MX2012009055A - Metodo y composicion para recuperacion mejorada de hidrocarburos. - Google Patents

Abstract

Se describe un método para tratar una formación que contiene petróleo crudo. El método incluye a) agregar una composición de recuperación de hidrocarburos al menos a una porción de una formación que contiene petróleo crudo para una composición que incluye un sulfonato de olefina interna de alto peso molecular y un compuesto reductor de la viscosidad; y b) permitir que la composición interactúe con los hidrocarburos en la formación que contiene petróleo crudo.

Description

METODO Y COMPOSICION PARA RECUPERACION MEJORADA DE HIDROCARBUROS I I i Campo de la Invención En términos generales, la presente invención describe métodos para la recuperación de hidrocarburos a partir de formaciones con hidrocarburos. En particular, las modalidades aquí descritas sé refieren a los métodos de recuperación mejorada de hidrocarburos y a las composiciones que se aplican en la recuperación que contienen sulfonatos de olefinas internas y compuestos que disminuyen la viscosidad.

Antecedentes de la Invención Es posible recuperar hidrocarburos de las formaciones que los contienen mediante una penetración a la misma a través de uno o dos pozos . Los hidrocarburos suben a la t superficie a través de los pozos. Las condiciones (por ejemplo, permeabilidad, concentración de hidrocarburos, porosidad, temperatura, presión, y otras) de la formación con hidrocarburos pueden afectar la viabilidad económica del proceso de producción de hidrocarburos a partir de una formación con hidrocarburos. Una formación que contiene hidrocarburos puede disponer de energía natural ¡ (por ejemplo, gas, agua) que permite movilizar los hidrocarburos hacia la superficie de la formación con hidrocarburos. La energía natural puede ser el agua. El agua puede ejercer la presión Ref.: 233511 que moviliza los hidrocarburos hacia uno o más pozos de producción. El gas puede estar presente en la formación de hidrocarburos (yacimiento petrolífero) a presiones tales como para movilizar los hidrocarburos hacia uno o más pozos de producción. La fuente de energía natural pueden agotarse en el tiempo. Los procesos de recuperación suplementarios pueden servir para continuar la recuperación de hidrocarburos a partir de la formación los contiene. Los ejemplos de procesos suplementarios incluyen la inyección de agua, la inyección de polímeros, la inyección de fluidos alcalinos, ; los procesos térmicos, . la inyección de soluciones o estos procesos combinados .

En la recuperación química mejorada de petróleo (EOR, i por sus siglas en inglés) la alteración de la ¡saturación de petróleo residual se logra por los agentes tensioactivos que generan una tensión interfacial de agua/petróleo crudo (ultra) baja (IFT, por sus siglas en inglés) para proporcionar un número de capilaridad lo suficientemente alto como para superar las fuerzas capilares y permitir que el petróleo fluya (I. Chatzis and N. R. Morrows, "Correlation of capillary number relationship for sandstone" . SPE Journal, Vol 29, pp 555-562, 1989). ! Son conocidas las composiciones y los métodos para la recuperación mejorada de hidrocarburos utilizando un componente de agente tensioactivo que contiene sulfatos de í alfa olefina. Las patentes de EUA 4,488,976 y 4,537,253 describen las composiciones de recuperación1 mejorada de petróleo que contienen el componente. Se conocen las composiciones y métodos para la recuperación mejorada de hidrocarburos que utilizan sulfonatos de olefina interna. La patente de EUA 4,597,879 describe la composición de agente tensioactivo. j La patente de EUA 4,979,564 describe el uso de sulfonatos de olefina interna en un método para la recuperación mejorada de combustible utilizando inyección de agua viscosa de baja tensión. Un ejemplo de un material disponible comercialmente descrito como de j utilidad es ENORDET IOS 1720, un producto de Shell Oil Company identificado como una sal de sodio de olefina interna Ci7-2o í · sulfonada. Este material es de bajo grado de ramificación. La patente de EUA 5,068,043 describe un sistema tensioactivo que contiene detergente ácido para la inyección de agua, en el que se utiliza el agente cotensioactivo incluye un sulfonato de olefina interna Ci7-2o o C20-2 · En "Field Test of Cosurfactant-enhanced Alkaline Flooding" de Falls et al., Society of Petroleum Engineers Reservoir Engineering, 1994, los autores describieron el uso de un sulfonato de olefina interna Ci7-2o o C20-24 e una composición de inyección de agua con un agente tensioactivo alcoxilato alcohólico .para mantener la composición como única fase a temperatura ambiente sin afectar significativamente el desempeño a la temperatura del yacimiento petrolífero. La salinidad del agua es de aproximadamente 0.4%p de cloruro de sodio. Además, se tiene conocimiento sobre el uso de agentes tensioactivos alcoxisulfatos . Estos materiales, utilizados individualmente, también presentan desventajas bajo condiciones tíiuy severas de salinidad, dureza y temperatura, en parte porque ciertos agentes tensioactivos alcoxisulfatos alcohólicos no son estables a temperaturas elevadas, es decir, j superiores a 70°C.

Sumario de la Invención En una modalidad, pueden producirse hidrocarburos a l partir de una formación de hidrocarburos que contiene petróleo crudo por un método que incluye tratar al menos una porción de la formación de hidrocarburos con una composición de recuperación de hidrocarburos, compuesta de: un sulfonato de olefina interna de elevado peso molecular y un compuesto que disminuye la viscosidad. Este material es efectivo sobre un intervalo de salinidad de aproximadamente ¡1% en peso o menor, hasta aproximadamente 10% en peso o mayor y sobre intervalos de temperatura de 40 a 140 °C.

Esta invención describe un método para | tratar estas formaciones que contienen petróleo crudo que incluye (a) proporcionar una composición de recuperación de hidrocarburos al menos a una porción de la formación que contiene petróleo crudo, siendo que la composición contiene un sulfonato de olefina interna de alto peso molecular (IOS, por sus siglas en inglés) y al menos un compuesto que ¡disminuye la i viscosidad; y (b) permitir que la composición interactúe con los hidrocarburos en la formación que contiene hidrocarburos. El sulfonato de olefina interna de elevado peso molecular puede incluir sulfonatos de olefina interna Ci5-18, sulfonatos de olefina interna C19-23, sulfonatos de olefina interna C20-2 ; sulfonatos de olefina interna C2 -28; y sus mezclas.

En una modalidad, la composición de recuperación de hidrocarburos se agrega a la formación con hidrocarburos por mezcla de la misma con agua y/o salmuera de la formación. Preferiblemente, la composición de recuperación de hidrocarburos incluye desde aproximadamente 0.01 a aproximadamente 2.0%p de la mezcla total de composición de recuperación de agua y/o salmuera/hidrocarburo (el fluido inyectable) . Es más importante la concentración real de materia activa presente en el fluido inyectable (materia activa es el agente tensioactivo, aquí el (los) sulfonato de olefina interna) . Por lo tanto, la concentración de sulfonato de olefina interna en el fluido inyectable ¡puede ser de aproximadamente 0.05 a aproximadamente 1.0%p, preferiblemente de aproximadamente 0.1 a aproximadamente 0.8%p. Posteriormente, se inyecta el fluido en la formación de hidrocarburos .

En una modalidad, la composición de hidrocarburo puede producirse a partir de la formación de hidrocarburo. La composición de hidrocarburo puede incluir cualquier combinación de hidrocarburos, sulfonatos de olefina interna, metano, agua, monóxido de carbono y amoníaco.

