NO167860B - Styrylaryloksy-etersulfonater, og deres anvendelse ved jordoljeutvinning. - Google Patents
Styrylaryloksy-etersulfonater, og deres anvendelse ved jordoljeutvinning. Download PDFInfo
- Publication number
- NO167860B NO167860B NO87874426A NO874426A NO167860B NO 167860 B NO167860 B NO 167860B NO 87874426 A NO87874426 A NO 87874426A NO 874426 A NO874426 A NO 874426A NO 167860 B NO167860 B NO 167860B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- oil
- water
- styryl
- formation
- sulfonate
- Prior art date
Links
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title claims description 14
- -1 alkali metal cation Chemical class 0.000 claims description 17
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 11
- 125000005504 styryl group Chemical group 0.000 claims description 8
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 4
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 claims description 2
- RZXLPPRPEOUENN-UHFFFAOYSA-N Chlorfenson Chemical compound C1=CC(Cl)=CC=C1OS(=O)(=O)C1=CC=C(Cl)C=C1 RZXLPPRPEOUENN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 34
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 27
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 22
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 22
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 16
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 15
- 238000000034 method Methods 0.000 description 13
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 11
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 10
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 10
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 9
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 8
- GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L sodium sulfite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])=O GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 8
- 125000001273 sulfonato group Chemical class [O-]S(*)(=O)=O 0.000 description 7
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 6
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 6
- 239000000047 product Substances 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 5
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 4
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 4
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 4
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 235000010265 sodium sulphite Nutrition 0.000 description 4
- FYSNRJHAOHDILO-UHFFFAOYSA-N thionyl chloride Chemical compound ClS(Cl)=O FYSNRJHAOHDILO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N azane;7-fluoro-2,1,3-benzoxadiazole-4-sulfonic acid Chemical compound N.OS(=O)(=O)C1=CC=C(F)C2=NON=C12 JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229930003836 cresol Natural products 0.000 description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 3
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- 230000009182 swimming Effects 0.000 description 3
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 2
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000008055 alkyl aryl sulfonates Chemical class 0.000 description 2
- 125000005037 alkyl phenyl group Chemical group 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- GRVFOGOEDUUMBP-UHFFFAOYSA-N sodium sulfide (anhydrous) Chemical compound [Na+].[Na+].[S-2] GRVFOGOEDUUMBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 2
- QQGRFMIMXPWKPM-UHFFFAOYSA-N 2,3,4-tributylphenol Chemical compound CCCCC1=CC=C(O)C(CCCC)=C1CCCC QQGRFMIMXPWKPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QFJLGRCDVFOSJG-UHFFFAOYSA-N 2,3-bis(2-phenylethenyl)phenol Chemical compound C=1C=CC=CC=1C=CC=1C(O)=CC=CC=1C=CC1=CC=CC=C1 QFJLGRCDVFOSJG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000004285 Potassium sulphite Substances 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000007720 emulsion polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 125000002573 ethenylidene group Chemical group [*]=C=C([H])[H] 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000004816 latex Substances 0.000 description 1
- 229920000126 latex Polymers 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 1
- 230000001483 mobilizing effect Effects 0.000 description 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AIIAHNREQDTRFI-UHFFFAOYSA-N oxiran-2-ylmethanesulfonic acid Chemical class OS(=O)(=O)CC1CO1 AIIAHNREQDTRFI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- BHZRJJOHZFYXTO-UHFFFAOYSA-L potassium sulfite Chemical compound [K+].[K+].[O-]S([O-])=O BHZRJJOHZFYXTO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000019252 potassium sulphite Nutrition 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C309/00—Sulfonic acids; Halides, esters, or anhydrides thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Description
Oppfinnelsen vedrører nye styrylaryloksy-etersulfonater, deres fremstilling og anvendelse som tensider, spesielt for den tertiære jordoljeutvinning, samt synergistiske tensidkombinasjoner.
