MX2012010277A - Metodo para producir petroleo crudo utilizando tensioactivos cationicos que comprenden un bloque hidrofobico que tiene una longitud de cadena de 6-10 atomos de carbono. - Google Patents
Metodo para producir petroleo crudo utilizando tensioactivos cationicos que comprenden un bloque hidrofobico que tiene una longitud de cadena de 6-10 atomos de carbono.Info
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- C07C217/08—Compounds containing amino and etherified hydroxy groups bound to the same carbon skeleton having etherified hydroxy groups and amino groups bound to acyclic carbon atoms of the same carbon skeleton the carbon skeleton being acyclic and saturated having only one etherified hydroxy group and one amino group bound to the carbon skeleton, which is not further substituted the oxygen atom of the etherified hydroxy group being further bound to an acyclic carbon atom
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- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
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- C09K23/00—Use of substances as emulsifying, wetting, dispersing, or foam-producing agents
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Abstract
La invención se refiere a un método para producir petróleo crudo por medio de inundación por microemulsión tipo III Winsor, en donde una formulación de tensioactivo acuoso la cual comprende por lo menos un tensioactivo iónico de fórmula general R1N+(R2)m (R3)n (R4)X- se obliga a pasar a través de pozos de inyección en un depósito de aceite mineral y el petróleo crudo se extrae del depósito a través de pozos de producción.
Description
MÉTODO PARA PRODUCIR PETRÓLEO CRUDO UTILIZANDO TENSIOACTIVOS CATIÓNICOS QUE COMPRENDEN UN BLOQUE HIDROFÓBICO QUE TIENE UNA LONGITUD DE CADENA DE 6-10 ÁTOMOS DE CARBONO
DESCRIPCIÓN
La invención se refiere a un proceso de producción de aceite mineral por medio de inundación por microemulsión tipo III Winsor, en el que una formulación de tensioactivo acuoso que comprende al menos un tensioactivo iónico de la fórmula general
R1 N+(R2)m(R3)n(R )X~
se inyecta a través de pozos de sondeo de inyección en un depósito de aceite mineral, y el petróleo crudo se extrae del depósito a través de los pozos del sondeo de producción.
La invención además se refiere a un tensioactivo iónico de acuerdo con la fórmula general y procesos para preparación de los mismos.
En depósitos de aceite mineral natural, el aceite mineral se encuentra presente en las cavidades de rocas productivas porosas, las cuales se sellan en dirección a la superficie de la tierra mediante capas superiores impermeables. Las cavidades pueden ser cavidades muy finas, capilares, poros y similares. Los cuellos de poro fino pueden, por ejemplo, tener un diámetro de sólo alrededor de 1 um. así como el aceite mineral, que incluye fracciones de gas natural, un depósito comprende agua con un contenido salino mayor o menor.
En la producción de aceite mineral, generalmente se extrae una distinción entre la producción primaria, secundaria y terciaria. En la producción primaria, el aceite mineral fluye, después del inicio de la perforación del depósito, por su cuenta de acuerdo a través del pozo de sondeo a la superficie debido a la presión autógena del depósito.
Después de la producción primaria, por consiguiente se utiliza la producción secundaria. En la producción secundaria, además de los pozos de sondeo, los cuales sirven para la producción del aceite mineral, las denominadas paredes internas de producción, pozos de sondeos adicionales se perforan en el yacimiento de producción de aceite mineral. El agua se inyecta en el depósito a través de éstas denominadas paredes de inyección para mantener la presión o incrementarla nuevamente. Como un resultado de la inyección de agua, el aceite mineral se obliga a pasar lentamente a través de las cavidades en el yacimiento, que procede de la pared interna de inyección en la dirección de la pared interna de producción. Sin embargo, esto sólo funciona durante el tiempo que las cavidades se llenen completamente con el petróleo y el petróleo más viscoso se empuja hacia adelante por el agua. Tan pronto como el agua en movimiento pasa a través de las cavidades, fluye en la trayectoria de menos resistencia en ese momento, es decir, a través del canal formado, y ya no empuja el petróleo hacia delante.
Por medio de la producción primaria y secundaria, generalmente sólo aproximadamente 30 a 35% de la cantidad del aceite mineral presente en el depósito puede producirse.
Es sabido que la producción de aceite mineral puede mejorarse aún más por medio de medidas para la producción de petróleo terciario. Una revisión de la producción de petróleo terciario puede encontrarse, por ejemplo, en "Journal of Petroleum Science of Engineering 19 (1998)", páginas 265 a 280. La producción de petróleo terciario incluye, por ejemplo, métodos térmicos en los que el agua caliente o vapor se inyecta en el depósito. Esto disminuye la viscosidad del petróleo. Los medios de flujo utilizados pueden igualmente ser gases tales como C02 o nitrógeno.
La producción de aceite mineral terciario también incluye métodos en los que los químicos adecuados se utilizan para ayudar a la producción de petróleo. Estos pueden utilizarse para influenciar la situación al final del flujo de agua y como un resultado también para la producción del aceite mineral hasta ahora sujeto firmemente dentro del yacimiento rocoso.
