MX2013011104A - Metodo y composicion para recuperacion mejorada de hidrocarburos. - Google Patents
Metodo y composicion para recuperacion mejorada de hidrocarburos.Info
- Publication number
- MX2013011104A MX2013011104A MX2013011104A MX2013011104A MX2013011104A MX 2013011104 A MX2013011104 A MX 2013011104A MX 2013011104 A MX2013011104 A MX 2013011104A MX 2013011104 A MX2013011104 A MX 2013011104A MX 2013011104 A MX2013011104 A MX 2013011104A
- Authority
- MX
- Mexico
- Prior art keywords
- hydrocarbons
- formation
- composition
- surfactant
- weight
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 351
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 351
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 204
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 120
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 78
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 74
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 238
- 150000003138 primary alcohols Chemical class 0.000 claims abstract description 56
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 41
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 claims abstract description 40
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 40
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 39
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims abstract description 39
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 170
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 claims description 75
- -1 olefin sulfonate Chemical class 0.000 claims description 63
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 61
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- GGQQNYXPYWCUHG-RMTFUQJTSA-N (3e,6e)-deca-3,6-diene Chemical compound CCC\C=C\C\C=C\CC GGQQNYXPYWCUHG-RMTFUQJTSA-N 0.000 claims description 17
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 15
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical group CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 claims 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 229
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 91
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 85
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 85
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 62
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 61
- AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N sulfur trioxide Inorganic materials O=S(=O)=O AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 46
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 43
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 37
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 37
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 34
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 29
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 25
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 24
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 20
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 20
- 238000005063 solubilization Methods 0.000 description 20
- 230000007928 solubilization Effects 0.000 description 20
- BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N butan-2-ol Chemical compound CCC(C)O BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 19
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 18
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 17
- 230000008569 process Effects 0.000 description 15
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 14
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 14
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 13
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 13
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 12
- ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N isobutanol Chemical compound CC(C)CO ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000000047 product Substances 0.000 description 12
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 12
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 12
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 11
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 11
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 11
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 11
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 10
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 10
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 10
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 10
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 9
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 9
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 9
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 9
- 238000006277 sulfonation reaction Methods 0.000 description 9
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 8
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 8
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 8
- 230000019635 sulfation Effects 0.000 description 8
- 238000005670 sulfation reaction Methods 0.000 description 8
- 239000002585 base Substances 0.000 description 7
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 7
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 7
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 7
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 7
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical class [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 6
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 6
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 6
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 5
- 239000011552 falling film Substances 0.000 description 5
- 239000010408 film Substances 0.000 description 5
- 239000000543 intermediate Substances 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 5
- DKGAVHZHDRPRBM-UHFFFAOYSA-N Tert-Butanol Chemical compound CC(C)(C)O DKGAVHZHDRPRBM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 125000005233 alkylalcohol group Chemical group 0.000 description 4
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 4
- JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N azane;7-fluoro-2,1,3-benzoxadiazole-4-sulfonic acid Chemical compound N.OS(=O)(=O)C1=CC=C(F)C2=NON=C12 JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 4
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 4
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 230000037230 mobility Effects 0.000 description 4
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 4
- 125000001273 sulfonato group Chemical group [O-]S(*)(=O)=O 0.000 description 4
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 4
- 238000012549 training Methods 0.000 description 4
- ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 2-Butanone Chemical compound CCC(C)=O ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- MSXVEPNJUHWQHW-UHFFFAOYSA-N 2-methylbutan-2-ol Chemical compound CCC(C)(C)O MSXVEPNJUHWQHW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N Acetaminophen Chemical compound CC(=O)NC1=CC=C(O)C=C1 RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical group C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 3
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 3
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 3
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 3
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000011002 quantification Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 3
- KEQGZUUPPQEDPF-UHFFFAOYSA-N 1,3-dichloro-5,5-dimethylimidazolidine-2,4-dione Chemical compound CC1(C)N(Cl)C(=O)N(Cl)C1=O KEQGZUUPPQEDPF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- COBPKKZHLDDMTB-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-butoxyethoxy)ethoxy]ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCOCCO COBPKKZHLDDMTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- XFXPMWWXUTWYJX-UHFFFAOYSA-N Cyanide Chemical compound N#[C-] XFXPMWWXUTWYJX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N N-Pentanol Chemical compound CCCCCO AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical class [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 2
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 2
- 239000000908 ammonium hydroxide Substances 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 2
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 2
- 150000001721 carbon Chemical group 0.000 description 2
- XTHPWXDJESJLNJ-UHFFFAOYSA-N chlorosulfonic acid Substances OS(Cl)(=O)=O XTHPWXDJESJLNJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 2
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 2
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 229940028356 diethylene glycol monobutyl ether Drugs 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 2
- ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N hexan-1-ol Chemical compound CCCCCCO ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QNVRIHYSUZMSGM-UHFFFAOYSA-N hexan-2-ol Chemical compound CCCCC(C)O QNVRIHYSUZMSGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZOCHHNOQQHDWHG-UHFFFAOYSA-N hexan-3-ol Chemical compound CCCC(O)CC ZOCHHNOQQHDWHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000004051 hexyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 2
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 2
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 description 2
- PBOSTUDLECTMNL-UHFFFAOYSA-N lauryl acrylate Chemical compound CCCCCCCCCCCCOC(=O)C=C PBOSTUDLECTMNL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 2
- JCGNDDUYTRNOFT-UHFFFAOYSA-N oxolane-2,4-dione Chemical compound O=C1COC(=O)C1 JCGNDDUYTRNOFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JYVLIDXNZAXMDK-UHFFFAOYSA-N pentan-2-ol Chemical compound CCCC(C)O JYVLIDXNZAXMDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AQIXEPGDORPWBJ-UHFFFAOYSA-N pentan-3-ol Chemical compound CCC(O)CC AQIXEPGDORPWBJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 2
- 238000012797 qualification Methods 0.000 description 2
- 229910052761 rare earth metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 2
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 2
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 2
- UDYFLDICVHJSOY-UHFFFAOYSA-N sulfur trioxide-pyridine complex Substances O=S(=O)=O.C1=CC=NC=C1 UDYFLDICVHJSOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000035899 viability Effects 0.000 description 2
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 2
- 125000004169 (C1-C6) alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- QNVRIHYSUZMSGM-LURJTMIESA-N 2-Hexanol Natural products CCCC[C@H](C)O QNVRIHYSUZMSGM-LURJTMIESA-N 0.000 description 1
- IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 5'-adenylyl sulfate Chemical compound C1=NC=2C(N)=NC=NC=2N1[C@@H]1O[C@H](COP(O)(=O)OS(O)(=O)=O)[C@@H](O)[C@H]1O IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical class OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- HBBGRARXTFLTSG-UHFFFAOYSA-N Lithium ion Chemical compound [Li+] HBBGRARXTFLTSG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007832 Na2SO4 Substances 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NPYPAHLBTDXSSS-UHFFFAOYSA-N Potassium ion Chemical compound [K+] NPYPAHLBTDXSSS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000923606 Schistes Species 0.000 description 1
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- FKNQFGJONOIPTF-UHFFFAOYSA-N Sodium cation Chemical compound [Na+] FKNQFGJONOIPTF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N Tetrahydrofuran Chemical group C1CCOC1 WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GVFLAEFIIMXUPC-UHFFFAOYSA-N [S].CN(C)C Chemical compound [S].CN(C)C GVFLAEFIIMXUPC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 229910001860 alkaline earth metal hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000005904 alkaline hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 1
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007514 bases Chemical class 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 235000014121 butter Nutrition 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000012159 carrier gas Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000004064 cosurfactant Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 125000001301 ethoxy group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])O* 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 1
- 239000008233 hard water Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000007037 hydroformylation reaction Methods 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- 230000003301 hydrolyzing effect Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 125000004356 hydroxy functional group Chemical group O* 0.000 description 1
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940035429 isobutyl alcohol Drugs 0.000 description 1
- 150000002603 lanthanum Chemical class 0.000 description 1
- LQFNMFDUAPEJRY-UHFFFAOYSA-K lanthanum(3+);phosphate Chemical compound [La+3].[O-]P([O-])([O-])=O LQFNMFDUAPEJRY-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 238000004811 liquid chromatography Methods 0.000 description 1
- 239000004973 liquid crystal related substance Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 229940006487 lithium cation Drugs 0.000 description 1
- 229940096405 magnesium cation Drugs 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 238000004949 mass spectrometry Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- DXASQZJWWGZNSF-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylmethanamine;sulfur trioxide Chemical compound CN(C)C.O=S(=O)=O DXASQZJWWGZNSF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QQZOPKMRPOGIEB-UHFFFAOYSA-N n-butyl methyl ketone Natural products CCCCC(C)=O QQZOPKMRPOGIEB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000009828 non-uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 150000002892 organic cations Chemical class 0.000 description 1
- POOOYTQIKBVSLO-UHFFFAOYSA-N oxiran-2-ylmethyl hydrogen sulfate Chemical compound OS(=O)(=O)OCC1CO1 POOOYTQIKBVSLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 125000004430 oxygen atom Chemical group O* 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000004391 petroleum recovery Methods 0.000 description 1
- 229920001467 poly(styrenesulfonates) Polymers 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 239000011970 polystyrene sulfonate Substances 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 229920000036 polyvinylpyrrolidone Polymers 0.000 description 1
- 239000001267 polyvinylpyrrolidone Substances 0.000 description 1
- 235000013855 polyvinylpyrrolidone Nutrition 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 125000002572 propoxy group Chemical group [*]OC([H])([H])C(C([H])([H])[H])([H])[H] 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 150000002910 rare earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 1
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000030 sodium bicarbonate Chemical class 0.000 description 1
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 230000003381 solubilizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000001180 sulfating effect Effects 0.000 description 1
- 150000003457 sulfones Chemical class 0.000 description 1
- 150000003460 sulfonic acids Chemical class 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000008053 sultones Chemical class 0.000 description 1
- 230000000153 supplemental effect Effects 0.000 description 1
- 238000004448 titration Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 229940087291 tridecyl alcohol Drugs 0.000 description 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
Abstract
La presente invención se refiere a un método de tratamiento de una formación que contiene hidrocarburos, que comprende: (a) proveer una composición al menos a una porción de la formación que contiene hidrocarburos, en donde la composición comprende un agente tensioactivo aniónico basado en un alcohol primario alcoxilado que tiene un grupo alifático ramificado, tal grupo tiene un número de carbonos, promedio, desde 9 hasta 15 y un número promedio de ramificaciones desde 0.5 hasta 2.5, y que tiene un promedio de al menos 0.5 mol de grupos de óxido de alquileno por mol de alcohol primario; y (b) permitir que la composición interactúe con los hidrocarburos en la formación que contiene hidrocarburos. Además, la invención se refiere a la composición para la recuperación de hidrocarburos que es utilizada en el método.
Description
METODO Y COMPOSICION PARA RECUPERACION MEJORADA DE
HIDROCARBUROS <
CAMPO DE LA INVENCIÓN
La presente invención se refiere a un método para la recuperación de hidrocarburos a partir de las formaciones de hidrocarburos, y a las composiciones útiles en el mismo.
ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN
Los hidrocarburos, tales como el petróleo, pueden ser recuperados de las formaciones (o yacimientos) que contienen hidrocarburos por la penetración de la formación con uno o más pozos, los cuales pueden permitir que los hidrocarburos fluyan hasta la superficie. Una formación que contiene hidrocarburos puede tener una fuente de energía natural (por ejemplo gas, agua) para ayudar a la movilización de los hidrocarburos hasta la superficie de los pozos. Por ejemplo, el agua o el gas pueden estar presentes en la formación a niveles suficientes para ejercer presión sobre los hidrocarburos para movilizarlos hasta la superficie de los pozos de producción. Sin embargo, las condicionés del yacimiento (por ejemplo la permeabilidad, la concentración de los hidrocarburos, la porosidad, la temperatura, la presión) pueden tener un impacto significativo sobre la viabilidad económica de la producción de hidrocarburos desde cualquier formación que contiene hidrocarburos, particular. Además
REF.243494
cualesquiera fuentes de energía naturales existentes pueden i llegar a ser agotadas durante el transcurso del tiempo, frecuentemente prolongado antes que la mayoría de los hidrocarburos hayan sido extraídos desde el yacimiento. Por lo tanto, se pueden requerir procesos de recuperación suplementarios y utilizados para continuar la recuperación de los hidrocarburos desde la formación que contiene los hidrocarburos. Los ejemplos de los procesos suplementarios conocidos incluyen la inundación con agua, la inundación con polímeros, la inundación con substancias alcalinas, procesos térmicos, la inundación con una solución o combinaciones de los mismos.
En los años recientes, ya ha existido una actividad incrementada en el desarrollo de métodos novedosos y mejorados de la Recuperación de Petróleo Mejorada, Química (cEOR, por sus siglas en inglés) para maximizar el rendimiento de los hidrocarburos desde un yacimiento subterráneo. En el agente tensioactivo de EOR, la movilización de la saturación del petróleo residual es lograda por medio de los agentes tensioactivos que generan una tensión interfacial del petróleo crudo/agua suficientemente (ultra) baja (IFT, por sus siglas en inglés) para dar un número de capiláridad suficientemente grande para superar las fuerzas de capiláridad y permitir que el petróleo fluya (Chatzis & Morrows, "Correlation of capillary number relationship for sandstone", SPE Journal, vol . 29, p. 555-562, 1989). Sin embargo, diferentes yacimientos pueden tener características
i I
muy diferentes (por ejemplo el tipo del petróleo crudo, la temperatura, la composición - salinidad del agua, la dureza, etc.), y por lo tanto, es deseable que las estructuras y propiedades del (de los) agente (s) tensioactivo (s) agregado (s) sean igualadas con las condiciones particulares de un yacimiento para lograr la IFT baja requerida. Además, un agente tensioactivo promisorio debe satisfacer otros criterios importantes tales como una retención o absorción baja de las rocas, una compatibilidad con el polímero, una estabilidad térmica e hidrolítica y un costo aceptable (incluyendo la facilidad de la fabricación a escala comercial) .
Las composiciones y métodos para EOR son descritos en US3943160, US3946812, US4077471, US4216079, US53Í8709, US5723423, US6022834, US6269881 y "Low Surfactant Concentration Enhanced Waterflooding" , ellington et al., Society of Petroleum Engineers, 1995.
Las composiciones y métodos para EOR que utilizan los sulfonatos de olefinas internas (IOSs, por sus siglas en inglés) ya son conocidos, por ejemplo, de US4597879. Las composiciones descritas en la patente precedente tienen las desventajas de que tanto la solubilidad en la salmuera como la tolerancia a los iones divalentes son insuficientes bajo ciertas condiciones del yacimiento. US4979564 describen el uso de IOSs en un método para EOR utilizando una inundación con agua viscosa de baja tensión superficial. Un ejemplo de
un material disponible comercialmente descrito como útjil fue ENORDET® IOS 1720, un producto de Shell Oil Gompáriy identificado como un sal de sodio de una olefina interna de Ci7-2o sulfonatada. Este material tiene un grado bajo de ramificación. US5068043 describe un sistema tensioactivo que contiene un jabón ácido del petróleo para la inundación con agua, en donde un co-agente tensioactivo que comprende una IOS de C17-20 o de C20-24 ue utilizado. En "Field Test of Cosurfactant-enhanced Alkaline Flooding" por Falls et al., Society of Petroleum Engineers Reservoir Engineering, 1994, los autores describen el uso de un IOS de Ci7-2o o de C20-24 en una composición de inundación con agua con un agente tensioactivo de alcoxilato de alcohol para mantener la composición como una sola fase a temperatura ambiente sin afectar significativamente el funcionamiento a la temperatura del yacimiento. El agua tuvo una salinidad de aproximadamente 0.54 % en peso del cloruro de sodio.
También existe una experiencia en la industria con el uso de ciertos agente tensioactivos de alcoxisulfato de alcohol en EOR. Sin embargo, estos materiales, utilizados individualmente, también tienen desventajas bajo condiciones relativamente severas de salinidad, dureza y temperatura, en parte a causa de que ciertos agentes tensioactivos de alcoxisulfato de alcohol no son estables a temperatura elevada, es decir arriba de 70 °C. Por ejemplo, WO2004081342
describe el uso en EOR de un "sulfato ramificado dé C16-17 Neodol®" , el cual es un agente tensioactivo ariióniqo alifático, en combinación con un aditivo no iónico alifático.
En general, los solventes, tales como el sec-butanol, isopropanol, alcohol tere-amílico y otros, también referidos como "co-solventes" , son agregados a las composiciones para la recuperación de los hidrocarburos para mejorar la solubilidad en el agua de los agentes tensioactivos bajo las condiciones en la superficie y para reducir la viscosidad del fluido bajo la superficie. El có-solvente en las formulaciones para la recuperación de los hidrocarburos de polímero- tensioactivo-álcali ó de tensioact ivo-polímero, son utilizadas para ayudar a la solubilidad acuosa y para mejorar la interacción con el petróleo crudo por lo cual se previene la formación de las fases altamente viscosas.
Sin embargo, la adición de tal co- solvente también puede reducir la relación de solubilización a una salinidad óptima. Así, en general, se debe hace un compromiso entre la relación de solubilización máxima (IFT bajo) y la viscosidad baja y otros factores críticos necesarios para el buen transporte bajo los gradientes de presión baja e los yacimientos del petróleo. Una desventaja adicional es el costo asociado del requerimiento de agregar un co-solvente.
Una composición de recuperación de hidrocarburos
que comprende un sulfato de 7P0 de Ci6-i7 de amonio y de sulfonato de olefina interna de C15_18 de sodio se describe por Liu et al. en "Favorable Atributes of Alkaline-Surfactant-Polymer Flooding" , SPE Journal, marzo del 2008, p. 5-16. Se describe que las mezclas de los dos agentes tensioactivos pueden ser inyectadas como una solución miscelar de una sola fase de viscosidad relativamente baja a temperatura ambiente a salinidades que se aproximan o que en algunos casos aún exceden la salinidad óptima de muchos petróleos sin la adición de alcohol o petróleo. La viscosidad mencionada anteriormente se refiere al fluido inyectable y no a la viscosidad de la micro-emulsión.
La inyección de una solución de una sola fase es importante a causa de que la formación del precipitado, el cristal líquido o una segunda fase líquida puede conducir a una distribución no uniforme del material inyectado1 y al transporte no uniforme debido a la captura de la fase o a las diferentes movilidades de las fases coexistentes .
Además, se describe por Levitt et al. en "Identification and Evaluation of High Performancé EOR Surfactants" , SPE 100089, 2006, p. 1-11, que la formulación más promisoria para la aplicación en el yacimiento en cuestión fue una mezcla de Ci6-i7- (PO) 7-S04 , sulfonato de olefina interna de C15-18 y sec-butanol ("PO" significa "propilen oxi" . Se describe que a una concentración del
i I
agente tensioactivo de 1 % en peso y 2 % en peso de sec- j butanol, esta formulación se equilibra rápidamente y ( exhibe una relación de solubilización elevada a condiciones óptimas. Por consiguiente, en este caso, la proporción en peso del agente tensioactivo total con respecto al co-solvente fue de 1:2.
Es deseable que nada o una cantidad substancialmente menor del co-solvente pueda ser utilizada en las formulaciones de recuperación de hidrocarburos y que al mismo tiempo un funcionamiento de EOR efectivo de 1 tales formulaciones todavía sea mantenido. El uso de nada o de una cantidad substancialmente menor del co-solvente es muy importante a causa de que el co-solvente es un componente químico principal de una operación de EOR del agente tensioactivo en términos del costo y la complejidad.
