MX2014007146A - Composiciones de cosolventes ligeros. - Google Patents
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Abstract
La presente se proporciona, entre otras cosas, composiciones acuosas no tensioactivas y métodos que tienen se pueden aplicar en el campo de recuperación de petróleo mejorado. En particular, las composiciones no tensioactivas incluyendo cosolventes ligeros y un agente alcalino presentados en la presente se pueden usar, entre otras cosas, para la recuperación de una amplia gama de composiciones de petróleo crudo de depósitos desafiantes.
Description
COMPOSICIONES DE COSOLVENTES LIGEROS
REFERENCIA CRUZADA A SOLICITUDES RELACIONADAS
La presente solicitud reivindica el beneficio a la Solicitud Provisional estadounidense N° 61/570,259, presentada el 13 de diciembre de 2011, que se incorpora a la presente en su totalidad mediante esta referencia y para todos los efectos.
ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN
La recuperación mejorada de petróleo (abreviada EOR) se refiere a téenicas para aumentar la cantidad de petróleo no refinado o petróleo crudo que se puede extraer de un depósito de petróleo (por ejemplo, un yacimiento de petróleo). Usando EOR, típicamente se puede extraer 40-60% del petróleo original del depósito en comparación con solamente el 20-40% si se usa una recuperación primaria y secundaria (por ejemplo, por inyección de agua o inyección de gas natural). También se puede hacer referencia a la recuperación mejorada de petróleo como una recuperación aumentada de petróleo o recuperación terciaria (en contraposición a la recuperación primaria y secundaria). La recuperación mejorada de petróleo se puede lograr por una variedad de métodos que incluyen inyección de gas miscible (que incluye inyección de dióxido de carbono), inyección química (que incluye inyección de polímeros, inyección de alcalinos e inyección de tensioactivos), inyección microbiana, o recuperación térmica (que incluye vapor cíclico, inyección de vapor, e inyección de fuego). La inyección de varios químicos, normalmente como soluciones acuosas diluidas, se ha usado para
mejorar la recuperación de petróleo. La inyección de soluciones alcalinas o cáusticas en depósitos con petróleo que tienen ácidos orgánicos o precursores ácidos de origen natural en el petróleo dará como resultado la producción de jabón (es decir, jabón generado in situ) que puede reducir la tensión interfacial· suficiente para aumentar la producción. La inyección de una solución diluida de un polímero soluble en agua para aumentar la viscosidad del agua inyectada puede aumentar la cantidad de petróleo recuperado en algunas formaciones. Las soluciones diluidas de tensioactivos tales como sulfonatos de petróleo se pueden inyectar para reducir la tensión interfacial o presión capilar que impide que las gotas de petróleo se muevan a través de un depósito. Las formulaciones especiales de microemulsiones de petróleo, agua y tensioactivo también han resultado útiles. La aplicación de estos métodos se ve limitada normalmente por el costo de los químicos y su adsorción y pérdida en la roca de la formación que contiene petróleo.
Parte del petróleo no refinado contiene ácidos carboxílicos que tienen, por ejemplo, cadenas de alquilo Cu a C20, que incluyen mezclas de ácido nafténico. La recuperación de dichos petróleos "reactivos" se puede realizar usando álcali (por ejemplo, NaOH o Na2CC>3) en una composición tensioactiva. El álcali reacciona con el ácido en el petróleo reactivo para formar jabón in situ. Estos jabones generados in situ sirven como una fuente adicional de tensioactivos que permiten el uso de un nivel mucho menor de tensioactivos agregados inicialmente para efectuar la recuperación mejorada de petróleo (EOR). Sin embargo, cuando el suministro de agua disponible es fuerte, el álcali agregado ocasiona la precipitación de cationes, tales
como Ca+2 o Mg+2. Para evitar dicha precipitación puede ser necesario un quelante costoso tal como EDTA en la composición tensioactiva. De manera alternativa, se pueden usar procesos costosos de ablandamiento de agua.
Por lo tanto, existe una necesidad en la téenica de métodos rentables para la recuperación mejorada de petróleo usando inyección química. Se proporcionan en la presente métodos y composiciones dirigidos a estas y otras necesidades en la técnica.
COMPENDIO DE LA INVENCIÓN
Las composiciones que se proporcionan en la presente incluyen un cosolvente ligero, un agente alcalino y un polímero soluble en agua y son particularmente útiles para la recuperación de petróleo en una amplia gama de condiciones de depósito (por ejemplo, temperaturas altas a bajas, salinidad alta a baja, petróleos altamente viscosos). En comparación con las composiciones tensioactivas existentes usadas en la técnica, las composiciones acuosas no tensioactivas de acuerdo con las modalidades proporcionadas en la presente son altamente versátiles y rentables.
En un primer aspecto, la presente invención proporciona una composición acuosa no tensioactiva que incluye un cosolvente ligero, un polímero soluble en agua y un agente alcalino.
En otro aspecto, se proporciona una composición de emulsión que incluye una fase de petróleo no refinado y una fase acuosa no tensioactiva. La fase acuosa no tensioactiva incluye un cosolvente ligero y un agente alcalino.
[0001] En otro aspecto, se proporciona un método para desplazar un material de petróleo activo no refinado en contacto con un material sólido. El método incluye poner en contacto un material de petróleo activo no refinado con una composición acuosa no tensioactiva, donde el material de petróleo activo no refinado está en contacto con un material sólido. El material de petróleo activo no refinado se deja que se separe del material sólido desplazando asi el material de petróleo no refinado en contacto con el material sólido.
En otro aspecto, se proporciona un método para convertir un ácido de petróleo activo no refinado en un tensioactivo. El método incluye poner en contacto un material de petróleo activo no refinado con la composición acuosa no tensioactiva, formando asi una emulsión en contacto con el material de petróleo activo no refinado. Un ácido de petróleo activo no refinado dentro del material de petróleo activo no refinado se deja ingresar en la emulsión, convirtiendo asi el ácido de petróleo activo no refinado en un tensioactivo.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS
FIG. 1. Gráfica de actividad de comportamiento de fases (1,5% de n-butil-5EO) con Petróleo #1 a 38 °C.
FIG. 2. Gráfica de actividad de comportamiento de fases (1% de sec-butanol) con Petróleo #2 a 65 °C.
FIG. 3. (D) y 3 (B) Gráfica de actividad de comportamiento de fases (1% de iso-butil-lEO) con Petróleo #2 a 85 °C. (B) Gráfica de actividad de comportamiento de fases (1% de iso-butil-lEO) con Petróleo #2 a 65 °C.
FIG. 4. Gráfica de actividad de comportamiento de fases (1% de iso-butil-IEO) con Petróleo #2 a 85 °C.
FIG 5 Gráfica de actividad de comportamiento de fases (1% de TEGBE) con Petróleo #3 a 55 °C.
FIG. 6 (A) Y 6 (B) Gráfica de perfil de recuperación de petróleo y (B) calda de presión para inyección de núcleo de Petróleo 1. FIG. 7 (A) Y 7 (B) Gráfica de perfil de recuperación de petróleo y (B) caída de presión para inyección de núcleo de Petróleo 2. FIG. 8 (A) Y 8 (B) Gráfica de perfil de recuperación de petróleo y (B) caída de presión para inyección de núcleo de Petróleo 3. FIG. 9 (A) Y 9 (B) Gráfica de perfil de recuperación de petróleo y (B) caída de presión para inyección de núcleo de Petróleo 4. FIG. 10 (A) Y 10 (B) Gráfica de perfil de recuperación de petróleo y (B) caída de presión para inyección de núcleo de Petróleo 5.
FIG. 11 (A) Y 11 (B) Gráfica de perfil de recuperación de petróleo y (B) caída de presión para inyección de núcleo de Petróleo 6.
DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN
Definiciones
Las abreviaturas utilizadas en la presente tienen su significado convencional dentro de la téenica química y biológica.
Cuando los grupos sustituyentes están especificados por sus fórmulas químicas convencionales, escritas de izquierda a derecha, estos abarcan de forma equitativa a los sustituyentes químicamente idénticos que resultarían de escribir la
estructura de derecha a izquierda, por ejemplo, -CH2O- es equivalente a -OCH2-.
El término "alquilo", por si mismo o como parte de otro sustituyente, significa a menos que se especifique de otra forma, una cadena lineal (es decir, no ramificada) o ramificada, que puede estar completamente saturada, mono o poliinsaturada y puede incluir radicales divalentes y multivalentes, teniendo el número de átomos de carbono designados (es decir, C1-C10 significa uno a diez carbonos). Los ejemplos de radicales de hidrocarburo saturado incluyen, de modo no taxativo, grupos tales como metilo, etilo, n-propilo, isopropilo, n-butilo, t-butilo, isobutilo, sec-butilo, homólogos e isómeros de, por ejemplo, n-pentilo, n-hexilo, n-heptilo, n-octilo, y similares. Un grupo alquilo insaturado es uno que tiene uno o más enlaces dobles o enlaces triples. Los ejemplos de grupos alquilo no saturados incluyen, de modo no taxativo, vinilo, 2-propenilo, crotilo, 2-isopentenilo, 2-(butadienilo), 2,4-pentadienilo, 3—(1,4— pentadienilo), etinilo, 1- y 3-propinilo, 3-butinilo y los homólogos e isómeros superiores. Los grupos alquilo que se limitan a grupos hidrocarburo se denominan "homoalquilo". Un alcoxi es un alquilo unido al resto de la molécula mediante un enlazador de oxigeno (-O-).
El término "alquileno," por si mismo o como parte de otro sustituyente significa, un radical divalente derivado de un alquilo, como se ejemplifica, de modo no taxativo, por CH2CH2CH2CH2. Típicamente, un grupo alquilo (o alquileno) tendrá entre 1 y 24 átomos de carbono, y se prefieren esos grupos que tienen 10 o menos átomos de carbono en la presente invención.
Un "alquilo inferior" o "alquileno inferior" es un grupo alquilo o alquileno de cadena más corta, que tiene generalmente ocho o menos átomos de carbono.
El término "heteroalquilo, " por si mismo o en combinación con otro término, se refiere, salvo que se especifique lo contrario, una cadena recta o ramificada estable o combinaciones de esta, que consiste en al menos un átomo de carbono y al menos un heteroátomo que se selecciona del grupo que consiste en 0, N, P, Si y S. El/Los heteroátomo/s 0, N, P y S y Si se pueden colocar en cualquier posición interior del grupo heteroalquilo o en la posición en la que el grupo alquilo está unido al resto de la molécula. Ejemplos incluyen, de modo no taxativo, -CH2-CH2-O-CH3, -CH2-CH2-NH-CH3, -CH2-CH2-N(CH3)-CH3, -CH2-S-CH2-CH3, -CH2-CH2,-S(0)-CH3, -CH2-CH2-S(0)2-CH3, -CH=CH-0-CH3, -Si(CH3)3, -CH2-CH=N-OCH3, -CH=CH-N (CH3)-CH3, O-CH3, -0-CH2-CH3 y -CN. Hasta dos heteroátomos pueden ser consecutivos, tales como, por ejemplo, -CH2-NH-OCH3. De manera similar, el término "heteroalquileno" por si mismo o como parte de otro sustituyente se refiere a un radical divalente derivado de heteroalquilo, tal como se ejemplifica, de modo no taxativo por, -CH2-CH2-S-CH2-CH2- y -CH2-S-CH2-CH2-NH-CH2-. Para los grupos heteroalquileno, los heteroátomos también pueden ocupar cualquiera o ambos extremos de la cadena (por ejemplo, alquilenoxi, alquilenodioxi, alquilenoamino, alquilenodiamino y similares). Aún adicionalmente, para los grupos enlazadores de alquileno y heteroalquileno, ninguna orientación del grupo enlazador se ve implicada por la dirección en que se escribe la fórmula del grupo enlazador. Por ejemplo, la fórmula -C(O)2R'- representa tanto -C(O)2R'- como -R'C(0)2-.
Los términos "cicloalquilo" y " "hheetteerroocciiccllooaallqquuiilloo,, "" por si mismos o en combinación con otros términos, representan, a menos que se especifique de otra manera, versiones cíclicas de "alquilo" y "heteroalquilo", respectivamente. De manera adicional, para heterocicloalquilo, un heteroátomo puede ocupar la posición en la que el heterociclo está unido al resto de la molécula. Ejemplos de cicloalquilo incluyen, de modo no taxativo, ciclopropilo, ciclobutilo, ciclopentilo, ciclohexilo, 1-ciclohexenilo, 3-ciclohexenilo, cicloheptilo y similares. Ejemplos de heterocicloalquilo incluyen, de modo no taxativo, 1-(1,2,5,6-tetrahidropiridilo), 1-piperidinilo, 2-piperidinilo, 3-piperidinilo, 4-morfolinilo, 3-morfolinilo, tetrahidrofuran-2-ilo, tetrahidrofuran-3-ilo, tetrahidrotien-2-ilo, tetrahidrotien-3-ilo, 1-piperazinilo, 2-piperazinilo y similares. Un "cicloalquileno" y un "heterocicloalquileno", solos o como parte de otro sustituyente, significa un radical divalente derivado de un cicloalquilo y heterocicloalquilo, respectivamente.