La fuerzas viscosas y capilares actúan en el aceite mineral el cual se captura en los poros de la roca de depósito en el final de la producción secundaria, la relación de estas dos fuerzas en relación una con la otra se determina por la separación de petróleo microscópico. Por medio de un parámetro a dimensional, denominado número capilar, la acción de estas fuerzas se describe. Es la relación de las fuerzas de viscosidad (velocidad por viscosidad de la fase forzada) con las fuerzas capilares (tensión interfacial entre el petróleo y agua por humedecimiento de la roca) :
En esta fórmula, µ es la viscosidad del aceite mineral de movilización de fluido, v es la velocidad Darcy (flujo por área de unidad), s es la tensión interfacial entre el aceite mineral de movilización líquida y aceite mineral y T es el ángulo de contacto entre el aceite mineral y la roca (C. Melrose, C.F. Bandner, j. Canadian Petr. Tech. 58 , Oct. -Dic. , 1974 ) . Entre más alto es el número capilar, mayor será la movilización del petróleo y mejora también el grado de remoción de petróleo.
Es sabido que el número capilar al final de la segunda producción de aceite mineral se encuentra en la región de alrededor de 10"6 y que es necesario incrementar el número capilar de alrededor de 10"3 a 10"2 para ser capaz de movilizar el aceite mineral adicional.
Para este propósito, es posible llevar a cabo una forma particular del método por inundación - que es conocido como inundación por microemulsion tipo III Winsor. En la inundación por microemulsion, los tensioactivos inyectados deben formar una microemulsion tipo III Winsor con la fase de agua y la fase de petróleo presentes en el depósito. Una microemulsion tipo III Winsor no es una emulsión con goti as particularmente pequeñas, sino una mezcla de líquido termodinámicamente estable de agua, petróleo y tensioactivo . Por lo tanto las tres ventajas son que
una tensión s ínterfacial muy baja entre el aceite mineral y la fase acuosa por lo tanto se logra,
- generalmente tiene una viscosidad muy baja y como un resultado no se captura en una matriz porosa,
- de forma con incluso la entrada de energía más pequeña y puede permanecer estable durante un período infinitamente largo (las emulsiones convencionales, en contraste, requieren altas fuerzas de corte las cuales de manera predominante no se presentan en el yacimiento de petróleo, y sólo se estabilizan cinéticamente) .
La microemulsion tipo III Winsor es un equilibrio con agua en exceso y petróleo en exceso. Bajo estas condiciones del yacimiento de microemulsion, los tensioactivos cubren la interfaz de petróleo - agua y bajan la tensión s interfacial de mayor preferencia a valores de <10~2 mN/m (tensión interfacial ultra-baja) . Para lograr un resultado óptimo, la proporción de la microemulsión en el sistema de agua-microemulsión-petróleo, con una cantidad definida de tensioactivo , por naturaleza debe ser una máxima, ya que en consecuencia pueden alcanzarse tensiones interfaciales menores.
De esta manera, es posible alterar la forma de las gotitas de petróleo (tensión inferfacial entre el petróleo y agua se disminuye a tal grado que el estado de interfaz más pequeño ya no se favorece y la forma esférica no es preferida) , y pueden ser obligados a pasar a través de las aberturas capilares por el agua de inundación.
Cuando todas las interfaces de petróleo-agua se cubren con el tensioactivo, en la presencia de una cantidad en exceso del tensioactivo, se forma la microemulsión tipo III Winsor. Esto constituye un yacimiento de petróleo para tensioactivos el cual causa una tensión interfacial muy baja entre la fase de petróleo y la fase de agua. En virtud de la microemulsión tipo III Winsor siendo una viscosidad baja, también ésta migra a través de la roca productiva porosa en el proceso de inundación (en las emulsiones, en contraste, pueden capturarse en los depósitos de matriz y bloque porosos). Cuando la microemulsión tipo III Winsor cumple con una interfaz de petróleo-agua aún descubierta con el tensioactivo, el tensioactivo a partir de la microemulsión puede disminuir significativamente la tensión ínterfacial de esta nueva interfaz, y dar lugar a la movilización del petróleo (por ejemplo, mediante la deformación de las gotitas de petróleo) .
Las gotitas de petróleo pueden combinarse posteriormente a un banco de petróleo continuo. Esto tiene dos ventajas:
Primero, conforme el banco de petróleo continuo avanza a través de una nueva roca porosa, las gotitas de petróleo presentes allí pueden unirse con el banco. Además, la combinación de las gotitas de petróleo para determinar un banco de petróleo significativamente reduce la interfaz de petróleo-agua y por lo tanto el tensioactivo que ya no es más requerido se libera nuevamente. Posteriormente, el tensioactivo liberado, como se describe en lo anterior, puede movilizar las gotitas de petróleo restantes en el yacimiento.
La inundación por microemulsión posteriormente es un proceso excepcionalmente eficiente, y requiere mucho menos tensioactivo en comparación con el proceso de inundación por emulsión. En la inundación por microemulsión, los tensioactivos típicamente se inyectan de manera opcional junto con los co-solventes y/o sales básicas (opcionalmente en la presencia de agentes quelantes) , posteriormente, una solución de polímero espesados se inyectan para el control de movilidad. Una variante adicional es la inyección de una mezcla de polímero espesante y tensioactivos, co-solventes y/o sales básicas (opcionalmente con un agente quelante) , y después una solución de polímero espesante para el control de la movilidad. Estas soluciones generalmente pueden ser claras para impedir las obstrucciones en el yacimiento de petróleo.