Ved utvinning av olje fra underjordiske formasjoner, lykkes det vanligvis bare å utvinne 20-30# av den opprinnelige tilstedeværende olje ved hjelp av primære utvinningsfremgangsmåter.
Herved kommer oljen ved hjelp av det naturlige formasjontrykk til jordoverflaten. Ved den sekundære utvinning, innpresses vann i den geologiske formasjon og oljen utvinnes ved hjelp av flere produksjonssonder. Denne vannsvømming som sekundær-forholdsregel er relativt billig og anvendes derfor ofte, men fører imidlertid i mange tilfelle bare til en liten merav-oljing av av formasjonen.
Etter avslutning av de sekundære Jordoljeutvinningsforholds-regler er det alene ved tilførsel av mekanisk energi ikke å oppnå ytterligere økonomisk Jordoljeutvinning. I det heterogene porerom passerer det lavviskøse vannet den høyere viskøse olje, således at det dessuten utvinnes omtrent bare vann og ikke mer olje. Har utvinningsgraden ved ca. 98% over-skredet lønnsomhetsgrensene, så kommer det dessuten bare på tale fremgangsmåter av den tertiære jordoljeutvinning. Herunder forstår man fremgangsmåte hvor enten oljens viskositet senkes, og/eller grenseflatespenningen mellom vann og olje senkes.
De fleste fremgangsmåter lar seg innordne som termiske oljeutvinningsfremgangsmåter, oppløsnings- eller blandings-svømming, tensid- eller polymersvømming resp. som kombinasjon av flere av de nevnte fremgangsmåter. Ved termiske utvinningsfremgangsmåter injiseres damp eller varmt vann i formasjonene og det foregår en in situ forbrenning. Ved oppløsnings- eller blandingsfremgangsmåten injiseres oppløs-ningsroiddel for Jordoljen (gass eller en væske) 1 formasjonene .
Tensidflottasjonsfremgangsmåtene beror på en sterk senkning av grenseflatespennlngen mellom olje- og flottasjonsvann. Alt etter tensldkonsentrasjonen adskiller man tensidflotta-sjoner (low tenslon flooding), micellar flottasjon og emulsjonsflottasjon.
I monografien av D.O. Shah og R.S. Schechter: Improved Oil Recovery by Surfactant and Polymerflooding, Academic Press Inc., New York, samt de tallrike patenter, oppføres et flertall av tensider som kan finne anvendelse ved tensidflo-ttasjonsprosessen. Som tensider beskrives derved frem for alt sulfonater, som f.eks. syntetiske og naturlige petrolsulfonater, alkylsulfonater, som f.eks. Ci3-Cig-sec-alkansulfonat-Na MG 328/350, oc-olef insulf onat-Na samt (vinyliden)-olefinsulfonat-Na, alkylarylsulfonat, som f.eks. dodecylben-zensulfonat-Na, alkyltoluensulfonater eller alkylxylensul-fonater. Disse sulfonater har imidlertid en meget lav toleransegrense overfor formasjonsvannets saltinnhold. Således er f.eks. petrolsulfonater bare oppløslig i vann med et saltinnhold på 1, 5% NaCl.
Sulfonater er fremfor alt også meget følsomme mot de i formasjonsvannet inneholdte jordalkalier. Ved høyere saltkonsentrasjoner danner det seg ved anvendelse av disse tensider utfellingsprodukter som kan føre til tiltetning av formasjonens porøse rom. Mange formasjoner har høyere saliniteter, f.eks. i Nord-Tyskland 25%. For i disse formasjonssysterner å kunne arbeide med sulfonater foreslås kombinasjoner med alkoholer og/eller ikke-ioniske tensider (alkyl- resp. alkylarylpolyglykoletere), som er stabile ved disse saltkonsentrasjoner, men for det meste ble den oljemo-biliserende virkning dårligere.