Breve Descripción de las Figuras La figura 1 representa una modalidad para tratar una formación de hidrocarburos; La figura 2 representa una modalidad para tratar una formación de hidrocarburos; A pesar de que es posible aplicar diversas modificaciones y formas alternativas a la invención, en las figuras se muestran las modalidades específicas a modo de ejemplo y las mismas serán descritas en la presente de manera detallada. Debe entenderse que las figuras y la descripción detallada de las mismas, no tienen como objetivo limitar la invención a una forma particularmente descrita, sino por el contrario, la intención es cubrir todas sus modificaciones, equivalencias y alternativas que caen dentro del espíritu y el alcance de la presente invención tal como se define en las reivindicaciones adjuntas.

Descripción Detallada de la Invención "Número de carbono promedio" tal como se utiliza en la presente se determina multiplicando el número J de átomos de carbono de cada sulfonato de olefina interna en la mezcla de sulfonatos de olefina interna por el porcentaje molar de el sulfonato de olefina interna y luego sumando los productos.

"Sulfonato de olefina interna Ci5-i8" tal como se utiliza en la presente es una mezcla de sulfonatos de olefina interna en los que la mezcla presenta un número de carbonos promedio de 16 a aproximadamente 17 y al menos 50% en peso, i preferiblemente al menos 75% en peso, más preferiblemente al menos 90% en peso, de los sulfonatos de olefina interna en la mezcla contienen desde 15 a 18 átomos de carbono.

I 1 "Sufonato de olefina interna Ci9-23" tal como se utiliza en la presente es una mezcla de sulfonatos de olefina interna en los que la mezcla presenta un número de átomos de carbono promedio de 21 a aproximadamente 23 y al menos 50% en peso, preferiblemente al menos 60% en peso, de los ^sulfonatos de olefina interna en la mezcla contienen desde 19 a 23 átomos de carbono .

"Sulfonato de olefina interna C20-24" tal como se utiliza en la presente es una mezcla de sulfonatos de olefina interna en los que la mezcla presenta un número de carbonos promedio de 20.5 a aproximadamente 23 y al menos 50% en peso, preferiblemente al menos 65% en peso, más preferiblemente al menos 75% en peso, de los sulfonatos de olefina i interna en la mezcla contienen desde 20 a 24 átomos de carbono.

"Sulfonato de olefina interna C24-28" tal como se utiliza en la presente es una mezcla de sulfonatos de olefina interna I I en los que la mezcla presenta un número de átomos de carbono promedio de 24.5 a aproximadamente 27 y al menos 40% en peso, preferiblemente al menos 50% en peso, más preferiblemente al menos 60% en peso, de los sulfonatos de olefina interna en la mezcla contienen desde 24 a 28 átomos de carbono.

Pueden obtenerse hidrocarburos a partir de formaciones con hidrocarburos mediante los pozos que penetran en las formaciones. "Hidrocarburos" generalmente se definen como moléculas formadas principalmente por átomos de carbono e hidrógeno como el petróleo y el gas natural. Asimismo, los hidrocarburos pueden incluir otros elementos, por ejemplo, de forma no limitada, halógenos, elementos metálicos, nitrógeno, oxígeno y/o azufre. Los hidrocarburos derivados de la formación de hidrocarburos pueden incluir, no limitadamente, querógeno, bitumen, pirobitúmen, asfáltenos, resinas, compuestos saturados, ácidos naftánicos, aceites o sus combinaciones. Los hidrocarburos pueden encontrarse dentro de las matrices minerales o adyacentes a las mismas en la tierra. Las matrices pueden incluir, no limitadamente, roca sedimentaria, "arenas, silicilatos, carbonatos, diatomitas y otros medios porosos.

Una "formación" incluye uno o más i estratos de hidrocarburos, una o más estratos sin hidrocarburos, a los estratos de sobrecarga y/o los estratos de carga subyacentes. Los "estratos de sobrecarga" y/o "estratos de carga subyacentes" incluyen uno o más materiales impermeables de diferentes tipos. Por ejemplo, los estratos de sobrecarga y/o estratos de carga subyacentes pueden incluir róca, esquisto, lutita, o carbonato impermeable al agua (a saber, un carbonato impermeable sin hidrocarburos) . Porj ejemplo, el estrato de carga subyacente puede incluir esquisto o lutita. En ciertos casos, los estratos de sobrecarga y/o los estratos de carga subyacentes pueden ser algo permeables. Por ejemplo, los estratos de carga subyacentes pueden estar compuestos de un mineral permeable, como por ejemplo arenisca o caliza. En ciertas modalidades, al menos una porción de la formación de hidrocarburos puede existir a más o menos de 1000 pies (304.8 m) por debajo de la superficie de la tierra.

Las propiedades de la formación de hidrocarburos pueden afectar el flujo de hidrocarburos a través de los estratos de sobrecarga y/o los estratos de carga subyacente hacia uno o más pozos de producción. Las propiedades incluyen, de manera no limitada, la mineralogía, porosidad, permeabilidad, distribución del tamaño del poro, área de superficie, salinidad o temperatura de la formación. Las propiedades de los estratos de sobrecarga y/o de la carga subyacente combinadas con las propiedades de los hidrocarburos, como ser, las características de presión capilar (estática) , las características de la permeabilidad relativa (flujo) pueden afectar la movilización de los hidrocarburos a través de la formación de hidrocarburos.

Es posible que varíe la permeabilidad de la formación de hidrocarburos, según la composición de la formación. Una formación relativamente permeable puede incluir! hidrocarburos más pesados, suspendidos en arena y carbonato, por ejemplo. "Relativamente permeable" como se usa en la1 presente, se refiere a formaciones o porciones de las mismas, con una i permeabilidad promedio de 10 milidarcies o más. "Permeabilidad relativamente baja" como se usa en la presente, se refiere a formaciones o porciones de las mismas, con una permeabilidad promedio de menos de 10 milidarcies. Un darcy equivale a aproximadamente 0.99 micrómetros cuadrados. Una porción impermeable de una formación generalmente es de una permeabilidad menor a aproximadamente 0.1 milidarcy. En ciertos casos, una porción o todas las 'porciones de hidrocarburos de una formación relativamente permeable puede incluir, predominantemente, hidrocarburos pesados y/o alquitrán sin grano mineral de soporte y materia mineral en flotación exclusivamente (o no) (por ejemplo, los lagos de asfalto) .

En la formación de hidrocarburos pueden existir fluidos (por ejemplo, gas, agua, hidrocarburos, o sus combinaciones) de diferentes densidades. La mezcla de fluidos en la formación de hidrocarburos puede formar capas entre un estrato de carga subyacente y un estrato de sobrecarga según la densidad del fluido. El gas puede formar un estrato superior, los hidrocarburos pueden formar un estrato medio y el agua un estrato inferior en la formación que contiene hidrocarburos. Los fluidos pueden estar presentes en la formación de hidrocarburos en diversas concentraciones. Las interacciones entre los fluidos en la formación puede crear interfaces o bordes entre los fluidos. Las interfaces o bordes entre los fluidos y la formación se crean mediante interacciones entre los fluidos y la formación, Generalmente, los gases no forman bordes con otros fluidos en una formación de hidrocarburos. En una modalidad, es posible formar el primer borde entre una capa de agua y el estrato de la carga subyacente. Puede formarse un segundo borde entre la capa de agua y la capa de hidrocarburos . Puede formarse un tercer borde entre los hidrocarburos de diferentes densidades en la formación que contiene hidrocarburos . En ciertas modalidades es posible la presencia de múltiples fluidos con múltiples limites en la formación de hidrocarburos. Debe entenderse que pueden existir muchas combinaciones de límites entre los fluidos y entre los fluidos y los estratos de lai sobrecarga y de la carga subyacente en la formación de hidrocarburos.

