tensioactivo, óptimas; y/o (7) la identificación de la formulación óptima para estudios del flujo central.

La fase estable termodinámicamente puede formarse con las mezclas de aceite, agua y el agente tensioactivo . Los agentes tensioactivos forman estructuras micelares a las concentraciones arriba de la concentración micelar crítica (CMC, por sus siglas en inglés) . La emulsión coalesce en una fase separada en la interfaz de petróleo-agua y es referida como una microemulsión . Una microemulsión es una fase distinta, rica en el agente tensioactivo, que consiste de un agente tensioactivo, el petróleo y el agua y posiblemente los co-solventes y otros componentes. Esta fase es termodinámicamente estable en el sentido de que regresará al mismo volumen de la fase a una temperatura dada. Algunos trabajadores en el pasado han . agregado requerimientos adicionales, pero para los propósitos de este estudio de ingeniería, el único requerimiento será que la microemulsión sea una fase estable termodinámicamente.

La transición de las fases es examinada manteniendo todas las variables fijas excepto la variable de exploración. La variable de exploración es cambiada sobre una serie de pipetas y puede incluir, pero no está limitado a, la salinidad, la temperatura, las sustancias químicas (el agente tensioactivo, el alcohol, el electrólito), el petróleo, que algunas veces está caracterizado por su número de carbonos de alcano equivalentes (EACN, por sus siglas en inglés) , y la estructura del agente tensioactivo, que algunas veces es caracterizado por su balance hidrofílico-lipofílico (HLB) . La transición de las fases fue caracterizada primero por Winsor (1954) en tres regiones: Tipo I - fase oleica en exceso, Tipo III - microemulsión acuosa y fases oleicas, y el Tipo II - fase acuosa en exceso. Los límites de transición de las fases y algunas terminologías comunes son descritas como sigue: Tipo I a III salinidad crítica inferior, Tipo III a II - salinidad crítica superior, relación de la solubilización del petróleo (Vo/Vs) , relación de solubilización del agua (Vw/Vs) , el valor de la solubilización en donde las relaciones de solubilización del petróleo y del agua son iguales, es llamada la Relación de la Solubilización Optima y la concentración del electrólito en donde la relación de solubilización óptima ocurre, es referida como la Salinidad Optima S*.

Determinación de la Tensión Interfacial : El uso eficiente de los recursos del tiempo y de laboratorio puede conducir a resultados valiosos cuando se llevan a cabo exploraciones del comportamiento de las fases. Una correlación entre las relaciones de solubilización del petróleo y del agua y de la tensión interfacial fue sugerida por Healy and Reed (1976) y una relación teórica fue derivada posteriormente por Chun Huh (1979) . La IFT de agua-aceite más baja ocurre a una solubilización óptima como se muestra por la teoría de Chun Huh. Esta es igualada a una tensión interfacial a través de la ecuación de Chun Huh, en donde la IFT varía con el cuadrado inverso de la relación de solubilización : C y = — Para la mayoría de los petróleos crudos y microemulsiones , C=0.3 es una buena aproximación. Por lo tanto, una manera rápida y conveniente de estimar la IFT es una medición del comportamiento de las fases y el uso de la ecuación de Chun-Huh para calcular IFT. La IFT entre las microemulsiones y el agua y/o el petróleo puede ser muy difícil y consumidora de tiempo para que se mida y está sujeta a errores más grandes, de modo que el uso de este método de comportamiento de la fase para seleccionar cientos de combinaciones de los agentes tensioactivos , co-agentes tensioactivos , co-solventes, electrólitos, el petróleo, y etc., no solo es más simple y más rápida, sino que evita los problemas de medición y los errores asociados con la medición de la ITF especialmente de las combinaciones que muestran un comportamiento complejo (geles y etcétera) y será seleccionado de cualquier manera. Una vez que una buena formulación ha sido identificada, entonces todavía es una buena idea medir la IFT.

Equipo: Los experimentos del comportamiento de las fases son creados con el siguiente material y equipo.

Balance de Masa: Los balances de masa son utilizados para medir las substancias químicas para las mezclas y determinar los valores de saturación inicial de los núcleos.