I US-PS 3 827 497 foreslås anvendelser av salter av sulfa-terte oksyalkylerte alkoholer. Det har imidlertid vist seg at salter som inneholder COS-bindingen, spaltes hydrolytisk ved forhøyede temperaturer. I US-PS 4 018 278, 4 088 189, 4 077 471, 4 120 228, 4 318 816, 4 194 564, 4 318 816, 3 977 471 beskrives etersulfonater (Ci2-Ci5-alkyl- °S alkylaryl-etersulfonater) som er bestandig i formasjonsvann med høyt saltinnhold (200 g/l) og med en formasjonstemperatur inntil 120°C. Ved hjelp av tensldene kan det imidlertid bare ved utvalgte formasjoner fastslås en oljemobl-liserende virkning. Lignende erfaringer ble gjort med de i DOS 2 724 442 og 2 724 490 omtalte produkter, alkyleterpropansulfonat- resp. alkyleterglycidyletersulfonater. Kjent er også anvendelsen av tributylfenoleterglycidylsulfonater og trlbutyletersulfo-nater ved jordol jeutvinning (DE-0S 33 47 578 og DE-0S 33 46 676).
De enkelte formasjoner adskiller seg i temperaturen som kan ligge mellom 20 og 120<*>C, 1 oljesammensetningen, som kan være paraffinisk, naftenisk, aromatisk, høy-, middels- eller lavviskøs, hvis saltinnhold og saltsammensetning som kan ligge mellom 396 og 25SÉ NaCl med forskjellig innhold av jordalkalier, i formasjonsformasjonen, den mineralogiske sammensetning (f.eks. sandstein eller kalkstein), porøsitet og permeabilitet. Målet er derfor å finne tensider resp. tensidkombinasjoner som er virksomme ved flest mulig tilstedeværende formasjonsbetingelser (dvs. temperaturområde på 20 til 120'C, saltinnhold 30 til 250 g/l) og ved alle forskjellige oljetyper.
Det er nå funnet at styryl-fenol- resp. kresol-etersulfonter er virksomme ved anvendelse som tensider for Jordoljeutvinning ved forskjellige formasjonsparametere.
Oppfinnelsens gjenstand er styrylaryloksy-etersulfonater med formel
i det enten Rj betyr styryl og samtidig er R2 og R3 like eller forskjellige og betyr hydrogen eller styryl eller Rj og R2 er forskjellige og resp. betyr metyl eller styryl og samtidig betyr R3 hydrogen eller styryl, X betyr et tall på 2 til 20, og M betyr et ammonium- eller alkallmetallkatlon. Disse forbindelser fremstilles i hht. følgende reaksjons-skjema: r
Omsetningen av mellomforbindelsen med natriumsulfltt foregår ved 130 til 190'C, fortrinnsvis 160-180°C 1 vandig oppløs-ning, eventuelt sammen med kosolventer som lavere alkoholer (isopropanol, butanol), glykoler eller glykoletere. For å øke utbyttet er det av fordel å tilsette reaksjonsblandingen en mindre mengde av sluttproduktet fra en foregående blanding. I steden for natriumsulfltt kan det også benyttes kaliumsulfltt.
Mono- og di-styrylfenol- og -kresol-etersulfonatene med ovennevnte formler er tensider, som utmerker seg ved bestan-dighet i et vidt temperatur- og pH-område. Vandige oppløs-ninger av disse forbindelser senker overflatespenningen ved fasegrensen tensidoppløsning/luft til verdier i størrelses-orden på ca. 40 mNm-<1> (ifølge Du Nouy) og grenseflatespenningen olje/tensidoppløsnlng til verdier på ca. 10"^ mNm~<l >(Spinning-drop-interfacial tensiometer). På grunn av deres virkning og stabilitet over et vidt pH-område egner disse forbindelser seg for alkalisk og for sur metallrensnlngsmld-del samt ildsluknlngsmlddel. De er dessuten virksomme emulgeringsmidler for emulsjonspolymerisasjonen og egner seg som stabilisatorer for latex og andre polymeremulsjoner. Av spesiell interesse og også anvendelsen av disse forbindelser med den tertiære Jordoljeutvinning og ved sondestlmulerlng og Frac-behandling av jordoljeformasjoner. Ved anvendelsen av forbindelsen ifølge foreliggende oppfinnelse, øker ved denne fremgangsmåte oljeutbyttet. I alle tilfeller anvendes tensidet vanligvis i mengder på 0,01 til 10, fortrinnsvis 0,05 til 35É.