La producción de fluidos puede distorcionar la interacción entre los fluidos y entre los fluidos y los estratos de la sobrecarga y de la carga subyacente. A medida que se remueven de la formación que contiene hidrocarburos, I las diferentes capas de fluidos pueden mezclarse y formar capas de fluido mezcladas. La mezcla de fluidos puede interaccionar con diferencias en los límites de los fluidos. Según las interacciones en los límites de la mezcla de fluidos, se volverá difícil la producción de hidrocarburos. La cuantificación de · las interacciones (por1 ejemplo, la energía) en la interfaz de los fluidos y/o en los fluidos y en los estratos de la sobrecarga y de la carga subyacente será de utilidad para predecir la movilización de los hidrocarburos a través de la formación que contiene hidrocarburos .

Puede ser difícil cuantificar la energía necesaria para las interacciones (por ejemplo, mezcla) entre fluidos dentro de la formación en la interfaz. Generalmente, es posible realizar esta cuantificación en la interfaz entre los fluidos con técnicas conocidas (por ejemplo, el tensiómetro de gota giratoria, el aparato de Langmuir trough) . La energía de interacción en la interfaz puede denominarse tensión interfacial. Tal como utilizamos en la presente, "tensión interfacial" es la energía libre superficial que existe entre dos o más fluidos con un límite. Un valor de tensión interfacial elevado (por ejemplo, mayor a aproximadamente 10 dina/cm) puede indicar la incapacidad de ün fluido de mezclarse con un segundo fluido para formar una emulsión de fluidos. Tal como se utiliza en la presente, "emulsión" es una dispersión de un fluido inmiscible en un segundo fluido, por adición de una composición que disminuye la tensión interfacial entre los fluidos para lograr estabilidad. Es posible que los fluidos no puedan mezclarse a causa de la gran energía de interacción en superficie entre ambos fluidos. Los valores de tensión interfacial bajos (por ejemplo, menores a aproximadamente 1 dina/cm) son indicativos de una menor interacción en superficie entre ambos fluidos inmiscibles. Cuando la energía de interacción en superficie es menor entre dos fluidos inmiscibles, pueden mezclarse ambos fluidos para formar una emulsión. Los fluidos con menores valores de tensión interfacial pueden movilizarse hacia la perforación, debido a menores fuerzas capilares, y posteriormente es posible obtenerlos a partir de una formación de hidrocarburos.

Los fluidos de la formación de hidrocarburo pueden humectarse (por ejemplo, adherirse al estrato dé sobrecarga o de carga subyacente o dispersarse en el estrato de sobrecarga o de carga subyacente en una formación de hidrocarburos) . Tal como se utilize en la presente, "humectabilidad" es condición de dispersión o de adhesión del fluido a una superficie sólida en una formación en presencia de otros ¡ fluidos. Los métodos para determinar la humectabilidad de una formación de hidrocarburos los describe Craig, Jr. in "The Reservoir i Engineering Aspects of Waterflooding" , 1971 Monograph Volume 3, Society of Petroleum Engineers . Esta documentación se incluyen en la presente como referencia. En una modalidad, los hidrocarburos se adhieren a la arenisca, en presencia de gas o agua. El estrato de sobrecarga o de carga subyacente que sustancialmente está revestido por hidrocarburos puede denominarse "humectado de petróleo". El estrato, de sobrecarga o de carga subyacente puede estar humectando de petróleo debido a la presencia de componentes polares y/o activos en la superficie (por ejemplo, asfáltenos) en la formación que contiene hidrocarburos. La composición de la formación (por ejemplo, sílice, carbonato o arcilla) puede determinar el grado de adsorción de los hidrocarburos a la superficie de un estrato de sobrecarga o de carga subyacente. En algunas modalidades, la formación porosa y/o permeable permite que los hidrocarburos se humecten con más facilidad a los estratos de sobrecarga o de carga subyacente. Los estratos de sobrecarga o de carga subyacente sustancialmente humectados de petróleo pueden inhibir la producción de hidrocarburos a partir de la formación de hidrocarburos. En ciertas modalidades, una porción humectada en petróleo de la formación de hidrocarburos puede existir a más o menos de 1000 pies (304.8 m) por debajo de la superficie de la tierra.

La formación de hidrocarburos puede incluir agua. El agua puede interactuar con la superficie del estrato de la carga subyacente. Tal como se utiliza en , la presente "humectado con agua" es la formación de una recubierta de agua sobre la superficie del estrato de la carga subyacente y de la sobrecarga. El estrato de la carga subyacente y de la sobrecarga puede promover la producción de hidrocarburos a partir de la formación porque evita que los hidrocarburos se humecten en los estratos de la sobrecarga y, de la carga subyacente. En ciertas modalidades, la porción humectada en agua de la formación de hidrocarburos puede incluir concentraciones bajas de componentes polares y/o activos en la superficie.

Es posible que el agua de la formación de hidrocarburos contenga minerales (por ejemplo, minerales cjue contienen bario, calcio o magnesio) y sales minerales '(por ejemplo, cloruro de sodio, cloruro de potasio, cloruro de magnesio) . La salinidad del agua, el pH y/o la dureza del agua en la formación pueden afectar la recuperación de hidrocarburos de la formación de hidrocarburos. Tal como se utiliza en la presente "salinidad" es la concentración de sólidos disueltos en agua. La "dureza del agua" tal como se utiliza en la presente, se refiere a la concentración de iones divalentes (por ejemplo, calcio y magnesio) en el agua. Es posible utilizar métodos conocidos para determinar la salinidad y dureza del agua (por ejemplo, conductividad, análisis volumétrico) . A medida que aumenta la salinidad del agua en una formación de hidrocarburos, aumenta ; la tensión interfacial entre los hidrocarburos y el agua y puede ser más difícil producir los fluidos. | Hay ciertos factores que pueden servir para seleccionar una formación de hidrocarburos para su tratamiento. Estos son, de forma no limitativa, el espesor de ías capas que contienen hidrocarburos en la formación, 'contenido de producción de líquido evaluado, ubicación de ;la formación, salinidad de la formación, temperatura de la formación, y profundidad de las capas de hidrocarburos. Inicialmente , la presión y temperatura de la formación natural puede alcanzar para que los hidrocarburos fluyan hacia las perforaciones y hacia la superficie exterior. Las temperaturas en la formación de hidrocarburos oscilan de aproximadamente 0°C a aproximadamente 300 °G, pero generalmente son menores a 150 °C. La composición de la presente invención es particularmente ventajosa cuando se utiliza a temperaturas elevadas por la estabilidad del sulfonato de olefinas internas a estas temperaturas . A medida que se producen hidrocarburos a partir de la formación de hidrocarburos, pueden disminuir la presión y/o la temperatura en la formación. Es posible utilizar sistemas de elevación artificiales (por ejemplo: bombas, inyección de gas) y/o calentamiento para continuar la producción de hidrocarburos a partir de la ' formación de hidrocarburos . La producción de los hidrocarburos deseados a partir de la formación de hidrocarburos puede no ser I económica porque se agotan los hidrocarburos en la formación.