Los requisitos en los tensioactivos para la producción de petróleo de mineral terciaria difiere significativamente de los requisitos de tensioactivos de otras aplicaciones: tensioactivos adecuados para los tensioactivos adecuados para la producción de petróleo terciaria deben reducir la tensión interfacial entre el agua y petróleo (de manera típica aproximadamente de 20 mN/m) para valores particularmente bajos o menores de 10"2 para permitir la movilización suficiente del aceite mineral. Esto tiene que realizarse en las temperaturas de depósito habituales de aproximadamente 15°C a 130°C y en la presencia de agua con altos contenidos de sal, de manera más particular también la presencia de altas proporciones de iones de calcio y/o magnesio; por tanto los tensioactivos también tienen que ser solubles en agua de depósito con un alto contenido de sal.
Para cumplir con estos requisitos, ya han existido propuestas frecuentes de mezcla de tensioactivos, especialmente mezcla de tensioactivos aniónicos y no iónicos.
La US 4,374,734 describe el uso de tensioactivos catiónicos como desemulsificantes para romper emulsiones en la producción de aceite mineral. Un ejemplo mencionado es el cloruro de dioctilmetil-amonio .
La US 4,596,662 describe una combinación de 30 a 70% de diéster de glicol de un sulfosuccinato, 30 a 50% de una alquilamina propoxilada y 0.1 a 4% de un sulfato de alquilfenol éter. La alquilamina propoxilada puede comprender de 2 a 20 unidades de PO, y también los radicales alquilo que tienen de 1 a 6 átomos de carbono en el nitrógeno.
La DD 260 713 Al describe la formación de microemulsiones en el caso del uso simultáneo de una sal de alquilsulfonato de sodio de C12-C18 y un cloruro de alquildimetilbencil-amonio de C12-C18.
La WO 93/04265 Al describe la mezcla de un tensioactivo aniónico y uno catiónico, el cual muestra un yacimiento no precipitado en combinación con los tensioactivos y buen rendimiento de formación de esponja. El tensioactivo catiónico es un cloruro de dodecil (bishidroximetil ) metil-amonio .
El uso de parámetros, por ejemplo, tipo de concentración y relación de mezcla de los tensioactivos utilizados con respecto uno del otro, por lo tanto se ajustan por la persona con experiencia en la técnica de acuerdo con las condiciones existentes en un yacimiento de petróleo determinado (por ejemplo, temperatura y contenido de sal) .
Como se describe en lo anterior, la producción de aceite mineral es proporcionar al número capilar. Entre menor sea la tensión interfacial entre el petróleo y el agua, mayor será el número capilar. Las tensiones interfaciales bajas con solubilidad simultáneamente eficiente del tensioactivo usualmente son difíciles de alcanzar. Este es el caso especialmente cuando ninguna de las sales básicas, las cuales convierten los ácidos carboxílicos presentes en el petróleo crudo en tensioactivos hidrofóbicos , se agregan (en cuyo caso solamente sería necesario inyectar un tensioactivo hidrofílico que así tiene una buena solubilidad de agua. Combinaciones de tensioactivos catiónicos de cadena larga y tensioactivos aniónicos de cadena larga pueden precipitarse como un complejo sin carga o perderse a través de la disolución en el petróleo en el caso de una combinación desfavorable. El uso de contraiones catiónicos, por ejemplo tetraetilamonio, con tensioactivos aniónicos es poco probable que tenga éxito debido a las altas salinidades, ya que existe un alto exceso de iones de sodio. En el transcurso del proceso de inundación, un intercambio de contraiones puede presentarse.
Por lo tanto es un objeto de la invención proporcionar un tensioactivo particularmente adecuado para el uso de inundación de tensioactivo o para inundación por microemulsión preferida, y un proceso mejorado para la producción de aceite mineral terciaria.
Por consiguiente, se proporciona un proceso para la producción de aceite mineral terciaria por medio de la inundación por microemulsión tipo III Winsor, en la que una formulación de tensioactivo acuoso comprende al menos un tensioactivo iónico, con el propósito de disminuir la tensión interfacial entre el petróleo y agua a < 0.1 mN/m, de preferencia a < 0.05 mN/n, de mayor preferencia < 0.01 mN/m, se inyecta a través de al menos un pozo de sondeo de inyección en un depósito de aceite mineral, y el petróleo crudo se extrae del depósito a través de al menos un pozo de sonde de producción, en donde la formulación de tensioactivo comprende al menos un tensioactivo de la fórmula general.
R1 N+ (R2)m(R3)n(R4) X" donde
R1 es un radical hidrocarbilo alifático y/o aromático, saturado o insaturado, lineal o ramificado que tiene de 6 a 10 átomos de carbono,
R2 y R3 son cada una independientemente etilenoxi, propilenoxi y/o butilenoxi y/o pentilenoxi, de preferencia etilenoxi y/o propilenoxi y de mayor preferencia etilenoxi,
R4 es un grupo alquilo o grupo hidroxialquilo que tiene de 1 a 4 átomos de carbono, un grupo bencilo, o un grupo fenil-CH2-CH2- o fenil-CH (CH3 ) - m es de 1 a 8, y
n es de 1 a 8 , donde la suma de m + n se encuentra en el margen de 2 a 8 , y
X es un anión.
En una modalidad preferida adicional del proceso descrito en lo anterior, la formulación de tensioactivo comprende al menos un tensioactivo de la fórmula general
R¾+ (R2)m(R3)n(R4)X~ donde
R1 es un radical hidrocarbilo alifático y/o aromático, saturado o insaturado, lineal o ramificado que tiene de 6 a 10 átomos de carbono,
R2 y R3 son cada una independientemente radicales de metilo, radicales de etilo y/o radicales de bencilo,
R4 es un grupo alquilo o un grupo hidroxialquilo que tiene de 1 a 4 átomos de carbono, un grupo bencilo, o un grupo fenil-CH2-CH2- o fenil-CH (CH3) - n = m = 1 , y
X es un anión.