Agua Desionizada: El agua desionizada (DI, por sus siglas en inglés) es preparada par su uso con todas las soluciones experimentales utilizando un sistema de filtración Nanopure™. Este filtro utiliza una bomba de recirculación y verifica la resistividad del agua para indicar cuando los iones han sido removidos. El agua se hace pasar a través de un filtro de 0.45 micrones para eliminar las partículas y los microorganismos indeseables previo a su uso.

Pipetas de Borosilicato : Pipetas de borosilicato de 5 mi, estándares, con marcas de 0.1 mi son utilizadas para crear las exploraciones del comportamiento de las fases así como los experimentos de disolución de la corrida con las soluciones acuosas. Los extremos son sellados utilizando una flama de oxígeno y propano.

Repetidor de Pipetas: Un instrumento Eppendorf Repeater Plus® es utilizado para la mayoría de las transferencias por pipeta. Este es un distribuidor manual calibrado para suministrar incrementos de entre 25 microlitros y 1 mi . Las puntas desechables son utilizadas para evitar la contaminación entre las materias primas y permitir la facilidad de operación y consistencia.

Antorcha de Propano-Oxígeno : Una mezcla de gas propano y oxígeno es dirigida a través de una boquilla de la flama del aparato de Bernz-O-Matic para crear una flama de calentamiento de aproximadamente 1.27 cm (1/2 pulgadas) de longitud. Esta antorcha es utilizada para sellar con una flama las pipetas de vidrio utilizadas en los experimentos del comportamiento de las fases .

Hornos de Convección: Diversos hornos de convección son utilizados para incubar los experimentos de la inundación de núcleos y de los comportamientos de las fases a las temperaturas del yacimiento. Las pipetas para el comportamiento de las fases son mantenidas principalmente en hornos Blue M y Memmert que son verificados con termómetros de mercurio y la temperatura del horno se calibra para asegurar que las fluctuaciones de la temperatura sean mantenidas en un mínimo entre los registros. Un horno de flujo, construido de la manera, acostumbrada, grande, fue utilizado para alojar la mayoría de los experimentos de inundación del núcleo e hizo posible la inyección del fluido y la recolección se hace a la temperatura del yacimiento.

Medidor de pH: Un analizador de iones digital/modelo 701 de búsqueda ORION con un electrodo del pH es utilizado para medir el pH de la mayoría de las muestras acuosas para obtener lecturas más exactas. Este es calibrado con soluciones de pH 4.0, 7.0 y 10.0. Para mediciones aproximadas del pH, los indicadores de papel son utilizados con varias gotas del fluido muestreado.

Cálculos del Comportamiento de las Fases: Las relaciones de solubilización del petróleo y el agua son calculadas a partir de las mediciones interfaciales tomadas de las pipetas para el comportamiento de las fases. Estas interfaces son registradas durante el transcurso del tiempo cuando las mezclas se aproximan al equilibrio y el volumen de cualesquiera microemulsiones que se formaron inicialmente, se redujeron o desaparecieron. El procedimiento para crear experimentos del comportamiento de las fases se describirá posteriormente.

Relación de solubilización del Petróleo: La relación de solubilización del petróleo está definida como el volumen del petróleo solubilizado divido entre el volumen del agente tensioactivo en la microemulsión. La totalidad del agente tensioactivo se presume que va a estar en la fase en emulsión. La relación de solubilización del petróleo es aplicada para el comportamiento del tipo I y del tipo III de insor. El volumen del petróleo solubilizado es encontrado por la lectura del cambio entre el nivel acuoso inicial y el nivel interfacial (superior) del petróleo en exceso. El parámetro de solubilización del petróleo es calculado como sigue: s0 = relación de solubilización del petróleo V0 = volumen del petróleo solubilizado Vs = volumen del agente tensioactivo .