La movilización de los hidrocarburos residuales retenidos en la formación de hidrocarburos puede ser difícil debido a la viscosidad de los hidrocarburos y a los efectos de capilaridad de los fluidos en los poros de la formación de hidrocarburos. Tal como se utiliza en la presente "fuerzas capilares" son las fuerzas atractivas entre los fluidos al i menos en una porción de la formación de hidrocarburos. En una modalidad, las fuerzas capilares pueden superarse si se aumentan las presiones dentro de la formación de hidrocarburos. En otras modalidades, es posible superar las fuerzas capilares al reducir la tensión interfacial entre los fluidos en una formación de hidrocarburos. La i capacidad de reducir las fuerzas capilares en una formación , de hidrocarburos puede depender de un número ¡de factores, incluidos, de manera limitada, la temperatura la formación de hidrocarburos, la salinidad del agua en formación de hidrocarburos, y la composición de hidrocarburos en la formación de hidrocarburos.

A medida que disminuyen las tasas de producción, pueden emplearse otros métodos para que la formación de hidrocarburos sea más viable desde el punto de vista económico. Estos métodos pueden incluir: agregar fuentes de agua (por ejemplo, salmuera, vapor), gases', polímeros, monómeros o cualquiera de estos combinados a la formación de hidrocarburos para aumentar la movilización de los mismos.

En una modalidad, la formación de hidrocarburos puede tratarse con inyección de agua. Esto puede incluir inyectar agua a una porción de la formación que contiene hidrocarburos mediante pozos de inyección. La inyección de al menos una porción de la formación puede impregnar con agua una porción de la formación de hidrocarburos. La porción de formación de hidrocarburos humectada con agua puede presurizarse por métodos conocidos, y puede recogerse una mezcla de agua e hidrocarburos utilizando uno o más pozos de producción. Sin embargo, es posible que la capa de agua y de hidrocarburos no se mezclen eficientemente. Esta baja eficiencia¡ puede ser el resultado de una alta tensión interfacial entre el agua y los hidrocarburos .

La producción a partir de la formación de hidrocarburos puede mejorarse si se trata a la formación de hidrocarburos con un polímero y/o un monómero que puede movilizar a los hidrocarburos hacia uno o más pozos de producción. El polímero y/o el monómero puede disminuir la movilidad de la fase de agua en los poros de la formación de hidrocarburos. Esta disminución de la movilidad del agua permite a los hidrocarburos movilizarse con mayor facilidad a¡ través de la formación. Los polímeros incluyen, de manera no limitativa: poliacrilamidas , poliacrilamida parcialmente hidrolizada, í poliacrilatos , copolímeros etilénicos, biopolímeros , carboximetilcelulosa, alcohol polivinílico, sulfonatos de poliestireno , polivinilpirrolidona, AMPS (sulfonato de 2-acrilamída-2 -raetil propano) o sus combinaciones. Entre los ejemplos de copolímeros etilénicos se. incluyen los copolímeros del ácido acrílico y acrilamida, ácido acrílico y lauril acrilato, lauril acrilato y acrilamida. i Entre los ejemplos de biopolímeros se incluyen la goma xantana y la goma guar. En ciertas modalidades, los polímeros pueden reticularse in situ en la formación de hidrocarburos. En otras modalidades, los polímeros pueden generarse in situ -en la formación de hidrocarburos. Los polímeros y las preparaciones de polímeros para utilizar en la recuperación de petróleo aparecen descritas en la patente de EUA N° 6,427,268 de Zhang et al, titulada "Method For Making Hydrophobically Associatxve Polymers, Methods of Use and Compositions ; " la patente de EUA N° 6,439,308 de Wang, titulada "Foam Drive Method;" la patente de EUA N° 5,654,261 de Smith, titulada, "Permeability Modifying Composition For Use In Oil Recovery;" la patente de EUA N° 5,284,206 de Surles et al., titulada "Formation Treating;" la patente de EUA N° 5,199,490 de Surles et al., titulada "Formation Treating" y la patente de EUA N° 5,103,909 de Morgenthaler et al., titulada "Profile Control In Enhanced Oil Recovery" , todas las cuales se incluyen en la presente como referencia.

Composición de recuperación de hidrocarburos En una modalidad, la composición de recuperación hidrocarburo puede agregarse a la formación de hidrocarburos. En esta invención la composición incluye un sulfonato de olefina interna o mezcla particular de sulfonato de olefina interna. Los sulfonatos de olefina interna son químicamente adecuados para EOR porque su baja tendencia a formar cristales de estructuras ordenadas y/o líquidos (que puede ser un problema importante porque las estructuras ordenadas tienden a producir el atoramiento de la estructura de roca en las formaciones de hidrocarburos) ya que se trata de mezcla ? compleja de agentes tensioactivos con cadenas de diferentes longitudes. La tendencia a la adsorción en superficies rocosas de yacimiento petrolíferos de los sulfonatos de olefina interna es baja, debido a la repulsión de cargas negativas entre la superficie y el agente terisioactivo . El uso de álcalis además reduce la tendencia a la adsorción de los agentes tensioactivos y si las pérdidas son menores es posible utilizar menos concentración de agente tensioactivo lo que baja costos al proceso.

Como se discutió anteriormente, esta invención resulta particularmente útil para las formaciones de ¡hidrocarburos con petróleo crudo. La composición de recuperación de hidrocarburos de esta invención se diseña para, producir la i mejor composición de recuperación de sulfonatos de olefinas ? internas .

Una olefina interna es una olefina cuyo enlace doble se ubica en cualquier lugar a lo largo de la cadena de carbonos, excepto en el átomo de carbono terminal. Una olefina interna lineal no presenta ramificaciones alquilo, arilo o alicíclicas en los átomos de carbono de enlace doble o en cualquiera de los átomos de carbono adyacentes a los átomos I de carbono del enlace doble. Los productos comerciales típicos producidos por isomerizacion de las alfa olefinas son predominantemente lineales y contienen un número promedio bajo de ramificaciones por molécula.

La composición de recuperación de hidrocarburos incluye además un compuesto reductor de la viscosidad. Éste puede ser cualquier compuesto que disminuye la viscosidad del agente tensioactivo, pero preferiblemente se trata de un compuesto que disminuye la viscosidad de manera tal que la composición pueda transportarse, bombearse e inyectar en la. formación de hidrocarburos .

El compuesto que reduce la viscosidad puede ser un agente tensioactivo no iónico, un alcohol, un éter alcohólico, o sus mezclas. El compuesto que disminuye la viscosidad preferiblemente es un alcohol C2-Ci2, un alcohol etoxilado C2-Ci2, el 2-butoxietanol , el éter butílico del dietilenglicol , o sus mezclas. El compuesto reductor de la viscosidad puede seleccionarse del grupo de etanol, alcohol iso butilico, alcohol se— utilico, 2-butoxietanol, éter butílico del dietilenglicol , y sus mezclas. , El remanente de la composición puede incluir, no limitadamente, agua, disolventes orgánicos, sulfonatos de alquilo, sulfonatos de arilo, salmuera o sus combinaciones. Los disolventes orgánicos incluyen, de manera1 no limitada, etilmetil cetona, acetona, etilglicoles, carbitoles alquilo inferiores o sus combinaciones.