El término "arilo" significa, a menos que se especifique lo contrario, un sustituyente hidrocarburo poliinsaturado y aromático, que puede ser un solo anillo o múltiples anillos (preferentemente de 1 a 3 anillos) que están fusionados juntos (es decir, un anillo de arilo fusionado) o unidos de forma covalente. Un anillo de arilo fusionado se refiere a múltiples anillos fusionados entre sí donde al menos uno de los anillos fusionados es un anillo de arilo. El término "heteroarilo" se refiere a grupos (o anillos) arilo que contienen al menos un heteroátomo (por ejemplo, N, O o S), donde los átomos de nitrógeno y azufre están opcionalmente oxidados y el o los átomos de nitrógeno están opcionalmente cuaternizados. Por lo
tanto, el término "heteroarilo" incluye grupos heteroarilo con anillos fusionados (es decir, múltiples anillos fusionados entre si donde al menos uno de los anillos fusionados es un anillo heteroaromático). Un heteroarileno de 5-6 anillos fusionados se refiere a dos anillos fusionados entre si, donde un anillo tiene 5 miembros y el otro anillo tiene 6 miembros, y donde al menos un anillo es un anillo heteroarilo. De manera similar, un heteroarileno de 6-6 anillos fusionados se refiere a dos anillos fusionados entre si, donde un anillo tiene 6 miembros y el otro anillo tiene 6 miembros, y donde al menos un anillo es un anillo heteroarilo. Y un heteroarileno de 6-5 anillos fusionados se refiere a dos anillos fusionados entre si, donde un anillo tiene 6 miembros y el otro anillo tiene 5 miembros, y donde al menos un anillo es un anillo heteroarilo. Un grupo heteroarilo se puede unir al resto de la molécula mediante un carbono o un heteroátomo. Ejemplos no taxativos de grupos arilo y heteroarilo incluyen fenilo, 1-naftilo, 2-naftilo, 4-bifenilo, 1-pirrolilo, 2-pirrolilo, 3-pirrolilo, 3-pirazolilo, 2-imidazolilo, 4-imidazolilo, pirazinilo,
2-oxazolilo, 4-oxazolilo, 2-fenilo-4-oxazolilo, 5-oxazolilo,
3-isoxazolilo, 4-isoxazolilo, 5-isoxazolilo, 2-tiazolilo,
4-tiazolilo, 5-tiazolilo, 2-furilo, 3-furilo, 2-tienilo, 3-tienilo, 2-piridilo, 3-piridilo, 4-piridilo, 2-pirimidilo, 4-pirimidilo, 5-benzotiazolilo, purinilo, 2-bencimidazolilo, 5-indolilo, 1-isoguinolilo, 5-isoquinolilo, 2-quinoxalinilo, 5-quinoxalinilo, 3-quinolilo y 6-quinolilo. Los sustituyentes para cada uno de los sistemas de arilo y heteroarilo mencionados anteriormente se seleccionan del grupo de sustituyentes aceptables descritos a continuación. Un "arileno" y un "heteroarileno", solos o como parte de otro
sustituyente, se refiere a un radical divalente derivado de un arilo y heteroarilo, respectivamente.
El término "oxo," tal como se utiliza en la presente, significa un oxigeno que está doblemente enlazado a un átomo de carbono. Cada grupo R, tal como se proporciona en las fórmulas proporcionadas en la presente, puede aparecer más de una vez. Cuando un grupo R aparece más de una vez, cada grupo R puede ser opcionalmente diferente.
El término "poner en contacto" tal como se usa en la presente, se refiere a materiales o compuestos que están lo suficientemente próximos para reaccionar o interactuar. Por ejemplo, en los métodos que ponen en contacto una formación y/o un pozo de sondeo que presenta un material hidrocarburo, el término "poner en contacto" incluye colocar una composición acuosa (por ejemplo, químico, tensioactivo o polímero) dentro de una formación que presenta un material hidrocarburo usando cualquier forma adecuada conocida en la téenica (por ejemplo, bombeo, inyección, vertido, liberación, desplazamiento, colocación o circulación del químico en un pozo, pozo de sondeo o hidrocarburo que presenta formación).
Los términos "petróleo no refinado" y "petróleo crudo" se usan indistintamente de acuerdo con el uso corriente de esos términos. "Petróleo no refinado" y "petróleo crudo" se pueden encontrar en una variedad de depósitos de petróleo (también denominado en la presente "depósito", "reservorio de campo de petróleo", "reservorio" y similares) y en una variedad de formas que incluyen materiales oleaginosos, esquistos bituminosos (es decir, roca sedimentaria de grano fino y altamente orgánico), arenas de alquitrán, reservorios de
petróleo ligero, reservorios de petróleo pesados, y similares. "Petróleos crudos" o "petróleos no refinados" se refieren generalmente a una mezcla de hidrocarburos de origen natural gue se pueden refinar en gasoil, gasolina, gasoil de calefacción, combustible pesado, queroseno, y otros productos denominados combustibles o petroquimicos. Los petróleos crudos o petróleos no refinados se nombran de acuerdo con su contenido y origen, y se clasifican de acuerdo con su peso por unidad (gravedad especifica). Los crudos más pesados generalmente proporcionan más calor tras ser quemados, pero tienen menor gravedad tal como lo define American Petroleum Institute (API) y el precio en el mercado en comparación con petróleos crudos ligeros (o dulces). El petróleo crudo también se puede caracterizar por su número de carbonos de alcano equivalente (EACN).
Los petróleos crudos varían ampliamente en apariencia y viscosidad de campo a campo. Varían en color, olor, y en las propiedades que contienen. Mientras todos los petróleos crudos son mayoritariamente hidrocarburos, las diferencias en las propiedades, especialmente la variación de estructura molecular, determinan si un petróleo crudo es más o menos fácil de producir, transportar por oleoducto y refinar. Las variaciones hasta pueden influir en su idoneidad para determinados productos y la calidad de esos productos. Los petróleos crudos se clasifican aproximadamente en tres grupos según la naturaleza de los hidrocarburos que contienen, (i) Petróleos crudos a base de parafina contienen parafinas de mayor peso molecular, que son sólidas a temperatura ambiente, pero tienen muy poca o ninguna materia asfáltica (bituminosa). Pueden producir petróleos lubricantes de alta calidad, (ii)
Petróleos crudos a base de asfalteno contienen grandes proporciones de materia asfáltica, y poco o nada de parafina. Algunos son predominantemente naftenos y por lo tanto proporcionan petróleos lubricantes que son sensibles a cambios de temperatura que los crudos a base de parafina. (iii) Petróleos crudos de base mixta contienen parafina y naftenos, asi como hidrocarburos aromáticos. La mayoría de los petróleos crudos entra en esta categoría.
Petróleo crudo "reactivo" se refiere en la presente a petróleo crudo que contiene componentes de ácido orgánico natural (también referidos en la presente como ácido de petróleo no refinado) o sus precursores tales como ésteres o lactonas. Estos petróleos crudos reactivos pueden generar jabones (carboxilatos) cuando se hacen reaccionar con álcali. Otros términos usados indistintamente con petróleo crudo a lo largo de esta descripción son material de hidrocarburo o material de petróleo activo. "Banco de petróleo" o "corte de petróleo" tal como se refiere en la presente, es el petróleo crudo que no contiene los químicos inyectados y se empuja por el fluido inyectado durante un proceso mejorado de recuperación de petróleo.
"Ácidos de petróleo no refinado" tal como se refiere en la presente, son los ácidos carboxílicos contenidos en el material de petróleo activo (petróleo crudo reactivo). Los ácidos de petróleo no refinado contienen cadenas de alquilo Cu a C20, que incluyen mezclas de ácido nafténico. La recuperación de dichos petróleos "reactivos" se puede realizar usando álcali (por ejemplo, NaOH o Na2C03) en una composición no tensioactiva. El álcali reacciona con el ácido en el petróleo reactivo para formar jabón in situ. Estos jabones generados in situ sirven
como fuente de tensioactivos que permiten la recuperación eficaz de petróleo del depósito.
El término "polímero" se refiere a una molécula que tiene una estructura que incluye esencialmente múltiples repeticiones de unidades derivadas, real o conceptualmente, de moléculas de baja masa molecular relativa. En una modalidad, el polímero es un oligómero.
El término "unido" se refiere a que tiene al menos una de unión covalente, unión de hidrógeno, unión iónica, interacciones de Van Der Waals, interacciones pi, fuerzas de London o interacciones electroestáticas.
El término "productividad" cuando se aplica a un pozo de petróleo se refiere a la capacidad de un pozo de producir hidrocarburos (por ejemplo, petróleo no refinado); esto es, la relación entre la velocidad de flujo de hidrocarburo y la caída de presión, donde la caída de presión es la diferencia entre la presión de depósito promedio y la presión de flujo del fondo del pozo (es decir, flujo por unidad de fuerza conductora).
El término "solubilidad" o "solubilización" en general se refiere a la propiedad de un soluto, que puede ser un sólido, líquido o gas, para disolverse en un solvente sólido, líquido o gaseoso formando así una solución homogénea del soluto en el solvente. La solubilidad ocurre bajo equilibrio dinámico, lo que significa que la solubilidad resulta de procesos simultáneos y opuestos de disolución y enlace de fases (por ejemplo, precipitación de sólidos). El equilibrio de solubilidad ocurre cuando los dos procesos proceden a una velocidad constante. La solubilidad de un soluto dado en un solvente dado depende típicamente de la temperatura. Para muchos sólidos disueltos en agua líquida, la solubilidad
aumenta con la temperatura. En agua liquida a altas temperaturas, la solubilidad de solutos iónicos tiende a disminuir debido al cambio en las propiedades y estructura del agua liquida. Más particularmente, la solubilidad y solubilización tal como se refiere en la presente es la propiedad del petróleo de disolverse en agua y viceversa. "Viscosidad" se refiere a una resistencia interna del fluido de fluir o deformarse por tensión de cizalla o de tracción. En otras palabras, la viscosidad se puede definir como espesor o fricción interna de un liquido. Por lo tanto, el agua es "fina", con una viscosidad menor, mientras que el petróleo es "espeso", con una viscosidad mayor. Más generalmente, cuanto menos viscoso es el fluido, mayor es su facilidad de fluidez.
El término "salinidad" tal como se usa en la presente, se refiere a la concentración de sal disuelta en una fase acuosa. Ejemplos para dichas sales son, de modo no taxativo, cloruro de sodio, bicarbonatos y sulfatos de magnesio y calcio. Más particularmente, el término salinidad con relación a la presente invención se refiere a la concentración de sales en soluciones de salmuera y tensioactivos.
Un "cosolvente ligero" se refiere a un compuesto que tiene la capacidad de aumentar la solubilidad de un soluto en presencia de un ácido de petróleo no refinado. Los cosolventes ligeros no son tensioactivos. Los cosolventes ligeros tienen una parte hidrofóbica que tiene no más de 6 carbonos unidos, una parte hidrofilica (por ejemplo, un alcohol o carboxilato) y opcionalmente una parte alcoxi. Los cosolventes ligeros tal como se proporcionan en la presente incluyen alcoholes ligeros, alcoxi alcoholes ligeros y alcoxi carboxilatos ligeros. Ejemplos de un cosolvente ligero incluyen, de modo no taxativo,
alcoholes C1-C6, alcoxi alcoholes C1-C6, dioles C1-C6, dioles alcoxi Ci-C6, alcoxi carboxilatos C1-C6, y alcoxi di-carboxilatos C1-C6.
Un "agente alcalino" se usa de acuerdo con su significado convencional e incluye sales básicas e iónicas de metales alcalinos o metales alcalinotérreos. Los agentes alcalinos tal como se proporciona en la presente son típicamente capaces de reaccionar con un ácido de petróleo no refinado (por ejemplo, el ácido en petróleo crudo (petróleo reactivo) para formar jabón (una sal tensioactiva de un ácido graso) in situ. Estos jabones generados in situ sirven como fuente de tensioactivos provocando una reducción en la tensión interfacial de la emulsión de petróleo en agua, reduciendo así la viscosidad de la emulsión. Ejemplos de agentes alcalinos útiles para la invención proporcionada incluyen, de modo no taxativo, hidróxido de sodio, carbonato de sodio, silicato de sodio, metaborato de sodio, y sal tetrasodio EDTA.
Una "microemulsión" tal como se refiere en la presente es una mezcla termodinámicamente estable de petróleo, agua, cosolvente ligero y agente alcalino que también puede incluir componentes adicionales tales como polímeros (por ejemplo, polímeros solubles en agua) y una sal. En contraste, una "macroemulsión" tal como se refiere en la presente es una mezcla termodinámicamente inestable de petróleo y agua que también puede incluir componentes adicionales.
Composiciones
Mientras la fabricación y el uso de varias modalidades de la presente invención se describen detalladamente a continuación, se apreciará que la presente invención proporciona muchos
conceptos inventivos aplicables que pueden estar comprendidos en una amplia variedad de contextos específicos. Las modalidades específicas descritas en la presente son meramente ilustrativas de formas específicas para fabricar y usar la invención y no limitan el alcance de la invención.
En la presente se proporcionan, entre otros, composiciones y métodos acuosos no tensioactivos para su uso para una variedad de aplicaciones que incluyen la recuperación mejorada de petróleo. Las composiciones acuosas no tensioactivas proporcionadas en la presente se pueden usar con amplias concentraciones de petróleo y a una amplia gama de salinidades, que incluyen altas salinidades tales como salmuera dura. Las composiciones acuosas no tensioactivas de acuerdo con las modalidades proporcionadas en la presente fomentan además la formación de emulsiones y reducen la viscosidad (viscosidad interfacial así como viscosidad aparente) de dichas emulsiones lo que da como resultado altas eficacias de recuperación de petróleo. Para la recuperación de petróleos pesados (por ejemplo, petróleos con menos de 20° de gravedad API o una viscosidad mayor que 400 mPa) generalmente se necesitan altas temperaturas para reducir la viscosidad del petróleo crudo.
En un primer aspecto, la presente invención proporciona una composición acuosa no tensioactiva que incluye un cosolvente, un polímero soluble en agua y un agente alcalino. Una composición acuosa no tensioactiva tal como se proporciona en la presente se refiere a una composición que no incluye un agente tensioactivo que tiene una cadena alquilo con más de seis carbonos. Las composiciones acuosas no tensioactivas proporcionadas en la presente no incluyen grandes carboxilatos de alcoxi hidrofóbicos donde la parte hidrofóbica tiene al
menos 8 y hasta 150 carbonos unidos, una parte hidrofílica (por ejemplo, un carboxilato) y la parte alcoxi incluye hasta 210 grupos alcoxi unidos, tal como se describe en la solicitud internacional que tiene el número de solicitud internacional PCT/US2011/049617.