Relación de Solubilización del Agua: La relación de solubilización del agua está definida como el volumen del agua solubilizada divido entre el volumen del agente tensioactivo en microemulsión . La totalidad del agente tensioactivo se presume que va a estar en la fase en emulsión. La relación de solubilización en el agua es aplicada para el comportamiento del tipo III y del tipo II de Winsor. El volumen del agua solubilizada es encontrado por la lectura del cambio entre el nivel acuoso inicial y el nivel interfacial del agua en exceso (inferior) . El parámetro de solubilización en el agua es calculado como sigue: s = ^L_ Jw Vv s <3> aw = relación de solubilización en el agua Vw = volumen del agua solubilizada Relación de Solubilización Óptima: La relación de solubilización óptima ocurre en donde la solubilización del petróleo y del agua es igual . La naturaleza aproximada de la selección del comportamiento de las fases f ecuentemente no incluye un punto de datos en el punto óptimo, debido a que las curvas de solubilización son trazadas para la solubilización del petróleo y del agua y la intersección de estas dos curvas está definida como el punto óptimo. Lo siguiente es verdadero para la relación de solubilizacion óptima: s0 = s? = s* (4) s* = parámetro de solubilizacion óptimo.

Metodología del Comportamiento de las Fases : Los métodos para crear, medir y registrar las observaciones son descritos en esta sección. Las exploraciones se hacen utilizando una variedad de mezclas de electrólitos descritas posteriormente. El petróleo es agregado a la mayoría de las soluciones del agente tensioactivo acuoso para observar si se forma una microemulsión, que tanto tiempo le toma formarse y equilibrar si la misma es formada, que tipo de microemulsión se formó y algunas de sus propiedades tales como la viscosidad. Sin embargo, el comportamiento de las mezclas acuosas sin el petróleo agregado también es importante y también se hace en algunos casos para determinar si la solución acuosa es clara y estable durante el transcurso del tiempo, llega a ser turbia o separada en más de una fase.

Preparación de las Muestras: Las muestras para el comportamiento de las fases se hacen primero preparando las soluciones de las materias primas tensioactivas y combinándolas con las soluciones de las materias primas saladas para observar el comportamiento de las mezclas sobre un intervalo de salinidades. Todos los experimentos son creados en o arriba de 0.1 % en peso de la concentración del agente tensioactivo activo, que está arriba del CMC típico del agente tensioactivo. f Preparación de la Solución: Las materias primas tens ioact ivas están basadas en el porcentaje en peso activo del agente tensioactivo (y del co-agente tensioactivo cuando es incorporado) . Las masas del agente tensioactivo, del co-agente tensioactivo, del co-solvente y del agua desionizada (DI) son medidas sobre una balanza y se mezclan en jarras de vidrio utilizando barras de agitación magnética. El orden de adición es registrado sobre una hoja de mezclado en compañía de las masas reales agregadas y el pH de la solución final. Las soluciones de salmuera son creadas a las concentraciones porcentuales en peso necesarias para realizar exploraciones.

Materias Primas Tensioactivas : Las substancias químicas que son probadas son mezcladas primero en una solución de la materia prima concentrada que usualmente consistió de un agente tensioactivo primario, el co-solvente y/o el co-agente tensioactivo en compañía del agua desionizada. La cantidad de la substancia química agregada es calculada con base en la actividad y se mide por el porcentaje en peso de la solución total. Los experimentos iniciales son a aproximadamente 1-3 % del agente tensioactivo activo, de modo que el volumen de la fase de la microemulsión intermedia podría ser lo suficientemente grande para las mediciones exactas suponiendo una relación de solubilización de al menos 10 a una salinidad óptima.

Materias Primas Poliméricas: Frecuentemente estas materias primas fueron muy viscosas y se hace difícil la transferencia por pipeta de modo que las mismas son diluidas con agua desionizada de acuerdo con esto para mejorar la facilidad de manejo. Las mezclas con el polímero se hacen solamente para estas formulaciones tensioact ivas que mostraron un buen comportamiento y une estudio adicional meritorio para una prueba posible en las inundaciones del núcleo. En consecuencia, las exploraciones que incluyen el polímero son limitadas puesto que las mismas se hacen solamente como una evaluación final de la compatibilidad con el agente tensioactivo.