Elaboración de una composición de recuperación de I hidrocarburos Las olefinas internas que se utilizan! para formar sulfonatos de olefina interna de la presente invención pueden ser producidos por isomerización esquelética. ¡ Los procesos adecuados para la elaboración de olefinas internas incluyen los que se describen en las patentes de EÜA 5,510,306, 5,633,422, 5,648,584, 5,648,585, 5,849,960, y la patente i europea EP 0,830,315 Bl todas las cuales se incluyen aquí como referencia en la totalidad de su contenido. La corriente de hidrocarburos que incluye al menos una olefina lineal se pone en contacto con un catalizador adecuado, tal como los zeolitas catalíticas descritas en las patentes antes mecionadas, en una fase vapor a temperatura, presión y velocidad de reacción adecuada. Generalmente, las condiciones de reacción adecuadas incluyen temperaturas de aproximadamente 200 a aproximadamente 650 °C, una presión parcial de olefinas por encima de 0.5 atmósferas, y una presión total de aproximadamente 0.5 a aproximadamente 10.0 atmósferas o superiores. Preferiblemente, ¡las olefinas internas de la presente invención se elaboran a temperaturas en el intervalo de 200 a aproximadamente 500 °C y a una presión parcial de olefinas de aproximadamente 0.5 a aproximadamente 2 atmósferas.

Generalmente se sabe que las olefinas internas son más difíciles de sulfonar que las olefinas alfa (véase "Tenside Detergents" 22 (1985) 4, pp . 193-195). En el artículo titulado " hy Internal Olefins are Difficult to Sulfonate,", los autores expresan que la sulfonación de diversas olefinas internas comerciales o de laboratorio utilizando reactor de-película descendente, dio lugar a olefinas internas cori un grado de conversión por debajo de 90 por ciento y además encontraron que es necesario elevar el cociente molar de S03: olefinas internas a más de 1.6:1 para alcanzar conversiones por encima de 95 por ciento. ! Además, los productos resultantes fueron de color muy oscuro y con altos niveles de productos di y polisulfonados .

Las patentes de EUA 4,183,867 y 4,248,793, incluidas en la presente como referencia, describen procesos que pueden utilizarse para formar los sulfonatos de olefina interna ramificados de la invención. Se llevan a cabo ¡en un reactor de película descendente para preparar sulfonatos de olefina interna de color tenue. Las concentraciones de olefinas internas sin reaccionar son de entre 10 y 20 por ciento, y al menos 20 por ciento, respectivamente, en los procesos y deben tomarse medidas especiales, para eliminar ; las olefinas internas sin reaccionar. Los sulfonatos de olefina interna que incluyen entre 10 y 20 por ciento y al menos 20 por ciento, respectivamente, de olefinas internas sin reaccionar, deben purificarse antes de utilizarse. En consecuencia, la I preparación de los sulfonatos de olefina interna con el color liviano deseado y con el contenido de petróleo libre bajo deseado presenta cierta dificultad.

Estas dificultades pueden evitarse siguiendo los procesos descritos en la patente europea EP 0,351,928 Bl, la cual se incluye en la presente a modo de referencia.

Un proceso que puede utilizarse para producir sulfonatos de olefina interna para utilizar en la presente invención incluye la reacción en un reactor de película descendente de una olefina interna comO' se describe anteriormente con un agente de sulfonación en un cociente molar del agente de sulfonación y olefina interna de 1:1 a 1.5:1 mientras se enfría el reactor con un medio de . enf iamiento con temperaturas que no superan los 60 °C, directamente neutralizando el producto de reacción obtenido de la etapa de sulfonación y, sin extraer la olefina interna sin reaccionar, hidrolizando el producto de reacción neutralizado.

En la preparación de los sulfonatos derivados de las olefinas internas, las olefinas internas reaccionan con un agente de sulfonación, que puede ser un trióxido de azufre, ácido sulfúrico, u óleo, con la formación de beta-sultona y algunos ácidos sulfónicos alcanos. El reactor de película es preferiblemente un reactor de película descendente.

Los productos de reacción se neutralizan e hidrolizan. Bajo ciertas circunstancias, por ejemplo, el envejecimiento, los beta sultonas se convierten en gama sultonas que pueden convertirse en delta-sultonas . Luego de la neutralización e hidrólisis, se obtienen gama-hidroxi sulfonatos y los delta- i hidroxi sulfonatos. Una desventaja de estas dos sultonas es que son más difíciles de hidrolizar que las beta-sultonas . Por lo tanto, en la mayoría de las modalidades 1 es preferible proceder sin evejecimiento . Las beta sultonas, luego de la hidrólisis, permiten obtener beta hidroxi sulfonatos. No es necesario remover estos materiales porque forman estructuras tensoactivas de utilidad.

Los medios de enfriamiento, preferiblemente el agua, son de temperaturas que no superan los 60°C, ¡especialmente temperaturas en el intervalo de 0 a 50°C Según, las circunstancias, pueden también utilizarse temperaturas inferiores.

La mezcla de reacción posteriormente se vierte en la unidad de hidrólisis de neutralización. La neutralización/hidrólisis se realiza con una , base de agua soluble, como puede ser el hidróxido de sodio o el carbonato de sodio. Son también adecuadas las bases correspondientes que derivan de potasio y amonio. La neutralización del producto de reacción del reactor de película descendente generalmente se realiza con exceso de base, calculado en función del componente ácido. Generalmente, la ^neutralización se realiza a temperaturas en el intervalo de 10 a 80°C. La hidrólisis puede realizarse a temperaturas en el intervalo de 100 a 250°C, preferiblemente, de 130 a 200°C. El tiempo de hidrólisis generalmente puede ser de 5 minutos^ 4 horas. La hidrólisis alcalina puede realizarse con hidróxidos, carbonatos, bicarbonatos de metales alcalinos (térreos) , y i compuestos amina.

Este proceso puede llevarse a cabo en lote, de manera semicontinua o continua. La reacción generalmente se lleva a cabo en un reactor de película descendente el cual se enfría por un sistema de enfriamiento de circulación n las paredes externas del reactor. En las paredes internas del reactor, la olefina interna fluye en dirección descendente. El trióxido de azufre se diluye con una corriente de nitrógeno, aire, o cualquier otro gas inerte hacia el reactor. La concentración del trióxido de azufre generalmente es de entre 2 y 5 por ciento volumen en base al volumen del gas de transporte. En la preparación de los sulfonatos de olefina interna derivados I de las olefinas de la presente invención, es necesario que en los pasos de hidrólisis por neutralización se logre una mezcla muy profunda del producto del reactor y la base acuosa. Esto puede lograrse, por ejemplo, por agitación eficiente o por adición del codisolvente polar (como un i alcohol inferior) o por adición del agente de transferencia de fases.

Las composiciones de sulfonato de oléfina interna habituales incluyen aproximadamente 30 a 35% de materia activa (sulfonato de olefina interna) en agua¡. Es deseable producir una composición de sulfonato de olefina interna de manera tal que el porcentaje de materia activa sea lo más alto posible. Esta composición se denominará entonces en la presente composición de agente tensioactivo con alta concentración de materia activa. Es preferible que la concentración de materia activa sea al menos 40%, preferiblemente al menos 50%, y más preferiblemente al menos 60%. La concentración de materia activa puede encontrarse en el intervalo de 45% a 95%, preferiblemente en el intervalo de 60% a 80%.