Las composiciones acuosas no tensioactivas proporcionadas en la presente pueden incluir más de un cosolvente ligero. Por lo tanto, en una modalidad, la composición acuosa no tensioactiva incluye una pluralidad de diferentes cosolventes ligeros. Cuando la composición acuosa no tensioactiva incluye una pluralidad de diferentes cosolventes ligeros, los diferentes cosolventes ligeros se pueden distinguir por sus propiedades químicas (estructurales). Por ejemplo, la composición acuosa no tensioactiva puede incluir un primer cosolvente ligero, un segundo cosolvente ligero y un tercer cosolvente ligero, donde el primer cosolvente es químicamente diferente al segundo y al tercer cosolvente ligero, y el segundo cosolvente ligero es químicamente diferente al tercer cosolvente. En una modalidad, la pluralidad de diferentes cosolventes ligeros incluye al menos dos alcoholes ligeros diferentes (por ejemplo, un alcohol C1-C6 y un alcohol C1-C4). En una modalidad, la composición acuosa no tensioactiva incluye un alcohol C1-C6 y un alcohol C1-C4. En otras modalidades, la pluralidad de diferentes cosolventes ligeros incluye al menos dos alcoxi alcoholes diferentes (por ejemplo, un alcoxi alcohol C1-C6 y un alcoxi alcohol C1-C4). En otras modalidades, la composición acuosa no tensioactiva incluye un alcoxi alcohol C1-C6 y un alcoxi alcohol C1-C4. En una modalidad, la pluralidad de diferentes cosolventes ligeros incluye al menos dos alcoxi carboxilatos diferentes (por ejemplo, un alcoxi carboxilato C1-C6 y un alcoxi
carboxilato C1-C4). En otras modalidades, la composición acuosa no tensioactiva incluye un alcoxi carboxilato C1-C6 y un alcoxi carboxilato C1-C4. En una modalidad, la pluralidad de diferentes cosolventes ligeros incluye al menos dos cosolventes ligeros seleccionados del grupo que consiste en alcoholes ligeros, alcoxi alcoholes y alcoxi carboxilatos. Por ejemplo, la pluralidad de diferentes cosolventes ligeros puede incluir un alcohol ligero y un alcoxi alcohol, un alcohol ligero y un alcoxi carboxilato, o un alcohol ligero, un alcoxi alcohol y un alcoxi carboxilato.
En una modalidad, el cosolvente ligero tiene la fórmula
En la fórmula (I), R1A es alguileno
Ci-C6 insustituido, fenileno insustituido, ciclohexileno insustituido, ciclopentileno insustituido o ciclopentileno sustituido con metilo. R2A es independientemente hidrógeno, metilo o etilo. R3A es independientemente hidrógeno o
. R4A es independientemente hidrógeno, metilo o etilo. El símbolo n es un entero de 0 a 30 y m es un entero de 0 a 30. En una modalidad, n es un entero de 0 a 25. En una modalidad, n es un entero de 0 a 20. En una modalidad, n es un entero de 0 a 15. En una modalidad, n es un entero de 0 a 10. En una modalidad, n es un entero de 0 a 5. En una modalidad, n es 1. En otras modalidades, n es 3. En una modalidad, n es 5. En una modalidad, m es un entero de 0 a 25. En una modalidad, m es un entero de 0 a 20. En una modalidad, m es un entero de
0 a 15. En una modalidad, m es un entero de 0 a 10. En una modalidad, m es un entero de 0 a 5. En una modalidad, m es 1. En otras modalidades, m es 3. En una modalidad, m es 5. En la fórmula (I) cada uno de R2A y R4A puede aparecer más de una vez y puede ser opcionalmente diferente. Por ejemplo, en una modalidad donde n es 2, R2A aparece dos veces y puede ser opcionalmente diferente. En otras modalidades donde m es 3, R4A aparece tres veces y puede ser opcionalmente diferente.
En otras modalidades, el cosolvente ligero tiene la fórmula
(II). En la fórmula (II), R1B es alquileno C1-C6 insustituido, fenileno insustituido, ciclohexileno insustituido, ciclopentileno insustituido o ciclopentileno sustituido con metilo. R2B es independientemente hidrógeno, metilo o etilo. R3B es independientemente hidrógeno o metilo. El símbolo q es un entero de 0 a 30 y r es 1 o 2. En una modalidad, q es un entero de 0 a 25. En una modalidad, q es un entero de 0 a 20. En una modalidad, q es un entero de 0 a 15. En una modalidad, q es un entero de 0 a 10. En una modalidad, q es un entero de 0 a 5. En una modalidad, q es 1. En otras modalidades, q es 3. En una modalidad, q es 5. R4B es
independientemente hidrógeno o
R5B es independientemente hidrógeno, metilo o etilo, R6B es independientemente hidrógeno o metilo. El símbolo s es un entero de 0 a 30 y t es 1 o 2. En una modalidad, s es un entero de 0 a 25. En una modalidad, s es un entero de 0 a 20. En una
modalidad, s es un entero de 0 a 15. En una modalidad, s es un entero de 0 a 10. En una modalidad, s es un entero de 0 a 5. En una modalidad, s es 1. En otras modalidades, s es 3. En una modalidad, s es 5. En la fórmula (II) cada uno de R2B, R3B, R5B, y R6B puede aparecer más de una vez y puede ser opcionalmente diferente. Por ejemplo, en una modalidad donde q es 2, R2B aparece dos veces y puede ser opcionalmente diferente. En otras modalidades donde s es 3, R5B aparece tres veces y puede ser opcionalmente diferente. En una modalidad donde r es 2, R3B aparece tres veces y puede ser opcionalmente diferente.
R1A puede ser alquileno insustituido lineal o ramificado. En una modalidad, R1A de la fórmula (I) es alquileno C1-C6 insustituido lineal. En una modalidad, R1A de la fórmula (I) es alquileno C1-C6 insustituido ramificado. En otras modalidades, R1A de la fórmula (I) es alquileno C2-C6 insustituido lineal. En otras modalidades, R1A de la fórmula (I) es alquileno C2-C6 insustituido ramificado. En otras modalidades, R1A de la fórmula (I) es alquileno C3-C6 insustituido lineal. En otras modalidades, R1A de la fórmula (I) es alquileno C3-C6 insustituido ramificado. En otras modalidades, R1A de la fórmula (I) es alquileno C4-C6 insustituido lineal. En otras modalidades, R1A de la fórmula (I) es alquileno C4-C6 insustituido ramificado. En otras modalidades, R1A de la fórmula (I) es alquileno C4 insustituido lineal. En otras modalidades, R1A de la fórmula (I) es alquileno C4 insustituido ramificado. R1B puede ser alquileno insustituido lineal o ramificado. En una modalidad, R1B de la fórmula (II) es alquileno C1-C6 insustituido lineal. En una modalidad, R1B de la fórmula (II) es alquileno C1-C6 insustituido ramificado. En otras modalidades, R1B de la fórmula (II) es alquileno C2-C6
insustituido lineal. En otras modalidades, R1B de la fórmula (II) es alquileno C2-C6 insustituido ramificado. En otras modalidades, R1B de la fórmula (II) es alquileno C3-C6 insustituido lineal. En otras modalidades, R1B de la fórmula (II) es alquileno C3-C6 insustituido ramificado. En otras modalidades, R1B de la fórmula (II) es alquileno C4-C6 insustituido lineal. En otras modalidades, R1B de la fórmula (II) es alquileno C4-C6 insustituido ramificado. En otras modalidades, R1B de la fórmula (II) es alquileno C4 insustituido lineal. En otras modalidades, R1B de la fórmula (II) es alquileno C4 insustituido ramificado.
En una modalidad, donde R1A es alquileno insustituido lineal o ramificado (por ejemplo, alquileno C1-C6 insustituido ramificado), el alquileno es un alquileno saturado (por ejemplo, un alquileno saturado insustituido lineal o ramificado o alquileno C1-C6 saturado insustituido ramificado). Un "alquileno saturado", tal como se usa en la presente, se refiere a un alquileno que consiste solo en átomos de hidrógeno y carbono que se unen exclusivamente mediante enlaces simples. Por lo tanto, en una modalidad, R1A es un alquileno saturado insustituido lineal o ramificado. En una modalidad, R1A de la fórmula (I) es alquileno C1-C6 saturado insustituido lineal. En una modalidad, R1A de la fórmula (I) es alquileno C1-C6 saturado insustituido ramificado. En otras modalidades, R1A de la fórmula (I) es alquileno C2-C6 saturado insustituido lineal. En otras modalidades, R1A de la fórmula (I) es alquileno C2-C6 saturado insustituido ramificado. En otras modalidades, R1A de la fórmula (I) es alquileno C3-C6 saturado insustituido lineal. En otras modalidades, R1A de la fórmula (I) es alquileno C3-C6 saturado insustituido ramificado. En otras modalidades, R1A de la fórmula
(I) es alquileno C4-C6 insustituido lineal. En otras modalidades, R1A de la fórmula (I) es alquileno C4-C6 saturado insustituido ramificado. En otras modalidades, R1A de la fórmula
(I) es alquileno C4 saturado insustituido lineal. En otras modalidades, R1A de la fórmula (I) es alquileno C4 saturado insustituido ramificado.
En una modalidad, donde R1B es alquileno insustituido lineal o ramificado (por ejemplo, alquileno C1-C6 insustituido ramificado), el alquileno es un alquileno saturado (por ejemplo, un alquileno saturado insustituido lineal o ramificado o alquileno C1-C6 saturado insustituido ramificado). Un "alquileno saturado", tal como se usa en la presente, se refiere a un alquileno que consiste solo en átomos de hidrógeno y carbono que se unen exclusivamente mediante enlaces simples. Por lo tanto, en una modalidad, R1B es un alquileno saturado insustituido lineal o ramificado. En una modalidad, R1B de la fórmula (II) es alquileno C1-C6 saturado insustituido lineal. En una modalidad, R1B de la fórmula (II) es alquileno C1-C6 saturado insustituido ramificado. En otras modalidades, R1B de la fórmula (II) es alquileno C2-C6 saturado insustituido lineal. En otras modalidades, R1B de la fórmula (II) es alquileno C2-C6 saturado insustituido ramificado. En otras modalidades, R1B de la fórmula (II) es alquileno C3-C6 saturado insustituido lineal. En otras modalidades, R1B de la fórmula (II) es alquileno C3-C6 saturado insustituido ramificado. En otras modalidades, R1B de la fórmula (II) es alquileno C4-C6insustituido lineal. En otras modalidades, R1B de la fórmula (II) es alquileno C4-C6 saturado insustituido ramificado. En otras modalidades, R1Bde la fórmula
(II) es alquileno C4 saturado insustituido lineal. En otras
modalidades, R1B de la fórmula (II) es alquileno C4 saturado insustituido ramificado.
En una modalidad, R1A de la fórmula (I) es cicloalquileno sustituido o insustituido o arileno insustituido. En una modalidad, R1A de la fórmula (I) es ciclopropileno insustituido o sustituido con R7A, donde R7A es alquilo C1-C3. En otras modalidades, R1Ade la fórmula (I) es ciclobutileno insustituido o sustituido con R8A, donde R8A es alquilo C1-C2. En otras modalidades, R1A de la fórmula (I) es ciclopentileno insustituido o sustituido con R9A, donde R9A es alquilo Ci. En otras modalidades, R1A de la fórmula (I) es ciclopentileno insustituido o sustituido con R10A, donde R10A es ciclohexilo insustituido. En una modalidad, R1A de la fórmula (I) es fenileno insustituido, ciclohexileno insustituido, ciclopentileno insustituido o cilopentileno sustituido con metilo.
En una modalidad, R1B de fórmula (II) es cicloalquileno sustituido o insustituido o arileno insustituido. En una modalidad, R1B de fórmula (II) es ciclopropileno insustituido o sustituido con R7B, donde R7B es alquilo C1-C3. En otras modalidades, R1B de fórmula (II) es ciclobutileno insustituido o sustituido con R8B, donde R8B es alquilo C1-C2. En otras modalidades, R1B de fórmula (II) es ciclopentileno insustituido o sustituido con R9B, donde R9B es alquilo Ci. En otras modalidades, R1B de fórmula (II) es ciclopentileno insustituido o sustituido con R10B, donde R10B es ciclohexilo insustituido. En una modalidad, R1B de fórmula (II) es fenileno insustituido, ciclohexileno insustituido, ciclopentileno insustituido o ciclopentileno sustituido con metilo.
En una modalidad, -R1A-R3Ade fórmula (I) es alquilo C1-C6, fenilo insustituido, ciclohexilo insustituido, ciclopentilo insustituido o un cicloalquilo sustituido con metilo.
En una modalidad, el cosolvente ligero tiene la estructura de
fórmula
En la fórmula (VI), R11A es alquilo C1-C6, fenilo insustituido, ciclohexilo insustituido, ciclopentilo insustituido o un cicloalquilo sustituido con metilo.
En una modalidad, n y m son independientemente 1 a 20. En otras modalidades, n y m son independientemente 1 a 15. En otras modalidades, n y m son independientemente 1 a 10. En una modalidad, n y m son independientemente 1 a 6. En una modalidad, n y m son independientemente 1. En una modalidad, q y s son independientemente 1 a 20. En otras modalidades, q y r son independientemente 1 a 15. En otras modalidades, q y r son independientemente 1 a 10. En una modalidad, q y r son independientemente 1 a 6. En otras modalidades, q y r son independientemente 3.