Sorprendentemente, se encontró que para las composiciones de recuperación de hidrocarburos que comprenden un agente tensioactivo aniónico basado en un alcohol primario alcoxilado que tiene un grupo alifático ramificado, tal. grupo tiene un número de carbono promedio desde 9 hasta 15 y un número promedio de ramificaciones desde 0.5 hasta 2.5, y que tiene un promedio de al menos 0.5 mol de grupos de óxido de alquileno por mol del alcohol primario, nada o una cantidad substancialmente menor del co-solvente puede ser utilizada y un funcionamiento de EOR efectivo de tales composiciones todavía es mantenido.
í í
I
En consecuencia, la presente invención se refiere a
í un método de tratamiento de una formación que contiene hidrocarburos, que comprende: 1
(a) proporcionar una composición para al menos una porción de la formación que contiene hidrocarburos, en donde la composición comprende un agente tensioactivo aniónico basado en un alcohol primario alcoxilado que tiene un1 grupo alifático ramificado, tal grupo tiene un número de carbono promedio desde 9 hasta 15 y un número promedio de ramificaciones desde 0.5 hasta 2.5, y que tiene un promedio de al menos 0.5 mol de grupos de óxido de alquileno por mol del alcohol primario; y
(b) dejar que la composición interactúe con los hidrocarburos en la formación que contiene hidrocarburos.
Además, la presente invención se refiere a la composición de recuperación de hidrocarburos que es utilizada en el método de tratamiento mencionado anteriormente de uña formación que contiene hidrocarburos.
Todavía adicionalmente, la presente invención se refiere a una composición que contiene hidrocarburos producida a partir de una formación que contiene hidrocarburos, tal composición comprende hidrocarburos y un agente tensioactivo aniónico como se definió anteriormente, más específicamente una que ha sido producida a partir de lá formación que contiene hidrocarburos por medio del método
I mencionado anteriormente de tratamiento de una formación que contiene hidrocarburos. i
US4293428 describe composiciones de recuperación de hidrocarburos que contienen derivados de alcoholes que tienen un número de carbono promedio desde 6 hasta 24 y que contiene 1 a 10 grupos propoxi y 1 a 10 grupos etoxi . Los precursores del alcohol preferidos de US4293428 son alcoholes ramificados que tienen un número de carbono promedio desde 10 hasta 16 y que tiene al menos dos grupos de ramificación. En los ejemplos de US4293428, solamente un sulfato de un alcohol i-tridecílico propoxilado o etoxilado es mencionado.
Además, WO2009100298 describe una composición de recuperación de hidrocarburos que comprende un derivado seleccionado del grupo que consiste de un carboxilato o de un sulfato o de un sulfonato de glicerol de un alcohol primario etoxilado/propox lado que tiene un grupo alifático ramificado con un número de carbono promedio desde 10 hasta 24 y que tiene un número promedio de ramificaciones por grupo alifático desde 0.7 hasta 2.5, y que tiene al menos 0 i.5 mol de óxido de propileno por mol del alcohol primario y que tiene al menos 0.5 mol de óxido de etileno por mo,l del alcohol primario. Un número de carbono promedio desde 16 hasta 17 es preferido.
Todavía adicionalmente, WO2009100300 describe una composición de recuperación de hidrocarburos que comprende un
sulfonato de glicerol de un alcohol primario propoxiládo que tiene un grupo alifático ramificado con un número de carbono promedio desde 10 hasta 24 y que tiene un número promedio de ramificaciones por grupo alifático desde 0.7 hasta 2.5, y que tiene al menos 0.5 mol de óxido de propileno por mol del alcohol primario. Un número de carbono promedio desde 16 hasta 17 es preferido.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN
En la presente invención, la composición de recuperación de hidrocarburos comprende uno o más agentes tensioactivos aniónicos . "Agente tensioactivo" es el termino abreviado para "agente activo superficialmente", que comprende una substancia química que estabiliza las mezclas del petróleo y del agua por la reducción de la tensión superficial en la interfaz entre las moléculas del petróleo y del agua. A causa de que el agua y el petróleo no se disuelven entre sí, un agente tensioactivo puede ser agregado a la mezcla para evitar que se separen en capas. Cualquier agente tensioactivo comprende una parte hidrofílica y una parte hidrofóbica. Cuando la parte hidrofílica de un kgente tensioactivo comprende un grupo cargado negativamente semejante a un sulfonato, sulfato o carboxilato, el agente tensioactivo es llamado aniónico. Además, un agente tensioactivo aniónico comprende un contra catión para compensar este carga negativa. .
Es decir, en general, un agente tensioactivo aniónico tiene la siguiente fórmula (I)
(I) [Sm-] [Mn+]0
en donde S es la porción cargada negativamente del agente tensioactivo aniónico, M es un contra catión y el producto de n y o (n*o) es igual a m. La porción cargada negativamente "S" comprende así (i) la parte hidrofílica, que comprende ün grupo cargado negativamente, y (ii) la parte hidrofóbica del agente tensioactivo aniónico.
Más particularmente, en la presente invención, la composición de recuperación de los hidrocarburos comprende un agente tensioactivo aniónico basado en un alcohol primario alcoxilado que tiene un grupo alifático ramificado, tal grupo tiene un número de carbono promedio desde 9 hasta 15 y ün número promedio de ramificaciones desde 0.5 hasta 2.5, y que tiene un promedio de al menos 0.5 mol de los grupos dé óxido de alquileno por mol de alcohol primario.
El agente tensioactivo aniónico puede ser de la siguiente fórmula (II)
(II) [R-O- [R' -O] X-Am~] [Mn+] o
en donde R es el grupo alifático ramificado que se origina del alcohol primario, R' -0 es un grupo de óxido de alquileno que se origina a partir del óxido de alquileno, x es al menos de 0.5, A es un grupo cargado negativamente, M es un contra catión y el producto de n y o (n*o) es igual a m.
En la fórmula ejemplar anterior (II) para el agente i tensioactivo aniónico que va a ser utilizado en la presente invención, m y n son números enteros, m puede ser 1, 2 o 3, preferentemente 1 o 2, más preferentemente 1. n puede ser 1 o 2, preferentemente 1. Además, o puede ser cualquier número que asegure que el agente tensioactivo aniónico sea eléctricamente neutro. Es decir, el producto de n y o (n*o)
i debe ser igual a m, o puede ser un número en el intervalo desde 0.5 hasta 3.
El contra catión en el agente tensioactivo catiónico que va a ser utilizado en la presente invención, denotado como " n+" en la fórmula ejemplar anterior (II) , puede ser un catión orgánico, tal como un catión que contiene nitrógeno, por ejemplo un catión de amonio que puede estar substituido o no substituido. Además, el contra catión puede ser un catión metálico, tal como un catión metálico alcalino o un catión metálico alcalinotérreo . Preferentemente, tal catión metálico alcalino es el catión de litio, el catión de sodio o el catión de potasio. Además, preferentementé , tal catión de metal alcalinotérreo es el catión de magnesio o el catión de calcio.
El grupo alifático ramificado en el agente tensioactivo aniónico que va a ser utilizado en la presente invención, denotado como "R" en la fórmula ejemplar anterior (II) , tiene un número de carbono promedio desde 9 hasta 15,
i
I
preferentemente desde 10 hasta 15, más preferentemente desde 11 hasta 14, aún más preferentemente desde 12 hasta 13. El número de carbono promedio del grupo alifático ramificado es de al menos 9, preferentemente de al menos 10, más preferentemente de al menos 11 y aún más preferentemente de al menos 12. Además, el número de carbono promedio del grupo alifático ramificado es cuando mucho de 15, preferentemente cuando mucho de 14, y aún más preferentemente cuando mucho de 13. El número de carbono promedio puede ser determinado por análisis de RMN.
El grupo alifático ramificado en el agente tensioactivo aniónico que va a ser utilizado en la presente invención, denotado como "R" en la fórmula ejemplar (II) anterior, tiene un número promedio de ramificaciones (es decir un índice de ramificación, BI) desde 0.5 hasta 2.5, preferentemente 0.7 hasta 2.0, más preferentemente 0.9 hasta 1.8, todavía más preferentemente 1.0 hasta 1.6. el número promedio de las ramificaciones en el grupo alifático ramificado es de al menos 0.5, preferentemente de al menos 0.6, más preferentemente de al menos 0.7, más preferentemente de al menos 0.8, más preferentemente de al menos 0.9 y todavía más preferentemente de al menos 1.0. Además, el número promedio de ramificaciones en el grupo alifático ramificado es cuando mucho de 2.5, preferentemente cuando mucho de 2.2, más preferentemente cuando mucho de 2.1„ más
i
preferentemente cuando mucho de 2.0, más preferentemente cuando mucho abajo de 2.0, más preferentemente cuando mucho de 1-9, más preferentemente cuando mucho de 1.8, más preferentemente cuando mucho de 1.7, más preferentemente cuando mucho de 1.6, más preferentemente cuando mucho de 1.5, más preferentemente cuando mucho de 1.4, más preferentemente cuando mucho de 1.3 y todavía más preferentemente cuando
i mucho de 1.2. El número promedio de ramificaciones también puede ser determinado por el análisis de RMN.
La mayoría (es decir arriba del 50 %) de las moléculas en el agente tensioactivo aniónico que va a ser utilizado en la presente invención tiene al menos una ramificación en el grupo alifático, denotado como "R" en la fórmula ejemplar anterior (II) . Es decir, la proporción en peso del compuesto lineal con respecto al ramificado es más pequeña que 1:1. Adecuadamente, las moléculas están altamente ramificadas. Por ejemplo, al menos 70 %, adecuadamente al menos 80 % de las moléculas contienen al menos una ramificación.
Las ramificaciones en el grupo alifático ramificado en el agente tensioactivo aniónico que va a ser utilizado en la presente invención, denotado como "R" en la fórmula ejemplar anterior (II) , pueden incluir, pero no están limitadas a, ramificaciones de metilo y/o etilo. Las ramificaciones de metilo pueden representar desde 20 hasta 99
I
I :
i por ciento, más adecuadamente desde 50 hasta 99 por ciento, del número total de ramificaciones presentes en el ' grupo alifático ramificado. Las ramificaciones de etilo, si están presentes, pueden representar menos de 30 por ciento, más adecuadamente desde 0.1 hasta 2 por ciento, del número total de ram ficaciones presentes en el grupo alifático ramificado. Las ramificaciones diferentes del metilo o etilo, si; están presentes, pueden representar menos del 10 por ciento, más adecuadamente menos de 0.5 por ciento, del número total de ramificaciones presentes en el grupo alifático ramificado.
Además, las ramificaciones en el grupo alifático ramificado en el agente tensioactivo aniónico que va a ser utilizado en la presente invención, denotado como "R" , en la formula ejemplar (II) anterior, puede tener menos de 0.5 por ciento de átomos de carbono cuaternarios alifáticos. 1
El agente tensioactivo aniónico que va á ser-utilizado en la presente invención tiene un promedio de al menos 0.5 mol, preferentemente desde 2 hasta 20 mol, más preferentemente desde 4 hasta 17 mol, más preferentemente desde 6 hasta 14 mol, todavía más preferentemente desde 7 hasta 13 mol, de grupos de óxido de alquileno por mol del alcohol primario. El número promedio de mol de grupos de óxido de alquileno por mol del alcohol primario en el agenté tensioactivo es de al menos 0.5, preferentemente de al menos 2, más preferentemente de al menos 3, más preferentemente de
I í
al menos 4, más preferentemente de al menos 5 y todavía más preferentemente de al menos 6. Además, el número promedio de mol de los grupos de óxido de alquileno por mol del alcohol primario en el agente tensioactivo es preferentemente cuando mucho de 20, más pre erentemente cuando mucho de 18, más preferentemente cuando mucho de 17, más preferentemente cuando mucho de 16, más preferentemente cuando mucho de 15 y todavía más preferentemente cuando mucho de 14.
La cantidad del óxido de alquileno utilizado no debe ser demasiado pequeña para minimizar la cantidád del alcohol no alcoxilado. Por otra parte, la cantidad del óxido de alquileno utilizada no debe ser demasiado elevada para prevenir que la molécula pierda su capacidad para funcionar como un agente tensioactivo, especialmente en el cáso en donde el número de carbono del grupo alifático ramificado, denotado como "R" en la fórmula ejemplar (II) anterior, es demasiado pequeña con relación a la cantidad del óxido de alquileno en la molécula. Para que la molécula funcione sucesivamente como un agente tensioactivo en la formación que contiene hidrocarburos, debe existir un balance apropiado entre la longitud de la parte de la cadena de carbonos soluble en el petróleo de la molécula y la parte del óxido de alquileno soluble en agua de la molécula.
Los grupos de óxido de alquileno en el agente tensioactivo aniónico que van a ser utilizados en la presente i
I
invención pueden comprender cualesquiera grupos de óxido de alquileno. Por ejemplo, los grupos de óxido de alquileno pueden comprender grupos de óxido de etileno, grupos de. óxido de propileno y grupos de óxido de butileno o una mezcla de los mismos, tal como una mezcla de óxido de etileno y grupos de óxido de propileno. En el caso de una mezcla de grupos de óxido de etileno y de óxido de propileno, la mezcla puede ser aleatoria o de bloques. Preferentemente, los grupos de óxido de alquileno consisten de grupos de óxido de propileno. i
Un grupo cargado negativamente puede ser fijado á la porción de óxido de alquileno del agente tensioactivo aniónico que va a ser utilizado en la presente invención. Tal grupo cargado negativamente puede ser Am" como es mostrado en i la fórmula ejemplar anterior (II) , y puede ser cualquier grupo cargado negativamente.
El grupo cargado negativamente es preferentemente un grupo que comprende la porción -S03~ . La porción -S03~ está fijada preferentemente de manera directa a la porción de óxido de alquileno del agente tensioactivo aniónico, cómo se muestra en la fórmula (III) posterior, la cual cae bajo la fórmula ejemplar (II) anterior:
(III) [R-O- [R' -O] X-S03~] [Mn+] o
Tal agente tensioactivo es referido aquí como un agenté tensioactivo de sulfato en vista de la presencia de una porción -0-S03~.
i
i
Además, la porción de -S03 ~ puede ser fijada indirectamente a la porción de óxido de alquileno del ^gente tensioactivo aniónico por medio de un grupo alquilo intermedio, adecuadamente un grupo alquilo de Ci - C4 , eri donde la porción -S03 ~ no está fijada a un átomo de oxígeno sino a un átomo de carbono del grupo alquilo, como es mostrado en la fórmula ejemplar (IV) posterior la cual cae bajo la fórmula ejemplar anterior (II) :
(IV) [R-0 - [R' -0]x-L- S03 - ] [Mn+]0
en donde L es un grupo alquilo, adecuadamente un grupo alquilo de Ci - C4 , el cual puede estar substituido o no substituido. Tal agente tensioactivo es referido aquí como un agente tensioactivo de sulfonato en vista de la presencia dé una porción de -C-S03 ~ . Un ejemplo de tal porción de ^L-S03 ~ es una porción de sulfato de glicidilo como está representada por la fórmula -CH2CH (OH) CH2-S03 ~ .
Además, el grupo cargado negativamente puede ser un grupo que comprende la porción de -C( =0 ) 0" . La porción de -C( =0) 0" puede ser fijada ya sea directa o indirectamente a la porción de óxido de alquileno del agente tensioactivo aniónico. Un ejemplo de tal agente tensioactivo aniónico que comprende la porción -C( =0 ) 0" , referida aquí como un ágente tensioactivo del carboxilato, es un agente tensioactivo de la fórmula ejemplar (V) posterior que cae bajo la fórmula ejemplar anterior (II) : !
i .
(V) [R-0- [R' -O] ?-L-C (=0) O"] [Mn+] o 1
? en donde L está ya sea ausente, en tal caso "-L-" representa un enlace sencillo, o es un grupo alquilo, adecuadamente un grupo alquilo de Ci-C4, el cual puede estar substituido o no substituido.
El alcohol primario ramificado, a partir del cual el agente tensioactivo aniónico, que puede ser de la fórmula ejemplar (II) anterior, a partir de la cual la composición de recuperación de hidrocarburos de la presente invención, se origina, puede ser preparada por la hidroformilación de una olefina ramificada. Las preparaciones de las olefinas ramificadas son descritas en US5510306, US5648584 y US5648585, la descripciones de la totalidad de las cuales son incorporadas aquí para referencia. Las preparaciones de los alcoholes alifáticos de cadena larga ramificados son descritas en US5849960, US6150222, US6222077, las descripciones de la totalidad de las cuales son incorporadas aquí para referencia.
El alcohol primario utilizado en la preparación del agente tensioactivo aniónico, que puede ser de la fórmula ejemplar anterior (II), de la composición de recuperación de hidrocarburos de la presente invención, puede ser alcoxiladá por la reacción con el óxido de alquileno en la presencia dé un catalizador de alcoxilación apropiado. El catalizador de alcoxilación puede ser el hidróxido de potasio o el hidróxidó
I de sodio, que es utilizado comúnmente de manera comercial para la alcoxilación de los alcoholes. Los alcoholes primarios pueden ser alcoxilados utilizando un catalizador de cianuro de doble metal como se describe en US 6977236, la descripción de la cual es incorporada aquí para referencia. Los alcoholes primarios también pueden ser alcoxilados utilizando un catalizador de alcoxilación a base de laritano o a base de un metal de las tierras raras como se describe en US5059719 y US5057627, las descripciones de las cuales son incorporadas aquí para referencia.
Los alcoxilatos del alcohol primario pueden ser preparados agregando al alcohol primario o a la mezcla de los alcoholes primarios una cantidad calculada, por ejemplo' desdé 0.1 por ciento en peso hasta 0.6 por ciento en peso, de una base fuerte, típicamente un hidróxido de metal alcalino o de metal alcalinotérreo tal como el hidróxido de sodio o el hidróxido de potasio, que sirve como un catalizador para la alcoxilación. Una cantidad del óxido de alquileno calculada para proveer el número deseado de mol de los grupos de óxido de alquileno por mol del alcohol primario es introducido entonces y la mezcla resultante se deja que reaccione hasta que el óxido de alquileno es consumido. Las temperaturas de la reacción adecuadas varía desde 120 hasta 220 °C.
Los alcoxilatos de los alcoholes primarios pueden ser preparados utilizando un catalizador de cianuro de
I
I I
metales múltiples como el catalizador de la alcoxilación. El catalizador se puede poner en contacto con el alcohol primario y luego ambos se pueden poner en contacto con el reactivo de óxido de alquileno el cual puede ser introducido en la forma gaseosa. La temperatura de la reacción puede variar desde 90 °C hasta 250 °C y las presiones , super atmosféricas pueden ser utilizadas si se desea para mantener al alcohol primario substancialmente en el estado líquido.