La composición de agente tensioactivo generalmente se transporta desde su lugar de producción hacia donde se encuentra la formación de hidrocarburos. Los agentes i tensioactivos con alta concentración de materia activa son I muy difíciles de bombear o de manipular, y pueden estar en ? forma de pasta o de un gel que no fluye. Mientras que es deseable reducir el nivel de agua transportada con el agente tensioactivo, también es deseable poder bombear y en su caso transportar al agente tensioactivo. Esta invención proporciona una composición con alta concentración de materia activa, pero también puede bombearse y transportarse.

Para disminuir la viscosidad de 1 los agentes tensioactivos con alta concentración de materia activa, se agrega un compuesto que disminuye la viscosidad a la composición de agente tensioactivo luego de ser producida, y antes de ser transportada al lugar de la ¡ formación de hidrocarburos .

Inyección de una composición de recuperación de hidrocarburos La composición de recuperación de hidrocarburos puede interactuar con los hidrocarburos al menos en una porción de la formación de hidrocarburos. La interacción con los hidrocarburos puede disminuir la tensión interfacial de los hidrocarburos con uno o más fluidos en la ¡ formación de hidrocarburos. En otras modalidades, la composición de recuperación de hidrocarburos puede disminuir la tensión interfacial entre los hidrocarburos y los estratos de sobrecarga o de carga subyacente de una formación de hidrocarburos. La .reducción de la tensión interfacial puede permitir que al menos una porción de los hidrocarburos se movilice a través de la formación de hidrocarburos.

Pueden aplicarse técnicas conocidas para la evaluación de la capacidad de la composición de recuperación de hidrocarburos para reducir la tensión interfacial de una mezcla de hidrocarburos y fluidos. En una modalidad, el valor i de tensión interfacial para una mezcla de hidrocarburos y agua puede determinarse con un tensiometro de gota giratoria. Puede agregarse a la composición de recuperación de hidrocarburos una concentración de : mezcla de hidrocarburo/agua y puede determinarse el valor de tensión interfacial para el fluido resultante. El valor de tensión interfacial bajo (por ejemplo, inferior a aproximadamente 1 dina/cm) indica que la composición disminuyó !al menos una porción de la energía de la superficie entre los hidrocarburos y el agua. La disminución de la energía de superficie puede indicar que al menos una porción de la Í mezcla de hidrocarburos/agua puede movilizarse ' al menos por una porción de la formación con hidrocarburos.

En una modalidad, la composición de recuperación de hidrocarburos puede adicionarse a una mezcla de hidrocarburo/agua y puede determinarse el valor de tensión interfacial. Preferiblemente, la tensión interfacial es menor a aproximadamente 0.1 dina/cm. El valor de tensión interfacial ultrabajo (por ejemplo, menor a aproximadamente 0.02 dina/cm) puede indicar que la composición de recuperación de hidrocarburos disminuyó al menos una porción de la tensión de superficie entre los hidrocarburos y el agua í de manera tal que al menos una porción de los hidrocarburos pueden movilizarse al menos a través de una porción dé la formación de hidrocarburos. Al menos una porción de los i hidrocarburos pueden movilizarse con mayor facilidad a través de al menos una porción de la formación de hidrocarburos a tensiones interfaciales ultrabajas en relación con los hidrocarburos que han sido tratados con una composición que resulta en un valor de tensión interfacial superior a 0.01 dina/cm para los fluidos en la formación. La adición de una I composición de recuperación de hidrocarburos a los fluidos en una formación de hidrocarburos que resulta en un valor de tensión interfacial ultrabajo puede aumentar la eficiencia a la cual pueden producirse los hidrocarburos . Una concentración de composición de recuperación de ¡ hidrocarburos en la formación que contiene .hidrocarburos puede minimizarse para que los costos del uso durante la producción sean mínimos . i En una modalidad del método para tratar una formación de hidrocarburos, puede agregarse (inyectarse) la composición de recuperación de hidrocarburos incluido un jsulfonato de olefina interna y un compuesto que disminuye la viscosidad a I la formación con hidrocarburos 100 por el pozo de inyección 110 como se describe en la figura 1. La i formación de hidrocarburo 100 puede incluir la formación el estrato de sobrecarga 120, la capa de hidrocarburos 130, y el estrato de i carga subyacente 140. El pozo de inyección 110 puede incluir las entradas 112 que permiten que los fluidos circulen por la formación de hidrocarburos 100 a diferentes profundidades. En determinadas modalidades, la capa de hidrocarburos 130 puede ser inferior a 1000 pies (304.8 m) por debajo de la I superficie de la tierra. En ciertas modalidades, el estrato de carga subyacente 140 de la formación de hidrocarburos 100 puede estar humectada con petróleo. El agua de baja salinidad puede encontrarse en la formación de hidrocarburos 100, en otras modalidades.

La composición de recuperación de hidrocarburos puede agregarse a la formación en concentraciones que dependen de los hidrocarburos presentes en la formación. La concentración de composición de recuperación de hidrocarburos j sin embargo, aún puede ser muy pequeña para volcarse con precisión a la formación con hidrocarburos utilizando técnicas de volcado conocidas (por ejemplo, bombas) . Para simplificar el volcado de pequeñas concentraciones de composición de recuperación de hidrocarburos a la formación de hidrocarburos, ía composición de recuperación de hidrocarburos puede combinarse con agua y/o salmuera para producir un fluido inyectable.

En una modalidad, la composición de recuperación de hidrocarburos se agrega a la formación que contiene el petróleo crudo con componentes pesados por mezcla del mismo con salmuera de la formación a partir de la cüal se extraen los hidrocarburos o con agua dulce. Posteriormente, se inyecta la mezcla en la formación de hidrocarburos.

En una modalidad, la composición de recuperación de hidrocarburos se agrega a la formación con hidrocarburos 100 por mezcla de la misma con salmuera de la formación. Preferiblemente, la composición de recuperación de hidrocarburos incluye desde aproximadamente 0.01 a aproximadamente 2.00%p de la mezcla total de composición de recuperación de agua y/o salmuera/hidrocarburo (el fluido inyectable) . Es más importante la concentración real de materia activa presente en el fluido inyectable (materia activa es el agente tensioactivo, aquí el sulfonato de olefina interna o mezcla que lo contiene) . Por' lo tanto, la concentración de sulfonato de olefina interna i en el fluido inyectable puede ser de aproximadamente 0.05 a aproximadamente 1.0%p, preferiblemente de aproximadamente 0.1 i a aproximadamente 0.8%p. Más de 1.0 %p podría utilizarse, pero esto posiblemente " aumentaría el costo sin mejorar el desempeño. Posteriormente, se inyecta el fluido en la formación de hidrocarburos.

La composición de recuperación de hidrocarburos puede interactuar al menos con una porción de los hidrocarburos en la capa de hidrocarburos 130. La interacción de la composición de recuperación de hidrocarburos con la capa de hidrocarburos 130 puede reducir al menos una porción de la tensión interfacial entre los diferentes hidrocarburos.

Además, la composición de recuperación de hidrocarburos puede i disminuir al menos una porción de la tensión interfacial entre uno o más fluidos (por ejemplo, agua, hidrocarburos) en la formación y el estrato de carga subyacente 140, uno o más fluidos en la formación y el estrato de sobrecarga 120 o sus combinaciones .