Styryl-fenol- og -kresol-etersulfonatene kan speslel fordel-aktig anvendes i kombinasjon med andre anioniske tensider, som f.eks. olefinsulfonater, alkansulfonater, a-olefinsulfonater, Interne olefinsulfonater, alkylarylsulfonater, dedecylbenzensulfonater, petrolsulfonater, alkylxylensulfo-nater, alkyltoluensulfonater og ikke-ioniske tensider av alkyl- resp. alkylfenylpolyglykoletere. Av spesiell interesse er derved blandinger av mono- resp. di-styryl-kresol-etersulfonatene ifølge oppfinnelsen og alkansulfonater resp. olefinsulfonater og/eller petrolsulfonater i blandeforhold på 4:1 til 1:4. Som ytterligere tilsetninger kommer det på tale alkoholer, glykoletere, alkylglykoletere og dllakylglykol-etere. Flottasjonsvannets viskositet kan dessuten økes ved hjelp av polymere som f.eks. hydroksyetylcellulose, poly-akrylamider, kopolymere på basis akrylamid eller polysakkarl-der.
Eksempel 1
Mono-styryl-o-kresol(6 EO)-sulfonat-Na
(a-fenyletyl-o-kresol(6 EO)-sulfonat-Na)
120 g (0,245 mol) av det fra a-fenyletyl-o-kresol-(6 EO)-polyglykoleter ved OH/Cl-utveksling ved hjelp av tionylklorid
fremstilte klorid (organisk bundet klor 7,2556), fylles med 37 g natriumsulfid, 230 g vann, 5 g lsopropanol, 50 g sulfonat-oppløsning fra en foregående blanding og eventuelt NaOH inntil pH-verdi 9-10 i en 0,7 1 rørautoklav og omrøres i 6 timer ved 175'C. Det dannede produkt inneholder 27,956 sulfonat, hvilket tilsvarer et utbytte på 80,056 (referert til anvendt klorid) og en sulfonat-molvekt på 558.
Eksempel 2
Mono-styryl-p-kresol-8 EO-sulfonat-Na
140 g (0,25 mol) av det av a-fenyletyl-p-kresol-8 EO ved hjelp av OH/Cl-utveksling ved hjelp av tionylklorid fremstilte klorid (organisk bundet klor 6,3556), fylles med 36 g natriumsulfid, 260 g vann, 5 g lsopropanol, 50 g sulfonat-oppløsning fra en foregående blanding, og eventuelt NaOH inntil pH 9-10 i en 0,7 1 rørautoklav og omrøres 6 timer ved 175* C. Det dannede produkt inneholder 28,056 sulfonat, hvilket tilsvarer et utbytte på 7956 (referert til anvendt klorid) og en sulfonat-molvekt på 627.
Eksempel 3
Di-styryl-o-kresol-13 EO-sulfonat-Na
(Di-a-fenyletyl-o-kresol-13 EO-sulfonat-Na)
140 g (0,155 mol) di-a-fenyl-o-kresol-13 E0-klorid (organisk bundet klor 3,956) fylles med 24 g natriumsulf it, 280 g vann, 5 g lsopropanol, 50 g sulfonatoppløsning fra en foregående blanding og eventuelt NaOH inntil pH 9-10, i en 0,7 1 rørautoklav og omrøres i 6 timer ved 175<*>C. Det dannede produkt inneholder 27,656 sulfonat, hvilket tilsvarer et utbytte på 81 ,656 (referert til anvendt klorid) og en sulfonat-molekylvekt på 974.