Los alcoxilatos del alcohol primario de intervalo de peso molecular estrecho pueden ser producidos utilizando un compuesto básico soluble de elementos en los elementos de la serie del lantano o los elementos de las tierras raras como el catalizador de la alcoxilación. El fosfato de lantano es particularmente útil. La alcoxilación se lleva a cabo empleando las condiciones de la reacción convencionales, tales como aquellas descritas anteriormente. 1
Se debe entender que el procedimiento de alcoxilación sirve para introducir un número promedio deseado de unidades de óxido de alquileno por mol del alcoxilato del alcohol primario. Por ejemplo, el tratamiento de una mezcla de alcohol primario con 1.5 mol de óxido de alquileno por mol del alcohol primario sirve para efectuar la alcoxilación de cada molécula de alcohol con un promedio de 1.5 grupos de óxido de alquileno por mol del alcohol primario, aunqúe una proporción substancial del alcohol primario tendrá que ser
combinada con más de 1.5 grupos de óxido de alquileno, y Una proporción aproximadamente igual tendrá que ser combinada con menos de 1.5. En una mezcla del producto de alcoxilación típico, también existe una proporción menor de alcohol primario que no reaccionó.
Como se mencionó anteriormente, un grupo cargado negativamente, tal como un grupo de sulfato, puede ser fijado a los alcoxilatos del alcohol primario. Esto es demostrado posteriormente, a manera de ejemplo solamente, con referencia a un agente tensioactivo aniónico de sulfato.
Los alcoxilados del alcohol primario pueden ser-sulfatados utilizando uno de varios agentes de sulfatación incluyendo el trióxido de azufre, los complejos del trióxido de azufre con las bases (de Lewis) , tales como el complejo de trióxido de azufre piridina y el complejo de trióxido de azufre trimetilamina , ácido clorosulfónico y ácido sulfámico. La sulfatación puede ser llevada a cabo a una temperatura preferentemente no mayor de 80 "C. La sulfatación puede ser llevada a cabo a una temperatura tan baja como -20 °C, pero las temperaturas más elevadas son más económicas. Por ejemplo, la sulfatación se puede llevar á cabo a una temperatura desde 20 hasta 70 °C, preferentemente desde 20 hasta 60 °C, y más preferentemente desde 20 hasta 50 °C. El trióxido de azufre es el agente sulfatante más económico.
i
I i
i
Los alcoxilatos del alcohol primario se pueden
i hacer reaccionar con una mezcla gaseosa la cual además contenga al menos un gas inerte desde 1 hasta 8 por ciento en volumen, con relación a la mezcla gaseosa, del trióxido de azufre gaseoso, preferentemente desde 1.5 hasta 5 por ciento en volumen. En un principio, es posible utilizar mezclas gaseosas que tengan menos de 1 por ciento en volumen de trióxido de azufre pero el rendimiento del espacio- tiempo es reducido entonces innecesariamente. Las mezclas de gases inertes que tienen más de 8 por ciento en volumen del trióxido de azufre en general pueden conducir a dificultades debido a una sulfatación no uniforme, una falta de una temperatura consistente y el incremento de la formación de subproductos indeseables . Aunque otros gases inertes también son adecuados, se prefieren el aire o el nitrógeno, como una regla a causa de la facilidad de la disponibilidad.
La reacción del alcoxilato del alcohol primario con el trióxido de azufre que contiene el gas inerte se puede llevar a cabo en reactores de película descendente. Tales reactores utilizan una película líquida que se deposita en una capa delgada sobre una pared enfriada la cual es llevada en contacto en una corriente continua con el gas. Las cascadas de las calderas, por ejemplo, podrían ser adecuadas como posibles reactores. Otros reactores incluyen reactores de tanque agitado, los cuales pueden ser empleados si lá i í
I sulfatación es llevada a cabo utilizando el ácido sulfámico o un complejo de trióxido de azufre y una base (de Lewis) , tal como el complejo de trióxido de azufre piridina o el complejo de trióxido de azufre trimetilamina . Estos agentes de sulfatación podrían permitir un tiempo de residencia incrementado de la sulfatación sin el riesgo de la degradación de la cadena del etoxilato y al eliminación de la olefina por la catálisis con un ácido (de Lewis) . !
La relación molar del trióxido de azufré con respecto al alcoxilato del alcohol primario puede ser de 1.4 hasta 1 o menos incluyendo 0.8 a 1 mol del trióxido de azufre utilizado por mol de los grupos OH en el alcoxilato del alcohol primario. El trióxido de azufre puede ser utilizado para sulfatar los alcoxilatos y la temperatura puede variar desde -20 °C hasta 50 °C, preferentemente desde 5 °C , hasta 40 °C, y la presión puede estar en el intervalo desde 100 hasta 500 kPa abs . La reacción puede ser llevada a cabo continuamente o de manera discontinua. El tiempo de residencia para la sulfatación puede variar desde 0.5 segundos hasta 10 horas, pero es preferentemente desde 0.5 segundos hasta 20 minutos.
Ls sulfatación puede ser llevada a cabo utilizando el ácido clorosulfónico a una temperatura desde -20 °C · hasta 50 °C, preferentemente desde 0 °C hasta 30 °C. La proporción molar entre el alcoxilato del alcohol primario y el ácido
l i
I
clorosulfónico puede variar desde 1:0.8 hasta jl:l;2, preferentemente 1:0.8 hasta 1:1. La reacción puede ser llevada a cabo de manera continua o discontinua durante un período de tiempo entre las fracciones de segundos (es decir, 0.5 segundos) hasta 20 minutos.
Después de la sulfatación, la mezcla de reacción líquida puede ser neutralizada utilizando un hidróxido de metal alcalino acuoso, tal como el hidróxido de sodio o el hidróxido de potasio, un hidróxido de metal alcalinotérreo acuoso, tal como el hidróxido de magnesio o el hidróxido de calcio, o las bases tales como el hidróxido de amonio, el hidróxido de amonio substituido, el carbonato de sodio o el carbonato ácido de sodio. El procedimiento de neutralización se puede llevar a cabo sobre un intervalo amplio de temperaturas y presiones. Por ejemplo, el procedimiento de neutralización se puede llevar a cabo a una temperatura desde 0 °C hasta 65 °G y una presión en el intervalo desde 100 hasta 200 kPa abs. El tiempo de neutralización puede estar en el intervalo desde 0.5 horas hasta 1 hora pero se pueden utilizar tiempos más breves y más prolongados en donde sea apropiado.
La composición para la recuperación de hidrocarburos de la presente invención puede comprender 10 % en peso o más, por ejemplo desde 10 hasta 90 % en peso del agente tensioactivo aniónico descrito anteriormente, tal agente tensioactivo puede ser de la fórmula ejemplar anterior
(II) . Los porcentajes no aplican al agente tensióactivo aniónico cuando está presente en el fluido que puede ser inyectado en la formación que contiene hidrocarburos en el presente método. En tal fluido,' la concentración del agente tensióactivo es relativamente baja, como se describe de manera adicional posteriormente. ¡
Además del agente tensióactivo aniónico descrito anteriormente, tal agente tensióactivo puede ser de la fórmula ejemplar (II) anterior, la composición de recuperación de hidrocarburos de la presente invención puede comprender un agente tensiactivo aniónico adicional, más particularmente un sulfonato de olefina interna (IOS) .
Si un IOS está comprendido en la composición de recuperación de hidrocarburos de la presente invención, el IOS comprende una mezcla de las moléculas de IOS. Los IOS pueden comprender uno o más IOS seleccionados del grupo que consiste de IOS de Ci5-Ci8, IOS de Ci9-C23/ IOS de C20-C24 e IOS de C24~C28- Adecuadamente, los IOS de C19-C23 o IOS de C20-C24 o una mezcla de los mismos. Los IOS adecuados para su uso en la presente invención incluyen aquellos de las series ENORDET™ O de los agentes tensioactivos disponibles comercialmente de Shell Chemicals Company.
Los IOS que pueden ser utilizados en la presente invención pueden estar caracterizados por su número de carbono promedio que es determinado multiplicando el número de átomos dé
carbono de cada IOS en la mezcla por el porcentaje en peso de
I
este IOS y luego agregando los productos .
"Sulfonato de olefina interna de C15-C18" cuando se utilice aquí, significa una mezcla de sulfonatos de olefina interna en donde la mezcla tiene un número de carbono promedio desde 16 hasta 17 y al menos 50 % en peso, preferentemente al menos 75 % en peso, todavía más preferentemente al menos 90 % en peso, de los sulfonatos de olefina interna en la mezcla, contienen desde 15 hasta 8 átomos de carbono.
"Sulfonato de olefina interna de C19-C23" cuando se utilice aquí, significa una mezcla de sulfonatos de olefina interna en donde la mezcla tiene un número de carbono promedio desde 21 hasta 23 y al menos 50 % en : peso, preferentemente al menos 60 % en peso, de los sulfonatos de olefina interna en la mezcla, contienen desde 19 ha^ta 23 átomos de carbono .
"Sulfonato de olefina interna de C2o-C24" cuando se utilice aquí, significa una mezcla de sulfonatos de olefina interna en donde la mezcla tiene un número de carbono promedio desde 20 hasta 23, preferentemente 20.5 hasta, 23, y al menos 50 % en peso, preferentemente al menos 65 % en peso, todavía más preferentemente al menos 75 % en peso, de los sulfonatos de olefina interna en la mezcla, contienen desde 20 hasta 24 átomos de carbono.
i
"Sulfonato de olefina interna de C2 -C28" cuando se utilice aquí, significa una mezcla de sulfonatos de olefina interna en donde la mezcla tiene un número de carbono promedio desde 24.5 hasta 27 y al menos 40 % en peso, preferentemente al menos 50 % en peso, todavía más preferentemente al menos 60 % en peso, de los sulfonatos de olefina interna en la mezcla, contienen desde 24 hasta 28 átomos de carbono.
La olefina de los IOS puede ser ramificada o no ramificada. Si la olefina está ramificada, la olefina1 puede tener un número promedio de ramificaciones que es de al menos 0.6, preferentemente desde 0.6 hasta 3.0, más preferentemente desde 0.6 hasta 2.0, más preferentemente desde 0.6 hasta 1.2, todavía más preferentemente desde 0.8 hasta 1.0. Además, si la olefina está ramificada, la mayoría (es decir arriba del 50 %) de las moléculas tiene al menos una ramificación. Es decir, la proporción en peso de los compuestos lineales con respecto a los ramificados es más pequeña que · 1:1. Adecuadamente, las moléculas son altamente ramificadas. Por ejemplo, al menos 70 %, adecuadamente, al menos 80 % o más adecuadamente al menos 90 % de las moléculas contienen al menos una ramificación.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS
La figura 1A y figura IB son diagramas esquemáticos que muestran las reacciones químicas en la manufactura de los
i sulfonatos de olefinas internas ramificadas: la figura 1A es
1 un diagrama que ilustra las reacciones de una olefina interna con el trióxido de azufre durante el proceso de sulfonátación y la figura IB ilustra la neutralización subsiguiente y el proceso de hidrólisis para formar un sulfonato de olefina interna.
La figura 2 muestra como puede ser provista una composición de recuperación de hidrocarburos en una formación que contiene hidrocarburos.
La figura 3 muestra más detalladamente como, puede ser provista la composición de recuperación de hidrocarburos en una formación que contiene hidrocarburos.
La figura 4 muestra gráficamente como varía la viscosidad de la microeemulsion con respecto a velocidades de cizallamiento variables.
DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN
En general, una mezcla de IOS comprende un intervalo amplio de diferentes moléculas, las cuales pueden diferir entre sí en términos de la longitud de la cadena dé carbonos, la cantidad de la ramificación y el número y la distribución de los grupos funcionales tales como los grupos de sulfonato y de hidróxilo. Por ejemplo, una mezcla de IOS comprende moléculas tanto de sulfonato de hidroxialcanó como de sulfonato de alqueno y posiblemente también moléculas de di -sulfonato . Las moléculas de sulfonato de hidroxialcanó y
I
i
I
las moléculas de sulfonato de alqueno son mostradas , en la figura IB. Las moléculas de di-sulfonato se originan a 'partir de una sulfonatación adicional, por ejemplo de un ácido alqueno sulfónico como se muestra en la figura 1A. Por consiguiente, un IOS que tiene un cierto número de carbonos es en efecto una mezcla de diferentes componentes químicos que tienen todos el mismo número de carbonos, tal mezcla comprende al menos tanto un sulfonáto de hidroxi alcano como un sulfonato de alqueno y puede comprender además un di-sulfonato.
La sulfonatación de las olefinas internas se puede llevar a cabo a relaciones de S03/olefina variables. El nivel de sulfonatación puede ser "bajo" (por ejemplo menor que o igual a 1.1 mol de S03/mol de olefina) , o "elevado" (por ejemplo mayor que o igual a 1.1 mol de S03/mol de olefina) . En consecuencia, el número promedio de grupos de sulfonato por molécula de olefina en la mayoría de los casos puede ser determinada por la relación molar S03-olefina aplicada en el proceso de sulfonatación; en general, mientras más elevada sea la relación molar de S03-olefina durante el proceso de sulfonatación, más elevado será el número de grupos S03 fijados a la olefina. Es decir, más elevada será la cantidad relativa de moléculas de di-sulfonato en el IOS final.
La mezcla de las moléculas de sulfonato de oíefina interna si están presentes en la composición para la recuperación de hidrocarburos de la presente invención, puede
i
comprender: al menos 50 % de moléculas de sulfonáto de
i hidroxialcano; hasta 40 % de moléculas de sulfonáto de alqueno; y hasta 10 % de moléculas de disulfonato. Adecuadamente, la mezcla puede comprender: desde 50 % hasta 90 % de moléculas de sulfonáto de hidroxialcano; desde 10 % hasta 40 % de las moléculas de sulfonáto de alqueno; y desde 0 % hasta 10 % de moléculas de di-sulfonato. Benéficamente, la mezcla de moléculas de sulfonáto de olefina interna comprende: desde 50 % hasta 70 % de moléculas de sulfonáto de hidroxialcano; desde 30 % hasta 40 % de las moléculas de sulfonáto de alqueno; y desde 1 % hasta 9 % de moléculas de di-sulfonato. En una modalidad particularmente adecuada, la mezcla de moléculas de sulfonáto de olefina interna comprende: desde aproximadamente 56 % hasta aproximadamente 64 % de moléculas de sulfonáto de hidroxialcano; desde aproximadamente 32 % hasta aproximadamente 37 % dé las moléculas de sulfonáto de alqueno; y desde aproximadamente 4 % hasta aproximadamente 7 % de moléculas de di-sulfonato; en cada caso siempre que la composición total se adicione hasta el 100 %. La composición de la mezcla de los sulfonatos de olefina interna puede ser medida, por ejemplo, utilizando una técnica de cromatografía líquida/espectrometría de masa (LC-MS) .
Un sulfonáto de olefina interna se hace a partir de una olefina interna. Una olefina interna es una olefina cuyo doble enlace está localizado en cualquier parte a lo largo dé
i I
i la cadena de carbono excepto en un átomo de carbono terminal . Las olefinas internas se pueden hacer por la isomerización del esqueleto de las alfa-olefinas que tienen un doble enlace localizado en una posición terminal. Los procesos adecuados para la fabricación de olefinas internas incluyen aquellos descritos en US5510306, US5633422, US5648584, US5648585, US5849960, EP0830315B1 y "Anionic Surfactants : Organic Chemistry" , Surfactant Science Series, Vol . 56, Capítulo 7, arcel Dekker, Inc., New York, 1996, ed. H.W. Stacke, las descripciones de la totalidad de las cuales son incorporadas aquí para referencia.
La producción de sulfonatos de olefinas internas a partir de las olefinas internas comprende las etapas de sulfonatación, neutralización e hidrólisis (Ádami, "Production of linear alkylbenzene sulphonate and alpha-olefin sulphonates" , Surfactant Science Series, Vol., 142, capítulo 5, página 83), como se muestra en las Figuras 1A-1B.
En la etapa de sulfonatación, el S03 puede ser utilizado para la reacción con las olefinas internas qué conducen a la formación de los compuestos intermedios cíclicos conocidos como beta-sultonas , que padecen rápidamente la isomerización hasta loa ácidos sulfónicos insaturados y las gamma y delta-sultonas más estables. Esta reacción se lleva a cabo preferentemente en un "reactor dé película descendente" en donde la alimentación de olefina és
i
alimentada continuamente sobre las superficies internas de ün tubo y el S03 gaseoso es alimentado en el tubo para que reaccione con la película de olefina descendente de una manera controlada. En la etapa de neutralización, el hidróxido de sodio acuoso puede ser utilizado para hidrolizar parcialmente estas sulfonas hasta una mezcla de sulfonatos de hidroxialcano y sulfonatos de alqueno y la conversión adicional puede ser lograda en una etapa de hidrólisis subsiguiente a temperatura elevada. La figura 1A ilustra las reacciones involucradas en el proceso de sulfonatación y la figura IB muestra el proceso de neutralización e hidrólisis.
Un proceso que puede ser utilizado para fabricar los sulfonatos de olefinas internas para su uso en la presente invención comprende la reacción en un reactor de película de una olefina interna como se describió anteriormente con un agente de sulfonatación en una proporción molar del agente de sulfonatación con respecto a la olefina interna de 1:1 hasta 1.6:1 mientras que se enfría el reactor con un medio de enfriamiento que tiene una temperatura que no excede 90 °C, neutralizando directamente el producto de la reacción obtenido de la etapa de sulfonatación y, sin extraer la olefina interna que no reaccionó, hidrolizar el producto de la reacción neutralizado.
En la preparación del derivado sulfonatado de las
olefinas internas, las definas internas se hacen reaccionar con un agente de sulfonatacion, el cual puede ser el trióxido de azufre, el ácido sulfúrico, o el óleo, con la formación de la beta-sultona y algún ácido alqueno sulfónico. El reactor de película es preferentemente un reactor de película descendente .
Los productos de la reacción son neutralizadas e hidrolizados . Bajo ciertas circunstancias, por ejemplo el envejecimiento, las beta-sulfonas son convertidas en las gamma-sultonas que pueden ser convertidas en las delta-sultonas . Después de la neutralización y la hidrólisis, los sulfonatos de gamma-hidroxi y los sulfonatos de delta-hidroxi son obtenidos. Una desventaja de estas dos sultonas es que las mismas son más difíciles de hidrolizar que las beta-sultonas . Por consiguiente, en la mayoría dé las modalidades es preferible proceder sin envejecimiento. Las beta-sultonas, después de la hidrólisis, proporcionan sulfonatos de beta-hidroxi . Estos materiales no tienen que ser removidos a causa de que los mismos forman estructuras tensioactivas útiles. Los medios de enfriamiento, el cual preferentemente es el agua, tienen una temperatura qué preferentemente no exceda 90 °C, especialmente una temperatura en el intervalo desde 20 hasta 50 °C. Dependiendo de las circunstancias, las temperaturas inferiores también pueden ser utilizadas.