En una modalidad, la composición de recuperación de hidrocarburos puede interactuar al menos con una porción de los hidrocarburos y al menos una porción de uno o más de los otros fluidos en la formación para reducir al menos una porción de la tensión interfacial entre los hidrocarburos y uno o más fluidos. La disminución de la tensión interfacial I puede permitir que al menos una porción de los hidrocarburos formen una emulsión con al menos una porción de uno o más fluidos en la formación. El valor de tensión interfacial entre los hidrocarburos y uno o más fluidos puede alterarse con la composición de recuperación de hidrocarburos a valores inferiores a menos de aproximadamente 0.1 dina/cm. En ciertas modalidades, el valor de tensión interfacial entre los hidrocarburos y otros fluidos en la formación puede disminuir por la composición de recuperación de hidrocarburos a ser menos a 0.05 dina/cm. Un valor de tensión interfacial entre los hidrocarburos y otros fluidos en la formación puede I disminuir con la composición de recuperación de hidrocarburos a menos de 0.001 dina/cm, en otras modalidades.

Al menos una porción de la 1 mezcla de composición/hidrocarburos/fluidos de recuperación de hidrocarburos puede movilizarse al pozo de producción 150. Los productos obtenidos del pozo de producción 150 pueden incluir, no limitadamente, los componentes de la composición de recuperación de hidrocarburos (por ejemplo, alcohol alifático de cadena extensa y/o sales ácidas ¡alifáticas de cadena' extensa) , metano, monóxido de carbono, agua, hidrocarburos, amoníaco o sus combinaciones. Luego de agregar I la composición de recuperación de hidrocarburos a la formación, es posible aumentar en más de aproximadamente 50% la producción de hidrocarburos a partir de la¡ formación de hidrocarburos 100. j En ciertas modalidades, la formación de , hidrocarburos 100 puede tratarse previamente con un fluido de eliminación de hidrocarburos. El fluido de eliminación de hidrocarburos puede estar compuesto de agua, vapor, salmuera, gas, polímeros líquidos, polímeros de espuma, moriómeros o sus mezclas. Para tratar una formación antes de agregar la composición de recuperación de hidrocarburo a la formación I puede utilizarse un fluido de remoción de hidrocarburos. En ciertas modalidades, la formación de hidrocarburos 100 puede ser menos de 1000 pies (304.8 m) debajo de la 'superficie de la tierra. En determinadas modalidades, puede t calentarse el fluido de eliminación de hidrocarburos antes de inyectarse en la formación de hidrocarburos 100. El fluido de eliminación de hidrocarburos puede reducir la viscosidad de al menos una porción de los hidrocarburos en la formación. La disminución de la viscosidad de al menos una porción de los hidrocarburos en la formación puede mejorar la movilización de al menos una porción de los hidrocarburos hacia el pozo de producción 150. Luego de que al menos una1 orción de los hidrocarburos en la formación que contiene hidrocarburos 100. haya sido movilizada, la inyección repetida de los mismos fluidos de remoción de hidrocarburos, o bien diferentes, puede ser menos efectiva en lo que respecta a la movilización de hidrocarburos a través de la formación de hidrocarburos. La baja eficiencia de movilización puede ser porque los fluidos de eliminación de hidrocarburos generan zonas permeables en la formación de hidrocarburos 100. Los fluidos de eliminación de hidrocarburos pueden pasar por las zonas permeables en la formación de hidrocarburos 100 y no intera tuar con los hidrocarburos remanentes y movilizarlos. Por lo tanto, el desplazamiento de los hidrocarburos pesados adsorbidos a los estratos de carga subyacente 140 puede disminuir en el tiempo. Eventualmente , la formación puede considerarse de baja producción o económicamente no deseable para producir hidrocarburos .

En ciertas modalidades, la inyección de una composición de recuperación de hidrocarburos luego de tratar la formación que contiene hidrocarburos con un fluido de éliminación de hidrocarburos puede promover la movilización de, hidrocarburos más pesados absorbidos en el estrato de carga subyacente 140. La composición de recuperación de hidrocarburos puede interactuar con los hidrocarburos para reducir la tensión interfacial entre los hidrocarburos y el estrato de carga subyacente 140. La reducción de la tensión intérfacial puede ser tal que los- hidrocarburos se movilicen hacia el pozo de producción 150 o se produzcan desde allí. Los hidrocarburos producidos a partir del pozo de producción 150 pueden incluir, en ciertas modalidades, al menos una porción de los componentes de la composición de recuperación de hidrocarburos, el fluido de remoción de hidrocarburos se inyecta al pozo para el pretratamiento, metano, dióxido de carbono, amoníaco, o sus combinaciones. El agregado de la composición de recuperación de hidrocarburos al menos a una porción de la formación de hidrocarburos de bá a producción puede prolongar la vida productiva de la i formación de hidrocarburos . Luego de agregar la composición de recuperación de hidrocarburos a la formación, es posible i aumentar en más de aproximadamente 50% la producción de hidrocarburos a partir de la formación de hidrocarburos 100. La mayor producción de hidrocarburos puede aumentar la viabilidad económica de la formación de hidrocarburos.

La interacción de la composición de recuperación de hidrocarburos con al menos una porción de los ' hidrocarburos en la formación puede disminuir al menos una ¡porción dé la tensión interfacial entre los hidrocarburos y el estrato de la carga subyacente 140. La disminución de jal menos una porción de la tensión interfacial puede movilizar al menos una porción de los hidrocarburos a través de la; formación 100 que los contiene. Sin embargo, es posible que movilización de al menos una porción de hidrocarburos, no suceda a una tasa viable desde el punto de vista económico. i En una modalidad, los polímeros y/o monómeros pueden inyectarse en la formación de hidrocarburos 100 por el pozo de inyección 110, luego del tratamiento de la ¡ formación con una composición de recuperación de hidrocarburos, para aumentar la movilización de al menos una porción de los hidrocarburos a través de la formación. Los polímeros adecuados incluyen, no limitadamente, CIBA® ALCOFLOOD®, elaborado por Ciba Specialty Additives (Tarrytown, Nueva York), Tramfloc® elaborado por Tramfloc Inc. (Temple, Arizona) , y polímeros HE® elaborado por Chevron Phillips i Chemical Co. (The Woodlands, Texas) . La interacción entre los hidrocarburos, la composición de recuperación de hidrocarburos y el polímero puede aumentar la movilización de ? al menos una porción de los hidrocarburos que permanecen en la formación hacia el pozo de producción 150.

El sulfonato de olefina interna de la composición es térmicamente estable y puede utilizarse .en un amplio intervalo de temperaturas. La composición de recuperación de hidrocarburos puede adicionarse a una porción de la formación de hidrocarburos 100 con una temperatura promedio superior a aproximadamente 70°C por la elevada estabilidad térmica del sulfonato de olefina interna.

En ciertas modalidades, la composición de recuperación de hidrocarburos puede combinarse al menos con una porción del fluido de remoción de hidrocarburos (por ejemplo, agua, soluciones de polímero) para producir un fluido inyectable. Es posible inyectar la composición de recuperación de hidrocarburos a la formación de hidrocarburos 100 mediante el pozo de inyección 110 como se describe en la, figura 2. La interacción de la composición de recuperación de hidrocarburos con al menos una porción de los , hidrocarburos en la formación puede disminuir al menos una porción de la tensión interfaciaí entre los hidrocarburos y ¡el estrato de la carga subyacente 140. La disminución de al menos una porción de la tensión interfacial puede movilizar al menos una porción de los hidrocarburos a una sección seleccionada 160 en la formación de hidrocarburos 100 para formar un i yacimiento petrolífero de hidrocarburos 170. Al menos una i porción de los hidrocarburos pueden producirse a partir de I este yacimiento petrolífero 170 en la sección seleccionada de formación de hidrocarburos 100. ¡ En otras modalidades, la movilización de al menos una porción de los hidrocarburos a la sección seleccionada 160 puede no ocurrir a una tasa económicamente! viable. Los polímeros pueden inyectarse en la formación de ; hidrocarburos 100 para aumentar la movilización de al menos una porción de los hidrocarburos a través de la formación. La interacción entre al menos una porción de los hidrocarburos, la composición de recuperación de hidrocarburos y los polímeros puede aumentar la movilización de al menos una porción de los hidrocarburos hacia el pozo de producción 150.