Se ha proporcionado adicionalmente una mezcla de tensioactivo para la producción de aceite mineral la cual comprende al menos un tensioactivo iónico de la fórmula general descrita en lo anterior.
Con relación a la invención, lo siguiente debe indicarse de manera específica:
En el proceso de acuerdo con la invención para la producción de aceite mineral terciaria por medio de la inundación por Microemulsión tipo III Windor, el uso del tensioactivo inventivo, disminuye la tensión interfacial entre el petróleo y agua a valores de <0.1 m /m, de preferencia a <0.05 mN/m, de mayor preferencia a <0.01 mN/m. La tensión interfacial entre el petróleo y el agua de este modo disminuye a valores en el margen de 0.1 mN/m a 0.0001 mN/m, de preferencia a valores en el margen de 0.05 mN/m a 0.0001 mN/m, de mayor preferencia a valores en el margen de 0.01 mN/m a 0.0001 mN/m.
En el proceso descrito en lo anterior de acuerdo con la invención para la producción de aceite mineral, se utiliza una formulación de tensioactivo acuoso, el cual comprende al menos un tensioactivo de la fórmula general . Pueden comprenderse de manera adicional tensioactivos adicionales y/u otros componentes .
Al menos un tensioactivo puede resumirse por la fórmula general R1N+ (R2 ) m (R3 ) n (R4) X" como se describe en lo anterior. Como un resultado de la producción, es posible para una pluralidad de tensioactivos diferentes los cuales pueden resumirse por la fórmula general para presentar en la formulación de tensioactivo.
El radical de R1 es un radical hidrocarbilo alifático y/o aromático, saturado o insaturado, lineal o ramificado que tiene de 6 a 10 átomos de carbono. En una modalidad preferida de la invención, el radical R1 es un radical hexilo, radical octilo, radical 2-etilhexilo, radical isononilo, radical decilo o radical 2-propilheptilo .
En la fórmula general anterior, R2 y R3 son cada uno independientemente definidas como metilo, etilo o bencilo, o son cada una etilenoxi, propilenoxi y/o butilenoxi y/o pentilenoxi. El o los grupos de etilenoxi, propilenoxi y butilenoxi y el o los grupos pentilenoxi se encuentran en una distribución aleatoria, distribución alternativa, o en la forma de dos, tres, cuatro o más bloques en cualquier secuencia adecuada.
En la fórmula general definida en lo anterior, m y n son cada uno números enteros. Sin embargo, es claro para la persona con experiencia en la técnica en el campo de los polialcoxilatos que esta definición es la definición de un tensioactivo simple en cada caso. En el caso de la presencia de mezclas de tensioactivo o formulaciones de tensioactivo los cuales comprenden diversos tensioactivos de la fórmula general, los números m y n son promedios de todas las moléculas de los tensioactivos, ya que la alcoxilación de aminas con el óxido de etileno u óxido de propileno u óxido de butileno, u oxido de pentileno siempre proporciona una cierta distribución de longitudes de cadena. Esta distribución puede describirse de una manera conocida en el principio por el cual se denomina la polidispersidad D. D = Mw/Mn es el coeficiente de la masa molar promedio en peso y la masa molar promedio en número. La polidispersidad puede determinarse por medio de los métodos conocidos por aquellos con experiencia en la técnica, por ejemplo, por medio de la cromatografía de permeacion en gel .
En la fórmula general anterior, m es de 1 a 8 , de preferencia de 1 a 4.
En la fórmula general anterior, n es de 1 a 8, de preferencia de 1 a 4.
De acuerdo con la invención, la suma de m + n es un número en el margen de 2 a 8, de preferencia en el margen de 2 a 5.
En la fórmula general definida en lo anterior, R4 es un grupo alquilo o un grupo hidroxialquilo que tiene de 1 a 4 átomos de carbono. En una modalidad adicional de la invención, R4 es un grupo bencilo, o un grupo fenil-CH2-CH2- o un fenil-CH (CH3) . En una modalidad preferida de la invención, R4 se selecciona a partir del grupo de los grupos de metilo, etilo, propilo y butilo.
"Hidroxialquilo" significa un grupo alquilo sustituido por un grupo hidroxilo. Se prefieren los grupos hidroxialquilo inferior. Ejemplos de grupos preferidos incluyen: hidroximetilo , 2-hidroxietilo, 2-hidroxipropilo, 3 -hidroxipropilo , y 2-hidroxibutilo .
En la fórmula anterior, x" es un anión, de preferencia un anión seleccionado del grupo de cloruro, bromuro, yoduro, sulfato, metilsulfonato , metosulfato, carbonato y fosfato.
Los tensioactivos de la fórmula general pueden prepararse en una manera conocida en el principio por alcoxilación que corresponde a la amina primaria. El rendimiento de tales alcoxilaciones se conoce en el principio por aquellos con experiencia en la técnica. De igual forma se conoce por aquellos con experiencia en la técnica que en las condiciones de reacción, especialmente la selección del catalizador, puede influenciar la distribución de masa molar de los alcoxilatos.