La mezcla de la reacción puede ser alimentada a una unidad de neutralización y luego a una unidad de hidrólisis. La neutralización se puede llevar a cabo con una base soluble en agua, tal como hidróxido de sodio o carbonato de sodio. Las bases derivadas correspondientes del potasio o sodio también son adecuadas. La neutralización del producto de la reacción desde el reactor de película descendente se lleva a cabo generalmente con un excedente de la base, calculado sobre el componente ácido. En general, la neutralización se lleva a cabo a una temperatura en el intervalo desde 0 hasta 80 °C. La hidrólisis puede ser llevada a cabo a una temperatura en el intervalo desde 100 hasta 250 °C, preferentemente 130 hasta 200 °C. El tiempo de la hidrólisis generalmente puede ser desde 5 minutos hasta 4 horas. La hidrólisis alcalina puede ser llevada a cabo con hidróxidos, carbonatos, bicarbonatos de metales alcalino (térreos) , y compuestos de amina. '
Este proceso puede ser llevado a cabo por lotes, de manera semi -continua, o continuamente. La reacción es efectuada generalmente en un reactor de película descendente que es enfriado por la inundación con un medio de enfriamiento en las paredes externas del reactor. En las paredes internas del reactor, la olefina interna fluye en una dirección hacia abajo. El trióxido de azufre es diluido
I ¡ en una corriente de nitrógeno, aire, o cualquiera otro gas
inerte en el reactor. La concentración del trióxido de azufre está generalmente entre 2 y 5 por ciento en volumen basado en el volumen del gas portador. En la preparación de los sulfonatos de olefinas internas, es benéfico que la etapa de hidrólisis y neutralización se logre un mezclado muy íntimo del producto del reactor y la base acuosa1. Esto se puede hacer, por ejemplo, por la agitación eficiente, por la adición de un co-solvente (tal como un alcohol inferior) , por la adición de un agente tensioactivo no iónico (tal como un etoxilato de un alcohol) o por la adición de un agente de transferencia de la fase.
US4283867, US4248793 y EP0351928B1, las descripciones de la totalidad de las cuales son incorporadas aquí para referencia, describen procesos que pueden ser utilizados para fabricar los sulfonatos de olefinas internas que van a ser utilizados en la presente invención. Además, los sulfonatos de olefinas internas pueden ser sintetizados de una manera como se describió por Van Os et al . en "Anionic Surfactants : Organic Chemistry, Surfactant Science Series 56, ed. Stacke H. ., 1996, Capítulo 7: Olefin sulfonates, página 363, la descripción de la cual es incorporada aquí para referencia.
La composición de recuperación de hidrocarburos de la presente invención puede comprender 10 % en peso ó mayor, por ejemplo desde 10 hasta 90 % en peso del agenté
i tensioactivo de IOS descrito anteriormente. Los porcentajes no aplican al agente tensioactivo como está presente en el fluido que puede ser inyectado en la formación que contiene hidrocarburos en el presente método. En tal fluido, la concentración del agente tensioactivo es relativamente baja, como se describe posteriormente de manera adicional.
Además, si la composición para la recuperación de hidrocarburos de la presente invención también comprende
t un agente tensioactivo de IOS, la composición puede comprender el agente tensioactivo aniónico que puede ser de la fórmula ejemplar anterior (II), el componente (i), y el agente tensioactivo de IOS, el componente (ii), en una proporción en peso de (i) con respecto a (ii) la cual radica entre 90:10 y 10:90, adecuadamente entre 80:20 y 20:80. (
Además, la composición de recuperación de hidrocarburos de la presente invención puede comprender un co-solvente. Los co-solventes adecuados incluyen los alcoholes de peso molecular bajo y otros solventes orgánicos o combinaciones de los mismos.
Los alcoholes de peso molecular bajo adecuados, para su uso como el co-solvente en la composición dé recuperación de hidrocarburos incluyen alcoholes de alquilo de Ci-Cio, más adecuadamente alcoholes de alquilo de |Ci-C8j
i i
aún más adecuadamente alcoholes de alquilo de C1-C6, o combinaciones de los mismos. Los ejemplos de alcoholes de alquilo de C1-C4 adecuados son metanol, etanol, 1-propanol, 2-propanol (alcohol isopropílico) , 1-butanol, 2-butanol (alcohol sec-butílico) , 2-metil-l-propanol (alcohol iso-butílico) y 2-metil-2-propanol (alcohol terc-butílico) . Los ejemplos de los alcoholes de alquilo de C5 adecuados son 1-pentanol, 2-pentanol y 3-pentanol, y alcoholes de alquilo de C5 ramificados, tales como 2-metil-2-butanol (alcohol tercamílico) . Los ejemplos de los alcoholes de alquilo de C6 adecuados son 1-hexanol, 2-hexanol y 3-hexanol, y alcoholes de alquilo de C6 ramificados.
Los otros solventes orgánicos adecuados para su uso como el co-solvente en la composición de recuperación de hidrocarburos incluyen la metil etil cetona, acetona, cellosolves de alquilo inferior, carbitoles de alquilo inferior o combinaciones de los mismos. '
Además, la composición de recuperación de hidrocarburos de la presente invención puede comprender uno o más compuestos que bajo las condiciones en una formación que contiene hidrocarburos puede ser convertida en cualquiera de los co- solventes mencionados anteriormente tal como uno o más de los alcoholes de peso molecular bajo mencionados anteriormente. Tales compuestos del co-solvente precursor pueden incluir los compuestos de éter, tales como
el éter monobutílico de etilenglicol (EGBE) , ! éter monobutílico de dietilenglicol (DGBE) y el éter monobutílico de trietilenglicol (TGBE) . Estos últimos 3 compuestos de éter puede ser convertidos bajó las condiciones en una formación que contiene hidrocarburos en etanol y 1-butanol.
En la presente invención, sorprendentemente, ningún co-solvente o solamente una cantidad relativamente pequeña del co-solvente puede ser utilizada, mientras que al mismo tiempo un funcionamiento de EOR efectivo todavía es mantenido. Esto puede ser demostrado inter alia con referencia a la proporción del peso total del (de los) agente (s) tensioactivo (s) con respecto al peso total del (de los) co-solvente (s) . Preferentemente, en la presente invención, no se utiliza ningún co-solvente ni un, co-solvente es utilizado en tal cantidad que el peso total del (de los) agente (s) tensioactivo (s) con respecto al peso del (de los) co-solvente (s) está arriba de 1:3. ,
Preferentemente, si un co-solvente es utilizado en la presente invención, el mismo es utilizado en tal cantidad que el peso total del (de los) agente (s) tensioactivo (s) con respecto al peso total del (de los) co-solvente (s)' está arriba de 1:3.0, más preferentemente arriba de 1:2.8, más preferentemente arriba de 1:2.6, más preferentemente arriba de 1:2.4, más preferentemente arriba de 1:2.2/ más
I
preferentemente arriba de 1:2.0, más preferentemente arriba de 1:1.8, más preferentemente arriba de 1:1.6, más preferentemente arriba de 1:1.4, más preferentemente arriba de 1:1.2, más preferentemente arriba de 1:1.0, más preferentemente arriba de 1:0.9, más preferentemente arriba de 1:0.8, más preferentemente arriba de 1:0.7; más preferentemente arriba de 1:0.6, más preferentemente arriba de 1:0.5, más preferentemente arriba de 1:0.4, más preferentemente arriba de 1:0.3, más preferentemente arriba de 1:0.2, más preferentemente arriba de 1:0.1.
La composición para la recuperación de hidrocarburos de la presente invención puede ser provista a la formación que contiene hidrocarburos diluyéndola con agua y/o salmuera que puede originarse de la formación de la cual los hidrocarburos van a ser recuperados, por lo cual se forma un fluido que puede ser inyectado en la formación qué contiene hidrocarburos, es decir el fluido inyectable. El fluido inyectable puede comprender desde 0.1 hasta 4. % en peso de la composición de recuperación de hidrocarburos de la presente invención, es decir además del agua y/o la salmuera que está contenida en el fluido inyectable. La cantidad del (de los) agente (s) tensioactivo (s) en el fluido inyectable puede ser desde 0.05 hasta 2 % en peso, preferentemente 0.1 hasta 1.5 % en peso, más preferentemente 0.1 hasta 1.0 % en peso, aún más preferentemente 0.2 hasta
0.5 % en peso. Si un co-solvente es utilizado en la presente invención, la cantidad del (de los) co-solvente (s) en el fluido inyectable puede ser tal que el peso total del (de los) agente (s) tensioactivo (s) con respecto al peso total del (de los) co-solvente (s) en el fluido inyectable séa cómo se describió anteriormente para la composición para la recuperación de hidrocarburos de la presente invención. Además, si un co-solvente es utilizado en la presente invención, la cantidad del (de los) co- solvente ( s ) en el fluido inyectable está adecuadamente abajo del 1 % en peso, o abajo de 0.8 % en peso, o abajo de 0.6 % en peso, o abajo de 0.5 % en peso .
En la presente invención, la temperatura dentro de la formación que contiene hidrocarburos puede ser de entre 10 °C y 150 °C, opcionalmente entre 30 °C y 90 °C. Además,' en la presente invención, la salinidad de la formación que contiene hidrocarburos puede ser de entre 0.5 % y 20 %, o entre, 0.5 % y 10 % o entre 1 % y 6 %.
Los hidrocarburos pueden ser producidos a partir de las formaciones de hidrocarburos a través de los pozos que penetran una formación que contiene hidrocarburos. Los "hidrocarburos" están definidos generalmente como moléculas formadas principalmente de átomos de carbono y de hidrógeno tales como de petróleo y de gas natural . Los hidrocarburos también pueden incluir otros elementos, tales como, pero sin
i estar limitado a, . halógenos, elementos metálicos, nitrógeno, oxígeno, y/o azufre. Los hidrocarburos derivados de una formación de hidrocarburos pueden incluir, pero no están limitados a, kerógeno, betún, pirubetún, asfáltenos, petróleos o combinaciones de los mismos. Los hidrocarburos pueden estar localizados dentro de o adyacentes a las matrices minerales dentro de la tierra. Las matrices pueden incluir, pero no están limitadas a, rocas sedimentarias, arenas, silicilitos, carbonatos, diatomitas y otros medios porosos .
Una "formación" incluye una o más capas que contienen hidrocarburos, una o más capas diferentes de los hidrocarburos, una formación suprayacente y/o una formación subyacente. Una "formación suprayacente" y/o una "formación subyacente" incluyen uno o más de los tipos diferentes de materiales impermeables. Por ejemplo, la formación suprayacente/formación subyacente puede incluir roca, esquistos, arcilla esquistosa, o carbonatos húmedos/compactos (es decir, un carbonato impermeable sin hidrocarburos) . Por ejemplo, una formación subyacente puede contener esquistos o arcilla esquistosa. En algunos casos, la formación suprayacente/formación subyacente puede ser algo permeable. Por ejemplo, una formación suprayacente puede estar compuesta de un material permeable tal como una arenisca o piedra caliza. Al menos una porción de una
í
i formación que contiene hidrocarburos puede existir en menos de o más de 305 metros (1000 pies) abajo de la superficie de la tierra.
Las propiedades de una formación que contiene hidrocarburos puede afectar como fluyen los hidrocarburos a través de una formación subyacente/formación suprayacente hasta uno o más pozos de producción. Las propiedades incluyen, pero no están limitadas a, la porqsidad, permeabilidad, la distribución del tamaño de poro, el área superficial, la salinidad o la temperatura de la formación. Las propiedades de la formación suprayacente/formación subyacente en combinación con las propiedades de hidrocarburos, tales como, las características de la presión capilar (estática) y las características de permeabilidad relativa (flujo) , pueden afectar la movilización de los hidrocarburos a través de la formación que contiene hidrocarburos .
La permeabilidad de una formación que contiene hidrocarburos puede variar dependiendo de la composición dé la formación. Una formación relativamente permeable puede incluir hidrocarburos pesados arrastrados en, por ejemplo, la arena o el carbonato. "Relativamente permeable" como sé utiliza aquí, se refiere a las formaciones o porciones de las mismas, que tienen una permeabilidad promedio de 10 milidarcys o más. "Permeabilidad relativamente baja" como se
utiliza aquí, se refiere a las formaciones o porciones de las mismas que tienen una permeabilidad promedio de menos1 de 10 milidarcys. Un darcy es igual a 0.99 micrómetros cuadrados. Una porción impermeable de una formación generalmente tiene una permeabilidad de menos de 0.1 milidarcys. En algunos casos, una porción o la totalidad de una porción de hidrocarburos de una formación relativamente permeable puede incluir predominantemente los hidrocarburos pesados y/o el alquitrán sin una estructura de granos minerales de soporte y solamente una materia mineral flotante (o ninguna) (por ejemplo, los lagos de asfalto) .
Los fluidos (por ejemplo, el gas, el agua, los hidrocarburos o las combinaciones de los mismos) de diferentes densidades pueden existir en una formación que contiene hidrocarburos. Una mezcla de fluidos en la formación que contiene hidrocarburos puede formar capas entre una formación subyacente y una formación suprayacente de acuerdó con la densidad del fluido. El gas puede formar una capa superior, los hidrocarburos pueden formar una capa intermedia y el agua puede formar una capa inferior en la formación que contiene hidrocarburos. Los fluidos pueden estar presentes en la formación que contiene hidrocarburos en varias cantidades. Las interacciones entre los fluidos en la formación pueden crear interfases o fronteras entre los fluidos. Las interfases o fronteras entre los fluidos y la formación
i i
pueden ser creadas por medio de interacciones entre los fluidos i y la formación. Típicamente, los gases no forman fronteras con otros fluidos en una formación que contiene hidrocarburos. Una primera frontera puede formarse entre una capa de agua y una formación subyacente. Una segunda frontera puede formarse entre una capa de agua y una capa de hidrocarburos . Una tercera frontera puede formarse entre los hidrocarburos de diferentes densidades en una formación que contiene hidrocarburos. Los fluidos múltiples con fronteras múltiples pueden estar presentes en una formación que contiene hidrocarburos. Se debe entender que muchas combinaciones de fronteras entre los fluidos, y entre los fluidos y la formación suprayacente/formación subyacente pueden estar presentes1 en la formación que contiene hidrocarburos .
La producción de fluidos puede perturbar la interacción entre los fluidos, y entre los fluidos ' y la formación suprayacente/formación subyacente. Cuando los fluidos son removidos de la formación que contiene hidrocarburos, las diferentes capas de fluidos pueden mezclarse y formar capas dé fluido mezcladas. Los fluidos mezclados pueden tener diferentes interacciones en las fronteras del fluido. Dependiendo de las interacciones en las fronteras de los fluidos mezclados, la producción de los hidrocarburos puede llegar a ser difícil. La cuantificación de las interacciones (por ejemplo, el nivel de energía) en la interfase de los fluidos, y/o de los fluidos y
I
I
? de la formación suprayacente/formación subyacente pueden ser útiles para predecir la movilización de los hidrocarburos a través de la formación que contiene hidrocarburos.
La cuantificación de la energía requerida para las interacciones (por ejemplo, el mezclado) entre los fluidos dentro de una formación en una interfase puede ser difícil de medir. La cuantificación de los niveles de energía en una interfase entre los fluidos puede ser determinada por las técnicas conocidas generalmente (por ejemplo, el tensiómétro de descenso giratorio) . Los requerimientos de energía de la interacción en una interfase pueden ser referidos como la tensión interfacial. "Tensión interfacial" como se utiliza aquí, se refiere a una energía libre de la superficie que existe entre dos o más fluidos que exhiben una frontera. Un valor de la tensión interfacial elevado (por ejemplo, mayor que 10 dinas/cm) puede indicar la incapacidad de un fluido para mezclarse con un segundo fluido para formar una emulsión del fluido. Cuando se utilice aquí, una "emulsión" se refiere, a una dispersión de un fluido inmiscible en un segundo fluido por la adición de una composición que reduce la tensión interfacial entre los fluidos para lograr la estabilidad. La incapacidad dé los fluidos para mezclarse se puede deber a la energía de interacción superficial elevada entre los dos fluidos. Los valores de la tensión interfacial, bajos, (por ejemplo, de menos de 1 dina/cm) pueden indicar una interacción superficial i
i
I : :
menor entre los dos fluidos inmiscibles. La energía de interacción superficial menor entre dos fluidos inmiscibles puede conducir al mezclado de los dos fluidos para formar una emulsión. Los fluidos con valores de tensión interfacial baja pueden ser movilizados hasta un orificio del pozo debido a fuerzas capilares reducidas y producidos subsiguientemente a partir de una formación que contiene hidrocarburos.
Los fluidos en una formación que contiene hidrocarburos pueden ser húmedos (por ejemplo, se adhieren a una formación suprayacente/formación subyacente d son dispersados sobre una formación suprayacente/formación subyacente, en una formación que contiene hidrocarburos) . Cuando se utilice aquí, "humectabilidad" se refiere ' a la preferencia de un fluido para dispersarse sobre o para adherirse a una superficie sólida en una formación ,en la presencia de otros fluidos. Los métodos para determinar la humectabilidad de una formación de hidrocarburos se describen por Craig, Jr. en "The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding" , 1971 Monografía Volumen 3, Society of Petroleum Engineers, que está incorporada aquí para referencia.
Los hidrocarburos pueden adherirse a la arenisca en la presencia de gas o agua. Una formación suprayacente/formación subyacente que está recubierta substancialmente por los hidrocarburos puede ser referida como un "impregnada con petróleo" . Una formación
I
suprayacente/formación subyacente puede ser un impregnada con petróleo debido a la presencia de hidrocarburos polares y/o pesados (por ejemplo, asfáltenos) en la formación que contiene hidrocarburos. La composición de la formación (por ejemplo, sílice, carbonato o arcilla) puede determinar la cantidad de la adsorción de los hidrocarburos sobre la superficie de una formación suprayacente/formación subyacente. Una formación porosa y/o permeable puede permitir que los hidrocarburos humedezcan más fácilmente la formación suprayacente/formación subyacente. Una formación suprayacente/formación subyacente substancialmente impregnada con petróleo puede inhibir la producción de hidrocarburos a partir de la formación que contiene hidrocarburos. Una porción impregnada con petróleo de una formación que contiene hidrocarburos puede estar localizada en menos de o más de 305 metros (1000 pies) debajo ,de la superficie de la tierra. !
Una formación que contiene hidrocarburos puede incluir agua. El agua puede interactuar con la superficie de la formación subyacente. Cuando se utilice aquí, "humedecido coñ agua" se refiere a la formación de un recubrimiento de agua sobre la superficie de la formación suprayacente/formación subyacente. Una formación suprayacente/formación subyacente humedecida con agua puede mejorar la producción de hidrocarburos a partir de la formación previniendo que los hidrocarburos humedezcan la formación suprayacente/formación i
I
subyacente. Una porción humedecida con agua de una formación que contiene hidrocarburos puede incluir cantidades menores de hidrocarburos polares y/o pesados.
El agua en una formación que contiene hidrocarburos puede contener minerales (por ejemplo, minerales que contienen bario, calcio, o magnesio) y sales minerales (por ejemplo, cloruro de sodio, cloruro de potasio, cloruro de magnesio) . La salinidad del agua y/o la dureza del agua en una formación puede afectar la recuperación de los hidrocarburos en una formación que contiene hidrocarburos. Cuando se utilice aquí "salinidad" se refiere a una cantidad de los sólidos disueltos en agua. La "dureza del agua", cuando se utiliza aquí, se refiere a una concentración de ; iones multivalentes (por ejemplo, calcio, magnesio) en el agua. La salinidad y la dureza del agua pueden ser determinadas por los métodos conocidos generalmente (por ejemplo, la conductividad, la titulación) . Cuando se utilice aquí, "agua de salinidad elevada" se refiere al agua que tiene más de 30,000 ppm de sólidos disueltos totales basado en el cloruro de sodio. Cuando la salinidad del agua se incrementa en una formación que contiene hidrocarburos, las tensiones interfaciales, entre los hidrocarburos y el agua pueden ser incrementadas y los fluidos pueden llegar a ser difíciles de producir.
La salinidad baja en el agua en una formación que contiene hidrocarburos puede mejorar la producción de
? hidrocarburos a partir de una formación que contiene hidrocarburos .