Procedimiento de Transferencia por Pipeta: Los componentes del comportamiento de las fases son agregados volumétricamente en pipetas de 5 mi utilizando un aparato Eppendor Repeater Plus o un instrumento de transferencia por pipeta semejante. Las materias primas del agente tensioactivo y la salmuera son mezclados con el agua DI en pipetas etiquetadas y llevadas hasta la temperatura antes de la agitación. Casi la totalidad de los experimentos del comportamiento de las fases son creados inicialmente con una relación de petróleo-agua ( OR, por sus siglas en inglés) de 1:1, que involucró el mezclado de 2 mi de la fase acuosa con 2 mi del petróleo evaluado o los hidrocarburos, y diferentes experimentos del WOR son mezclados de acuerdo con esto. La exploración del comportamiento de las fases, típica, consistió de 10-20 pipetas, cada pipeta que es reconocida como una punto de datos en las series .

Orden de Adición: Se ha dado consideración a la adición de los componentes puesto que las concentraciones son frecuentemente varias veces más grandes que la concentración final. Por lo tanto, un orden es establecido para prevenir cualesquiera efectos adversos que resulten del agente tensioactivo o del polímero que llega a estar en contacto directo con los electrólitos concentrados. Las composiciones de las muestras deseadas se hacen combinando las materias primas en el siguiente orden: (1) La(s) materia(s) prima(s) del electrólito; (2) Agua desionizada; (3) Materias primas del agente tensioactivo; (4) Materias primas poliméricas; y (5) El petróleo crudo o los hidrocarburos. Cualesquiera burbujas de aire atrapadas en el fondo de las pipetas son retiradas (previo a la adición de los agentes tensioactivos para evitar que se formen burbujas) .

Observaciones Iniciales: Una vez que los componentes son agregados a las pipetas, se deja pasar suficiente tiempo para permitir que todo el fluido se drene descendiendo sobre los lados. Luego se registran los niveles de los fluidos acuosos antes de la adición del petróleo. Estas mediciones son marcadas sobre las hojas de registro. Los niveles y las interfases son registrados sobre estos documentos con comentarios sobre los diversos días y se imprimen hojas adicionales cuando sea necesario.

Sellado y Mezclado: Las pipetas son inundadas con un gas argón para prevenir el encendido de cualquier gas volátil presente por el procedimiento de sellado con una flama. Los tubos son sellados entonces con la antorcha de propano-oxígeno para prevenir la pérdida de substancias volátiles adicionales cuando se colocan en el horno. Las pipetas son colocadas sobre los bastidores para que coincidan con el cambio en la variable de exploración. Una vez que la exploración del comportamiento de las fases se le proporciona suficiente tiempo para que alcance la temperatura del yacimiento (15-30 minutos), las pipetas son invertidas varias veces para proporcionar mezclado adecuado. Los tubos son observados para verificar una tensión baja durante el mezclado por la observación del tamaño de la gota y que tan uniforme pareció la mezcla. Luego la solución se deja que se equilibre durante el transcurso del tiempo y los niveles interfaciales son registrados para determinar el tiempo de equilibrio y el funcionamiento del agente tens ioact ivo .

Mediciones y Observaciones: Los experimentos del comportamiento de las fases se deja que se equilibren en un horno que es fijado a la temperatura del yacimiento para el petróleo crudo que es probado. Los niveles del fluido en las pipetas son registrados periódicamente y la tendencia en el comportamiento de las fases se observó durante el transcurso del tiempo. El comportamiento en el equilibrio es supuesto cuando los niveles de los fluidos dejaron de cambiar dentro del margen de error para la lectura de las muestras.

Interfaces de los Fluidos : Las interfaces de los fluidos son el elemento más crucial de los experimentos del comportamiento de las fases. A partir de ellos, los volúmenes de las fases son determinados y se calculan las relaciones de solubilización . Las interfaces superior e inferior son registradas cuando la exploración cambió desde una microemuls ión de petróleo en agua hasta una microemulsión de agua en petróleo. Las lecturas iniciales son tomadas una vez al día después de la agitación inicial y algunas veces dentro del transcurso de algunas horas de agitación si la coalescencia pareció que sucede rápidamente. Las mediciones son tomadas después de esto a intervalos del tiempo crecientes (por ejemplo, un día, cuatro días, una semana, dos semanas, un mes y etcétera) hasta que el equilibrio se alcanza o el experimento es considerado no esencial o no interesante para una observación continua.