Tensioactivos adicionales
Además de los tensioactivos de la fórmula general, la formulación puede comprender opcional y adicionalmente tensioactivos adicionales. Debe hacerse referencia aquí, por ejemplo, de los tensioactivos aniónicos, sin los grupos alcoxi, tales como alguilbencensulfonatos , olefin-sulfonatos , parafinsulfonatos , alquilcarboxilatos , alquilsulfatos y/o aquilfosfatos , tensioactivos aniónicos con grupos alcoxi, tales como étersulfatos (de mayor preferencia alquilpropoxi-sulfatos) , étersulfonatos , étercarboxilatos y éterfosfatos ; alquilalcoxilatos tales como alquiletoxilatos , alquilpropoxietoxilatos , o también tensioactivos de betaína o switeriónicos tales como los óxidos de alquildimetilamina. Estos tensioactivos adicionales también pueden especialmente ser tensioactivos oligoméricos o poliméricos. Es ventajoso utilizar co-tensioactivos para reducir la cantidad de tensioactivos necesarios para formar una microemulsión .
Tales co-tensioactivos poliméricos por lo tanto también se denominan como " intensificadores de microemulsión" . Ejemplos de tensioactivos poliméricos comprenden copolímeros en bloque anfifílico el cual comprende al menos un bloque hidrofílico y al menos un bloque hidrofóbico. Ejemplos comprenden copolímeros en bloque de óxidos de propileno- óxido-polietileno, copolímeros en bloque de óxido de poliisobutano-polietileno, copolímeros peine con cadenas laterales de óxido de polietileno y una cadena principal hidrofóbica, donde la cadena principal de preferencia comprende esencialmente olefinas o ( et) acrilatos como monómero. El término "óxido de polietileno" aquí deben en cada caso incluir bloques de óxido de polietileno que comprenden unidades de óxido de propileno como se define en lo anterior. Detalles adicionales de tensioactivos se describen en la WO 2006/131541 Al.
Proceso para la producción de aceite mineral
En el proceso de acuerdo con la invención para la producción de aceite mineral por medio de la inundación por microemulsión de tipo III Winsor, una formulación acuosa adecuada de los tensioactivos de la fórmula general se inyecta a través de al menos un pozo de perforación en el depósito de aceite mineral, y el petróleo crudo se extrae del depósito a través de al menos un pozo de perforación de producción. El término "petróleo crudo" en este contexto desde luego no significa petróleo de una sola fase, más bien las emulsiones usuales de petróleo-agua crudo. En general, un depósito se proporciona con diversos pozos de perforación de inyección y diversos pozos de perforación de producción. El efecto principal del tensioactivo yace en la reducción de la tensión interfacial entre agua y petróleo - de manera deseable a valores significativamente <0, 1 mN/m. Después de la inyección de la formulación de tensioactivo, conocido como "inundación por tensioactivo" o, de preferencia inundación por microemulsión, la presión puede mantenerse al inyectar agua en el yacimiento ("inundación por agua") o de preferencia una solución acuosa de más alta viscosidad de un polímero con una acción espesante resistente ("inundación por polímero"). Sin embargo, también se conocen técnicas por las cuales los tensioactivos ante todo se permiten actuar en la formulación. Una técnica conocida adicional es la inyección de una solución de tensioactivos y polímeros espesantes seguidos por una solución de polímero espesante. La persona con experiencia en la técnica conoce los detalles del rendimiento industrial de "inundación por tensioactivo", "inundación por agua" y "inundación por polímero" y emplea una técnica adecuada de acuerdo con el tipo de depósito.
Para el proceso de acuerdo con la invención, se utiliza una formulación acuosa la cual comprende tensioactivos de la fórmula general. Además de agua, las formulaciones opcionalmente también pueden comprender sustancias miscibles en agua o al menos orgánicas dispersables en agua u otras sustancias. Tales aditivos especialmente sirven para estabilizar la solución de tensioactivo durante el almacenamiento o transporte al campo petrolero. Sin embargo, la cantidad de tales solventes adicionales debe, generalmente, no exceder el 50% en peso, de preferencia 20% en peso. Particularmente en una modalidad ventajosa de la invención, se utiliza exclusivamente agua para la formulación. Ejemplos de solventes miscibles en agua incluyen especialmente alcoholes tales como metanol, etanol y propanol, butanol, sec-butanol, pentanol, butiletilenglicol , butildietilenglicol o butiltrietilenglicol .
En una modalidad preferida de la invención, la formulación de tensioactivo acuoso comprende al menos un tensioactivo aniónico del tipo alquilalcoxi sulfato o alquilalcoxi sulfonatado. Éste se encuentra presente en la formulación de tensioactivo acuoso en una concentración más alta que los tensioactivos catiónicos reclamados, es decir, en una relación de tensioactivo aniónico a tensioactivo catiónico de al menos 5.5: 4.5, de preferencia de al menos 6:4 de mayor preferencia al menos 7:03, o una base molar, para garantizar que la solución de tensioactivo permanece soluble para determinar una solución clara debido a la neutralización de carga.
En una modalidad preferida de la invención, la formulación de tensioactivo acuoso comprende al menos un tensioactivo aniónico del tipo alquilarilsulfonato . Éste se encuentra presente en la formulación de tensioactivo acuoso en una concentración más alta que los tensioactivos catiónicos reclamados, es decir, en una relación de tensioactivo aniónico a tensioactivo catiónico de al menos 5.5:4.5, de preferencia al menos 6:04 de mayor preferencia al menos 7:03 y una base molar, para garantizar que la solución de tensioactivo permanece soluble para determinar una solución clara debido a la neutralización de la carga.
De acuerdo con la invención, la proporción de los tensioactivos de la fórmula general, no es más que 49% en peso basándose en la proporción de todos los tensioactivos presentes, es decir, los tensioactivos de la fórmula general y tensioactivos opcionalmente presentes. La proporción de preferencia no es mayor que 30% en peso.