Los hidrocarburos y el agua de salinidad baja pueden formar una emulsión bien dispersada debido a la tensión interfacial baja entre el agua de salinidad baja y los hidrocarburos. La producción de una emulsión que puede fluir (por ejemplo, una mezcla de hidrocarburos/agua) a partir de una formación que contiene hidrocarburos puede ser más viable económicamente para un productor. Cuando s utilice aquí, "agua de salinidad baja" se refiere la salinidad en el agua en una formación que contiene hidrocarburos que es menor que 20,000 partes por millón (ppm) totales disueltas en los sólidos con base en el cloruro de sodio. Las formaciones que contienen hidrocarburos pueden incluir el agua con una salinidad de menos de 13,000 ppm. Las formaciones que contienen hidrocarburos pueden incluir el agua con una salinidad que varía desde 3,000 ppm hasta 10,000 ppm. La salinidad del agua en las formaciones que contienen hidrocarburos puede variar desde 5,000 ppm hasta 8,000 ppm.
Una formación que contiene hidrocarburos puede ser seleccionada para el tratamiento basado en los factores tales como, pero sin estar limitados a, el espesor de las capas qué contienen hidrocarburos dentro de la formación, el contenido i de la producción líquida evaluada, la localización de la i
formación, el contenido de la salinidad de la formación, la temperatura de la formación, y la profundidad de las capas que contienen hidrocarburos. Inicialmente , la presión y la temperatura de la formación natural pueden ser suficientes para provocar que los hidrocarburos fluyan hacia los orificios de los pozos y hacia fuera hasta la superficie. Las temperaturas en una formación que contiene hidrocarburos pueden variar desde 0 °C hasta 300 °C. Debido a qúe los hidrocarburos son producidos a partir de una formación que contiene hidrocarburos, las presiones y/o las temperaturas dentro de la formación pueden declinar. Varias formas de elevación artificial (por ejemplo, bombas, inyección de un gas) y/o el calentamiento pueden ser empleados para continuar la producción de hidrocarburos a partir de la formación que contiene hidrocarburos. La producción de los hidrocarburos deseados a partir de la formación que contiene hidrocarburos puede llegar a ser anti-económico cuando los hidrocarburos sean agotados de la formación y/o porque la dificultad de la extracción se incrementa.
La movilización de los hidrocarburos residuales retenidos en una formación que contiene hidrocarburos puede ser difícil debido a la viscosidad de los hidrocarburos, y los efectos capilares de los fluidos en los poros de la formación que contiene hidrocarburos. Cuando se utilice aquí "?µßG?38 capilares" se refiere a las fuerzas de atracción entre los
fluidos y al menos una porción de la formación que contiene hidrocarburos. Las fuerzas capilares pueden ser superadas por el incremento de las presiones dentro de una formación que contiene hidrocarburos. Las fuerzas capilares también pueden ser superadas reduciendo la tensión interfacial entre los fluidos en una formación que contiene hidrocarburos. La capacidad para reducir las fuerzas capilares en una formación que contiene hidrocarburos puede depender de varios factores, incluyendo, pero sin estar limitado a, la temperatura de la formación que contiene hidrocarburos, la salinidad del agua en la formación que contiene hidrocarburos, y la composición de los hidrocarburos en la formación que contiene hidrocarburos .
Cuando las velocidades de la producción se reducen, los métodos adicionales pueden ser empleados para hacer a una formación que contiene hidrocarburos más viable económicamente. Los métodos pueden incluir agregar las fuentes de agua (por ejemplo, la salmuera, el vapor) , los gases, los polímeros, los monómeros o cualesquiera combinaciones de los mismos a la formación de hidrocarburos para incrementar la movilización de los hidrocarburos.
Una formación que contiene hidrocarburos puede ser tratada con una inundación de agua. Una inundación con agua puede incluir inyectar el agua en una porción de l formación que contiene hidrocarburos a través de los pozos
i de inyección. La inundación de al menos una porción de la formación puede humedecer con agua una porción de la formación que contiene hidrocarburos. La porción humedecida con agua de la formación que contiene hidrocarburos puede ser presurizada por los métodos bien conocidos y una mezcla de agua/hidrocarburos puede ser recolectada utilizando^ uno o más pozos de producción. La capa de agua, sin embargo, puede no mezclarse con la capa de hidrocarburos de 'manera eficiente. La eficiencia pobre del mezclado se puede deber a una tensión interfacial elevada entre el agua y los hidrocarburos.
La producción a partir de una formación que contiene hidrocarburos puede ser mejorada por el tratamiento de la formación que contiene hidrocarburos con un polímero y/o un monómero que puede movilizar los hidrocarburos a uno o más de los pozos de producción. El polímero y/o el monómero pueden reducir la movilidad de la fase acuosa en los poros de la formación que contienen hidrocarburos. La reducción de la movilidad del agua puede permitir que los hidrocarburos sean movilizados más fácilmente por medio de la formación que contiene hidrocarburos. Los polímeros incluyen, pero no están limitados a, poliacrilamidas , poliacrilamida parcialmente hidrolizada, poliacrilatos , copolímeros etilénicos, biopolímeros , carboximetilcelulosa, alcohol polivinílico, sulfonatos de poliestireno, polivinilpirrolidona , AMPS
I
i
(sulfonato de 2 -acrilamida-2 -metil propano) o combinaciones de los mismos. Los ejemplos de los copolímeros etilénicos incluyen los copolímeros del ácido acrílico y la acrilamida, el ácido acrílico y el acrilato de laurilo, el acrilato de laurilo y la acrilamida. Los ejemplos de los biopolímeros incluyen la goma de xantano y la goma de guar. Los polímeros pueden ser reticulados in situ en una formación que contiene hidrocarburos. Los polímeros también pueden ser generados in situ en una formación que contiene hidrocarburos1. Los polímeros y las preparaciones del polímero para su uso en la recuperación del petróleo se describen en US6427268, US6439308, US5654261, US5284206, US5199490 y US510390?, las descripciones de la totalidad de las cuales son incorporadas aquí para referencia.
El agente tensioactivo aniónico de la composición para la recuperación de hidrocarburos de la présente invención, cuyo agente tensioactivo puede ser de la formula ejemplar (II) anterior, puede ser utilizado ventajosamente bajo las condiciones del yacimiento a varias salinidades. Por ejemplo, en el agente tensioactivo aniónico de la fórmula (II) , la conexión del grupo de óxido de alquileno enlaza el hidrófobo del alcohol al grupo A cargado negativamente y es utilizado para cambiar el HLB de la molécula e igualarlo con las condiciones del yacimiento en términos de la salinidad y el petróleo crudo. "HLB" significa el balance hidrofílico^-
lipofílico. La presencia de cadenas de óxido de alquil'eno en el grupo de conexión ayuda a proporcionar una tolerancia a los iones de Ca y Mg en el agua dura.
¡
La composición para la recuperación de los hidrocarburos puede interactuar con los hidrocarburos en al menos una porción de la formación que contiene hidrocarburos. La interacción con los hidrocarburos; puede reducir una tensión interfacial de los hidrocarburos con uno o más fluidos en la formación que contiene hidrocarburos. Una composición para la recuperación de hidrocarburos puede reducir la tensión interfacial entre los hidrocarburos y una formación suprayacente/formación subyacente de una formación que contiene hidrocarburos. La reducción de la tensión interfacial puede permitir que al menos una porción de los hidrocarburos se movilice a través de la formación que contiene hidrocarburos.
La capacidad de una composición para la recuperación de hidrocarburos para reducir la tensión interfacial de una mezcla de hidrocarburos y los fluidos puede ser evaluada utilizando técnicas conocidas. Un valor de la tensión interfacial para una mezcla de hidrocarburos y el agua puede ser determinada utilizando un tensiómetro de descenso giratorio. Una cantidad de la composición para la recuperación de hidrocarburos puede ser agregada a la mezcla de hidrocarburos/agua y un valor de la tensión interfaciaí
I para el fluido resultante puede ser determinado. Un valor de la tensión interfacial bajo (por ejemplo, de menos' de 1 dina/cm) puede indicar que la composición redujo al menos una porción de la energía superficial entre los hidrocarburos y el agua. La reducción de la energía superficial puede indicar que al menos una porción de la mezcla de hidrocarburos/agua puede movilizarse a través de al menos una porción de la formación que contiene hidrocarburos.
Una composición para la recuperación de hidrocarburos puede ser agregada a una mezcla dé hidrocarburos/agua y se puede determinar el valor de la tensión interfacial. Un valor de la tensión interfacial ultrabajo (por ejemplo, de menos de 0.01 dinas/cm) puede indicar que la composición para la recuperación dé hidrocarburos se redujo al menos a una porción de la tensión superficial entre los hidrocarburos y el agua de tal modo que al menos una porción de los hidrocarburos se pueda movilizar a través de al menos una porción de la formación que contiene hidrocarburos . Al menos una porción de los hidrocarburos puede movilizarse más fácilmente a través de al menos una porción de la formación que contiene hidrocarburos a una tensión interfacial ultrabaja, que los hidrocarburos que han sido tratados con una composición, lo que conduce a un valor de la tensión interfacial mayor que 0.01 dinas/cm para los fluidos en la formación. La adición de una composición para
I la recuperación de hidrocarburos a los fluidos en una formación que contiene hidrocarburos que conduce a un valor de la tensión interfacial ultraba o puede incrementar la eficiencia a la cual los hidrocarburos pueden ser recuperados. Una concentración de la composición para la recuperación de hidrocarburos en la formación que contiene hidrocarburos puede ser minimizada para reducir el costo de su uso durante la producción.
La composición para la recuperación de hidrocarburos de la presente invención puede ser prbvista (por ejemplo, inyectada) en la formación que contiene hidrocarburos 100 a través del pozo de inyección 110 como se muestra en la Figura 2. La formación de hidrocarburos 100 puede incluir una formación suprayacente 120, una capa dé hidrocarburos 130, y una formación subyacente 140. El pozo de inyección 110 puede incluir aberturas 112 que permiten que los fluidos fluyan a través de la formación que contiene hidrocarburos 100 a varios niveles de profundidad. La capa de hidrocarburos 130 puede ser menor que 305 metros (1000 pies) abajo de la superficie de la tierra. La formación subyacente 140 de la formación que contiene hidrocarburos 100 puede ser impregnada cón él petróleo. El agua de salinidad baja puede estar presente en la formación que contiene hidrocarburos 100.
La composición para la recuperación de hidrocarburos de la presente invención puede ser provüsta a
i
la formación en una cantidad basada en los hidrocarburos presentes en una formación que contiene hidrocarburos. La cantidad de la composición para la recuperación de hidrocarburos, sin embargo, puede ser demasiado pequeña para que sea suministrada exactamente a la formación que contiene hidrocarburos utilizando técnicas de suministro conocidas
(por ejemplo, bombas) . Para facilitar el suministro de cantidades pequeñas de la composición para la recuperación de hidrocarburos a la formación que contiene hidrocarburos, la composición para la recuperación de hidrocarburos puede ser combinada con el agua y/o la salmuera para producir un fluido inyectable. La cantidad de la composición para la recuperación de hidrocarburos inyectada en la formación que contiene hidrocarburos 100 puede ser desde 0.1 hasta 4 % en peso del peso total del fluido inyectable. La cantidad del (de los) agente(s) tensioactivo (s) en el fluido inyectable puede ser desde 0.05 hasta 2 % en peso, preferentemente 0.1 hasta 1.5 % en peso, más preferentemente 0.1 hasta 1.0 % en peso, aún más preferentemente 0.2 hasta 0.5 % en peso.
La composición para la recuperación de hidrocarburos de la presente invención puede interactuár con al menos una porción de los hidrocarburos en la capa de hidrocarburos 130. La interacción de la composición para la recuperación de hidrocarburos con la capa de hidrocarburos 130 puede reducir al menos una porción de la tensión
i
I ¦ :
interfacial entre los diferentes hidrocarburos,. La composición para la recuperación de los hidrocarburos también puede reducir al menos una porción de la tensión interfacial entre uno o más f luidos (por ej emplo, el agua , los hidrocarburos ) en la formación y la formación subyacente 140 , uno o más f luidos en la formación y la formación suprayacente 120 o las combinaciones de los mismos .
La composición para la recuperación c¾e hidrocarburos de la presente invención puede interactuár con al menos 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 f luidos . La reducción de la tensión interfacial puede permitir que al menos una porción de los hidrocarburos forme una emulsión con al merlos una porción de uno o más fluidos en la formación. U valor de la tensión interfacial entre los hidrocarburos y uno o más fluidos puede ser-alterada por la composición para la recuperación de hidrocarburos hasta un valor de menos de 0.1 dina/cm. Un valor de la tensión interfacial entre los hidrocarburos y otros fluidos en una formación puede ser reducido por la composición para la recuperación de los hidrocarburos para que sea menor que 0 . 05 dinas/cm. Un valor de la tensión interfacial entre los hidrocarburos y los otros fluidos en la formación puede ser reducida por la composición para lá recuperación de hidrocarburos a menos de 0 . 001 dinas/cm.
í
Al menos una porción de la mezcla de la composición para la recuperación de hidrocarburos/hidrocarburos/fluidos puede ser movilizada hasta el pozo de producción 150. Los productos obtenidos a partir del pozo de producción 150 pueden incluir, pero no están limitados a, los componentes de la composición para la recuperación de hidrocarburos, el metano, monóxido de carbono, agua, hidrocarburos, amoniaco, asfáltenos, o combinaciones de los mismos. La producción de hidrocarburos a partir de la formación que contiene hidrocarburos 100 puede ser incrementada en más del 50 % después que la composición para la recuperación de hidrocarburos ha sido agregada a una formación que contiene hidrocarburos .
La formación que contiene hidrocarburos 100 puede ser pretratada con un fluido para la remoción de hidrocarburos. Un fluido para la remoción de hidrocarburos puede estar compuesto de agua, vapor, salmuera, gas, polímeros líquidos, polímeros espumosos, monómeros o mezclas de los mismos. Un fluido para la remoción de los hidrocarburos puede ser utilizado para tratar una formación antes que una composición para la recuperación de los hidrocarburos sea provista a la formación. La formación que contiene hidrocarburos 100 puede estar a menos de 305 metros (1000 pies) debajo de la superficie de la tierra. Un fluido para la remoción de hidrocarburos puede ser calentado antes
de la inyección en una formación que contiene hidrocarburos 100. Un fluido para la remoción de hidrocarburos puede reducir una viscosidad de al menos una porción de los hidrocarburos dentro de la formación. La reducción 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 al pozo de producción 150. Después que al menos una porción de los hidrocarburos en la formación que contiene hidrocarburos 100 ha sido movilizada, la inyección repetida de los mismos o diferentes fluidos para la eliminación de los hidrocarburos puede llegar a ser ;menos efectiva en la movilización de los hidrocarburos a través de la formación que contiene hidrocarburos. La eficiencia baja de la movilización se puede deber a los fluidos paira la eliminación de los hidrocarburos que crean zonas más permeables en la formación que contiene hidrocarburos 100; Los fluidos para la eliminación de los hidrocarburos pueden pasar a través de las zonas permeables n la formación que contiene hidrocarburos 100 y no interactuár con y movilizar los hidrocarburos restantes. Én consecuencia, el desplazamiento de los hidrocarburos más pesados adsorbidos a la formación subyacente 140 puede ser reducida durante el transcurso del tiempo. Eventualmente , la formación puede ser considerada de una producción baja
? o indeseable económicamente para producir los hidrocarburos.
La inyección de la composición para la recuperación de los hidrocarburos de la presente invención después del tratamiento de la formación que contiene hidrocarburos con un fluido para la eliminación de los hidrocarburos puede mejorar la movilización de los hidrocarburos más pesados adsorbidos hasta la formación subyacente 140. La composición para la recuperación de hidrocarburos puede interactuar con los hidrocarburos pará reducir una tensión interfacial entre los hidrocarburos y la formación subyacente 140. La reducción de la tensión interfacial puede ser tal que los hidrocarburos son movilizados hasta y producidos a partir del pozo dé producción 150. Los hidrocarburos producidos a partir del pozo de producción 150 pueden incluir al menos una porción de los componentes de la composición para la recuperación de hidrocarburos, el fluido para la eliminación de los hidrocarburos inyectado en el pozo para el pretratamiento, el metano, el dióxido de carbono, el amoniaco, p las combinaciones de los mismos. La adición de la composición para la recuperación de los hidrocarburos al menos a una porción de una formación que contiene hidrocarburos de producción baja, puede extender la vida útil de producción de la formación que contiene hidrocarburos. La producción
I de hidrocarburos a partir de la formación que contiene hidrocarburos 100 puede ser incrementada en más del 50 % después que la composición para la recuperación de hidrocarburos ha sido agregada a la formación que contiene hidrocarburos. La producción de hidrocarburos incrementada puede aumentar la viabilidad económica de la formación que contiene hidrocarburos.
La interacción de la composición para la recuperación de hidrocarburos con al menos una porción de los hidrocarburos en la formación puede reducir al menos una porción de una tensión interfacial entre los hidrocarburos y la formación subyacente 140. La reducción de al menos una porción de la tensión interfacial puede movilizar al menos una porción de los hidrocarburos a
i través de la formación que contiene hidrocarburos 100. La movilización de al menos una porción de los hidrocarburos, sin embargo, puede no ser a una velocidad viable económicamente .
Los polímeros pueden ser inyectados en la formación de hidrocarburos 100 a través del pozo de inyección 110, después del tratamiento de la formación con una composición para la recuperación de hidrocarburos, para incrementar la movilización de al menos una porción de los hidrocarburos a través de la formación.; Los polímeros adecuados incluyen, pero no están limitados a,
i
Flopaam® fabricado por SNF , CIBA® ALCOFLOOD®, fabricado por Ciba Specialty Additives (Tarrytown, New York) , Tramfloc® fabricado por Tramfloe Inc. (Temple, Arizona) , y los polímeros de HE® fabricados por Chevron Phillips Chemical Co . (The Woodlands, Texas) . La interacción entre los hidrocarburos, la composición para la recuperación de hidrocarburos y el polímero pueden incrementar la movilización de al menos una porción de los hidrocarburos restantes en la formación hasta el pozo de producción 150.
El (los) agente (s) tensioactivo (s) de la composición para la recuperación de hidrocarburos de la presente invención son estables térmicamente y pueden ser utilizados sobre un intervalo amplio de temperaturas. La composición para la recuperación de hidrocarburos puede ser agregada a una porción de una formación que contiene hidrocarburos 100 que tiene una temperatura promedio desde 0 hasta 150 °C a causa de esta estabilidad térmica elevada.
La composición para la recuperación de hidrocarburos también puede ser inyectada en la formación que contiene hidrocarburos 100 por medio del pozo de inyección 110 como es mostrado en la Figura 3· La interacción de la composición para la recuperación de hidrocarburos con los hidrocarburos en la formación puede reducir al menos una porción de una tensión interfaciál
entre los hidrocarburos y la formación subyacente 140. La reducción 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 que contiene hidrocarburos 100 para formar una charca de hidrocarburos 170. Al menos una porción de los hidrocarburos puede ser producida a partir de la charca de hidrocarburos 170 en la sección seleccionada de la formación que contiene hidrocarburos 100.
La movilización de al menos una porción de los hidrocarburos a la sección seleccionada 160 puede no ser a una velocidad viable económicamente. Los polímeros pueden ser inyectados en la formación de hidrocarburos 100 para incrementar 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 para la recuperación de hidrocarburos y los polímeros, puede incrementar la movilización de al menos una porción de los hidrocarburos al pozo de producción 150.