La Tabla 1 muestra las hojas de registro de los datos del comportamiento de las fases correspondientes a una gráfica mostrada en la Figura 2 para el sistema que comprende 0.15 % de C2024 IOS, 0.15 % del sulfato de TSP-7PO-10EO, 0.15 % de -met i 1 - 2 -pentanol . Como se puede observar de las gráficas, la relación de solubilización óptima para este caso es de aproximadamente 19 cc/cc (Figura 2) . La IFT calculada a partir de la fórmula de Chun-Huh como se describió previamente es : s = Vo/Vs (cc/cc) = 0.3/192 = 8.3102 x 10"4 dinas/cm.

En general, una relación de solubilización de 10 cc/cc o más elevada se considera como un sistema de reflexión con una IFT ultra-baja.

Tabla 1: Hoja de registro de los datos del comportamiento de las fases Se contempla que cualquier modalidad descrita en esta descripción puede ser implementada con respecto a cualquier método, kit, reactivo, o composición ' de la invención, y viceversa. Además, las composiciones de la invención pueden ser utilizadas para lograr los métodos de la invención .

Se entenderá que las modalidades particulares descritas aquí son mostradas a manera de ilustración y no como limitaciones de la invención. Las características principales de esta invención pueden ser empleadas en varias modalidades sin apartarse del alcance de la invención. Aquellos expertos en el arte reconocerán, o serán capaces de averiguar el uso sin nada más que la experimentación de rutina, numerosos equivalentes para los procedimientos para los experimentos descritos aquí. Tales equivalentes son considerados que van a estar dentro del alcance de' esta invención y son cubiertos por las reivindicaciones.

Todas las publicaciones y solicitudes de patente mencionadas en la descripción son indicativas del nivel de experiencia de aquellos expertos en el arte a la cual pertenece esta invención. Todas las publicaciones y solicitudes de patente son incorporadas aquí para referencia hasta el mismo grado como si cada publicación individual o solicitud de patente fueran indicadas de manera específica o individual que van a ser incorporadas para referencia.

El uso de la palabra "un" o "una" cuando se utiliza en conjunción con el término "que comprende" en las reivindicaciones y/o en la descripción, pueden significar "uno", pero también es consistente con el significado de "uno o más", "al menos uno", y "uno o más de uno". El uso del término "o" en las reivindicaciones es utilizado para que signifique "y/o" a menos que se indique explícitamente que se refiere a las alternativas solamente o las alternativas que son mutuamente exclusivas, aunque la descripción apoye una definición que se refiere solamente a las alternativas e "y/o". De principio a fin de esta solicitud, el término "aproximadamente" es utilizado para indicar que un valor incluye la variación inherente del error para el dispositivo, el método es empleado para determinar el valor, o la variación que existe entre los sujetos de estudio.

Cuando se utilice en esta descripción y reivindicación (es) , las palabras "que comprende" (y cualquier forma de que comprende, tales como "comprende" y "comprendiendo"), "teniendo" (y cualquier forma de tener, tal como "tiene" y "que tiene"), "incluyendo" (y cualquier forma de incluyendo, tal como "incluye" y "que incluye") o "que contiene" (y cualquier forma de que contiene, tal como "contiene" y "conteniendo") son inclusivas o de extremos abiertos y no excluyen etapas del método o de los elementos, no descritas, adicionales.

El término "o combinaciones de los mismos" como se utiliza aquí, se refiere a todas las permutaciones y combinaciones de los artículos listados que preceden al término. Por ejemplo, "A, B, C, o combinaciones de los mismos" están propuestos para incluir al menos uno de: A, B, C, AB, AC, BC, o ABC, y si el orden es importante en un contexto particular, también BA, CA, CB, CBA, BCA, ACB, BAC, o CAB. Continuando con este ejemplo, están incluidas expresamente las combinaciones que contienen las repeticiones de uno o más artículos o términos, tales como BB, AAA, MB, BBC, AAABCCCC, CBBAAA, CABABB, y etcétera. El artesano experto entenderá que típicamente no existe un límite sobre el número de artículos o términos en cualquier combinación, a menos que sea evidente de otra manera del contexto.