El cosolvente ligero incluido en las composiciones proporcionadas en la presente puede ser un alcoxi alcohol monohidrico o dihidrico (por ejemplo alcoxi alcohol C1-C6 o alcoxi diol C1-C6). Cuando el cosolvente ligero es un alcohol monohidrico, el cosolvente ligero tiene la fórmula (I) y R3Aes hidrógeno. Cuando el cosolvente ligero es un diol, el
cosolvente ligero tiene la fórmula (I) y R3Aes
. En una modalidad, R1A es alquileno C4insustituido lineal y n es 3. En una modalidad, el cosolvente ligero es trietilenglicol butil éter. En otras modalidades, el cosolvente ligero es tetraetilenglicol. En modalidades adicionales, m es 3. En una modalidad, R1A es alquileno C4insustituido lineal y n es 5. En una modalidad, el cosolvente ligero es pentaetilenglicol n-butil éter. En modalidades adicionales, m es 5. En una modalidad, R1A es alquileno C4 insustituido ramificado y n es 1. En una modalidad, el cosolvente ligero es etilenglicol iso-butil éter. En modalidades adicionales, m es 1. En una modalidad, R1A es alquileno C4 insustituido ramificado y n es 3. En una modalidad, el cosolvente ligero es trietilenglicol iso-butil éter. En modalidades adicionales, m es 3. En una modalidad, el cosolvente ligero es etilenglicol o propilenglicol. En otras modalidades, el cosolvente ligero es etilenglicol alcoxilato o propilenglicol alcoxilato. En una modalidad, el cosolvente ligero es propilenglicol dietoxilato o propilenglicol trietoxilato. En una modalidad, el cosolvente ligero es propilenglicol tetraetoxilato.
En la estructura de fórmula (I), R3A puede ser hidrógeno o
Por lo tanto en una modalidad, R3A es
El cosolvente ligero de las composiciones proporcionadas en la presente puede ser un alcoxi carboxilato o un alcoxi dicarboxilato (por ejemplo alcoxi carboxilato C1-C6 o alcoxi dicarboxilato C1-C6). Cuando el cosolvente ligero es un alcoxi carboxilato, el cosolvente ligero tiene la fórmula (II), y R4B es hidrógeno. Cuando el cosolvente ligero es un alcoxi dicarboxilato, el cosolvente ligero tiene la fórmula (II), y
R4B es
En una modalidad, R1B es alquileno
C4 insustituido lineal y q es 3. En algunas modalidades adicionales, s es 3. En otras modalidades, R1B es alquileno C4 insustituido lineal y q es 5. En algunas modalidades adicionales, s es 5. En una modalidad, R1B es alquileno C4 insustituido ramificado y q es 1. En algunas modalidades adicionales, s es 1. En una modalidad, R1B es alquileno C4 insustituido ramificado y q es 3. En algunas modalidades adicionales, s es 3.
En una modalidad, -R1B-R4B de fórmula (II) es alquilo C1-C6, fenilo insustituido, ciclohexilo insustituido, ciclopentilo insustituido o un cicloalquilo sustituido con metilo.
En una modalidad, el cosolvente ligero tiene la estructura de
fórmula
(VII). En la fórmula (VII),
R12B es alquilo C1-C6, fenilo insustituido, ciclohexilo insustituido, ciclopentilo insustituido o un cicloalquilo sustituido con metilo.
En la estructura de fórmula (II), R4B puede ser
independientemente hidrógeno o
. Por lo
'
tanto, en una modalidad, R4B es
En una modalidad, el cosolvente ligero proporcionado en la presente puede ser un alcohol o diol (alcohol C1-C6 o diol Ci-Ce) · Cuando el cosolvente ligero es un alcohol, el cosolvente ligero tiene la estructura de fórmula (I), donde R3A es hidrógeno y n es 0. Cuando el cosolvente ligero es un diol, el cosolvente ligero tiene la estructura de fórmula (I), donde R3A
es y n y m son 0. Por lo tanto, en una modalidad, n y m son independientemente 0. En una modalidad, R1A es alquileno C1-C6 insustituido lineal o ramificado. En otras modalidades, R1A es alquileno C2-C6 insustituido lineal o ramificado. En una modalidad, R1A es alquileno C2-C6 insustituido lineal o ramificado. En una modalidad, R1A es alquileno C3-C6 insustituido lineal o ramificado. En otras modalidades, R1A es alquileno C4-C6 insustituido lineal o ramificado. En una modalidad, R1A es alquileno C4 insustituido lineal o ramificado. En una modalidad, R1A es butileno insustituido ramificado. En una modalidad, el cosolvente ligero
CH3CH2CH2CH2 0-CH2CH2fOH tiene la estructura de fórmula 5 (III). En otras modalidades, el cosolvente ligero tiene la
CH3
/CH-CH2-O-CH2CH2-0H
ü
estructura de fórmula 3 (IV). En una modalidad, el cosolvente ligero tiene la estructura de fórmula
(V).
El cosolvente ligero tal como se usa en la presente es un compuesto dentro de la composición acuosa no tensioactiva que puede funcionar como un agente de viscosidad interfacial cuando la composición acuosa está en contacto con un petróleo crudo (por ejemplo un petróleo no refinado). Un "agente de viscosidad interfacial" tal como se proporciona en la presente es un agente que junto con un agente alcalino de la composición acuosa no tensioactiva facilita la formación de jabón in situ a partir de ácidos carboxilicos incluidos en el petróleo no refinado (también denominado en la presente ácido de petróleo no refinado). Al poner en contacto el agente alcalino con el ácido carboxilico en el petróleo crudo (por ejemplo administrando el agente alcalino más eficazmente que agua únicamente) el cosolvente ligero facilita la generación de jabón in situ. La formación de jabón in situ promueve la formación de emulsiones (tanto microemulsión como macroemulsión) proporcionando una producción eficaz de petróleo crudo al disminuir la tensión interfacial entre agua y el petróleo crudo. El cosolvente ligero proporcionado en la
presente puede además permitir la formación de microe ulsiones entre el petróleo no refinado y la composición acuosa no tensioactiva. El cosolvente ligero puede disminuir la viscosidad interfacial y por ende ayuda a transformar macroemulsiones altamente viscosas para disminuir microemulsiones menos viscosas. El cosolvente ligero puede además romper las macroemulsiones o evitar la formación de macroemulsiones completamente. Por lo tanto, como agente de viscosidad interfacial el cosolvente ligero gue tiene la fórmula (I), (II), (III), (IV), (V), (VI) o (VII) proporcionada en la presente, puede actuar para aumentar el flujo de petróleo crudo a través del material sólido (por ejemplo roca sólida) para la producción de pozos. Los cosolventes ligeros de acuerdo con las modalidades proporcionadas en la presente pueden también denominarse en la presente "cosolventes ligeros proporcionados en la presente" o "el cosolvente ligero de la presente invención". Cualquiera o una combinación de un cosolvente ligero de fórmulas (I), (II), (III), (IV), (V), (VI) o (VII) es útil en los métodos y composiciones proporcionadas en la presente. En una modalidad, el agente alcalino es NaOH. En otras modalidades, el agente alcalino es Na2C03.
En otra modalidad, el cosolvente ligero está presente en una cantidad de estabilización alcalina. Una "cantidad de estabilización alcalina" significa que el cosolvente ligero está presente en una cantidad en que el agente alcalino se degrada a una velocidad más lenta en presencia de un cosolvente ligero que en ausencia del cosolvente ligero. La velocidad de degradación puede ser 10%, 20%, 30%, 40%, 50%, 60%, 70%, 80%, 90% o 100% más lenta. En una modalidad, la velocidad de degradación es 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 o 10 veces más lenta.
En otra modalidad, el cosolvente ligero está presente en una cantidad solubilizante de jabón. Una "cantidad solubilizante de jabón" significa que el cosolvente ligero está presente en una cantidad en que el jabón formado in situ por el agente alcalino y el ácido en el petróleo crudo (por ejemplo ácido de petróleo no refinado) es más soluble en presencia del cosolvente ligero que en ausencia del cosolvente ligero. La solubilización puede ser 10%, 20%, 30%, 40%, 50%, 60%, 70%, 80%, 90% o 100% más alta. En alguna modalidad, la solubilización es 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 o 10 veces más alta. En una modalidad, el cosolvente ligero está presente en una cantidad suficiente para aumentar la solubilidad del jabón generado in situ en la composición acuosa no tensioactiva con relación a la ausencia del cosolvente ligero. En otras palabras, en presencia de una cantidad suficiente de cosolvente ligero, la solubilidad del jabón generado in situ en la composición acuosa no tensioactiva es más alta que en ausencia del cosolvente ligero. El cosolvente ligero puede aumentar o disminuir la salinidad óptima de la composición acuosa no tensioactiva. En una modalidad, el cosolvente ligero puede reducir la sensibilidad de la salinidad óptima en la concentración de petróleo.
En una modalidad, la composición acuosa no tensioactiva incluye un gas. Por ejemplo, el gas puede combinarse con la composición acuosa no tensioactiva para reducir su movilidad disminuyendo el flujo de liquido en los poros del material sólido (por ejemplo, roca). En una modalidad, el gas puede ser dióxido de carbono supercritico, nitrógeno, gas natural o mezclas de estos y otros gases. El gas (por ejemplo, metano) puede reducir la
viscosidad del petróleo y por ende promover sinérgicamente la producción eficaz de petróleo tanto reduciendo la movilidad de la composición acuosa no tensioactiva como aumentando la movilidad del petróleo. En una modalidad, el gas y el cosolvente ligero están presentes en una cantidad que reduce la viscosidad sinérgica. Una "cantidad que reduce la viscosidad sinérgica" tal como se usa en la presente, significa que un cosolvente ligero y un gas están presentes en cantidades en que la actividad que reduce la viscosidad del cosolvente ligero y el gas combinados es mayor que la actividad que reduce la viscosidad aditiva del cosolvente ligero individualmente y el gas individualmente. En algunos casos, la actividad que reduce la viscosidad de la combinación de cosolvente ligero y gas es 10%, 20%, 30%, 40%, 50%, 60%, 70%, 80%, 90% o 100% más que la actividad que reduce la viscosidad aditiva del cosolvente ligero individualmente y el gas individualmente. En una modalidad, la actividad que reduce la viscosidad de la combinación de cosolvente ligero y gas es 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 o 10 veces más que la actividad que reduce la viscosidad aditiva del cosolvente ligero individualmente y el gas individualmente.
En una modalidad, las composiciones acuosas no tensioactivas proporcionadas en la presente son particularmente útiles para la recuperación de petróleos viscosos (por ejemplo petróleos con una viscosidad de más de alrededor de 40 mPa y de menos de alrededor de 400 mPa) y petróleos pesados (por ejemplo petróleos con menos de 20° de gravedad API o una viscosidad de más de alrededor de 400 mPa). Para la recuperación de petróleos viscosos y particularmente petróleos pesados, pueden requerirse altas temperaturas para disminuir la viscosidad del
petróleo no refinado asi como también de las emulsiones. Algunos tensioactivos son inestables a altas temperaturas, resultando en la pérdida de actividad interfacial y por ende menos recuperación de petróleo. Los cosolventes ligeros incluidos en las composiciones acuosas no tensioactivas proporcionadas en la presente son estables a altas temperaturas (es decir, que reducen la viscosidad). Una temperatura que reduce la viscosidad tal como se denomina en la presente es una temperatura que reduce la viscosidad de un petróleo crudo con relación a su viscosidad de origen natural en el depósito. En una modalidad, la composición acuosa no tensioactiva tiene una temperatura que reduce la viscosidad. En algunas modalidades adicionales, la temperatura que reduce la viscosidad es igual o menor que alrededor de 200 °C.
En una modalidad, los cosolventes ligeros proporcionados en la presente son no iónicos. En una modalidad, los cosolventes ligeros proporcionados en la presente no son sensibles a la dureza y salinidad en comparación con tensioactivos aniónicos típicos comúnmente usados. En una modalidad, la composición acuosa no tensioactiva tiene una salinidad de alrededor de 250.000 ppm. El intervalo total de salinidad (sólidos disueltos totalmente en la salmuera) puede ser 100 en salmuera saturada (alrededor de 260.000 ppm). La composición acuosa no tensioactiva puede incluir agua de mar, salmuera de un acuífero, río o lago. La combinación acuosa puede incluir además sal para aumentar la salinidad. En una modalidad, la sal es NaCl, KC1, CaCl2, MgCl2, Na2SO4 o Na2CO3.
La composición acuosa no tensioactiva puede incluir más de 10 ppm de cationes divalentes combinados. En una modalidad, la composición acuosa incluye más de 10 ppm de Ca2+ y Mg2+
combinados. La composición acuosa no tensioactiva puede incluir más de 100 ppm de cationes divalentes combinados. En una modalidad, la composición acuosa no tensioactiva incluye más de 1000 ppm de Ca2+ y Mg2+ combinados. En una modalidad, la composición acuosa no tensioactiva incluye más de 3000 ppm de Ca2+ y Mg2+ combinados.
En una modalidad, la composición acuosa no tensioactiva incluye más de 10 ppm de cationes tales como cationes divalentes. En otras modalidades, la composición acuosa no tensioactiva incluye más de 100 ppm de cationes tales como cationes divalentes. En una modalidad, la composición acuosa no tensioactiva incluye más de 1000 ppm de cationes tales como cationes divalentes. En una modalidad, los cationes divalentes son Ba2+, Fe2+, Ca2+ y Mg2+.
En una modalidad, la composición acuosa no tensioactiva tiene un pH neutralizante de ácido. Un pH neutralizante de ácido es un pH que permite la formación de jabón in situ a partir de los ácidos contenidos en el petróleo crudo y el agente alcalino presente en una composición acuosa no tensioactiva. En una modalidad, el pH neutralizante es aproximadamente igual o mayor que pH 8. En otras modalidades, el pH neutralizante es al menos 9,0.