Una composición para la recuperación dé hidrocarburos puede incluir una sal inorgánica (por ejemplo, el carbonato de sodio (Na2C03) , el cloruro de sodio (NaCl) , o el cloruro de calcio (CaCl2) ) . La adición de la sal orgánica puede ayudar a la composición paira la
recuperación de hidrocarburos a dispersarse a través de una mezcla de hidrocarburos/agua. La dispersión mejorada de la composición para la recuperación de los hidrocarburos puede reducir las interacciones entre los hidrocarburos y la interfase del agua. La interacción reducida puede reducir la tensión interfacial de la mezcla y proveer un fluido que es más móvil.
La invención es ilustrada además por? los siguientes ejemplos.
Ej em los
1. Sustancias químicas utilizadas en los Ejemplos
1.1 Agentes tensioact ivos A, B, C y D
Los agentes tensioact ivos A, B, C y D fueron agentes tensioactivos de sulfato, aniónicos, de la siguiente fórmula (VI) : ! (VI) [R-0- [R' -0] x-S03"] [Na+] i
La porción de R-0 en el agente tensioactivo de la fórmula anterior (VI) se originó a partir de una mezcla de los alcoholes primarios de la fórmula R-OH, en donde R fue un grupo alifático ramificado, la mezcla que comprende menos de 1 % en peso de Cu y alcoholes inferiores,: 50 % en peso de alcoholes de C12, 48 % en peso de alcoholes de C13 y menos de 2 % en peso de alcoholes de C14 y más elevados. El número de carbono promedio para el grupo alifático R fue de aproximadamente 12.6. Además, el número
i promedio de ramificaciones para el grupo alifático R fue de aproximadamente 1.1. La proporción en peso de los compuestos lineales con respecto a los ramificados fue de 15:85. El grupo alifático R fue ramificado aleatoriamente. Las ramificaciones consistieron de 87 % de ramificaciones del metilo y 13 % de las ramificaciones de etilo.
La porción de R' -0 en el agente tensioactivo de la fórmula anterior (VI) se originó del óxido de propileno. x, que representa el número promedio de mol dé los grupos de óxido de alquileno por mol de alcohol, se hizo variar como se muestra enseguida.
1.2 Agente Tensioactivo para Comparación
El agente tensioactivo para comparación fue un agente tensioactivo de sulfato, aniónico, de la siguiente fórmula (VII) :
(VII) [R-0- [R' -O] 7-S03~] [Na+]
La porción R-0 en el agente tensioactivo de la fórmula anterior (VII) se originó a partir de una mezcla de alcoholes que está disponible comercialmente de Shell
Chemicals bajo el nombre del producto "NEODOL® 61". i
"NEODOL® 67" es una mezcla de alcoholes primarios de la
fórmula R-OH, en donde R es un grupo alifático ramificado, la mezcla comprende menos de 0.5 % en peso de alcoholes de C14 e inferiores, 5 % en peso de alcoholes de C15/ 31 % en peso de alcoholes de Ci6, 54 % en peso de alcoholes de Ci7, 7 % en peso de alcoholes de Cíe, 2 % en peso de alcohol de C19 y menos de 0.2 % en peso de alcoholes de C2o y alcoholes superiores. El número de carbono promedio para el grupo alifático R fue de aproximadamente 16.7. Además, el número promedio de ramificaciones para el grupo alifático R fue de aproximadamente 1.4. La proporción en peso de las substancias lineales con respecto a las ramificadas fue de 3:97. El grupo alifático R fue ramificado aleatoriamente. Las ramificaciones consistieron de 80 % de ramificaciones de metilo, 11 % de ramificaciones de etilo y 9 % de ramificaciones de propilp y ramificaciones más grandes.
La porción de R' -O en el agente tensioactivo dé la fórmula anterior (VII) se originó del óxido de propileno.
1.3 Agentes tensioactivos de IOS 20-24, IOS 19-23 e IOS
15-18
El agente tensioactivo de IOS 20-24 se originó de una mezcla de olefinas internas de C20-2 que es una mezcla de solamente olefinas de números de carbonos pares y tiene un número de carbono promedio de aproximadamenté
20.6. Menos de 3 % de las olefinas internas totales fueron de Cía y olefinas internas inferiores, 70 % fueron de Cao,
22 % fueron de C22 , 4 % fueron de C24 y menos de 1 % fueron de C26. 96 % de las olefinas internas tuvieron desde 20 hasta 24 átomos de carbono.
El agente tensioactivo de IOS 19-23 se originó a partir de una mezcla de olefinas internas de Ci9-23 que fue una mezcla de olefinas de números de carbonos pares e impares y tuvieron un número de carbonos promedio de aproximadamente 21.1. Menos de 13.4 % de las olefinas internas totales fueron de C18 y olefinas internas inferiores, 10.5 % fueron de Ci9, 15.1 % fueron de C20, 15.4 % fueron de C2i, 13.7 % fueron de C22, 10.5 % fueron de C23 y menos de 21.4 % fueron de C2 y más elevados. 65 % de las olefinas internas tuvieron desde 19 hasta 23 átomos de carbono.
El agente tensioactivo IOS 15-18 se originó a partir de una mezcla de olefinas internas de Ci5-18 que fue una mezcla de olefinas de números de carbono pares e impares y tuvo un número de carbonos promedio de aproximadamente 16.6. Las olefinas de C14 e inferiores fueron 1 % del total, G15 fue el 20 %, C16 fue el 27 %, Ci7 fue el 26 %, Ci8 fue el 21 % y C19 Y más elevados fue menor que 6 %. 94 % de las olefinas internas tuvieron desde 15 hasta 18 átomos de carbono.
Los agentes tensioactivos de IOS 20-24, IOS 19-23 e IOS 15-18 utilizados fueron sales de sodio. Las propiedades
í
adicionales son mencionadas en la tabla que se da enseguida.
i
(*) El petróleo libre y el Na2S04 son reportados con relación al 100 % del agente tensioactivo activo.
1.4 Co-solvente
En los casos en donde se utiliza un co-solvente, el mismo fue ya sea el 2-butanol (alcohol sec-butilico , abreviado aquí posteriormente como "SBA") o 2-metil-l^ propanol (alcohol iso-butílico, abreviado aquí como "IBA") .
I
I
2. Petróleos crudos utilizados en los Ejemplos
Los seis petróleos crudos de diferentes regiones del mundo fueron utilizados en los Ejemplos, designados como los petróleos crudos B, F, G, I, J y K-3. Las propiedades del petróleo y los componentes del petróleo para los petróleos crudos son mostrados en la tabla que se da enseguida. A partir de esta tabla es evidente que los seis petróleos crudos tienen muchas propiedades variables.
"API" = American Petroleum Institute
"TAN" = Número de Acidez Total
n.d. = no determinado
(*) Para el petróleo crudo F, la proporción de C7+ fue del 95 % en peso y la proporción de Ci5+ fue del 72 ¾.
3. Pruebas de evaluación
Las propiedades evaluadas de las composiciones tensioactivas , que contienen (i) los agentes tensioactiyos A>
1
B, C o D y (ii) el agente tensioactivo IOS 20-24, el agente tensioactivo IOS 19-23 o el agente tensioactivo IOS 15-18, fueron del comportamiento de la fase de microemulsion, 1 de la viscosidad de la microemulsion y de la solubilidad acuosa. Las pruebas utilizadas para evaluar estas propiedades son descritas aquí posteriormente.
3.1 Comportamiento de la fase de microemulsion
Las soluciones acuosas que comprenden la composición tensioactiva y que tienen diferentes salinidades, fueron preparadas. En los tubos, las soluciones acuosas fueron mezcladas con petróleo crudo en una proporción en volumen de 1:1.
En general , las pruebas del comportamiento de la fase de la microemulsion son llevadas a cabo para seleccionar los agentes tensioactivos para verificar su potencial para movilizar el petróleo residual por medio de la reducción de la tensión interfacial (IFT) entre el petróleo y el agua. El comportamiento de la fase de microemulsion fue descrito primero por Winsor en "Solvent properties of amphiphilic compounds" , Butter orths , London, 1954. Las siguientes categorías de las emulsiones fueron distinguidas por Winsor: "tipo I" (emulsión de petróleo en agua) , del "tipo II" (emulsión de agua en petróleo) y del "tipo III" (emulsiones que comprenden una fase de petróleo/agua bicontinua)1. Una emulsión del tipo III de Winsor también es conocida como una
? emulsión que comprende una así llamada microemulsión de "fase intermedia" . Una microemulsión está caracterizada por que tiene una IFT más baja entre el petróleo y el agua para una mezcla de petróleo/agua, dada.
Para los agentes tensioactivos aniónicos, el incremento de la salinidad (concentración de la sal) de una solución acuosa que comprende el (los) agente (s) tensioactivo (s) provoca una transición desde una emulsión del tipo I de Winsor hasta una del tipo III y luego a uña del tipo II. La salinidad óptima está definida como la salinidad en donde cantidades iguales del petróleo y el agua son solubilizadas en la microemulsión de la fase intermedia (del tipo III) . La relación de solubilización del petróleo es la relación del volumen del petróleo (V0) con respecto al volumen del agente tensioactivo puro (Vs) y la relación dé solubilización del agua es la relación del volumen de agua (Vw) con respecto al volumen del agente tensioactivo puro (Vs) . La intersección de V0/Vs y Vw/Vs cuando la salinidad se hizo variar, define (a) la salinidad óptima y (b) él parámetro de solubilización a la salinidad óptima. Se ha establecido por Huh que IFT es inversamente proporcional al cuadrado del parámetro de la solubilización (Huh, "Interfacial tensions and solubilizing ability of a microemulsión phase that coexists with oil and brine", j. Colloid and Interface Sci., septiembre 1979, p. 408-'426) .
Cuando el parámetro de la solubilización es 10 o más elevado, el IFT en la salinidad óptima es < 10"2 dinas/cm lo cual es ventajoso para la movilización del petróleo residual por medio del EOR tensioactivo . Así, preferentemente, el parámetro de la solubilización es de 10 o mayor, cuando más elevado es el valor, más "activo" es el agente tensioactivo.
El método de prueba de la fase de la microemulsión detallada utilizado en estos Ejemplos ha sido descrita previamente, por Barnes et al. bajo la Sección 2.1 '"Glass pressure tube test" en "Development of Surfactants foir Chemical Flooding at Difficult Reservoir Conditions", SPE 113313, 2008, p. 1-18, fue aplicado, la descripción de tal artículo es incorporada aquí para referencia. En resumen, esta prueba proporciona tres datos importantes: i
(a) la salinidad óptima; ,
(b) el parámetro de la solubilización a lá salinidad óptima (esto usualmente toma varios días o semanas para permitir que las fases se sedimenten en el equilibrio) ; y
(c) además, una medida de la "actividad" de la microemulsión es obtenida por el "método de prueba de vibración transversal" descrito posteriormente.
La metodología original para el juicio de la calidad de la emulsión en la prueba de la fase de microemulsión cuando se mezclan suavemente el petróleo y el
agua por medio de tubos de vibración transversal se describe
i ¦ 1 por Nelson et al. en "Cosurfactant-Enhanced Alkali Flooding", SPE/DOE 12672, 1984, p. 413-421 (véase Tabla 1) . Esta metodología ha sido desarrollada adicionalmente por Shell como el "método de prueba de vibración transversal" en donde la emulsión es juzgada visualmente en términos de cuatro criterios :
(1) su homogeneidad: mientras más homogéneo y más "cremoso", será mejor porque esto indica una emulsificación de petróleo más efectiva; ;
(2) su movilidad: mientras más móvil, mejor;
(3) su color: mientras más claro es el color, mejor, indicativo de las microemulsiones alrededor de la salinidad óptima; y
(4) su humectación del vidrio: una película homogénea que se adhiere a la superficie de vidrio es juzgada como buena . i
Un método de evaluación ha sido desarrollado y un número de 1-5 está dado para la actividad de la microemulsión total, desde 5 para muy activo hasta 1 para muy bajo ó nada de actividad. Es notable que la mayoría de las formulaciones tensioactivas reportadas en la literatura requieren concentraciones sustanciales del co-solvente para minimizarlas fases y geles de alta viscosidad. Las salinidades a las cuales el comportamiento de la fase de microemulsión que
i
utilizan el "método de prueba de vibración transversal" fueron probadas, comprendieron la salinidad óptima y varias salinidades arriba y abajo de la salinidad óptima.
3.2 Viscosidad de la microemulsion
Las soluciones acuosas que comprenden la composición tensioactiva y que tienen una concentración de la sal total que corresponde a la salinidad óptima como se determinó en la prueba del comportamiento de la fáse de microemulsion descrita anteriormente, fueron preparadas. En los tubos, las soluciones acuosas fueron mezcladas con el petróleo crudo en una proporción volumétrica de 1:1.
Las mediciones de la viscosidad dinámica fueron llevadas a cabo sobre los sistemas de petróleo/agua preparados utilizando un viscosímetro Physica MCR 100 que tiene el control tanto de la temperatura como del cizallamiento de la muestra. Las viscosidades fueron medidas a través de velocidades de cizallamiento de 1 a 1000 s"1 conduciendo a sistemas de microemulsión/agua/petróleo totalmente mezclados. En general, con tal cizallamiento, la condición de un fluido en el medio ambiente de mezclado rápido de los poros de un yacimiento de petróleo es simulada .
3.3 Solubilidad acuosa
Las soluciones acuosas que comprenden la composición tensioactiva y que tienen diferentes salinidades
fueron preparadas en tubos. Las salinidades probadas comprendieron la salinidad óptima como se determinó en la prueba del comportamiento de la fase de microemulsión, y las salinidades inferiores. La salinidad fue incrementada, hasta y ligeramente más allá de la salinidad óptima, típicamente con incrementos crecientes de 0.5 % de la salinidad. Para cada salinidad, 2 soluciones acuosas idénticas !fueron preparadas en tubos separados. Uno de estos 2 tubos fue mantenido a temperatura ambiente (aproximadamente 20 °C) , mientras que el otro tubo fue mantenido a la temperatura utilizada en la prueba del comportamiento de la fase de microemulsión. Todos los tubos fueron almacenados hasta 7 días. Al final de la prueba, fue evaluado visualmente ya sea si existe o no alguna turbidez en la solución en el tubo y/o cualquier precipitación de una capa sólida. Las soluciones acuosas que permanecieron claras y brillantes y que no contienen tal capa precipitada, fueron encontradas aceptables en términos de la solubilidad acuosa.
4. Ejemplos
Resumen
En la tabla posterior, una breve descripción de los Ejemplos 1-13 y los Ejemplos Comparativos 1-2, está incluida. Los detalles adicionales son descritos de manera adicional posteriormente en los Ejemplos 1-13 y los Ejemplos Comparativos 1-2.
Ej . = Ejemplo; Ej . Comp. = Ejemplo Comparativo; SBA = 2-butanol; IBA = 2- metil-l-propanol ; agentes tensioactivos sl y s2 y los petróleos crudos B, F, G, I, J y K-3 son descritos con detalle adicional anteriormente.
(1) Tanto en la prueba del "Comportamiento de la fase de microemulsion" como, en donde sean aplicados, en la prueba de la "Viscosidad de la microemulsion".
(2) En la prueba del "Comportamiento de la fase de microemulsion": 29 °C. En la prueba de la "Viscosidad de la microemulsion: 24 o 29 °C.
Ejemplo 3
En las pruebas posteriores, la composición del agente tensioactivo contuvo el agente tensioactivo C y el agente tensioactivo IOS 20-24. Los 2 agentes tensioactivos fueron utilizados en las soluciones acuosas probadas én las concentraciones de 0.2 % en peso y 0.1 % en peso, respectivamente, es decir en una proporción en peso de 2:1. Tres conjuntos de soluciones acuosas fueron probadas en las cuales, además de los 2 agentes tensioactivos, contuvieron 0 % en peso, 0.5 % en peso y 1.0 % en peso, respectivamente, del SBA como el co-solvente. Es decir, la proporción e peso de los agentes tensioactivos totales con respecto al co^ solvente fue 0, 1.8:3.0 y 0.9:3.0, respectivamente.
Solubilidad acuosa: El procedimiento del Ejemplo 1 fue repetido. La salinidad óptima que corresponde a una concentración de la sal total de 2.6 % en peso, que consiste de 1.5 % en peso de Na2003 y 1.1 % en peso de (las mismas) sales adicionales. Se encontró que la solubilidad acuosa en todas las salinidades, con y sin el SBA como el co-solvente, fue aceptable.
Comportamiento de la fase de microemulsió : El procedimiento del Ejemplo 1 fue repetido. Se encontró qué solamente una cantidad relativamente pequeña del co-soiventé fue requerida para obtener un comportamiento de la fase de microemulsión altamente activa alrededor de la salinidad óptima. La calificación de la prueba de vibración transversal
medida para ambas soluciones que contienen SBA (0.5 % en peso y 1.0 % en peso) fue de 3/4. Para la solución que no contuvo el co-solvente, existió un comportamiento de la fase de microemulsión todavía activo, aunque a un nivel inferior (calificación de la prueba de vibración transversal de 1) .
Viscosidad de la microemulsión: Esta prueba fue llevada a cabo en un total de 3 sistemas de petróleo-agua-microemulsión que comprenden (i) el petróleo crudo F y (ii) 1 de las 3 soluciones utilizadas en la prueba del comportamiento de la fase de microemulsión anterior, a una temperatura de 54 °C y a una velocidad de cizallámiento de 10 s"1. Se encontró que la totalidad de los 3 sistemas tuvieron viscosidades relativamente bajas: 9 cP e inferiores. La viscosidad del petróleo crudo F fue tal como de 9 cP (a 54 °C) .
Ejemplo 4
En las pruebas que se dan posteriormente, la composición tensioactiva contuvo el agente tensioactivo C y el agente tensioactivo de IOS 20-24. Los 2 agentes tensioactivos fueron utilizados en las soluciones acuosas probadas a las concentraciones de 0.2 % en peso y 0.1 % en peso, respectivamente, es decir en una proporción en peso de 2:1. Dos conjuntos de las soluciones acuosas fueron probados en los cuales, además de los 2 agentes tensioactivos, contuvieron 0 % en peso y 1.0 % en peso, respectivamente, de SBA como el co-solvente. Es decir, la proporción en peso de los agentes tensioactivos totales con respecto al co-solvente fue de 0 y 0.9:3.0, respectivamente. '
I
Solubilidad acuosa: Se repitió el procedimiento del Ejemplo 1. La salinidad óptima correspondió a una concentración de la sal de 4.1 % en peso del Na2C03. Se encontró que la solubilidad acuosa a todas las salinidades, con y sin SBA como el co-solvente, fue aceptable.
Comportamiento de la fase de microemulsión: El procedimiento del Ejemplo 1 fue repetido, con la condición de que el petróleo crudo fué el petróleo crudo K-3 1 y l temperatura fué de 50 °C. Se encontró que la solución que no contiene el co-solvente tuvo el comportamiento de la fase de microemulsión más activo (calificación de la prueba de vibración transversal de 3/4) alrededor de la salinidad óptima, comparado con la solución que contiene el SBA (1.0 % en peso) para el cual la calificación de la prueba dé vibración transversal fue de 2/3. ,
Viscosidad de la microemulsión: Esta prueba fue llevada a cabo en un total de 2 sistemas de microemulsión de petróleo-agua que comprenden (i) el petróleo crudo K-3 y (ii) 1 de las 2 soluciones utilizadas en la prueba de comportamiento de la fase de microemulsión, anterior, a una temperatura de 50 °C y a una velocidad de cizallamiento de 10 s"1. Se encontró que la totalidad de los 2 sistemas tuvieron viscosidades relativamente bajas: 10 cP e inferiores.