En ciertas modalidades, una composición de recuperación de hidrocarburos puede incluir una sal inorgánica (por ejemplo, carbonato de sodio (Na2C03) , hidróxido de sodio, cloruro de sodio (NaCl) , o cloruro de calcio (CaCl2) ) . La adición de la sal inorgánica puede ayudar a la composición de recuperación de hidrocarburos a dispersarse a través de la mezcla de hidrocarburos/agua. La dispersión mejorada de la composición de recuperación de hidrocarburos puede disminuir las interacciones entre el hidrocarburo y la interfaz de agua. El uso de una solución alcalina (por ejemplo, carbonato de sodio, hidróxido de sodio) puede evitar la; adsorción de IOS en la superficie de roca y puede crear agentes tensioactivos naturales con componentes en el petróleo crudo. i La menor interacción puede disminuir la tensión interfacial de la mezcla y proporcionar un fluido que es ¡más móvil. La solución alcalina puede agregarse en concentraciones de aproximadamente 0.1 a 5%p.

EJEMPLOS Ejemplo 1 Este ejemplo describe el uso de los compuestos que disminuyen la viscosidad para disminuir la viscosidad de las composiciones de agente tensioactivo con alta concentración de materia activa. Los resultados muestran el efecto de la disolución en disolvente de agentes tensioactivos con altas concentraciones de materia activa a viscosidades de entre 60 °C y 10 seg"1. Los agentes tensioactivos con alta concentración de materia activa se diluyen en 25%, calculado en base al porcentaje total de muestra. La tabla 1 muestra los resultados. Se mide viscosidad con un viscómetro de Brookfield con eje LV4.

Tabla 1 DGBE = éter monobutílico de dietilenglicol Ejemplo 2 Este ejemplo describe el uso de compuestos ; reductores la viscosidad para disminuir la viscosidad de los sulfonatos de olefina interna Ci9_23 con alta concentración de materia activa (66.3%) (IOS 19-23). Se trata de un material con una viscosidad de 4900 cp a 60°C y 1 seg-1. Iios resultados muestran el efecto de la dilución de disolventé de IOS 19-23 en la viscosidad a 60°C y 1 seg-1. IOS 19-23 se diluye en 1, 5, y 10%, calculado en base al porcentaje de materia activa. La tabla 2 muestra los resultados. Se mide viscosidad con un viscómetro de Brookfield con eje LV4.

Tabla 2 EGBE = etanol 2-butoxilo DGBE = éter monobutílico de dietilenglicol , 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 (17)

I - 42 - REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones:

1. Un método para tratar una formación que contiene petróleo crudo, caracterizado porque incluye: (a) agregar una composición de recuperación de hidrocarburos al menos a una porción de la ¡formación que contiene petróleo crudo, la cual incluye ¡ al menos un sulfonato de olefina interna de alto peso molecular y al menos un compuesto que disminuye la viscosidad; ¡y (b) Permitir que la composición interactúe con los hidrocarburos en la formación que contiene petróleo crudo.

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la composición de recuperación de hidrocarburos se agrega a la formación que contiene combustible primero por mezcla del mismo con agua y/o salmuera a partir de la formación de la cual se obtiene el crudo a ser extraído para formar un fluido inyectable, en el que el sulfonato de olefina interna incluye 0.05 a 1.0%p, preferiblemente de 0.1 a 0.8%p del fluido inyectable, y i posteriormente inyectar el fluido inyectable en la formación.

3. El método de conformidad con las reivindicaciones 1 y 2, caracterizado porque la composición incluye al menos dos sulfonatos de olefina interna de alto peso molecular, seleccionado del grupo de sulfonatos de olefina interna C15-i8, sulfonatos de olefina interna Cig-23, sulfonatos de olefina interna C20-24, y sulfonatos de olefina interna C24-28.

4. El método de conformidad con las reivindicaciones 1 a 3, caracterizado porque el compuesto reductor de la viscosidad puede seleccionarse del grupo de etanol, alcohol iso-butilico, alcohol se—butilico, 2 -butoxietanol , éter butílico del dietilenglicol , y sus mezclas.

5. Un método para disminuir la viscosidad de un agente tensioactivo de alta concentración de materia activa caracterizado porque incluye poner en contacto una composición que incluye al menos un sulfonato de olefina interna de gran peso molecular, con un compuesto que disminuye la viscosidad para producir una composición de recuperación de hidrocarburos. i

6. El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque el compuesto que disminuye la viscosidad puede seleccionarse del grupo de etanol, alcohol isobutílico, alcohol sec-butilico, 2 -butoxietanol , éter butilico del dietilenglicol, y sus mezclas.

7. El método de conformidad con la reivindicación 5 o 6, caracterizado porque la concentración de la materia activa de la composición de agente tensioactivp con alta concentración de materia activa es de 30% a 95%.

8. El método de conformidad con la reivindicación' 5 o 6, caracterizado porque la concentración de la materia activa de la composición de agente tensioactivp con alta concentración de materia activa es de 55% a 80%.

9. El método de conformidad con las reivindicaciones 5 a 8, caracterizado porque el agente que disminuye la viscosidad se agrega en concentraciones de 5% a 25%, calculado como porcentaje de materia activa.

10. El método de conformidad con las reivindicaciones 5 a 9, caracterizado porque el agente que disminuye la viscosidad se agrega en concentraciones de 5% a 15%, calculado como porcentaje de materia activa. ;

11. El método de conformidad con las reivindicaciones 5 a 8, caracterizado porque la composición de ¡sulfonato de olefina interna de alto peso molecular incluye IOS C2o-24-

12. El método para tratar una formación 'caracterizado porque contiene petróleo crudo que incluye mezclar la composición de recuperación de hidrocarburos producida de conformidad con las reivindicaciones 5 a 9, con agua y/o salmuera a partir de la formación de la cual se obtiene el crudo a ser extraído para formar un fluido inyectable, en el que la materia activa incluye 0.05 a 1.0%p, preferiblemente de 0.1 a 0.8%p del fluido inyectable, y posteriormente inyectar el fluido inyectable en la formación.

13. Una composición de recuperación de hidrocarburos caracterizada porque incluye un sulfonato de olefina interna de alto peso molecular y un compuesto que disminuye la viscosidad. ¡

14. La composición de conformidad con la reivindicación. 11., caracterizada porque el compuesto que j disminuye la viscosidad es éter butílico del dietilenglicol .

15. La composición de conformidad con las reivindicaciones 11 y 12, caracterizada porque además incluyen una composición alcalina en concentraciones de 0.1 a 5%p. I i

16. La composición de conformidad con las reivindicaciones 11 a 13, caracterizada porque la composición de sulfonato de olefina interna de alto peso molecular incluye IOS C20-24-

17. La composición de conformidad con las reivindicaciones 11 a 13, caracterizada porque la composición de sulfonato de olefina interna de alto peso molecular incluye IOS Ci9 - 23. i