Cuando la composición acuosa no tensioactiva incluye salmuera dura, pueden incluirse agentes quelantes para evitar que los cationes divalentes precipiten el jabón. Ejemplos de agentes quelantes útiles en la presente son de modo no taxativo, EDTA (ácido etilendiaminotetraacético), sal de sodio de EDTA e iminodisuccinato de tetrasodio. En una modalidad, la composición acuosa no tensioactiva incluye además un agente
quelante. En algunas modalidades adicionales, la composición acuosa no tensioactiva incluye además una salmuera dura.
En otro aspecto, se proporciona una composición de emulsión que incluye una fase de petróleo no refinado y una fase acuosa no tensioactiva. La fase acuosa no tensioactiva incluye un cosolvente ligero y un agente alcalino. El cosolvente ligero es un compuesto de acuerdo con las modalidades proporcionadas en la presente (por ejemplo un compuesto de fórmula (I), (II), (III), (IV), (V), (VI) o (VII)). En una modalidad, la fase acuosa no tensioactiva incluye los componentes establecidos para la composición acuosa no tensioactiva proporcionada anteriormente. Por ejemplo, en una modalidad, la fase acuosa contiene un cosolvente ligero y un agente alcalino. La fase acuosa puede incluir una combinación de uno o más cosolventes ligeros. En una modalidad, la viscosidad de la composición de emulsión es menor que la viscosidad en ausencia del cosolvente ligero. En una modalidad, la viscosidad de la composición de emulsión es menor que 3 veces la viscosidad de un petróleo no refinado (por ejemplo el petróleo no refinado que compone la fase de petróleo no refinado de la composición de emulsión). En otras modalidades, la viscosidad de la composición de emulsión es menor que 30 centipoise. En otras modalidades, la viscosidad de la composición de emulsión es menor que 200 centipoise. Los cosolventes ligeros presentes en la fase acuosa no tensioactiva transforman (rompen) la macroemulsión inicialmente formada en microemulsiones estables, permitiendo asi la recuperación eficaz del petróleo crudo en la fase de petróleo. En una modalidad, la composición de emulsión es una mieroemulsión.
En otras modalidades, las relaciones de solubilización de petróleo y agua son insensibles a la concentración combinada de cationes de metal divalentes (por ejemplo Ca+2 y Mg+2) en la fase acuosa no tensioactiva. En otras modalidades, las relaciones de solubilización de petróleo y agua son insensibles a la salinidad del agua o a todos los electrolitos específicos incluidos en el agua. El término "insensible" usado en el contexto de este párrafo significa que la relación de solubilización tiende a no cambiar (por ejemplo, tiende a permanecer constante) a medida que la concentración de cationes de metal divalentes y/o la salinidad del agua cambian. En una modalidad, el cambio en las relaciones de solubilización es menor que 5%, 10%, 20%, 30%, 40%, o 50% respecto de un intervalo de concentración de cationes de metal divalentes de 10 ppm, 100 ppm, 1000 ppm o 10.000 ppm. En otra modalidad, el cambio en las relaciones de solubilización es menor que 5%, 10%, 20%, 30%, 40%, o 50% respecto de un intervalo de concentración de salinidad de 10 ppm, 100 ppm, 1000 ppm o 10.000 ppm.
En una modalidad, la composición de emulsión incluye además un polímero soluble en agua. En una modalidad, el polímero soluble en agua puede ser un biopolímero tal como goma xantano o escleroglucano, un polímero sintético tal como una poliacriamida, poliarcrilamida hidrolizada o copolímeros de acrilamida y ácido acrílico, 2-acrilamido 2-metil propano sulfonato o N-vinil pirrolidona, un polímero sintético tal como óxido de polietileno, o cualquier otro polímero de alto peso molecular soluble en agua o salmuera. En una modalidad, el polímero soluble en agua es una poliacrilamida aniónica parcialmente hidrolizada (por ejemplo 20%, 25%, 30%, 35%, 40%, 45%). En alguna modalidad adicional, el polímero soluble en
agua tiene un peso molecular de aproximadamente alrededor de 8xl06. En alguna otra modalidad adicional, el polímero soluble en agua tiene un peso molecular de aproximadamente alrededor de 18xl06. Ejemplos no taxativos de polímeros comercialmente disponibles y útiles para la invención que incluyen modalidades proporcionadas en la presente son Florpaam 3330S y Florpaam 3336S.
En una modalidad, el cosolvente ligero está presente en una cantidad suficiente para aumentar la solubilidad del jabón generado in situ en la fase acuosa no tensioactiva con relación a la ausencia del cosolvente ligero. En otras palabras, en presencia de una cantidad suficiente de cosolvente ligero, la solubilidad del jabón generado in situ en la composición acuosa no tensioactiva es más alta que en ausencia del cosolvente ligero. Cuando el cosolvente ligero aumenta la solubilidad del jabón generado in situ, el jabón generado in situ es más soluble en presencia del cosolvente ligero que en ausencia del cosolvente ligero. La solubilidad del jabón generado in situ puede ser 10%, 20%, 30%, 40%, 50%, 60%, 70%, 80%, 90% o 100% más alta. En una modalidad, la solubilización es 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 o 10 veces más alta.
El cosolvente ligero proporcionado en la presente puede aumentar la solubilidad del polímero soluble en agua en la composición acuosa no tensioactiva necesaria para espesarla para evitar desplazamiento inestable (por ejemplo dedos) y por ende desplazar eficazmente el petróleo a través de la roca. En una modalidad, el cosolvente ligero está presente en una cantidad suficiente para aumentar la solubilidad del polímero soluble en agua en la composición de emulsión con relación a la ausencia del cosolvente ligero. En otras palabras, en
presencia de una cantidad suficiente de cosolvente ligero, la solubilidad del polímero en la composición de emulsión es más alta que en ausencia del cosolvente ligero. Cuando el cosolvente ligero aumenta la solubilidad del polímero en la composición de emulsión, el polímero es más soluble en presencia del cosolvente ligero que en ausencia del cosolvente ligero. La solubilidad del polímero en la composición de emulsión puede ser 10%, 20%, 30%, 40%, 50%, 60%, 70%, 80%, 90% o 100% más alta. En una modalidad, la solubilización es 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 o 10 veces más alta.
La composición de emulsión que contiene un cosolvente ligero y un agente alcalino puede además incluir un polímero soluble en agua y/o un gas. En una modalidad, la composición de emulsión incluye un polímero o un gas. En una modalidad, la composición de emulsión incluye además un gas. En una modalidad, la composición de emulsión incluye un polímero y un gas. En algunas modalidades adicionales, la composición de emulsión tiene una temperatura que reduce la viscosidad. En otras modalidades, la composición de emulsión incluye al menos un cosolvente ligero, un agente alcalino y un polímero. En algunas modalidades adicionales, la composición de emulsión un gas. En algunas modalidades adicionales, la composición de emulsión tiene una temperatura que reduce la viscosidad. En una modalidad, la temperatura que reduce la viscosidad es igual o menor que alrededor de 200°C. En una modalidad, la temperatura que reduce la viscosidad es igual o menor que alrededor de 150°C. En una modalidad, la temperatura que reduce la viscosidad es igual o menor que alrededor de 100°C. En una modalidad, la temperatura que reduce la viscosidad es igual o menor que alrededor de 80°C. En una modalidad, la temperatura
que reduce la viscosidad es igual o menor que alrededor de 60°C.
En una modalidad, la composición de emulsión tiene una salinidad de alrededor de 300.000 ppm. En otras modalidades, la composición de emulsión tiene una salinidad de alrededor de 250.000 ppm. En una modalidad, la composición de emulsión tiene una salinidad de alrededor de 200.000 ppm. En otras modalidades, la composición de emulsión tiene una salinidad de alrededor de 150.000 ppm. En una modalidad, la composición de emulsión tiene una salinidad de alrededor de 100.000 ppm. En una modalidad, la composición de emulsión tiene una salinidad de alrededor de 50.000 ppm.
En una modalidad, la composición de emulsión tiene un pH neutralizante de ácido. En modalidades adicionales, el pH neutralizante de ácido es aproximadamente igual o mayor que pH 8. En una modalidad, la composición de emulsión incluye además un agente quelante. En algunas modalidades adicionales, la composición de emulsión incluye una salmuera dura. En una modalidad, la fase de petróleo no refinado incluye un petróleo pesado. En algunas modalidades adicionales, la viscosidad del petróleo pesado es igual o mayor que 40 mPa.
La composición de emulsión de la presente invención incluye cosolventes ligeros de acuerdo con las modalidades descritas anteriormente. Por lo tanto, en una modalidad, el cosolvente ligero tiene una estructura de acuerdo con fórmula (I), (II), (III), (IV), (V), (VI) o (VII). En una modalidad, el cosolvente ligero tiene la fórmula (I). En otras modalidades, el cosolvente ligero tiene la fórmula (II). En una modalidad, el cosolvente ligero tiene la fórmula (III). En una modalidad, el cosolvente ligero tiene la fórmula (IV). En una modalidad, el
cosolvente ligero tiene la fórmula (V). En una modalidad, el cosolvente ligero tiene la fórmula (VI). En una modalidad, el cosolvente ligero tiene la fórmula (VII).
Metodos
En otro aspecto, se proporciona un método para desplazar un material de petróleo activo no refinado en contacto con un material sólido. El método incluye poner en contacto un material de petróleo activo no refinado con una composición acuosa no tensioactiva, donde el material de petróleo activo no refinado está en contacto con un material sólido. El material de petróleo activo no refinado se deja que se separe del material sólido desplazando asi el material de petróleo activo no refinado en contacto con el material sólido. La composición acuosa no tensioactiva incluye un cosolvente ligero (tal como se describe en la presente) y un agente alcalino. En otras modalidades, la composición acuosa no tensioactiva incluye además un polímero soluble en agua. En una modalidad, el cosolvente ligero tiene la fórmula (I). En otras modalidades, el cosolvente ligero tiene la fórmula (II). En una modalidad, el cosolvente ligero tiene la fórmula (III). En una modalidad, el cosolvente ligero tiene la fórmula (IV). En una modalidad, el cosolvente ligero tiene la fórmula (V). En una modalidad, el cosolvente ligero tiene la fórmula (VI). En una modalidad, el cosolvente ligero tiene la fórmula (VII). El cosolvente ligero puede estar presente en una composición acuosa no tensioactiva o una composición de emulsión tal como se describe anteriormente
El material sólido puede ser un material sólido natural (es decir un sólido de origen natural tal como roca). El material
sólido natural puede encontrarse en un depósito de petróleo. En una modalidad, el método es un método de recuperación de petróleo mejorado. En una modalidad, el material sólido natural es una roca o regolito. El material sólido natural puede ser una formación geológica tal como clásticos o carbonatos. El material sólido natural puede ser material consolidado o no consolidado o mezclas de estos. El material de petróleo activo no refinado puede estar atrapado o confinado por un "lecho de roca" encima o debajo del material sólido natural. El material de petróleo activo no refinado puede encontrarse en lecho de roca fracturado o material sólido natural poroso. En otras modalidades, el regolito es suelo.
En una modalidad, una emulsión se forma luego de entrar en contacto. La emulsión asi formada puede ser la composición de emulsión tal como se describe anteriormente. En una modalidad, el método incluye permitir que un ácido de petróleo no refinado dentro del material de petróleo no refinado ingrese a la emulsión (por ejemplo composición de emulsión), convirtiendo asi el ácido de petróleo no refinado en un tensioactivo. En otras palabras, cuando el ácido de petróleo no refinado se convierte en un tensioactivo, el petróleo puede movilizarse y por ende separarse del material sólido.
En otro aspecto, se proporciona un método para convertir un ácido de petróleo activo no refinado en un tensioactivo. El método incluye poner en contacto un material de petróleo activo no refinado con la composición acuosa no tensioactiva, formando asi una emulsión en contacto con el material de petróleo activo no refinado. Un ácido de petróleo activo no refinado dentro de dicho material de petróleo activo no refinado se deja que ingrese en la emulsión, convirtiendo asi el ácido de petróleo
activo no refinado en un tensioactivo. La composición acuosa no tensioactiva incluye un cosolvente ligero tal como se describe en la presente y un agente alcalino. En algunas modalidades adicionales, la composición acuosa no tensioactiva incluye un polímero soluble en agua. En una modalidad, el cosolvente ligero tiene la fórmula (I). En otras modalidades, el cosolvente ligero tiene la fórmula (II). En una modalidad, el cosolvente ligero tiene la fórmula (III). En una modalidad, el cosolvente ligero tiene la fórmula (IV). En una modalidad, el cosolvente ligero tiene la fórmula (V). En una modalidad, el cosolvente ligero tiene la fórmula (VI). En una modalidad, el cosolvente ligero tiene la fórmula (VII). Por lo tanto, en una modalidad, la composición acuosa no tensioactiva es la composición acuosa no tensioactiva descrita anteriormente. Y en una modalidad, la emulsión es la composición de emulsión descrita anteriormente. Un ácido de petróleo no refinado dentro del material de petróleo no refinado se deja que ingrese en la emulsión, convirtiendo así (por ejemplo movilizando) el ácido de petróleo no refinado en un tensioactivo. En una modalidad, el material de petróleo activo no refinado es un depósito de petróleo.
Ejemplos
Procedimientos de comportamiento de fases
Evaluación del comportamiento de fases: Los estudios de comportamiento de fases se usaron para caracterizar químicos para la EOR. Existen varios beneficios al usar comportamiento de fases como método de evaluación. Los estudios de Comportamiento de fases se usaron para determinar: (1) el
efecto de los electrolitos; (2) solubilización de petróleo y reducción de IFT, (3) densidades de microemulsión; (4) viscosidades de microemulsión; (5) tiempos de coalescencia; (6) formulaciones óptimas de cosolvente ligero/agente alcalino; y/o (7) propiedades óptimas para recuperar petróleo de núcleos y depósitos.