La totalidad de las composiciones y/o métodos descritos y reclamados aquí se puede hacer y serán ejecutados sin experimentación indebida en vista de la presente descripción. Aunque las composiciones y métodos de esta invención han sido descritos en términos de las modalidades preferidas, será evidente para aquellos expertos en el arte que se pueden aplicar las variaciones a las composiciones y/o a los métodos y en las etapas o en la secuencia de etapas del método descrito aquí sin apartarse del concepto, del espíritu y alcance de la invención. La totalidad de tales sustitutos y modificaciones aparentes para aquellos expertos en el arte se considera que van a estar dentro del alcance, espíritu y concepto de la invención como se define por las reivindicaciones anexas.

Referencias Patente U. S. No. 4,842,776: Styrylaryloxy Ether Sulfonates, A Process for their Preparation and their Use in the Recovery of Crude Oil .

Solicitud de Patente IPO O/2008/079855 : Enhanced Oil Recovery Systems and Consumer Products Containing Secondary Alcohol Derivatives .

Solicitud de Patente U. S. No. 20090270281: Use of Surfactant Mixtures for Tertiary Mineral Oil Extraction.

Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims (30)

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones :

1. Una composición tensioactiva de sulfato de alcoxi, caracterizada porque uno o más, grupos de polipropoxi, grupos de polietoxi, o ambos y un grupo de sulfato de la fórmula (I) : (C6H5CH2CH2)a-C6Hb0-POx-EOy-SO3 " M+ (I) en donde a=3, b=2, a=2, b=3 o a=2-3, b=3-2; en donde x corresponde al número de grupos propoxi y varía desde 0 hasta 50; en donde y corresponde al número de grupos etoxi y varía desde 0 hasta 100; en donde M es un contraion para el grupo de sulfato, en donde M se selecciona del grupo que consiste de Na, K, Mg, Ca, y NH4.

2. La composición de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque x es 0, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 12, 14, 16, 18, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 30, 35, 40, 45, y 50.

3. La composición de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque y es 0, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 60, 70, 80, 90, y 100.

4. La composición de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque el agente tensioactivo del sulfato de alcoxi tiene una fórmula (C6H5CH2CH2) 3-C6H2O-PO7-EO10-SO3" .

5. La composición de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque el agente tensioactivo del sulfato de alcoxi tiene una fórmula (C6H5CH2CH2) 2-C6H3O-PO7-EO10-S(V ·

6. Un método para fabricar un agente tensioactivo de sulfato de alcoxi de la fórmula (I) , caracterizado porque comprende las etapas de : (C6H5CH2CH2 ) a-C6HbO-P0X-E0y-S03" ( I ) alcoxilar un estirilfenol con un grupo de óxido de propileno, un grupo de óxido de etileno o ambos en la presencia de un catalizador básico, en donde a=3, b=2, a=2, b=3 o a=2-3, b=3-2, en donde x corresponde al número de grupos propoxi y varía desde 0 hasta 50, en donde y corresponde al número de grupos etoxi y varía desde 0 hasta 100; y sulfatar el estirilfenol alcoxilado por un proceso de sulfatación del ácido sulfámico para fabricar el agente tensioactivo de sulfato de estirilfenol alcoxi.

7. Un método para fabricar un agente tensioactivo de sulfato de triestirilfenol alcoxi que tiene una fórmula (C6H5CH2CH2) 3-C6H20-P07-EOio-S03", caracterizado porque comprende las etapas de : propoxilar el triestirilfenol con óxido de propileno en la presencia de hidróxido de potasio o cualquier otro catalizador básico, adecuado, para formar un triestirilfenol propoxilado (TSP-7P0) , en donde una proporción molar del TSP:PO es 1:7; etoxilar el triestirilfenol propoxilado con un óxido de etileno en la presencia de hidróxido de potasio o cualquier otro catalizador básico, adecuado, para formar un TSP-7PO : 10EO, en donde la proporción molar del TSP-7P0:E0 es de 1:10; y sulfatar el TSP-7PO:10EO por un proceso de sulfatación del ácido sulfámico para fabricar el agente tensioactivo de sulfato de triestirilfenol alcoxi que tiene la fórmula (C6H5CH2CH2) 3-C6H2O-PO7-EOi0-S( .