Eksempel 4
Di-styryl-p-kresol-17 EO-sulfonat-Na
(a-fenyletyl-p-kresol-17 EO-sulfonat-Na)
120 g (0,1 mol) di-a-fenyletyl-p-kresol-17 E0-klorid (organisk bundet klor 3,356) fylles med 17 g natriumsulf it, 200 g
vann, 5 g lsopropanol, 50 g sulfonatoppløsning fra en foregående blanding og eventuelt NaOH Inntil pH 9-10 i en 0,7 1 rørautoklav og omrøres 1 6 timer ved 175°C. Det dannede produkt Inneholder 28,8* sulfonat, hvilket tilsvarer et utbytte på 77,896 (referert til anvendt klorid) og en sulfonat-molekyl vekt på 1 150.
Til bestemmelsen av virkningen av forbindelsene Ifølge oppfinnelsen og synergistisk tensidkombinasjon anvendes den i US-PS 4 008 165 omtalte mikrokapillaravoljingsmetode, bestemmelsen av grenseflatespenningen ifølge Spinning-drop-interfacial-Tensiometer-Metode faseforholdet ifølge Winsor og laboratorieflottasjonsforsøk i med sand fylte glassrør.
Ved mikrokapillaravoljingen anvendes som modell for porerom-met av formasjonen mikrokaplllarer av glass fra firmaet Drummond Scientific Co./U.S.A., som har et volum på 5 pl har en lengde på 30 mm og en diameter på 0,45 mm.
Mikrokapillarene avsmeltes ved en ende, evakueres i en eksikator og fylles med råolje. Kapillarene Innføres i tensldoppløsninger (reagensglass), som tempereres i vannbad loddrett med åpningen oppad og oljefortrengningen registreres visuelt i avhengighet av tiden.
Ved hjelp av følgende vurderlngsskjema kan tensidenes virkning bestemmes i avhengighet av deres konsentrasjon, saltkonsentrasjonen, pH-verdien, temperatur og oljesammenset-ning.
Verdi
9 tom (30 mm) etter 10 minutter
8 tom etter 1 time
7 tom etter 3 timer
6 tom etter 20 timer
5 16-25 mm tømming etter 20 timer
4 9-15 mm tømming etter 20 timer
3 4-8 mm tømming etter 20 timer
2 1-3 mm tømming etter 20 timer
1 spor tømming etter 20 timer
0 uendret etter 20 timer
Denne metode byr på den fordel at ved mlkrokaplllårenes lille diameter, oljens vlskoslstet og tetthet, utøves Ingen stor Innvirkning på avoljingsvirkningen og det er mulig å arbeide med formasjonsolje og formasjonsvann.
Ifølge Taber J. Petr. Techn. 3 (1969), s. 3-12, er tensider bare egnet for den tertiære jordoljeutvinning, når grenseflatespenningen ved fasegrensende olje/saltvann senkes til verdier mindre enn 10"^ mNm. For denne bestemmelse av grenseflatespenningen på fasegrensen olje/vann, anvendes det av Wade og Burkowsky utviklede Spinning-drop-interfacial-tensiometer. (M. Burkowsky og C. Marx: Uber den Mechanismus des Tensidflutens in hochsalinaren Systemen; ErdOl-Erdgas-Zeitschrift 95 (1979), s. 17-25).
Metoden beror på at en oljedråpe som bringes i et roterende kaplallær rundt en horisontal akse og som inneholder en væske (saltvann og tensid) med høy tetthet, deformeres. Dråpen blir langstrakt, inntil det oppnås en likevekt av deformer-ende krefter og grenseflatespenning.