Ejemplo 5
En las pruebas posteriores, la composición
? tensioactiva contuvo el agente tensioactivo C y el agente tensioactivo de IOS 20-24. Los 2 agentes tensioactivos fueron utilizados en las soluciones acuosas probadas a concentraciones relativamente elevadas, y a una proporción en peso de 2 : 1.
En un caso, la concentración del agente tensioactivo total fue de 2 ¾ en peso (1.33 % en peso del agente tensioactivo C y 0.67 % en peso del agente tensioactivo de IOS 20-24) . En otro caso, la concentración del agente tensioactivo total fue de 1 % en peso (0.67 % en peso del agente tensioactivo C y 0.33 % en peso del agente tensioactivo de IOS 20-24) .
Para cada uno de los 2 casos, dos conjuntos de soluciones acuosas fueron probados las cuales, además de los 2 agentes tensioactivos, contuvieron 0 % en peso y 1.0 % en peso, respectivamente, del SBA como el co-solvente. Es decir, para el primer caso (concentración del agente tensioactivo total de 2 % en peso) , la proporción en peso de los agentes tensioactivos totales con respecto al co-solvente fue dé 6:3> y para el segundo caso (concentración de los agentes tensioactivos totales de 1 % en peso) , la proporción en peso de los agentes tensioactivos totales con respecto al co-solvente fue de 3:3.
Solubilidad acuosa: El procedimiento del Ejemplo 1 fue repetido. La salinidad óptima correspondió a uná
i concentración de la sal de 4.0 % en peso del Na2CQ3. Se encontró que la solubilidad acuosa en todas las salinidades, con y sin el SBA como el co-solvente, fue aceptable, para ambos casos (concentraciones del agente tensioactivo total de 1 % en peso y 2 % en peso) .
Comportamiento de la fase de microemulsion : El procedimiento del Ejemplo 1 fue repetido, con la condición de que el petróleo crudo fué el petróleo crudo K-3 1 y la temperatura fué de 50 °C. Se encontró que la solución que no contiene un co-solvente y la solución que contiene SBA (1.0 % en peso) tuvieron ambas un comportamiento de la fase dé microemulsion altamente activo alrededor de la salinidad óptima en base a sus calificaciones de la prueba de vibración transversal de 4, para ambos casos (concentraciones del agente tensioactivo total de 1 % en peso y 2 % en peso) . Sin embargo, el parámetro de la solubilización fue medido alrededor de 35 para la solución que no contiene el có-solvente y solamente en alrededor de 15 para la solución qüé contiene el SBA (1.0 % en peso), para ambos de los casos (concentraciones de los agentes tensioactivos totales de 1 % en peso y 2 % en peso) . Esto indica que la solución que no contiene el co-solvente es superior en términos del comportamiento de la fase de la microemulsion total.
Viscosidad de la microemulsion: El procedimiento del Ejemplo 4 fue repetido. La viscosidad de la microemulsión i
I
fue determinada solamente para el caso en donde la concentración del agente tensioactivo total fue de 2 % en peso. Se encontró que ambos de los sistemas de la microemulsión de petróleo-agua tuvieron viscosidades relativamente bajas: 12 cP e inferiores.
Conclusión a partir de los resultados para los Ejemplos 1-5 (cantidad relativamente baja de los iones divalentes; petróleos crudos A y B)
Se puede concluir a partir de los resultados para los Ejemplos 1-5 que la solubilidad acuosa aceptable, el comportamiento de la fase de la microemulsión activa, un parámetro de solubilización elevado y una viscosidad de la microemulsión baja son obtenidas con los agentes tensioactivos A, B, y C sobre un intervalo amplio de las concentraciones del agente tensioactivo total (0.3, 1 y 2 % en peso) . La totalidad de los agentes tensioactivos son de la fórmula anterior (VI) , en donde x se puede hacer variar así dependiendo de la salinidad deseada de la solución y/o del tipo del petróleo crudo en cuestión. Además, se ha demostrado que ya nada del co- solvente o solamente una pequeña cantidad del co- solvente (0.5 % en peso del SBA) pueden ser necesaria para obtener resultados óptimos puesto que las viscosidades de la microemulsión alrededor de la salinidad óptima fueron relativamente bajos comparado con la viscosidad del petróleo crudo .
i
Ejemplo 6 ?
En las pruebas posteriores, la composición tensioactiva contuvo el agente tensioactivo A y el agente tensioactivo de IOS 15-18. Los 2 agentes tensioactivos fueron utilizados en las soluciones acuosas probadas en las concentraciones de 0.75 % en peso y 0.25 % en peso, respectivamente, es decir en una proporción en peso de 3:1. Además, las soluciones acuosas probadas contuvieron 0.5 % en peso de IBA como el co-solvente. Es decir, la proporción en peso de los agentes tensioactivos totales con respecto al co- i solvente fue de 6:3.
Solubilidad acuosa: La salinidad óptima correspondió a una concentración de los sólidos disueltos totales (TDS, por sus siglas en inglés) de 3.8 % en peso. La salmuera utilizada para ajustar la salinidad de las soluciones acuosas probadas comprendió 6.5 % en peso de TDS y 3500 mg/1 de los iones divalentes, ampliamente los iones de Ca y Mg. Esta salmuera fue diluida con agua desionizada para dar soluciones acuosas que tienen una concentración de TDS inferiores.
Se encontró que la solubilidad acuosa a todas las salinidades fue aceptable.
Comportamiento de la fase de la microemulsión : Está prueba fue llevada a cabo en petróleo crudo K-3 y a una temperatura de 29 °C.
Se encontró que existió un comportamiento de la
I fase de la microemulsión altamente activo (calificación; de la prueba de vibración transversal de 3) alrededor dé la salinidad óptima. Además, el parámetro de la solubilización fue medido en alrededor de 40.
Ejemplo 7
En las pruebas posteriores, las mismas soluciones acuosas fueron probadas como en el Ejemplo 6, con la condición de que las soluciones probadas en este ejemplo contuvieron el agente tensioactivo A y el agente tensioactivo de IOS 15-18 en las concentraciones de 0.8 % en peso y 0.2 % en peso, respectivamente, es decir una proporción en peso de 4:1.
Solubilidad acuosa: Se repitió el procedimiento del Ejemplo 6. La salinidad óptima correspondió a una concentración de TDS de 2.5 % en peso. Se encontró que la solubilidad acuosa en todas las salinidades fue aceptable.
Comportamiento de la fase de la microemulsión: El procedimiento del Ejemplo 6 fue repetido. Se encontró qué existió un comportamiento de la fase de la microemulsión altamente activa (calificación de la prueba de vibración transversal de 4) alrededor de la salinidad óptima. Además, el parámetro de la solubilización fue medido en alrededor de 25.
Viscosidad de la microemulsión: Esta prueba fue llevada a cabo sobre un sistema de microemulsión de petróleo-agua que comprende (i) el petróleo crudo K-3 y (ií) la solución utilizada en la prueba de comportamiento de l fase
de la microemulsión, anterior, a una temperatura de 24 a 29 °C. Se encontró que el sistema tuvo viscosidades relativamente bajas a ambas de las temperaturas: 20 cP e inferior, con las viscosidades más elevadas que son medidas a una velocidad de cizallamiento inferior que está en línea con el comportamiento no Newtoniano. La viscosidad del petróleo crudo K-3 como tal fue de 7 cP (a 29 °C) y 10 cP (a 24 °C) ambos a una velocidad de cizallamiento de 10 s"1.
Ejemplo Comparativo 1
En las pruebas posteriores, la composición tensioactiva contuvo el agente tensioactivo para la comparación y el agente tensioactivo de IOS 15-18. Los 2 agentes tensioactivos fueron utilizados en las soluciones acuosas probadas a las concentraciones de 0.75 % en peso 0.25 % en peso, respectivamente, es decir en una proporción en
I
peso de 3:1. Además, las soluciones acuosas probadas contuvieron 1.0 % en peso del IBA como el co-solventé (comparado con el 0.5 % en peso en los Ejemplos 6 y 7) . Es decir, la proporción en peso de los agentes tensioactivos totales con respecto al co-solvente fue de 3:3.
Solubilidad acuosa: El procedimiento del Ejemplo 6 fue repetido. La salinidad óptima correspondió una concentración del TDS de 4.8 % en peso.
Se encontró que la solubilidad acuosa á las salinidades que corresponden a las concentraciones de TDS
hasta de 2.5 % en peso, fue aceptable, pero ya no fue aceptable cuando va más allá del 2.5 % en peso hasta el 4.8 % en peso. Esto indica que el uso de una concentración del co-solvente de IBA más elevada que en los Ejemplos 6 y: 7 no condujeron aún a una solubilidad acuosa semejante. En efecto, la solubilidad acuosa fue peor.
Comportamiento de la fase de la microemulsión: Esta prueba se llevó a cabo sobre un petróleo crudo K-3 a una temperatura de 29 °C.
Se encontró que existió un comportamiento de la fase de la microemulsión altamente activo (calificación de la prueba de vibración transversal de 4) alrededor de la salinidad óptima. Sin embargo, el parámetro de solubilización fue medido solamente alrededor de 12. Esto indica que los sistemas tensioactivos utilizados en los Ejemplos 6 y 7 son superiores en términos del comportamiento de la fase de microemulsión total.
Viscosidad de la microemulsión: El procedimiento del Ejemplo 7 fue repetido. Se encontró que el sistema de la microemulsión de petróleo-agua en cuestión tuvo viscosidades que varían, a través del intervalo de la velocidad de cizallamiento que se mueve desde un cizallamiento bajo hasta uno elevado, desde 33 hasta 16 cP (a 29 °C) y 45 hasta 22 cP (a 24 °C) . Como para el Ejemplo 7, esto indica que el sistema exhibió un comportamiento no Newtoniano clásico: es decir, una reducción de la viscosidad a una velocidad de
? cizallamiento más elevada. Además, los resultados indican que el agente tensioactivo para la comparación condujo a viscosidades más elevadas y que estas viscosidades son más sensibles a un cambio modesto en la temperatura, comparado con el Ejemplo 7. La viscosidad del petróleo crudo K-3 como tal fue de 7 cP (a 29 °C) y de 10 cP (a 24 °C) , a una velocidad de cizallamiento de 10 s"1. t
Ejemplo 8
En las pruebas posteriores, se probaron las mismas soluciones acuosas como en el Ejemplo 6, con la condición de que las soluciones probadas en este ejemplo contuvieran el agente tensioactivo B en lugar del agente tensioactivo A.
Solubilidad acuosa: El procedimiento del Ejemplo 6 fue repetido. La salinidad óptima correspondió a una concentración de TDS del 3.6 % en peso. Se encontró que la solubilidad acuosa en todas las salinidades fue aceptable.
Comportamiento de la fase de la microemulsión : El procedimiento del Ejemplo 6 fue repetido. Se encontró que existió un comportamiento de la fase de la microemulsión altamente activa (calificación de la prueba de vibración transversal de 4) alrededor de la salinidad óptima. Además, el parámetro de solubilización fue medido alrededor de 50-60. Ejemplo 9
En las pruebas posteriores, las mismas soluciones acuosas fueron probadas como en el Ejemplo 6, con la
condición de que las soluciones probadas en este éjemplo contuvieron el agente tensioactivo C en lugar del agente tensioactivo A.
Solubilidad acuosa: El procedimiento del Ejemplo 6 fue repetido. La salinidad óptima correspondió a una concentración de TDS de 5.5 % en peso. Se encontró que la solubilidad acuosa en todas las salinidades fue aceptable.
Comportamiento de la fase de la microemulsión: Se repitió el procedimiento del Ejemplo 6. Se encontró que existió un comportamiento de la fase de la microemulsión bastante activa (calificación de la prueba de vibración transversal de 2) alrededor de la salinidad óptima. Además, el parámetro de solubilización se midió en alrededor de: 15. Conclusión de los resultados para los Ejemplos 6-9 y el Ejemplo Comparativo 1 (cantidad relativamente elevada de los iones divalentes; petróleo crudo K-3)
Se puede concluir de los resultados para los Ejemplos 6-9 y el Ejemplo Comparativo 1 que también en la presencia de una cantidad relativamente elevada de los. iones divalentes (tales como los iones de Ca y Mg) , que es diferente de los Ejemplos 1-5, una solubilidad acuosa aceptable, un comportamiento de la fase de la microemulsión activa, un parámetro de solubilización elevada y una viscosidad de la microemulsión baja son obtenidos con los agentes tensioactivos A, B y C. Esto es especialmente evidente de la comparación
con el agente tensioactivo para la comparación. Véase la descripción bajo el Ejemplo Comparativo 1 en donde el .agente tensioactivo de comparación es utilizado.
Ejemplo 10
En las pruebas posteriores, la composición tensioactiva contuvo el agente tensioactivo B y el agente tensioactivo de IOS 19-23. Los 2 agentes tensioactivos fueron utilizados en las soluciones acuosas probadas a las
j concentraciones de 0.225 % en peso y 0.075 % en peso, respectivamente, es decir en una proporción en peso de 3:1. Las soluciones acuosas no contuvieron un co-solvente. Es decir, la proporción en peso de los agentes tensioactivos totales con respecto al co-solvente fue de 0.
Solubilidad acuosa: El procedimiento del Ejemplo 1 fue repetido. La salinidad óptima correspondió a una concentración de la sal total de 1.5 % en peso, que consiste de 1 % en peso de Na2C03 y 0.5 % en peso de NaCl . Se encontró que la solubilidad acuosa a todas las salinidades, aún sin un co-solvente, fue aceptable.
Comportamiento de la fase de la microemulsión: El procedimiento del Ejemplo 1 fue repetido, con la condición dé que la temperatura de prueba fue de 46 °C y el petróleo crudo probado fue el petróleo crudo G. Se encontró que nada del co-solvente fue requerido para obtener un comportamiento de la fase de la microemulsión altamente activo alrededor de la salinidad óptima. :
Viscosidad de la microemulsión:
Esta prueba se llevó a cabo en un sistema de microemulsión de petróleo-agua que comprende (i) el petróleo crudo G y (ii) la solución utilizada en la prueba del comportamiento de la fase de la microemulsión, anterior, a una temperatura de 46 °C y a una velocidad de cizallamiento de 10 s"1.
Ejemplo 11
En las pruebas posteriores, la composición tensioactiva contuvo el agente tensioactivo B y el agente tensioactivo de IOS 15-18. Los 2 agentes tensioactivos fueron utilizados en las soluciones acuosas probadas a las concentraciones de 0.3 % en peso y 0.2 % en peso, respectivamente, es decir en una proporción en peso de 3:2. Las soluciones acuosas no contienen un co-solvente. Es Idecir, la proporción en peso de los agentes tensioactivos totales con respecto al co-solvente fue de 0.
Solubilidad acuosa : La salinidad óptima correspondió a una concentración de los sólidos disueltos totales (TDS) de 3.3 % en peso. La salmuera utilizada para ajustar la salinidad de las soluciones acuosas probadas comprendió 6.5 % en peso de TDS y 3500 mg/1 de los iones divalentes, ampliamente los iones Ca y Mg. Esta salmuera se diluyó con el agua desionizada para dar las soluciones acuosas que tienen una concentración de TDS inferior.
Se encontró que la solubilidad acuosa, aún sin un
¡ i
I
co-solvente, a todas las salinidades fue aceptable. ¡
Comportamiento de la fase de la microemulsión: El procedimiento del Ejemplo 1 fue repetido, con la condición de que la temperatura de prueba fue de 50 °C y el petróleo crudo probado fue el petróleo crudo I . Se encontró que no se requiere ningún co-solvente para obtener un comportamiento de la fase de la microemulsión altamente activa alrededor de la salinidad óptima. La calificación de la prueba de vibración transversal fue 4/5. Además, el parámetro de solubilización fue medido alrededor de 20.
Ejemplo 12
En las pruebas posteriores, la composición tensioactiva contuvo el agente tensioactivo D y el agente
¡ tensioactivo de IOS 15-18. Los 2 agentes tensioactivos fueron utilizados en la solución acuosa probada en las concentraciones de 0.3 % en peso y 0.075 % en peso, respectivamente, es decir en una proporción en peso de 4:1. La solución acuosa no contuvo un co-solvente. Es decir, la proporción en peso de los agentes tensioactivos totales con respecto al co-solvente fue de 0.
Solubilidad acuosa: El procedimiento del Ejemplo 1 fue repetido. La salinidad óptima correspondió a una concentración de la sal total de 3.5 % en peso, que consiste de 1 % en peso de Na2C03 y 2.5 % en peso de NaCl. Se encontró que la solubilidad acuosa a todas las salinidades, aún sin un co-solvente, fue aceptable
solución acuosa fue clara a temperatura ambiente y a una temperatura (del yacimiento) de 50 °C, y la claridad no cambió con el transcurso del tiempo. La solución permaneció clara todavía al 4 % de NaCl, aún después de 1 semana.
Comportamiento de la fase de la microemulsion: Él procedimiento del Ejemplo 1 fue repetido, con la condición de que la temperatura de prueba fue de 50 °C y el petróleo crudo probado fue el petróleo crudo J. Se encontró que ningún co-solvente fue requerido para obtener el comportamiento de la fase de la microemulsion altamente activa alrededor de la salinidad óptima. La calificación de la prueba de vibración transversal fue de 4/5.
Viscosidad de la microemulsion: Esta prueba se llevó a cabo con un sistema de microemulsion de petróleo-agua que comprende (i) el petróleo crudo J y (ii) la solución utilizada en la prueba del comportamiento de la fase de la microemulsión, anterior, a una temperatura de 50 °C. Se encontró que el sistema tuvo una viscosidad relativamente baja que permaneció estable durante un amplio intervalo de velocidades de cizallamiento: abajo de 5 cP. En la Figura 4, la viscosidad de la microemulsión a velocidades de cizallamiento variables es mostrada gráficamente para el Ejemplo 12.
Ejemplo 13
En las pruebas posteriores, la compósición tensioactiva contuvo el agente tensioactivo C y el agente
tensioactivo de IOS 20-24. Los 2 agentes tensioactivos fueron utilizados en la solución acuosa probada a las concentraciones de 0.1 % en peso y 0.4 % en peso, respectivamente, es decir en una proporción en peso de 1:4. La solución acuosa no contuvo un co-solvente. Es decir, la proporción en peso de los agentes tensioactivos totales con respecto al co-solvente fue de 0.
Solubilidad acuosa: El procedimiento del Ejemplo 1 fue repetido. La salinidad óptima correspondió a una concentración de la sal total de 2.5 % en peso que consiste de Na2C03. Se encontró que la solubilidad acuosa, aún sin un co-solvente, fue aceptable.
Comportamiento de la fase de la microemulsión: Se repitió el procedimiento del Ejemplo 1, con la condición de que la temperatura de prueba fue de 50 °C y el petróleo crudo probado fue el petróleo crudo B. Se encontró que no se requirió ningún co-solvente para obtener un comportamiento de la fase de la microemulsión altamente activo, alrededor de la salinidad óptima. La calificación de la prueba de vibración transversal fue de 4. Además, el parámetro de solubilización fue medido en alrededor de 55.