8. Una composición para una recuperación mejorada del petróleo, la limpieza del agua subterránea ambiental, y otras operaciones a base de un agente tensioactivo, caracterizada porque comprende: uno o más agentes tensioactivos de sulfato de alcoxi, en donde uno o más agentes tensioactivos de sulfato de alcoxi tienen una fórmula general (C6H5CH2CH2)a-C6HbO-POx-EOy-S03" M\ en donde a=3, b=2, a=2, b=3 o a=2-3, b=3-2, en donde x corresponde al número de grupos propoxi y varía desde 0 hasta 50, en donde y corresponde al número de grupos etoxi y varía desde 0 hasta 100, en donde M es un contraion para el grupo sulfato, en donde M se selecciona del grupo que consiste de Na, K, Mg, Ca, y NH4 ; uno o más agentes generadores de alcalinidad; y un solvente; en donde uno o más agentes tensioactivos de sulfato de alcoxi, uno o más agentes generadores de la alcalinidad, son disueltos en el solvente.

9. La composición de conformidad con la reivindicación 8, caracterizada porque uno o más agentes generadores de la alcalinidad comprenden hidróxidos de metales alcalinotérreos , NaOH, KOH, LiOH, NH0H, Na2C03, NaHC03, Na-metaborato, silicato de sodio, ortosilicato de sodio, EDTANa4> otros policarboxilatos o cualesquiera combinaciones de los mismos.

10. La composición de conformidad con la reivindicación 8, caracterizada porque el solvente comprende agua, salmuera dura, agua dura, las soluciones que contienen el polímero, una espuma gaseosa o cualesquiera combinaciones de las mismas.

11. La composición de conformidad con la reivindicación 8, caracterizada porque la composición está adaptada para su uso sola, o en una formulación de la substancia alcalina-agente tensioactivo-polímero o en una espuma gaseosa para aplicaciones de recuperación mejorada del petróleo .

12. La composición de conformidad con la reivindicación 8, caracterizada porque la composición contiene 0.1 %, 0.5 %, 1 %, 2 %, 3 %, 4 %, y 5 % de los uno o más agentes generadores de. alcalinidad.

13. La composición de conformidad con la reivindicación 8, caracterizada porque x es 0, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 12, 14, 16, 18, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 30, 35, 40, 45, y 50.'

14. La composición de conformidad con la reivindicación 8, caracterizada porque y es 0, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 60, 70, 80, 90, y 100.

15. La composición de conformidad con la reivindicación 8, caracterizada porque el agente tensioactivo de sulfato de alcoxi tiene una fórmula (C6H5CH2CH2) 3-06?2?-??7-EO10-SO3".

16. La composición de conformidad con la reivindicación 8, caracterizada porque el agente tensioactivo de sulfato de alcoxi tiene una fórmula ( C6H5CH2CH2 ) 2 - C6H30-P07 -EOio-S03 ' .

17. Un método para una recuperación mejorada del petróleo a partir de una formación que lleva hidrocarburos, caracterizado porque comprende las etapas de: inyectar una composición tensioactiva de sulfato de alcoxi que tiene una fórmula general (C6H5CH2CH2) a-C6HbO-POx-EOy-S03" M+, en donde a=3, b=2, a=2, b=3 o a=2-3, b=3-2; en donde x corresponde al número de grupos propoxi y varía desde 0 hasta 50; en donde y corresponde al número de grupos etoxi y varía desde 0 hasta 100; en donde M es un contraion con respecto a un grupo del sulfato, en donde M se selecciona del grupo que consiste de Na, K, Mg, Ca, y NH4, solos, como una formulación de una substancia alcalina-agente tensioactivo-polímero . o en una espuma gaseosa en la formación que lleva hidrocarburos a una temperatura desde 25 hasta 120 °C, en donde la composición del agente tensioactivo de sulfato de alcoxi está en agua, agua dura o salmuera dura y comprende más del 0.05 % de uno o más agentes generadores de alcalinidad; e inyectar una solución de "empuje" del polímero o la espuma gaseosa para recuperar el petróleo.