Grenseflatespenningen beregner seg ifølge Vonnegut (B. Vonnegut, Rev. Sei. Instruments 13 (1942), s. 6-9) av den målte oljedråpediameter R, rotasjonshastigheten W og tett-hetsforskjellen Ad i hht. følgende formel:
Etter dagens stand med oppklaring av mekanismen ved avoljIng ved tensidflottasjon, er dannelsen av en tredje fase (midtfase) av en mlkroemulsjon forutsetningen for et optimalt tensidflottasjonsresultat [Rleckmann, M., "Tertiare ErdOlge-winnung, Erdttl und Kohle - Erdgas-Petrochemie" 36 (1983) 281-182), Healy, R.N. og Reed, R.L. Soc. Petr. Eng. J. 10 (1979) 492-501), Obah, B. og Neumann, J.H. "tlber die Bildung von Mikroemulsionen, Tenside Detergents 20 (1983) 145-151]. Denne søkte tredjefase oppstår i systemet når grenseflatespenningen ved fasegrensen olje/saltvann senkes sterkt.
Ved fastslåelse av mldtfasen bringes 5 ml tensidoppløsning (med saltvann) og 5 ml olje (formasjonsolje eller modellolje) i et reagensglass, reagensglasset tilsmeltes, rystes kraftig og lagres i et tørkeskap ved konstant temperatur. Etter 1 times lagringstid rystes igjen kraftig, reagensglassene lagres deretter uten ytterligere gjennomblanding. Etter en lagringstid på 1 og 7 dager fastslås dannelsen av fasene (midtfase).
Et ytterligere viktig utvelgelseskriterium er den oljemobili-serende virkning fra styryletersulfonater, som undersøkes i laboratorierotasjonsforsøk. Egnede forsøksbetingelser er f lottas j.onsforsøk med kunstige lagringer og sand, sandstein eller kalkstein, som er ifylt i glassrør. Ved gjennomføring av forsøkene innrystes glassrørene fra firmaet Ouickfit (lengde: 15 cm, indre diameter: 2,6 cm) ved hjelp av en vibrator kvartssand av bestemte kornstørrelser. Det med sand fylte flottasjonsrør utstyres med fritte, tetning og lukkeplate og undersøkes med hensyn på tetthet. Rørene fylles med avgasset formasjonsvann, det fastslås de fysi-kalske data, porøsitet og permeabilitet etter Darcy's lov og impregneres deretter med olje. Rørene tempereres og etter Justering av trykkopptager og undersøkelse av transportgraden av injeksjonspumper, kan innpresningsvann injiseres. Begynnelsen av tensid- resp. polymerflottasjonen starter når oljeutbyttet forblir konstant over et lengre tidsrom (ca. 1,5 til 2,0 PV). I tilknytning til kjemikalieoppslemningen hvis mengde retter seg etter konsentrasjon, viskositet, økonomi osv., injiseres igjen flottasJonsvann. Flottasjonsforsøket er avsluttet når det Ikke utflotteres resp. l>are utflotteres meget lite olje. De utbragte (utbundne) vann- og oljemengder bestemmes volumetrisk og oppføres grafisk mot porevolumene (avolj ingskurve).
Verdiene målt med disse metoder er oppstilt i følgende tabeller. I alle tilfeller ble det anvendt l#-ig vandig oppløsninger av tensidene (unntak er angitt). I alle eksempler betyr "EO" etylenoksyd. Det i eksemplene benyttede alkansulfonat har i alle tilfeller en molekylvekt på 328, alkylxylensulfonatet har en molekylvekt på 390.
EKSEMPEL 1
EKSEMPEL 2
EKSEMPEL 3
Effektiviteten av forbindelsen ifølge oppfinnelsen ble bekreftet ved hjelp av laboratorflottasjonsforsøk med sandpakninger.
Sandpaknlngenes data:
Syntetisk formasjonsvann:
Avoljingen ifølge en vannflottasjon med ca. 4 gangers mengden av porevolumet utgjør ca. 70*. Den gjenblivende olje ansettes som restoljemetning Sg ■= 100*.
Meravoljingen er gjengitt ifølgende tabell:
Claims (2)
1.