Ejemplo Comparativo 2
En las pruebas posteriores, la composición tensioactiva contuvo el agente tensioactivo para comparación y el agente tensioactivo de IOS 15-18. Los 2 agentes
tensioactivos fueron utilizados en la solución acuosa probada a las concentraciones de 0.3 % en peso y 0.075 % en peso, respectivamente, es decir en una proporción en peso de 4:1.
La solución acuosa no contuvo un co-solvente. Es decir, la i proporción en peso de los agentes tensioactivos totales con respecto al co-solvente fue de 0.
Solubilidad acuosa: El procedimiento del Ejemplo 1 fue repetido. La salinidad óptima correspondió 'a. una concentración de la sal total de 3.5 % en peso, que consiste de 1 % en peso de Na2C03 y 2.5 % en peso de NaCl . Contrario al Ejemplo 12, para el Ejemplo Comparativo 2, se encontró que la solubilidad acuosa no fue aceptable a todas las salinidades. A una temperatura (del yacimiento) de 50 °C, la solución acuosa todavía fue clara al 3 % de NaCl . Sin embargo/ a una salinidad más elevada que 3 % de NaCl (también a 50 °C) , la solución llegó a ser turbia después de la agitación y se separó en 2 capas después de 1 día.
Comportamiento de la fase de la microemulsión: Se repitió el procedimiento del Ejemplo 1, con la condición de que la temperatura de prueba fue de 50 °C y el petróleo crudo probado fuera el petróleo crudo J. Se encontró que no existió un comportamiento de la fase de la microemulsión altamente activa alrededor de la salinidad óptima. La calificación de la prueba de vibración transversal fue de solamente 2, mientras que en el Ejemplo 12 fue de 4/5.
i
Viscosidad de la microemulsión : Esta prueba fue llevada a cabo en un sistema de microemulsión de petróleo-agua que comprende (i) el petróleo crudo J y (ii) la solución utilizada en la prueba del comportamiento de la fase de la microemulsión, anterior, a una temperatura de 50 °C. Se encontró que el sistema tuvo una viscosidad relativamente elevada que no permaneció estable durante un intervalo amplio de velocidades de cizallamiento . En la Figura 4, la viscosidad de la microemulsión a velocidades de cizallamiento variables es mostrada gráficamente para el Ejemplo
Í
Comparativo 2 (y para el Ejemplo 12) . A partir de la Figura 4, es evidente que, cuando se compara con el Ejemplo Comparativo 2, para el Ejemplo 12 la viscosidad fue de manera ventajosa relativamente baja y permaneció estable durante un intervalo amplio de velocidades de cizallamiento.
Conclusión de los resultados de los Ejemplos 10-13 y él Ejemplo Comparativo 2
En total, esta sección ha mostrado que las mezclas binarias, que comprenden (i) un alcohol-alcoxi-sulfato de acuerdo con la invención y (ii) un IOS, a partir de los pocos agentes tensioactivos del núcleo se igualan con las formulaciones a través de los petróleos crudos diferentes regionalmente por lo cual se simplifica la selección de la formulación. Además, estas formulaciones de las mezclas binarias demuestran una buena solubilidad acuosa, aún en la
!
presencia de una concentración elevada de los iones divalentes, y no requiere un co-solvente.
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 (20)
1. Un método de tratamiento de una formación que contiene hidrocarburos, caracterizado porque comprende: (a) proveer una composición al menos a una porción de la formación que contiene hidrocarburos, en donde la composición comprende un agente tensioactivo aniónico basado en un alcohol primario alcoxilado que tiene un grupo alifático ramificado, tal grupo tiene un número de carbonos, promedio, desde 9 hasta 15 y un número promedio de ramificaciones desde 0.5 hasta 2.5, y que tiene un promedio de al menos 0.5 mol de grupos de óxido de alquileno por mol de alcohol primario; y (b) permitir que la composición interactúe con los hidrocarburos en la formación que contiene hidrocarburos. '
2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la composición comprende adicionalmente un sulfonato de olefina interna.
3. El método de conformidad con las reivindicaciones 1 o 2, caracterizado porque el grupo alifático ramificado del alcohol primario alcoxilado tuvo un número promedio de ramificaciones desde 0.7 hasta 2.0, preferentemente 0.9 hasta 1.8, más preferentemente 1.0 hasta 1.6.
4. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones precedentes, caracterizado porque los grupos de óxido de alquiléno consisten de los grupos de óxido de propileno.
5. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones precedentes, caracterizado porque el alcohol primario alcoxilado tiene un promedio desde 2 hasta 20 mol, preferentemente desde 4 hasta 17 mol, más preferentemente desde 6 hasta 14 mol, de los grupos de óxido de alquiléno por mol del alcohol primario.
6. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones precedentes, caracterizado porque el grupo alifático ramificado del alcohol primario alcoxilado tiene un número de carbonos promedio desde 10 hasta 15, preferentemente de 11 a 14, más preferentemente de 12 a 13.
7. El método de conformidad con la reivindicación i 1, caracterizado porque el sulfonato de olefina interna comprende uno o más sulfonatos de olefinas internas seleccionados del grupo que consiste del sulfonato de olefina interna de C15-18/ sulfonato de olefina interna de C19-23, el sulfonato de olefina interna de C20-24 y el sulfonato de olefina interna de C24-28 -
8. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones precedentes, caracterizado porque en la etapa (a) ningún co-solvente es provisto.
9. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 7, caracterizado porque en la etapa (a) un co-solvente es provisto al menos a una porción de la formación que contiene hidrocarburos, y el peso total del (de los) agente (s) tensioactivo (s) provisto hasta el peso total del (de los) co-solvente (s) está arriba de 1:3.
10. Una composición para la recuperación de hidrocarburos, caracterizada porque comprende un .agente tensioactivo aniónico basado en un alcohol primario alcoxilado que tiene un grupo alifático ramificado, tal grupo tiene un número de carbonos promedio desde 9 hasta 15 y un número promedio de ramificaciones desde 0.5 hasta 2.5, y que tiene un promedio de al menos 0.5 mol de los grupos de óxido de alquileno por mol del alcohol primario.
11. La composición de conformidad con la reivindicación 10, caracterizada porque comprende adicionalmente un sulfonato de olefina interna.
12. La composición de conformidad con las reivindicaciones 10 u 11, caracterizada porque el grupo alifático ramificado del alcohol primario alcoxilado tuvo un número promedio de ramificaciones desde 0.7 hasta 2.0, preferentemente 0.9 hasta 1.8, más preferentemente 1.0 hasta 1.6.
13. La composición de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 10 a 12, caracterizada porque los grupos de óxido de alquileno consisten de los grupos de óxido de propileno.
14. La composición de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 10 a 13, caracterizada porque el alcohol j primario alcoxilado tiene un promedio desde 2 hasta 20 mol, preferentemente desde 4 hasta 17 mol, más preferentemente desde 6 hasta 14 mol, de los grupos de óxido de alquileno por mol del alcohol primario.
15. La composición de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 10 a 14, caracterizada porque el grupo alifático ramificado del alcohol primario alcoxilado tiene un número de carbonos promedio desde 10 hasta 15, preferentemente de 11 hasta 14, más preferentemente de 12 a 13.
16. La composición de conformidad con la reivindicación 11, caracterizada porque los sulfonatos de las olefinas internas comprenden uno o más de los sulfonatos de las olefinas internas seleccionadas del grupo que consiste del sulfonato de olefina interna de Ci5-i8, sulfonato de olefina interna de C19-23, el sulfonato de olefina interna de C20-24 y el sulfonato de olefina interna de C24-28 -
17. La composición de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 10 a 16, caracterizada porque no comprende un co-solvente.
18. La composición de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 10 a 16, caracterizada porque comprende un co-solvente, en donde el peso total del (de los) agente (s) tensioactivo (s) en la composición con respecto al peso total del (de los) co-solvente (s) en la composición está arriba de 1:3. ,
19. Una composición que contiene hidrocarburos producida a partir de una formación que contiene hidrocarburos, caracterizada porque comprende hidrocarburos y un agente tensioactivo aniónico basado en un alcohol primario alcoxilado que tiene un grupo alifático ramificado, tal grupo tiene un número de carbonos promedio desde 9 hasta 15 y un número promedio de ramificaciones desde 0.5 hasta 2.5, y que tiene un promedio de al menos 0.5 mol de los grupos de óxido de alquileno por mol del alcohol primario.
20. La composición de conformidad con la reivindicación 19, caracterizada porque ha sido producida a partir de la formación que contiene hidrocarburos por medio del método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 9.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP11163096 | 2011-04-20 | ||
| PCT/EP2012/057148 WO2012143433A1 (en) | 2011-04-20 | 2012-04-19 | Method and composition for enhanced hydrocarbon recovery |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| MX2013011104A true MX2013011104A (es) | 2013-10-17 |
Family
ID=44583563
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| MX2013011104A MX2013011104A (es) | 2011-04-20 | 2012-04-19 | Metodo y composicion para recuperacion mejorada de hidrocarburos. |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9441148B2 (es) |
| EP (1) | EP2702117A1 (es) |
| CN (1) | CN103476901A (es) |
| BR (1) | BR112013023954A2 (es) |
| CA (1) | CA2833291A1 (es) |
| EA (1) | EA029864B1 (es) |
| MX (1) | MX2013011104A (es) |
| MY (1) | MY164613A (es) |
| WO (1) | WO2012143433A1 (es) |
Families Citing this family (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2896186A1 (en) * | 2013-01-25 | 2014-07-31 | Wintershall Holding GmbH | Method for recovering oil |
| SG11201507171UA (en) * | 2013-03-06 | 2015-10-29 | Shell Int Research | Internal olefin sulfonate composition |
| CN103468235A (zh) * | 2013-09-26 | 2013-12-25 | 东北石油大学 | 一种用于稠油热采的化学助剂及其应用 |
| CN111518535A (zh) | 2015-04-09 | 2020-08-11 | 沙特阿拉伯石油公司 | 用于提高烃采收的胶囊型纳米组合物及其制备方法 |
| US10125307B2 (en) | 2016-01-13 | 2018-11-13 | Saudi Arabian Oil Company | Stabilization of petroleum surfactants for enhancing oil recovery |
| EP3162872A1 (en) * | 2016-06-24 | 2017-05-03 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Internal olefin sulfonate composition and use thereof in enhanced oil recovery |
| US20170066960A1 (en) * | 2016-11-21 | 2017-03-09 | Shell Oil Company | Composition comprising internal olefin sulfonate and alkoxylated alcohol or derivative and use thereof in enhanced oil recovery |
| WO2019121298A1 (fr) * | 2017-12-19 | 2019-06-27 | Rhodia Operations | Formulations aqueuses de tensioactifs et polymeres associatifs pour la recuperation assistee du petrole |
| US11248160B2 (en) | 2018-01-30 | 2022-02-15 | Chevron U.S.A. Inc. | Compositions for use in oil and gas operations |
| US20200010757A1 (en) * | 2018-07-05 | 2020-01-09 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Formulation to increase oil recovery |
| RU2722488C1 (ru) * | 2019-11-26 | 2020-06-01 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта |
| US11661829B1 (en) | 2021-12-07 | 2023-05-30 | Saudi Arabian Oil Company | Sequential injection of solvent, hot water, and polymer for improving heavy oil recovery |
Family Cites Families (38)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3943160A (en) | 1970-03-09 | 1976-03-09 | Shell Oil Company | Heat-stable calcium-compatible waterflood surfactant |
| US3946812A (en) | 1974-01-02 | 1976-03-30 | Exxon Production Research Company | Use of materials as waterflood additives |
| US4077471A (en) | 1976-12-01 | 1978-03-07 | Texaco Inc. | Surfactant oil recovery process usable in high temperature, high salinity formations |
| JPS6059903B2 (ja) | 1977-08-25 | 1985-12-27 | ライオン株式会社 | 内部オレフインスルホン酸塩の製造法 |
| US4293428A (en) | 1978-01-18 | 1981-10-06 | Exxon Production Research Company | Propoxylated ethoxylated surfactants and method of recovering oil therewith |
| US4216079A (en) | 1979-07-09 | 1980-08-05 | Cities Service Company | Emulsion breaking with surfactant recovery |
| US4248793A (en) | 1979-09-26 | 1981-02-03 | The Lion Fat & Oil Co., Ltd. | Process for the production of internal olefin sulfonate |
| US4597879A (en) | 1982-01-28 | 1986-07-01 | Lion Corporation | Micellar slug for oil recovery |
| JPS61136577A (ja) * | 1984-12-06 | 1986-06-24 | Lion Corp | 石油回収用流体 |
| US5068043A (en) | 1985-11-12 | 1991-11-26 | Shell Oil Company | Preformed surfactant-optimized aqueous alkaline flood |
| US5059719A (en) | 1987-12-17 | 1991-10-22 | Shell Oil Company | Alkoxylation process using catalyst of the lanthanum series |
| US5057627A (en) | 1988-06-09 | 1991-10-15 | Shell Oil Company | Alkoxylation process catalyzed by phosphate salts of the rare earth elements |
| GB8817293D0 (en) | 1988-07-20 | 1988-08-24 | Shell Int Research | Process for preparation of internal olefin sulphonates |
| US4979564A (en) | 1989-01-31 | 1990-12-25 | The Standard Oil Company | Method of enhanced oil recovery using low tension viscous waterflood |
| DE3918265A1 (de) | 1989-06-05 | 1991-01-03 | Henkel Kgaa | Verfahren zur herstellung von tensidgemischen auf ethersulfonatbasis und ihre verwendung |
| US5103909A (en) | 1991-02-19 | 1992-04-14 | Shell Oil Company | Profile control in enhanced oil recovery |
| US5199490A (en) | 1991-11-18 | 1993-04-06 | Texaco Inc. | Formation treating |
| US5634984A (en) | 1993-12-22 | 1997-06-03 | Union Oil Company Of California | Method for cleaning an oil-coated substrate |
| US5648585A (en) | 1993-12-29 | 1997-07-15 | Murray; Brendan Dermot | Process for isomerizing linear olefins to isoolefins |
| US5510306A (en) | 1993-12-29 | 1996-04-23 | Shell Oil Company | Process for isomerizing linear olefins to isoolefins |
| US5559263A (en) | 1994-11-16 | 1996-09-24 | Tiorco, Inc. | Aluminum citrate preparations and methods |
| BR9608496A (pt) | 1995-06-07 | 1999-09-14 | Shell Oil Co | Processo para o preparo de ferrierita |
| US6022834A (en) | 1996-05-24 | 2000-02-08 | Oil Chem Technologies, Inc. | Alkaline surfactant polymer flooding composition and process |
| US5849960A (en) | 1996-11-26 | 1998-12-15 | Shell Oil Company | Highly branched primary alcohol compositions, and biodegradable detergents made therefrom |
| US5780694A (en) | 1996-11-26 | 1998-07-14 | Shell Oil Company | Dimerized alcohol compositions and biodegradible surfactants made therefrom having cold water detergency |
| US6439308B1 (en) | 1998-04-06 | 2002-08-27 | Da Qing Petroleum Administration Bureau | Foam drive method |
| US6269881B1 (en) | 1998-12-22 | 2001-08-07 | Chevron U.S.A. Inc | Oil recovery method for waxy crude oil using alkylaryl sulfonate surfactants derived from alpha-olefins and the alpha-olefin compositions |
| US6150222A (en) | 1999-01-07 | 2000-11-21 | Advanced Micro Devices, Inc. | Method of making a high performance transistor with elevated spacer formation and self-aligned channel regions |
| US6427268B1 (en) | 2000-01-28 | 2002-08-06 | Dayle M. Davis | Unitary pillow sham |
| US6977236B2 (en) | 2002-06-14 | 2005-12-20 | Shell Oil Company | Preparation of a double metal cyanide catalyst |
| US7055602B2 (en) | 2003-03-11 | 2006-06-06 | Shell Oil Company | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery |
| MX2009006612A (es) | 2006-12-21 | 2009-06-30 | Shell Int Research | Metodo y composicion para recuperacion incrementada de hidrocarburos. |
| MX2010008648A (es) | 2008-02-07 | 2010-08-31 | Shell Int Research | Metodo y composicion para la recuperacion mejorada de hidrocarburos. |
| WO2009100228A1 (en) | 2008-02-07 | 2009-08-13 | Shell Oil Company | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery |
| MX2010008645A (es) | 2008-02-07 | 2010-08-31 | Shell Int Research | Metodo y composicion para la recuperacion mejorada de hidrocarburos. |
| EP2250232A1 (en) * | 2008-02-07 | 2010-11-17 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery |
| US7985718B2 (en) | 2008-04-21 | 2011-07-26 | Basf Se | Use of surfactant mixtures for tertiary mineral oil extraction |
| EP2738236B1 (en) * | 2010-04-16 | 2016-04-06 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Novel anionic polyalkoxy group comprising surfactants on basis of guerbet-alcohols and use in enhanced oil recovery (eor) applications |
-
2012
- 2012-04-19 WO PCT/EP2012/057148 patent/WO2012143433A1/en active Application Filing
- 2012-04-19 BR BR112013023954A patent/BR112013023954A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2012-04-19 EP EP12714716.3A patent/EP2702117A1/en not_active Withdrawn
- 2012-04-19 EA EA201391556A patent/EA029864B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-04-19 CN CN2012800188429A patent/CN103476901A/zh active Pending
- 2012-04-19 MX MX2013011104A patent/MX2013011104A/es unknown
- 2012-04-19 MY MYPI2013701557A patent/MY164613A/en unknown
- 2012-04-19 CA CA2833291A patent/CA2833291A1/en not_active Abandoned
- 2012-04-19 US US14/112,621 patent/US9441148B2/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2702117A1 (en) | 2014-03-05 |
| EA029864B1 (ru) | 2018-05-31 |
| US9441148B2 (en) | 2016-09-13 |
| WO2012143433A8 (en) | 2013-11-14 |
| BR112013023954A2 (pt) | 2016-12-13 |
| US20140110305A1 (en) | 2014-04-24 |
| CA2833291A1 (en) | 2012-10-26 |
| CN103476901A (zh) | 2013-12-25 |
| WO2012143433A1 (en) | 2012-10-26 |
| MY164613A (en) | 2018-01-30 |
| EA201391556A1 (ru) | 2014-02-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9441148B2 (en) | Method and composition for enhanced hydrocarbon recovery | |
| CA2714406C (en) | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery | |
| US9732267B2 (en) | Composition for enhanced hydrocarbon recovery from a formation | |
| EP2751219B1 (en) | Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery | |
| CA2788840C (en) | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery | |
| US20160215200A1 (en) | Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery | |
| EP3162872A1 (en) | Internal olefin sulfonate composition and use thereof in enhanced oil recovery | |
| US20160177172A1 (en) | Use of alkoxylated alcohol anionic surfactant in enhanced oil recovery | |
| US20140005082A1 (en) | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery from a formation containing a crude oil | |
| US10030194B2 (en) | Method for enhanced hydrocarbon recovery | |
| EP3000862A1 (en) | Surfactant composition and use thereof in enhanced oil recovery | |
| US20160230079A1 (en) | Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery | |
| WO2018048400A1 (en) | A composition, method of preparation and use thereof | |
| US20160168448A1 (en) | Enhanced oil recovery by surfactants in wide salinity range |