Las fases termodinámicamente estables pueden formarse con petróleo, agua y mezclas acuosas no tensioactivas. Los jabones generados in situ forman estructuras micelares a concentraciones a o por encima de la concentración de micelas critica (CMC). La emulsión coalesce en una fase separada en la interfaz de petróleo-agua y se denomina microemulsión. Una microemulsión es una fase distinta rica en tensioactivos que consiste en jabones, petróleo y agua y cosolvente ligero, agente alcalino y otros componentes generados in situ. Esta fase es termodinámicamente estable en el sentido de que volverá al mismo volumen de fase a una temperatura dada. Algunos trabajadores en el pasado agregaron requisitos adicionales, pero a los efectos de este estudio de ingeniería, el único requisito será que la microemulsión sea una fase termodinámicamente estable.
La transición de fases se examina manteniendo todas las variables fijas excepto la variable de escaneo. La variable de escaneo cambia a lo largo de una serie de pipetas y puede incluir, de modo no taxativo, salinidad, temperatura, químicos (cosolvente ligero, alcohol, electrolito), petróleo , que se caracteriza a veces por su número de carbono alcano equivalente (EACN), y estructura de cosolvente ligero, que se caracteriza a veces por su balance hidrofílico-lipofílico (HLB). La transición de fases la caracterizó por primera vez Winsor
(1954) en tres regiones: Tipo I - fase oleica en exceso, Tipo III - fases acuosa, microemulsión y oleica, y el Tipo II - fase acuosa en exceso. Los límites de la transición de fases y algunos términos comunes se describen de la siguiente manera: Tipo I a III - salinidad crítica inferior, Tipo III a II -salinidad crítica superior, relación de solubilización de petróleo (Vo/Vs), relación de solubilización de agua (Vw/Vs), el valor de solubilización donde las relaciones de solubilización de petróleo y agua son iguales se denomina Relación de Solubilización Óptima (o*), y la concentración de electrolitos donde ocurre la relación de solubilización óptima se denomina Salinidad Óptima (S*). Debido a que no se agrega ningún tensioactivo, el único tensioactivo presente es el jabón generado in situ. A efectos de calcular la relación de solubilización, se puede asumir un valor para el nivel de jabón usando TAN (número ácido total) y un peso molecular aproximado para el jabón.
Determinación de la tensión interfacial
E1 uso eficaz del tiempo y los recursos del laboratorio puede provocar resultados valiosos al llevar a cabo los escaneos del comportamiento de fases. Healy and Reed (1976) sugirió una correlación entre las relaciones de solubilización de petróleo y agua y tensión interfacial, y Chun Huh (1979) obtuvo luego una relación teórica. La IFT de petróleo-agua más baja ocurre a solubilización óptima según lo muestra la teoría de Chun Huh. Esto se equipara con una tensión interfacial mediante la ecuación de Chun Huh, donde la IFT varía con el cuadrado inverso de la relación de solubilización:
c
Para la mayoría de las microemulsiones y petróleos crudos, C=0,3 es una buena aproximación. Por lo tanto, una forma rápida y conveniente de estimar la IFT es medir el comportamiento de fases y usar la ecuación de Chun-Huh para calcular la IFT. La IFT entre microemulsiones y agua y/o petróleo puede ser muy difícil de calcular y llevar mucho tiempo y está sujeta a errores mayores, de modo que usar el enfoque de comportamiento de fases para evaluar cientos de combinaciones de cosolventes ligeros, electrolitos, petróleo y así sucesivamente es no solo más simple y rápido sino que evita problemas de medición y errores relacionados con la medición de la IFT especialmente de combinaciones que muestran un comportamiento complejo (geles y así sucesivamente) y se evaluará de todos modos. Una vez que se identifica una buena formulación, es una buena idea medir la IFT.
Equipos
Los experimentos de comportamiento de fases se crean con los siguientes materiales y equipo.
Balance de masas: Los balances de masas se usan para medir químicos para mezclas y determinar valores de saturación inicial de núcleos.
Desionizador de agua: Se prepara agua desionizada (DI) para usar con todas las soluciones experimentales usando el sistema de filtro Nanopure™. Este filtro usa una bomba de recirculación
y monitorea la resistividad del agua para indicar cuándo se retiraron los iones. El agua pasa a través de un filtro de 0,45 micrones para eliminar partículas y microorganismos no deseados antes del uso.
Pipetas de borosilicato: Las pipetas de borosilicato de 5 mL estándares con marcadores de 0,1 mL se usan para crear escaneos de comportamiento de fases así como también ejecutar experimentos de dilución con soluciones acuosas. Los extremos se cierran usando llama de oxígeno y propano.
Repetidor de pipetas: Un instrumento Eppendorf Repeater Plus® se usa para la mayoría del pipeteado. Este es un dispensador de mano calibrado para administrar incrementos de entre 25 microlitros y 1 mi. Se usan puntas desechables para evitar la contaminación entre soluciones madre y para permitir el fácil funcionamiento y consistencia.
Antorcha de propano-oxígeno: Una mezcla de gas de propano y oxígeno se dirige a través de una boquilla de llama Bernz-O-Matic para crear una llama caliente de alrededor de ½ pulgadas de largo. Esta antorcha se usa para sellar con llama las pipetas de vidrio usadas en los experimentos de comportamiento de fases.
Hornos de convección: Se usan varios hornos de convección para incubar los comportamientos de fases y experimentos de inyecciones de núcleo a las temperaturas del depósito. Las pipetas de comportamiento de fases se mantienen principalmente en hornos Blue M y Memmert que se monitorean con termómetros de mercurio y calibres de temperatura de hornos para asegurar que las fluctuaciones de temperatura se mantengan en un mínimo entre registros. Se usó un horno grande de flujo a medida para almacenar la mayoría de los experimentos de inyecciones de
núcleo y permitió que la inyección y recolección de fluido se llevara a cabo a la temperatura del depósito.
Medidor de pH: Un analizador de iones digital ORION research modelo 701 con un electrodo de pH se usa para medir el pH de la mayoría de las muestras acuosas para obtener lecturas más precisas. Esto se calibra con soluciones de pH 4,0, 7,0 y 10,0. Para las mediciones aproximadas de pH, se usan papeles indicadores con varias gotas de la muestra de fluido.
Cálculos del comportamiento de fases
Las relaciones de solubilización de petróleo y agua se calculan a partir de mediciones de interfaces tomadas de pipetas de comportamiento de fases. Estas interfaces se registran a lo largo del tiempo a medida que las mezclas se aproximan al equilibrio y el volumen de cualesquiera macroemulsiones formadas inicialmente disminuye o desaparece.
Metodología de comportamiento de fases
Los métodos para crear, medir y registrar observaciones se describen en esta sección. Se realizan escaneos usando una variedad de mezclas de electrolitos descritas a continuación. Se agregó petróleo a la mayoría de las soluciones no tensioactivas acuosas para ver si se formaba una microemulsión, cuánto le llevaba formarse y equilibrarla si se formaba, qué tipo de microemulsión se formaba y algunas de sus propiedades tales como viscosidad. Sin embargo, el comportamiento de mezclas acuosas sin petróleo agregado también es importante y también se realiza en algunos casos para determinar si la solución acuosa es transparente y estable durante el tiempo, si se vuelve turbia o se separa en más de una fase.
Preparación de muestras. Se realizan muestras de comportamiento de fases preparando primero soluciones madre acuosas no tensioactivas y combinándolas con soluciones madre de salmuera para observar el comportamiento de las mezclas en un rango de salinidades.
Preparación de solución. Las soluciones madre acuosas no tensioactivas se basan en porcentaje en peso activo de cosolvente. Las masas de cosolvente ligero, agente alcalino y agua desionizada (DI) se miden en una balanza y se mezclan en jarras de vidrio usando barras de agitación magnéticas. El orden de adición se registra en una hoja de mezcla junto con masas reales agregadas y el pH de la solución final. Se crean soluciones de salmuera a concentraciones de porcentaje en peso necesarias para realizar los escaneos.
Solución madre de cosolvente. Los productos químicos que se están evaluando se mezclan primero en una solución madre concentrada que generalmente consistía en cosolvente ligero, agente alcalino y/o polímero junto con agua desionizada. La cantidad de productos químicos agregados se calcula en función de la actividad y se mide por porcentaje en peso de la solución total. Los experimentos iniciales son a alrededor de 1-3% de cosolvente ligero de modo que el volumen de la fase de microemulsión media sería lo suficientemente grande como para lograr mediciones exactas que asumen una relación de solubilización de al menos 10 a salinidad óptima.
Solución madre de polímero. Con frecuencia estas soluciones madre eran bastante viscosas y dificultaban el pipeteado por lo que se diluyeron con agua desionizada de forma acorde para mejorar la facilidad de manejo. Las mezclas con polímero se
hacen solo para esas formulaciones de cosolvente ligero que mostraron un buen comportamiento y merecieron un estudio adicional para posibles evaluaciones en inyecciones de núcleo. Por consiguiente, los escaneos que incluyen polímero están limitados debido a que se hacen solo como una evaluación final de compatibilidad con el cosolvente ligero.
Procedimiento de pipeteado. Los componentes de comportamiento de fases se agregan volumétricamente a pipetas de 5 mi usando un Eppendorf Repeater Plus o un instrumento de pipeteado similar. Se mezclan un cosolvente ligero, un agente alcalino y soluciones madre de salmuera con agua DI en pipetas etiquetadas y se llevan a temperatura antes de la agitación. Casi todos los experimentos de comportamiento de fases se crean inicialmente con una relación de petróleo:agua (WOR) de 1:1, lo que implica mezclar 2 mi de la fase acuosa con 2 mi del petróleo crudo evaluado o hidrocarburo y los experimentos de WOR diferentes se mezclan de forma acorde. El escaneo de comportamiento de fases típico consistía en 10-20 pipetas, cada pipeta se reconocía como un punto de datos en la serie.
Orden de adición. Se debe tener en cuenta la adición de los componentes debido a que las concentraciones son con frecuencia varias veces más grandes que la concentración final. Por lo tanto, se establece un orden para evitar cualquier efecto adverso que resulte del contacto directo del cosolvente ligero, agente alcalino o polímero con los electrolitos concentrados. Las composiciones de muestra deseadas se realizan combinando las soluciones madre en el siguiente orden: (1) Una o más soluciones madre de electrolitos; (2) agua desionizada, (3) solución madre de cosolvente ligero; (4) solución madre de
agente alcalino; (5) solución madre de polímero y (6) petróleo crudo o hidrocarburo.
Observaciones iniciales. Una vez que los componentes se agregan a las pipetas, se asigna suficiente tiempo para permitir que todo el fluido drene por los lados. Luego se registran los niveles de fluido acuoso antes de la adición de petróleo. Estas mediciones se marcan en hojas de registro. Se registran niveles e interfaces en estos documentos con comentarios en varios días y se imprimen más hojas si se necesitan.
Sellado y mezcla. Las pipetas se cubren con gas de argón para evitar la ignición de cualquier gas volátil presente mediante el procedimiento de sellado de llamas. Luego los tubos se sellan con la antorcha de oxígeno y propano para evitar la pérdida de volátiles adicionales cuando se colocan en el horno. Las pipetas se disponen en los estantes para coincidir con el cambio en la variable del escaneo. Una vez que al escaneo de comportamiento de fase se le da suficiente tiempo como para alcanzar la temperatura de depósito (15-30 minutos), las pipetas se invierten varias veces para proporcionar una mezcla adecuada. Se observan los tubos para detectar baja tensión tras la mezcla, mirando el tamaño de las gotitas y qué tan uniforme parecía la mezcla. Luego las soluciones se dejan equilibrar durante el tiempo y los niveles de interfaz se registran para determinar el tiempo de equilibrio y el rendimiento del cosolvente ligero/agente alcalino.
Mediciones y observaciones. Se deja que los experimentos de comportamiento de fases se equilibren en un horno que se fija a temperatura de depósito para el petróleo crudo que se está evaluando. Los niveles de fluidos en las pipetas se registran periódicamente y se observa la tendencia en el comportamiento
de fases durante el tiempo. Se asume un comportamiento de equilibrio cuando los niveles de fluido dejaron de cambiar dentro del margen de error para leer las muestras.
Interfaces de fluidos. Las interfaces de fluidos son el elemento más crucial de los experimentos de comportamiento de fases. A partir de ellos se determinan los volúmenes de fases y se calculan las relaciones de solubilización. Las interfaces superiores e inferiores se registran a medida que el escaneo hace transición desde una microemulsión de petróleo en agua a una microemulsión de agua en petróleo. Se toman lecturas iniciales un día después de la agitación inicial y a veces dentro de horas de la agitación si la coalescencia parece suceder rápidamente. Se toman mediciones a partir de allí a intervalos de tiempo cada vez mayores (por ejemplo, un día, cuatro dias, una semana, dos semanas, un mes, etc.) hasta que se alcanza el equilibrio o el experimento se considera no esencial o no interesante para una observación continuada.
V. Tablas
Tabla 1. Propiedades del petróleo crudo.
Tabla 2. Lista de condiciones y formulaciones de inyección de núcleo.
- - -
i
-
i
Tabla 3. Estructuras de ejemplos de compuestos de cosolvente
VI. Modalidades.
Modalidad 1. Una composición acuosa no tensioactiva que comprende un cosolvente ligero, un polímero soluble en agua y un agente alcalino.
Modalidad 2. La composición acuosa no tensioactiva de la modalidad 1, que comprende múltiples cosolventes ligeros diferentes.
Modalidad 3. La composición acuosa no tensioactiva de las modalidades 1 o 2, donde el cosolvente ligero tiene la fórmula:
R3A-R1A O-CH2-CH- OH
l R2A
, donde RIA es alquileno C1-C6 insustituido, fenileno insustituido, ciclohexileno insustituido, ciclopentileno insustituido o ciclopentileno sustituido con metilo; R2A es independientemente hidrógeno, metilo o etilo;
R3A es independientemente hidrógeno o
; R4A es independientemente hidrógeno, metilo o etilo; n es un entero de 0 a 30 y m es un entero de 0 a 30.