Styrylaryloksy-etersulfonat, karakterisert ved formelen:
hvori enten R^ betyr styryl og samtidig er R£ og R3 like eller forskjellige og betyr hydrogen eller styryl eller R^ og R2 er forskjellig og resp. betyr metyl eller styryl og samtidig betyr R3 hydrogen eller styryl, x betyr et tall på 2 til 20 og M betyr et ammonium- eller alkallmetallkation.
2.
Anvendelse av styrylaryloksy-etersulfonater ifølge krav 1 ved jordoljeutvinning.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| DE3636277 | 1986-10-24 |
Publications (4)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO874426D0 NO874426D0 (no) | 1987-10-23 |
| NO874426L NO874426L (no) | 1988-04-25 |
| NO167860B true NO167860B (no) | 1991-09-09 |
| NO167860C NO167860C (no) | 1991-12-18 |
Family
ID=6312433
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO87874426A NO167860C (no) | 1986-10-24 | 1987-10-23 | Styrylaryloksy-etersulfonater, og deres anvendelse ved jordoljeutvinning. |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4842776A (no) |
| EP (1) | EP0264867B1 (no) |
| BR (1) | BR8705716A (no) |
| DE (1) | DE3767119D1 (no) |
| NO (1) | NO167860C (no) |
Families Citing this family (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4918211A (en) * | 1986-12-12 | 1990-04-17 | Dai-Ichi Kogyo Seiyaku Co., Ltd. | Surface active compounds having a polymerizable moiety |
| DE4136442A1 (de) * | 1991-11-06 | 1993-05-13 | Henkel Kgaa | Verfahren zum entfetten und reinigen metallischer oberflaechen und vorrichtung zu dessen durchfuehrung |
| US7427588B2 (en) * | 2007-01-12 | 2008-09-23 | Paul Daniel Berger | Ether sulfonate surfactants and process for making same |
| CN102762688B (zh) * | 2009-09-10 | 2016-09-28 | 得克萨斯大学体系董事会 | 使用高碱度硬盐水用于提高采收率应用的方法 |
| MX2012008820A (es) * | 2010-01-28 | 2012-11-23 | Univ Texas | Sulfato del alcoxilato de estirilfenol como nueva composicion tensioactiva para aplicaciones de recuperacion mejorada del petroleo. |
| MX365911B (es) | 2011-04-05 | 2019-06-19 | Montgomery Chemicals Llc | Metodo y composiciones para la recuperacion mejorada de petroleo. |
| CA2866744C (en) * | 2012-03-09 | 2021-09-07 | Ethox Chemicals, Llc | Water borne epoxy resin dispersions and epoxy hardener compositions |
| US9464223B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-10-11 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US9663703B2 (en) | 2014-04-25 | 2017-05-30 | James George Clements | Method and compositions for enhanced oil recovery |
| TW201728616A (zh) | 2015-10-09 | 2017-08-16 | 克萊瑞特國際股份有限公司 | 充當增強型油回收應用之新穎可再生界面活性劑組成物的烷氧化－硫酸化腰果殼液 |
| JP2017105946A (ja) * | 2015-12-10 | 2017-06-15 | 株式会社クレハ | 重質油用低粘度化剤、重質油の低粘度化方法、及び重質油の回収方法 |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3827497A (en) * | 1973-02-01 | 1974-08-06 | Sun Oil Co | Oil recovery process using aqueous surfactant compositions |
| US4018278A (en) * | 1974-11-25 | 1977-04-19 | Texaco Inc. | Surfactant oil recovery process usable in high temperature formations |
| US3977471A (en) * | 1975-09-26 | 1976-08-31 | Exxon Production Research Company | Oil recovery method using a surfactant |
| CA1075453A (en) * | 1976-06-01 | 1980-04-15 | Melvin E. Tuvell | Oil recovery method and alkyl alkoxy propio sulfonate surfactants |
| CA1077700A (en) * | 1976-06-01 | 1980-05-20 | Melvin E. Tuvell | Alkyl glyceryl ether sulfonate salts in oil recovery |