La mezcla utilizada de acuerdo con la invención puede utilizarse de preferencia para la inundación por tensioactivo de depósito. Especial es adecuado para la inundación por microemulsión de tipo III Winsor (inundación en el margen de Winsor III o en el margen de existencia de la fase de microemulsion bicontinua) . La técnica de inundación por microemulsion ya se ha descrito en detalle al principio.
Además de los tensioactivos , las formulaciones también pueden comprender componentes adicionales, por ejemplo, alcoholes de C4- a Ce y/o sales básicas (denominadas "inundación por tensioactivo alcalino") . Tales aditivos pueden utilizarse, por ejemplo, para reducir la retención del yacimiento. La relación de los alcoholes en base a la cantidad total del tensioactivo utilizado generalmente es de al menos 1:1 - sin embargo, también es posible utilizar un excedente significativo de alcohol, la cantidad de las sales básicas puede variar típicamente de 0.1% en peso a 5% en peso .
Los depósitos en los cuales el proceso generalmente se emplea tienen una temperatura de al menos 10 SC, por ejemplo 10 a 150SC, de preferencia una temperatura de al menos 15°C a 120°C, de mayor preferencia de 15 a 90°C. La concentración total de todos los tensioactivos es de 0.05 a 5% en peso, en base a la cantidad total de la formulación del tensioactivo acuoso, de preferencia de 0.1 a 2.5% en peso. La persona con experiencia en la técnica realiza una selección adecuada de acuerdo a las propiedades deseadas, especialmente de acuerdo con las condiciones en el yacimiento de aceite mineral . Es claro aguí para la persona con experiencia en la técnica que la concentración de los tensioactivos puede cambiar después de la inyección en el yacimiento ya que la formulación puede mezclarse con el agua del yacimiento, o los tensioactivos también pueden absorberse en las superficies sólidas del yacimiento. La gran ventaja de la mezcla utilizada de acuerdo con la invención es que los tensioactivos llevan a una disminución particularmente buena de la tensión interfacial con la disolución simultánea de los tensioactivos para proporcionar una solución clara.
Desde luego es posible y también aconsejable primero preparar un concentrado el cual solamente se diluye en el sitio en la concentración deseada para su inyección en el yacimiento. En general, la concentración total de los tensioactivos tiene una concentración entre 10 a 45% en peso.
Los ejemplos que siguen se pretenden para ilustrar la invención en detalle:
Parte I: Síntesis de los tensioactivos
Método general 1: Alcoxilación por medio de catálisis de KOH
En una autoclave de 2 litros, el alcohol que será alcoxilado (1.0 eq) se mezcla con una solución acuosa de KOH la cual comprende 50% en peso de KOH. La cantidad de KOH para preparar es de 0.3 % en peso del producto. Mientras se agita, la mezcla se deshidrata a 100°C y 20 mbar durante 2 horas.
Esto es seguido al purgar tres veces con N2/ establecimiento de una presión de alimentación de aproximadamente 1.3 bar de N2 y un incremento de temperatura 120 a 130aC. El óxido de alquileno se mide de tal manera que la temperatura permanece entre 125°C a 135°C (en el caso del óxido de etileno) o 130 y 1402C (en el caso de óxido de propileno) . Esto es seguido por agitación en 125 a 135°C durante otras 5 horas, purgar con N2, enfriar a 70 aC y vaciar del reactor. El producto crudo básico se neutraliza con la ayuda de ácido acético. Alternativamente, la neutralización también puede efectuarse con silicatos de magnesio comerciales, los cuales posteriormente se filtran. El producto de color ligero se caracteriza con la ayuda de espectro de 1H NMR en CDCI3, cromatografía de permeacion en gel y determinación índice de OH, y se determina la producción.
Método general 2 : Sulfatación por medio de ácido clorosulfónico
En un matraz de fondo redondo 1 litro el alquilalcoxilato que se sulfatará (1.0 eq) se disuelve en 1.5 veces la cantidad del diclorometano (basado en el porciento en peso) y enfriará de 5 a 10SC. Posteriormente, el ácido clorosulfónico (1.1 eq) se agrega gota a gota de modo que la temperatura no excede los 10 aC. La mezcla se deja calentar a temperatura ambiente y se agita bajo una corriente de N2 a esta temperatura durante 4 horas antes de que la mezcla de reacción anterior se agregue gota a gota a una solución acuosa de NaOH de la mitad de volumen a un máximo de 15°C. La cantidad de NaOH se calcula para dar lugar a un ligero exceso basado en el ácido clorosulfonico utilizado. El pH resultante es aproximadamente un pH de 9 a 10. El diclorometano se remueve a un máximo de 50 SC en un evaporador giratorio bajo un ligero vacío.
El producto se caracteriza por 1H NMR y el contenido de agua de la solución se determina (aproximadamente 70%).
Método general 3 : Alcoxilación de aminas
En una autoclave de 2 litros, la amina primaria que se alcoxilará (1.0 eq.) se mezcla con un poco de agua (0.1 eq. ) . Esto es seguido al purgar tres veces con N2/ establecer una presión inicial de aproximadamente 1.3 bar de N2 e incrementar la temperatura en 120 a 1302C. 2.0 equivalentes de óxido de alquileno se miden de tal manera que la temperatura permanezca entre 125°C y 135°C. Esto es seguido por agitación en 125 a 135°C durante otras 5 horas, purgar con N2, enfriar a 702C y vaciar el reactor. El producto crudo básico se neutraliza con la ayuda del ácido acético. El producto de color ligero se caracteriza con la ayuda de un espectro 1H NMR en CDC13, cromatografía de permeacion en gel, y una determinación índice de OH y un índice de amina, y se determina la producción.