Modalidad 4. La composición acuosa no tensioactiva de las modalidades 1 o 2, donde el cosolvente ligero tiene la fórmula:
donde RlB es alquileno C1-C6 insustituido, fenileno insustituido, ciclohexileno insustituido, ciclopentileno insustituido o ciclopentileno sustituido con metilo; R2B es independientemente hidrógeno, metilo o etilo; R3B es independientemente hidrógeno o metilo; q es un entero de 0 a 30; r es 1 o 2; R4B es independientemente
hidrógeno o
R5B es independientemente hidrógeno, metilo o etilo; R6B es independientemente hidrógeno o metilo; s es un entero de 0 a 30, y t es 1 o 2.
Modalidad 5. La composición acuosa no tensioactiva de las modalidades 3 o 4, donde RIA o RlB es alquileno C1-C6 insustituido lineal o ramificado.
Modalidad 6. La composición acuosa no tensioactiva de las modalidades 3 o 4, donde RIA o RlB es alquileno C2-C6 insustituido lineal o ramificado.
Modalidad 7. La composición acuosa no tensioactiva de las modalidades 3 o 4, donde RIA o RlB es alquileno C3-C6 insustituido lineal o ramificado.
Modalidad 8. La composición acuosa no tensioactiva de las modalidades 3 o 4, donde RIA o RlB es alquileno C4-C6
insustituido lineal o ramificado.
Modalidad 9. La composición acuosa no tensioactiva de las modalidades 3 o 4, donde RIA o R1B es alquileno C4 insustituido lineal o ramificado.
Modalidad 10. La composición acuosa no tensioactiva de cualquiera de las modalidades 3 o 5-9, donde n y m son independientemente 1 a 20.
Modalidad 11. La composición acuosa no tensioactiva de cualquiera de las modalidades 3 o 5-9, donde n y m son independientemente 1 a 6.
Modalidad 12. La composición acuosa no tensioactiva de cualquiera de las modalidades 4-9, donde q y s son independientemente 1 a 20.
Modalidad 13. La composición acuosa no tensioactiva de cualquiera de las modalidades 4-9, donde q y s son independientemente 1 a 6.
Modalidad 14. La composición acuosa no tensioactiva de cualquiera de las modalidades 3 o 5-11, donde RIA es alquileno C4 insustituido lineal y n es 3.
Modalidad 15. La composición acuosa no tensioactiva de la modalidad 14, donde m es 3.
Modalidad 16. La composición acuosa no tensioactiva de cualquiera de las modalidades 3 o 5-11, donde RIA es alquileno C4 insustituido lineal y n es 5.
Modalidad 17. La composición acuosa no tensioactiva de la modalidad 16, donde m es 5.
Modalidad 18. La composición acuosa no tensioactiva de cualquiera de las modalidades 3 o 5-1, donde RIA es alquileno C4 insustituido ramificado y n es 1.
Modalidad 19. La composición acuosa no tensioactiva de la modalidad 18, donde m es 1.
Modalidad 20. La composición acuosa no tensioactiva de cualquiera de las modalidades 3 o 5-11, donde RIA es alquileno C4 insustituido ramificado y n es 3.
Modalidad 21. La composición acuosa no tensioactiva de la modalidad 20, donde m es 3.
Modalidad 22. La composición acuosa no tensioactiva de cualquiera de las modalidades 4-9, 12 o 13, donde R1B es alquileno C4 insustituido lineal y q es 3.
Modalidad 23. La composición acuosa no tensioactiva de la modalidad 22, donde s es 3.
Modalidad 24. La composición acuosa no tensioactiva de cualquiera de las modalidades 4-9, 12 o 13, donde R1B es alquileno C4 insustituido lineal y q es 5.
Modalidad 25. La composición acuosa no tensioactiva de la modalidad 24, donde s es 5.
Modalidad 26. La composición acuosa no tensioactiva de cualquiera de las modalidades 4-9, 12 o 13, donde R1B es
alquileno C4 insustituido ramificado y q es 1.
Modalidad 27. La composición acuosa no tensioactiva de la modalidad 26, donde s es 1.
Modalidad 28. La composición acuosa no tensioactiva de cualquiera de las modalidades 4-9, 12 o 13, donde R1B es alquileno C4 insustituido ramificado y q es 3.
Modalidad 29. La composición acuosa no tensioactiva de la modalidad 28, donde s es 3.
Modalidad 30. La composición acuosa no tensioactiva de la modalidad 3, donde n y m son independientemente 0.
Modalidad 31. La composición acuosa no tensioactiva de la modalidad 30, donde RIA es alquileno C1-C6 insustituido lineal o ramificado.
Modalidad 32. La composición acuosa no tensioactiva de las modalidades 30 o 31, donde RIA es alquileno C2-C6 insustituido lineal o ramificado.
Modalidad 33. La composición acuosa no tensioactiva de cualquiera de las modalidades 30-32, donde RIA es alquileno C3-C6 insustituido lineal o ramificado.
Modalidad 34. La composición acuosa no tensioactiva de cualquiera de las modalidades 30-33, donde RIA es alquileno C4-C6 insustituido lineal o ramificado.
Modalidad 35. La composición acuosa no tensioactiva de cualquiera de las modalidades 30-34, donde RIA es alquileno C4
insustituido lineal o ramificado.
Modalidad 36. La composición acuosa no tensioactiva de cualquiera de las modalidades 30-35, donde RIA es butileno insustituido ramificado.
Modalidad 37. La composición acuosa no tensioactiva de cualquiera de las modalidades 3-36, donde el agente alcalino es NaOH.
Modalidad 38. La composición acuosa no tensioactiva de cualquiera de las modalidades 3-36, donde el agente alcalino es Na2C03.
Modalidad 39. La composición acuosa no tensioactiva de cualquiera de las modalidades 3-38, que también comprende un gas.
Modalidad 40. La composición acuosa no tensioactiva de cualquiera de las modalidades que anteceden, donde la composición acuosa no tensioactiva tiene una temperatura que reduce la viscosidad.
Modalidad 41. La composición acuosa no tensioactiva de la modalidad 40, donde dicha temperatura que reduce la viscosidad es igual o menor que alrededor de 200 °C.
Modalidad 42. La composición acuosa no tensioactiva de cualquiera de las modalidades que anteceden, que tiene una salinidad de alrededor de 250.000 ppm.
Modalidad 43. La composición acuosa no tensioactiva de cualquiera de las modalidades que anteceden, que tiene un pH neutralizante del ácido.
Modalidad 44. La composición acuosa no tensioactiva de la modalidad 43, donde el pH neutralizante es aproximadamente igual o mayor que pH 8.
Modalidad 45. La composición acuosa no tensioactiva de la modalidad 43, donde el pH neutralizante es al menos 9,0. Modalidad 46. La composición acuosa no tensioactiva de cualquiera de las modalidades que anteceden, que comprende además un agente quelante.
Modalidad 47. La composición acuosa no tensioactiva de la modalidad 46, que comprende además una salmuera dura. Modalidad 48. Una composición de emulsión que comprende una fase de petróleo no refinado y una fase acuosa no tensioactiva, donde dicha fase acuosa no tensioactiva comprende un cosolvente ligero y un agente alcalino.
Modalidad 49. La composición de emulsión de la modalidad 48, donde la composición de emulsión es una microemulsión. Modalidad 50. La composición de emulsión de la modalidad 48, que comprende además un polímero soluble en agua.
Modalidad 51. La composición de emulsión de cualquiera de las modalidades 48-50, donde dicho cosolvente ligero está presente en una cantidad suficiente como para aumentar la solubilidad
de un jabón generado in situ en dicha fase acuosa no tensioactiva con respecto a la ausencia de dicho cosolvente ligero.
Modalidad 52. La composición de emulsión de las modalidades 50 o 51, donde dicho cosolvente ligero está presente en una cantidad suficiente como para aumentar la solubilidad del polímero en dicha fase acuosa no tensioactiva con respecto a la ausencia de dicho cosolvente ligero.
Modalidad 53. La composición de emulsión de cualquiera de las modalidades 48-52, que también comprende un gas.
Modalidad 54. La composición de emulsión de cualquiera de las modalidades 48-53, donde la composición de emulsión tiene una temperatura que reduce la viscosidad.
Modalidad 55. La composición de emulsión de la modalidad 54, donde dicha temperatura que reduce la viscosidad es igual o menor que alrededor de 200 °C.
Modalidad 56. La composición de emulsión de cualquiera de las modalidades 48-55, que tiene una salinidad de alrededor de 250.000 ppm.
Modalidad 57. La composición de emulsión de cualquiera de las modalidades 48-56, que tiene un pH neutralizante de ácidos. Modalidad 58. La composición de emulsión de la modalidad 57, donde el pH neutralizante de ácidos es aproximadamente igual o mayor que pH 8.
Modalidad 59. La composición de emulsión de cualquiera de las modalidades 48-58, que comprende además un agente quelante. Modalidad 60. La composición de emulsión de la modalidad 59, que comprende además una salmuera dura.
Modalidad 61. La composición de emulsión de cualquiera de las modalidades 48-60, donde dicha fase de petróleo no refinado comprende un petróleo pesado.
Modalidad 62. La composición de emulsión de cualquiera de las modalidades 48 a 61, donde dicho cosolvente ligero tiene la
·
fórmula:
, donde RIA es alquileno C1-C6 insustituido, fenileno insustituido, ciclohexileno insustituido, ciclopentileno insustituido o ciclopentileno sustituido con metilo; R2A es independientemente hidrógeno, metilo o etilo; R3A es independientemente hidrógeno o
; R4A es independientemente hidrógeno, metilo o etilo; n es un entero de 0 a 30 y m es un entero de 0 a 30. Modalidad 63. La composición de emulsión de cualquiera de las modalidades 48 a 61, donde dicho cosolvente ligero tiene la
fórmula:
donde R1B es alquileno C1
C6 insustituido, fenileno insustituido, ciclohexileno insustituido, ciclopentileno insustituido o ciclopentileno sustituido con metilo; R2B es independientemente hidrógeno, metilo o etilo; R3B es independientemente hidrógeno o metilo; q es un entero de 0 a 30; r es 1 o 2; R4 es independientemente
hidrógeno
R5B es independientemente hidrógeno, metilo o etilo; R6B es independientemente hidrógeno o metilo; s es un entero de 0 a 30, y t es 1 o 2.
Modalidad 64. Un método para desplazar un material de petróleo activo no refinado en contacto con un material sólido, dicho método comprende: (i) poner en contacto un material de petróleo activo no refinado con una composición acuosa no tensioactiva, donde dicho material de petróleo activo no refinado está en contacto con un material sólido; (ii) permitir que dicho material de petróleo activo no refinado se separe de dicho material sólido desplazando asi dicho material de petróleo activo no refinado en contacto con dicho material sólido. Modalidad 65. El método de la modalidad 64, donde dicha composición acuosa no tensioactiva comprende un cosolvente
ligero y un agente alcalino.
Modalidad 66. El método de la modalidad 65, donde dicha composición acuosa no tensioactiva comprende además un polímero soluble en agua.
Modalidad 67. El método de cualquiera de las modalidades 64 a 66, donde dicho cosolvente ligero tiene la fórmula:
, donde RIA es alquileno C1-C6 insustituido, fenileno insustituido, ciclohexileno insustituido, ciclopentileno insustituido o ciclopentileno sustituido con metilo; R2A es independientemente hidrógeno, metilo o etilo;
R3A es independientemente hidrógeno o
; R4A es independientemente hidrógeno, metilo o etilo; n es un entero de 0 a 30 y es un entero de 0 a 30.
Modalidad 68. El método de cualquiera de las modalidades 64 a 66, donde dicho cosolvente ligero tiene la fórmula:
, donde R1B es alquileno C1-C6 insustituido, fenileno insustituido, ciclohexileno insustituido, ciclopentileno insustituido o ciclopentileno sustituido con metilo; R2B es independientemente hidrógeno,
metilo o etilo; R3 B es independientemente hidrógeno o metilo; g es un entero de 0 a 30; r es 1 o 2; R4B es independientemente
hidrógeno o
R5B es independientemente hidrógeno, metilo o etilo; R6 es independientemente hidrógeno o metilo; s es un entero de 0 a 30, y t es 1 o 2.
Modalidad 69. El método de la modalidad 64, donde dicho método es un método de recuperación mejorada de petróleo.
Modalidad 70. El método de la modalidad 64, donde dicho material sólido natural es una roca o regolito.
Modalidad 71. El método de la modalidad 70, donde dicho regolito es suelo.
Modalidad 72. El método de la modalidad 64, donde se forma una emulsión luego de dicho contacto.
Modalidad 73. El método de la modalidad 72, donde dicho método comprende además permitir gue un ácido de petróleo activo no refinado dentro de dicho material de petróleo activo no refinado ingrese en dicha emulsión, convirtiendo asi dicho ácido de petróleo activo no refinado en un tensioactivo. Modalidad 74. Un método para convertir un ácido de petróleo activo no refinado en un tensioactivo, dicho método comprende: (i) poner en contacto un material de petróleo activo no refinado con la composición acuosa no tensioactiva, formando
asi una emulsión en contacto con dicho material de petróleo activo no refinado; y (ii) permitir que un ácido de petróleo activo no refinado dentro de dicho material de petróleo activo no refinado ingrese en dicha emulsión, convirtiendo asi dicho ácido de petróleo activo no refinado en un tensioactivo. Modalidad 75. El método de la modalidad 74, donde dicha composición acuosa no tensioactiva comprende un cosolvente ligero y un agente alcalino.
Modalidad 76. El método de la modalidad 75, que comprende además un polímero soluble en agua.
Modalidad 77. El método de la modalidad 74, donde dicho cosolvente ligero tiene la fórmula:
, donde RIA es alquileno C1-C6 insustituido, fenileno insustituido, ciclohexileno insustituido, ciclopentileno insustituido o ciclopentileno sustituido con metilo; R2A es independientemente hidrógeno, metilo o etilo;
R3A es independientemente hidrógeno o
R4A es independientemente hidrógeno, metilo o etilo; n es un entero de 0 a 30 y m es un entero de 0 a 30.