18. Una composición tensioactiva, no iónica, de peso molecular elevado de la fórmula (II) que comprende un grupo alcoxi, caracterizada porque los grupos alcoxi son seleccionados del grupo que consiste de un grupo de polipropoxi y un grupo de polietoxi (C6H5CH2CH2)a-C6HbO-POx-EOy (II) en donde a=3, b=2, a=2, b=3 o a=2-3, b=3-2; en donde x corresponde al número de grupos propoxi y varía desde 0 hasta 50; en donde y corresponde al número de grupos etoxi y varía desde O hasta 100.

19. La composición de conformidad con la reivindicación 18, caracterizada porque está adaptada para una recuperación mejorada del petróleo, la limpieza de las aguas subterráneas ambientales, y otras aplicaciones basadas en un agente tensioactivo .

20. Un método para fabricar un agente tensioactivo, no iónico, de peso molecular elevado, de la fórmula (II) , caracterizado porque comprende un grupo alcoxi, en donde los grupos alcoxi son seleccionados del grupo que consiste de un grupo polipropoxi y un grupo polietoxi, caracterizado porque comprende la etapa de (C6H5CH2CH2)a-C6HbO-POx-EOy (II) alcoxilar un estirilfenol con un grupo de óxido de propileno, un grupo de óxido de etileno, o ambos, en la presencia de un catalizador básico, en donde a=3, b=2, a=2, b=3 o a=2-3, b=3-2, en donde x corresponde al número de grupos propoxi y varía desde 0 hasta 50, en donde y corresponde al número de grupos etoxi y varía desde 0 hasta 100.

21. Un método de recuperación de un petróleo crudo a base de asfalteno a partir de una formación que lleva hidrocarburos, caracterizado porque lleva las etapas de: inyectar una composición tensioactiva de sulfato de alcoxi que tiene una fórmula general (C6H5CH2CH2)a-C6HbO-POx-EOy-S03~ M+, en donde a=3, b=2, a=2, b=3 o a=2-3, b=3-2; en donde x corresponde al número de grupos propoxi y varía desde 0 hasta 50; en donde y corresponde al número de grupos etoxi y varía desde 0 hasta 100; en donde M es un contraion con respecto a un grupo del sulfato, en donde M se selecciona del grupo que consiste de Na, K, Mg, Ca, y NH4, solos, como una formulación de una substancia alcalina-agente tensioactivo-polímero o en una espuma gaseosa en la formación que lleva hidrocarburos a una temperatura desde 25 hasta 120 °C, en donde la composición del agente tensioactivo de sulfato de alcoxi está en agua, agua dura o salmuera dura y comprende más del 0.05 % de uno o más agentes generadores de alcalinidad; e inyectar una solución de "empuje" del polímero o la espuma gaseosa para recuperar el petróleo.

22. La composición de conformidad con la reivindicación 8, caracterizada porque además comprende un co-agente tensioactivo.

23. La composición de conformidad con la reivindicación 22, caracterizada porque el co-agente tensioactivo es el sulfonato de una olefina.

24. El método de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque el sulfonato de olefina es un sulfato de olefina interna de Ci0-C30.

25. El método de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque la composición del agente tensioactivo del sulfato de alcoxi comprende además un coagente tensioactivo.

26. El método de conformidad con la reivindicación 25, caracterizado porque el co-agente tensioactivo es un sulfonato de olefina.

27. El método de conformidad con la reivindicación 26, caracterizado porque el sulfonato de olefina es un sulfato de olefina interna de Ci0-C30.

28. El método de conformidad con la reivindicación 21, caracterizado porque la composición del agente tensioactivo de sulfato de alcoxi comprende además un coagente tensioactivo.

29. El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque el co-agente tensioactivo es un sulfonato de olefina.

30. El método de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque el sulfonato de olefina es un sulfato de olefina interna de C10-C30.