Opcionalmente, la amina, la cual se ha hecho reaccionar con 2.0 eq. de óxido de alquileno pueden mezclarse con una solución acuosa de KOH la cual comprende 50% en peso de KOH. La cantidad de KOH para prepararse es de 0.3% en peso del producto. La mezcla se deshidrata mientras se agita a 1002C y 20 mbar durante 2 horas. Esto es seguido al purgar tres veces con N2, establecer una presión inicial de aproximadamente 1.3 bar de N2 e incrementar la temperatura en 120 a 130aC. El óxido de alquileno se mide de tal manera que la temperatura permanece entre 125°C y 135°C (para óxido de etileno) o 130 a 140eC (para óxido de propileno) . Esto es seguido al agitar en 125 a 135°C durante otras 5 horas, purgar con N2, enfriar a 702C y vaciar el reactor. El producto de color ligero se caracteriza con la ayuda de un espectro de 1H MR en CDC13, cromatografía de permeación en gel , y una determinación índice de OH y determinación índice de amina y se determina la producción.
Método General 4: Cuaternización de aminas con dimetil sulfato
Un matraz de vidrio de 2 litros inicialmente se carga con la amina para que se cuaternice (1.0 eq.) el cual opcionalmente se diluye con la misma cantidad de agua. En dimetil sulfato (1.0 eq. ) se agrega lentamente gota a gota mientras se agita, de modo que la temperatura no exceda 602C. Con la ayuda de un índice de amina, se determina la conversión. Se continúa con agitación hasta que el grado de cuaternización es de 95% o más. Opcionalmente, un pequeño exceso de dimetil sulfato (0.1 eq.) puede utilizarse. El dimetil sulfato excedente puede destruirse mediante una breve ebullición con agua. El producto de color ligero se caracteriza con la ayuda de un espectro de 1H MR en CDCI3, cromatografía de permeacion en gel y una determinación índice de amina y se determina la producción.
Los alcoholes y las aminas siguientes se utilizaron para la síntesis:
Pruebas de rendimiento
Los tensioactivos obtenidos se utilizaron para llevar a cabo las pruebas siguientes, con el fin de calcular la idoneidad de la misma para la producción terciaria de aceite mineral .
a) Solubilidad
Un alquil alcoxi-sulfato y un tensioactivo catiónico se disolvieron a temperatura ambiente en una inyección de agua salina o producción de agua a partir de un depósito (concentración total de 500 a 3000 ppm) , y la solución se lleva a la temperatura del depósito. Opcionalmente, se agrega el butildietilenglicol (BDG) . Después de 24 horas, la muestra se evalúa visualmente y se utiliza posteriormente solo en el caso de que se presente una solución clara. El agua de inyección de dos depósitos en cuestión tuvieron salinidades de 4000 a 30 000 ppm TDS (total de sal disuelta) . Las temperaturas del depósito fueron de 18°C y 32°C respectivamente.
b) Tensión interfacial
Además, las tensiones interfaciales se midieron directamente mediante el método de rotación de gota en los dos petróleos sin gas disuelto (API de aproximadamente 14) y la inyección de agua salina original en las temperaturas del depósito de 18°C a 32°C. Para este propósito, la solución de tensioactivo preparada en a) se utilizó. Las gotitas de petróleo se introdujeron en esta solución clara a temperatura del depósito y la tensión interfacial se leyó después de 2 horas .
Resultados de prueba
Los resultados se muestran en las tablas
Tabla 1 Solubilidad en el agua de inyección a 18°C
Como puede observarse en la tabla 1, existieron algunas combinaciones las cuales llevaron a una formulación de tensioactivo clara bajo las condiciones proporcionadas.
Tabla 2 Mediciones en el petróleo crudo I y agua de
inyección a 18°C
Sin embargo, en comparación con la tabla 2, es notable que los tensioactivos catiónicos basados en un radical que tiene 12 átomos de carbono, proporcionen tensiones interfaciales significativamente más deficientes que en el Ejemplo 6. Esto es sorprendente ya que los tensioactivos con un radical alquilo relativamente largo de manera típica proporciona tensiones interfaciales mejores. Como puede observarse en el Ejemplo 7, los tensioactivos reclamados proporcionan tensiones interfaciales de <0.01 mN/m no solamente en el caso de salinidades bajas (Ejemplo 6, contenido total de sal 12500 ppm) pero también salinidades mayores de un contenido total de sal de alrededor de 24 300 ppm .
Tabla 3 Solubilidad en agua de inyección a 18°C
En la tabla 3, no se presentaron problemas de solubilidad alguna incluso con las formulaciones de tensioactivo los cuales comprenden tensioactivos catiónicos etoxilados altamente comparativos.
Tabla 4 Mediciones en el petróleo crudo I y agua
inyección a 18°C
Como puede observarse en la tabla 4, la combinación de alquil alcoxi-sulfato y tensioactivo catiónico etoxilado altamente comparativo tiene una tensión interfacial de <0.01 mN/m sobre un margen de salinidad amplio.
Tabla 5 Solubilidad en el agua de inyección a 32°C.
En la tabla 5, la solubilidad de las formulaciones de tensioactivo se consideró para un depósito con una temperatura mayor (32°C en lugar de 18°C) . Además de las pruebas de hasta ahora, las formulaciones comprenden una base en la forma de NaOH.