Modalidad 78. El método de la modalidad 74, donde dicho cosolvente ligero tiene la fórmula:
, donde R1B es alquileno C1-C6 insustituido, fenileno insustituido, ciclohexileno insustituido, ciclopentileno insustituido o ciclopentileno sustituido con metilo; R2B es independientemente hidrógeno, metilo o etilo; R3B es independientemente hidrógeno o metilo; q es un entero de 0 a 30; r es 1 o 2; R4B es independientemente
hidrogeno o
R5B es independientemente hidrógeno, metilo o etilo; R6B es independientemente hidrógeno o metilo; s es un entero de 0 a 30, y t es 1 o 2.
Modalidad 79. El método de la modalidad 74, donde dicho material de petróleo activo no refinado es un depósito de petróleo.
Claims (1)
- REIVINDICACIONES 1. Una composición acuosa no tensioactiva que comprende un cosolvente ligero, un polímero soluble en agua y un agente alcalino. 2. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 1, que comprende múltiples cosolventes ligeros diferentes. 3. La composición acuosa no tensioactiva de las reivindicaciones 1 o 2, donde el cosolvente ligero tiene la fórmula: donde RIA es alquileno C1-C6 insustituido, fenileno insustituido ciclohexileno insustituido, ciclopentileno insustituido ciclopentileno sustituido con metilo; R2A es independientemente hidrógeno, metilo o etilo; R3A es independientemente hidrógeno o R4A es independientemente hidrógeno, metilo o etilo; n es un entero de 0 a 30, y m es un entero de 0 a 30. composición acuosa no tensioactiva reivindicaciones 1 o 2, donde el cosolvente ligero tiene la fórmula: - donde R1B es alquileno C1-C6 insustituido, fenileno insustituido, ciclohexileno insustituido, ciclopentileno insustituido o ciclopentileno sustituido con metilo; R2B es independientemente hidrógeno, metilo o etilo; R3B es independientemente hidrógeno o metilo; q es un entero de 0 a 30; r es 1 o 2; R5B es independientemente hidrógeno, metilo o etilo; R6B es independientemente hidrógeno o metilo; s es un entero de 0 a 30, y t es 1 o 2. 5. La composición acuosa no tensioactiva de las reivindicaciones 3 o 4, donde RIA o R1B es alquileno C1-C6 insustituido lineal o ramificado. 6. La composición acuosa no tensioactiva de las reivindicaciones 3 o 4, donde RIA o R1B es alquileno C2-C6 insustituido lineal o ramificado. 7. La composición acuosa no tensioactiva de las reivindicaciones 3 o 4, donde RIA o R1B es alquileno C3-C6 insustituido lineal o ramificado. 8. La composición acuosa no tensioactiva de las reivindicaciones 3 o 4, donde RIA o R1B es alquileno C4-C6 insustituido lineal o ramificado. 9. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 3 o 4, donde RIA o R1B es alquileno C4 insustituido lineal o ramificado. 10. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 3, donde n y m son independientemente 1 a 20. 11. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 3, donde^n y m son independientemente 1 a 6. 12. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 4, donde q y s son independientemente 1 a 20. 13. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 4, donde q y s son independientemente 1 a 6. 14. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 3, donde RIA es alquileno C4 insustituido lineal y n es 3. 15. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 14, donde m es 3. 16. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 3, donde RIA es alquileno C4 insustituido lineal y n es 5. 17. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 16, donde m es 5. 18. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 3, donde RIA es alquileno C4 insustituido ramificado y n es 1. 19. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 18, donde m es 1. 20. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 3, donde RIA es alquileno C4 insustituido ramificado y n es 3. 21. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 20, donde m es 3. 22. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 4, donde R1B es alquileno C4 insustituido lineal y q es 3. 23. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 22, donde s es 3. 24. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 4, donde R1B es alquileno C4 insustituido lineal y q es 5. 25. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 24, donde s es 5. 26. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 4, donde R1B es alquileno C4 insustituido ramificado y q es 1. 27. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 26, donde s es 1. 28. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 4, donde R1B es alquileno C4 insustituido ramificado y q es 3. 29. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 28, donde s es 3. 30. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 3, donde n y m son independientemente 0. 31. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 30, donde RIA es alquileno C1-C6 insustituido lineal o ramificado. 32. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 30, donde RIA es alquileno C2-C6 insustituido lineal o ramificado. 33. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 30, donde RIA es alquileno C3-C6 insustituido lineal o ramificado. 34. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 30, donde RIA es alquileno C4-C6 insustituido lineal o ramificado. 35. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 30, donde RIA es alquileno C4 insustituido lineal o ramificado. 36. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 30, donde RIA es butileno insustituido ramificado. 37. La composición acuosa no tensioactiva de las reivindicaciones 3 o 4, donde el agente alcalino es NaOH. 38. La composición acuosa no tensioactiva de las reivindicaciones 3 o 4, donde el agente alcalino es Na2C03. 39. La composición acuosa no tensioactiva de las reivindicaciones 3 o 4, que comprende además un gas. 40. La composición acuosa no tensioactiva de las reivindicaciones 3 o 4, donde la composición acuosa no tensioactiva tiene una temperatura que reduce la viscosidad. 41. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 40, donde dicha temperatura que reduce la viscosidad es igual o menor que alrededor de 200 °C. 42. La composición acuosa no tensioactiva de las reivindicaciones 3 o 4, que tiene una salinidad de alrededor de 250.000 ppm. 43. La composición acuosa no tensioactiva de las reivindicaciones 3 o 4, que tiene un pH neutralizante de ácidos. 44. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 43, donde el pH neutralizante es aproximadamente igual o mayor que pH 8. 45. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 43, donde el pH neutralizante es al menos 9,0. 46. La composición acuosa no tensioactiva de las reivindicaciones 3 o 4, que comprende además un agente quelante. 47. La composición acuosa no tensioactiva de la reivindicación 46, que comprende además una salmuera dura. 48. Una composición de emulsión que comprende una fase de petróleo no refinado y una fase acuosa no tensioactiva, donde dicha fase acuosa no tensioactiva comprende un cosolvente ligero y un agente alcalino. 49. La composición de emulsión de la reivindicación 48, donde la composición de emulsión es una microemulsión. 50. La composición de emulsión de la reivindicación 48, que comprende además un polímero soluble en agua. 51. La composición de emulsión de la reivindicación 48, donde dicho cosolvente ligero está presente en una cantidad suficiente como para aumentar la solubilidad de un jabón generado in situ en dicha fase acuosa no tensioactiva con respecto a la ausencia de dicho cosolvente ligero. 52. La composición de emulsión de la reivindicación 48, donde dicho cosolvente ligero está presente en una cantidad suficiente como para aumentar la solubilidad del polímero en dicha fase acuosa no tensioactiva con respecto a la ausencia de dicho cosolvente ligero. 53. La composición de emulsión de 48, que comprende además un gas 54. La composición de emulsión de la reivindicación 48, donde la composición de emulsión tiene una temperatura que reduce la viscosidad. 55. La composición de emulsión de la reivindicación 54, donde dicha temperatura que reduce la viscosidad es igual o menor que alrededor de 200 °C. 56. La composición de emulsión de la reivindicación 48, que tiene una salinidad de alrededor de 250.000 ppm. 57. La composición de emulsión de la reivindicación 48, que tiene un pH neutralizante de ácidos. 58. La composición de emulsión de la modalidad 57, donde el pH neutralizante de ácidos es aproximadamente igual o mayor que pH 8. 59. La composición de emulsión de la reivindicación 48, que comprende además un agente quelante. 60. La composición de emulsión de la reivindicación 59, que comprende además una salmuera dura. 61. La composición de emulsión de la reivindicación 48, donde dicha fase de petróleo no refinado comprende un petróleo pesado. 62. La composición de emulsión de cualquiera de las reivindicaciones 48 a 61, donde dicho cosolvente ligero tiene la fórmula: donde RIA es alquileno C1-C6 insustituido, fenileno insustituido, ciclohexileno insustituido, ciclopentileno insustituido o ciclopentileno sustituido con metilo; R2A es independientemente hidrógeno, metilo o etilo; R3A es independientemente hidrógeno o R4A es independientemente hidrógeno, metilo o etilo; n es un entero de 0 a 30, y m es un entero de 0 a 30. 63. La composición de emulsión de cualquiera de las reivindicaciones 48 a 61, donde dicho cosolvente ligero tiene la fórmula: donde R1B es alquileno C1-C6 insustituido, fenileno insustituido, ciclohexileno insustituido, ciclopentileno insustituido o ciclopentileno sustituido con metilo; R2B es independientemente hidrógeno, metilo o etilo; R3B es independientemente hidrógeno o metilo; q es un entero de 0 a 30; r es 1 o 2; R4B es independientemente hidrógeno o R5B es independientemente hidrógeno, metilo o etilo R6B es independientemente hidrógeno o metilo; s es un entero de 0 a 30, y t es 1 o 2. 64. Un método para desplazar un material de petróleo activo no refinado en contacto con un material sólido, dicho método comprende: (i) poner en contacto un material de petróleo activo no refinado con una composición acuosa no tensioactiva, donde dicho material de petróleo activo no refinado está en contacto con un material sólido; (ii) permitir que dicho material de petróleo activo no refinado se separe de dicho material sólido desplazando asi dicho material de petróleo no refinado en contacto con dicho material sólido. 65. El método de la reivindicación 64, donde dicha composición acuosa no tensioactiva comprende un cosolvente ligero y un agente alcalino. 66. El método de la reivindicación 65, donde dicha composición acuosa no tensioactiva comprende además un polímero soluble en agua. 67. El método de cualquiera de las reivindicaciones 64 a 66, donde dicho cosolvente ligero tiene la fórmula: . donde RIA es alquileno C1-C6 insustituido, fenileno insustituido, ciclohexileno insustituido, ciclopentileno insustituido o ciclopentileno sustituido con metilo; R2A es independientemente hidrógeno, metilo o etilo; R3A es independientemente hidrógeno o R4A es independientemente hidrógeno, metilo o etilo; n es un entero de 0 a 30, y m es un entero de 0 a 30. 68. El método de cualquiera de las reivindicaciones 64 a 66, donde dicho cosolvente ligero tiene la fórmula: donde R1B es alquileno C1-C6 insustituido, fenileno insustituido ciclohexileno insustituido, ciclopentileno insustituido ciclopentileno sustituido con metilo; R2B es independientemente hidrógeno, metilo o etilo; R3B es independientemente hidrógeno o metilo; q es un entero de 0 a 30; r es 1 o 2; R4B es independientemente hidrógeno o R5B es independientemente hidrógeno, metilo o etilo; R6B es independientemente hidrógeno o metilo; s es un entero de 0 a 30, y t es 1 o 2. 69. El método de la reivindicación 64, donde dicho método es un método de recuperación mejorada de petróleo. 70. El método de la reivindicación 64, donde dicho material sólido natural es una roca o regolito. 71. El método de la reivindicación 70, donde dicho regolito es suelo. 72. El método de la reivindicación 64, donde se forma una emulsión luego de dicho contacto. 73. El método de la reivindicación 72, donde dicho método comprende además permitir que un ácido de petróleo activo no refinado dentro de dicho material de petróleo activo no refinado ingrese en dicha emulsión, convirtiendo asi dicho ácido de petróleo activo no refinado en un tensioactivo. 74. Un método para convertir un ácido de petróleo activo no refinado en un tensioactivo, dicho método comprende: (i) poner en contacto un material de petróleo activo no refinado con la composición acuosa no tensioactiva, formando asi una emulsión en contacto con dicho material de petróleo activo no refinado; y (ii) permitir que un ácido de petróleo activo no refinado dentro de dicho material de petróleo activo no refinado ingrese en dicha emulsión, convirtiendo asi dicho ácido de petróleo activo no refinado en un tensioactivo. 75. El método de la reivindicación 74, donde dicha composición acuosa no tensioactiva comprende un cosolvente ligero y un agente alcalino. 76. El método de la reivindicación 75, que comprende además un polímero soluble en agua. 77. El método de reivindicación 74, donde dicho cosolvente ligero tiene la fórmula: donde RIA es alquileno C1-C6 insustituido, fenileno insustituido, ciclohexileno insustituido, ciclopentileno insustituido o ciclopentileno sustituido con metilo; R2A es independientemente hidrógeno, metilo o etilo; R3A es independientemente hidrógeno o R4A es independientemente hidrógeno, metilo o etilo; n es un entero de 0 a 30, y m es un entero de 0 a 30. 78. El método de reivindicación 74, donde dicho cosolvente ligero tiene la fórmula: r donde R1B es alquileno C1-C6 insustituido, fenileno insustituido, ciclohexileno insustituido, ciclopentileno insustituido o ciclopentileno sustituido con metilo; R2B es independientemente hidrógeno, metilo o etilo; R3B es independientemente hidrógeno o metilo; q es un entero de 0 a 30; r es 1 o 2; R4B es independientemente hidrógeno o R5B es independientemente hidrógeno, metilo o etilo; R6B es independientemente hidrógeno o metilo; s es un entero de 0 a 30, y t es 1 o 2. 79. El método de la reivindicación 74, donde dicho material de petróleo activo no refinado es un depósito de petróleo. RESUMEN DE LA DESCRIPCIÓN En la presente se proporcionan, entre otras, composiciones acuosas no tensioactivas y métodos que se pueden aplicar en el campo de recuperación de petróleo mejorado. En particular, las composiciones no tensioactivas incluyendo cosolventes ligeros y un agente alcalino presentados en la presente se pueden usar, entre otras cosas, para la recuperación de una amplia gama de composiciones de petróleo crudo de depósitos desafiantes.
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| Pope et al. | Short chain alkylamine alkoxylate compositions |