Tabla 6 Mediciones en el petróleo crudo II y agua
inyección a 32°C
Como puede observarse en la tabla 6, es posible que con la ayuda de co-tensioactivos catiónicos, los cuales poseen un radical alquilo que tiene de 6-10 átomos de carbono, para alcan2ar tensiones interfaciales bajas de 0.02 mN/m o menores (Ejemplos 2 a 4) . El tensioactivo catiónico comparativamente de cadena larga en el Ejemplo Comparativo Cl, nuevamente muestra una tensión interfacial la cual es un orden de magnitud mayor.
Claims (13)
1. Un tensioactivo de la fórmula general r^ ^R^m (R3)n (R)X~, en donde R1 es un radical hidrocarbilo alifático y/o aromático, saturado o no saturado, lineal o ramificado, que tiene de 6 a 10 átomos de carbono, R2 y R3 son cada una independientemente metilo, etilo, y bencilo, o etilenoxi, propilenoxi y/o butilenoxi y/o pentilenoxi , R4 es un grupo alquilo o un grupo hidroxialquilo que tiene de 1 a 4 átomos de carbono, un grupo bencilo, o un grupo fenil-CH2-CH2- o un fenil-CH (CH3 ) , m es de 1 a 8 , y n es de 1 a 8, donde la suma de m + n se encuentra en el margen de 2 a 8 , y X es un anión.
2. El tensioactivo de acuerdo con la reivindicación 1, en donde R2 y R3 son cada una independientemente metilo, etilo o bencilo, y n = m = 1.
3. El tensioactivo de acuerdo con la reivindicación 1, en donde R2 y R3 son cada una etilenoxi y R4 es metilo o etilo .
4. El tensioactivo de acuerdo con la reivindicación 1 ó 3 , en donde la suma de n + m se encuentra en el margen de
5. Una formulación de tensioactivo, que comprende al menos un tensioactivo de la fórmula general F^ N+ÍR^m (R3)n (R )X", en donde R1 es un radical hidrocarbilo alifático y/o aromático, saturado o no saturado, lineal o ramificado, que tiene de 6 a 10 átomos de carbono, R2 y R3 son cada una independientemente metilo, etilo, y bencilo, o etilenoxi, propilenoxi y/o butilenoxi y/o pentilenoxi , R4 es un grupo alquilo o grupo hidroxialquilo que tiene de 1 a 4 átomos de carbono, un grupo bencilo, o un grupo fenil-CH2-CH2- o un fenil-CH (CH3 ) , m es de 1 a 8 , y n es de 1 a 8 , donde la suma de m + n se encuentra en el margen de 2 a 8, y X es un anión.
6. La formulación de tensioactivo de acuerdo con la reivindicación 5, en donde R2 y R3 son cada una independientemente metilo, etilo o bencilo, y n = m = 1.
7. La formulación de tensioactivo de acuerdo con la reivindicación 5 ó 6, en donde la concentración de todos los tensioactivos es de 0.05 a 5% en peso basado en la cantidad total de la formulación de tensioactivo acuoso.
8. Un proceso para la producción de aceite mineral por medio de una inundación por microemulsión tipo III Winsor, en la que una formulación de tensioactivo acuoso que comprende al menos un tensioactivo iónico, para el propósito de disminuir la tensión interfacial entre el petróleo y el agua a <0.1 mN/m, se inyecta a través de al menos un pozo de perforación de inyección en un depósito de aceite mineral, y el petróleo crudo se extrae del depósito a través de al menos un pozo de perforación de producción, en donde la formulación de tensioactivo comprende al menos un tensioactivo de la fórmula general R^+fR^m (R3)n (R)X~, en donde R1 es un radical hidrocarbilo alifático y/o aromático, saturado o no saturado, lineal o ramificado, que tiene de 6 a 10 átomos de carbono, R2 y R3 son cada una independientemente metilo, etilo, y bencilo, o etilenoxi, propilenoxi y/o butilenoxi y/o pentilenoxi , R4 es un grupo alquilo o grupo hidroxialquilo que tiene de 1 a 4 átomos de carbono, un grupo bencilo, o un grupo fenil-CH2-CH2- o un fenil-CH (CH3 ) , m es de l a 8, y n es de 1 a 8 , donde la suma de m + n se encuentra en el margen de 2 a 8 , y X es un anión.
9. El proceso de acuerdo con la reivindicación 8, en donde la suma de m + n se encuentra en el margen de 2 a 5.
10. El proceso para producción de aceite mineral de acuerdo con la reivindicación 9, en donde R2 y R3 son cada una independientemente metilo, etilo o bencilo, y n = m = 1.
11. El proceso de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 8 a 10, en donde la formulación de tensioactivo acuoso comprende al menos un tensioactivo aniónico del tipo alquil alcoxi-sulfato o alquilalcoxi sulfonatado, el cual se presenta en la formulación de tensioactivo acuoso en cantidades mayores que los tensioactivo catiónicos reclamados.
12. El proceso de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 8 a 10, en donde la formulación de tensioactivo acuoso también comprende un tensioactivo aniónico del tipo alquilarilsulfonato, el cual se presenta en la formulación de tensioactivo acuoso en cantidades mayores que los tensioactivos catiónicos reclamados.
13. El proceso de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 8 a 11, en donde la concentración de todos los tensioactivos es de 0.05 a 5% en peso, basándose en la cantidad total de formulación de tensioactivo acuoso.
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