| US4077471A (en) * | 1976-12-01 | 1978-03-07 | Texaco Inc. | Surfactant oil recovery process usable in high temperature, high salinity formations |
| US4318816A (en) * | 1977-03-10 | 1982-03-09 | Texaco Inc. | Surfactant waterflooding enhanced oil recovery method using stabilized surfactant solution |
| US4194564A (en) * | 1978-10-10 | 1980-03-25 | Texaco Inc. | Oil recovery method |
| DE3346676A1 (de) * | 1983-02-17 | 1984-08-23 | Hoechst Ag, 6230 Frankfurt | Tributylphenol-ethersulfonate, deren verwendung und verfahren zur herstellung von ethersulfonaten |
| DE3347578A1 (de) * | 1983-12-30 | 1985-07-11 | Hoechst Ag, 6230 Frankfurt | Tributylphenoletherglycidylsulfonate, verfahren zu deren herstellung und deren verwendung |
-
1987
- 1987-10-17 EP EP87115219A patent/EP0264867B1/de not_active Expired - Lifetime
- 1987-10-17 DE DE8787115219T patent/DE3767119D1/de not_active Expired - Fee Related
- 1987-10-22 US US07/112,560 patent/US4842776A/en not_active Expired - Fee Related
- 1987-10-23 NO NO87874426A patent/NO167860C/no unknown
- 1987-10-27 BR BR8705716A patent/BR8705716A/pt unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP0264867B1 (de) | 1990-12-27 |
| US4842776A (en) | 1989-06-27 |
| NO874426L (no) | 1988-04-25 |
| NO167860C (no) | 1991-12-18 |
| DE3767119D1 (de) | 1991-02-07 |
| EP0264867A1 (de) | 1988-04-27 |
| NO874426D0 (no) | 1987-10-23 |
| BR8705716A (pt) | 1988-05-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4266610A (en) | Sulfonate-cosurfactant mixtures for use in hard brines during oil recovery operations | |
| US4016932A (en) | Surfactant oil recovery method for use in high temperature formations containing water having high salinity and hardness | |
| CA1179115A (en) | Method for recovering oil from subterranean deposits by emulsion flooding | |
| US4018278A (en) | Surfactant oil recovery process usable in high temperature formations | |
| US3811504A (en) | Surfactant oil recovery process usable in formations containing water having high concentrations of polyvalent ions such as calcium and magnesium | |
| US4008769A (en) | Oil recovery by microemulsion injection | |
| US9783729B2 (en) | Alkoxy carboxylate surfactants | |
| SU1419527A3 (ru) | Способ извлечени нефти из нефтеносных подземных пластов | |
| US3254714A (en) | Use of microemulsions in miscible-type oil recovery procedure | |
| US4079785A (en) | Oil recovery method using in situ-partitioning surfactant flood systems | |
| NL8201242A (nl) | Werkwijze voor het verdringen van olie met behulp van stoomschuim. | |
| NO167860B (no) | Styrylaryloksy-etersulfonater, og deres anvendelse ved jordoljeutvinning. | |
| NO744342L (no) | ||
| EP2838878A1 (en) | Short hydrophobe surfactants | |
| NO177198B (no) | Fremgangsmåte for å forbedre reguleringen av mobiliteten av fluider i en i det vesentlige oljefri sone av en underjordisk formasjon | |
| Al-Wahaibi et al. | The novel use of malonic acid-based deep eutectic solvents for enhancing heavy oil recovery | |
| US4502541A (en) | Staged preformed-surfactant-optimized aqueous alkaline flood | |
| NO803644L (no) | Overflateaktive blandinger. | |
| US4813483A (en) | Post-steam alkaline flooding using buffer solutions | |
| US3356138A (en) | Oil recovery process utilizing liquefied petroleum gases and heavier hydrocarbons | |
| Tunnish et al. | Alkaline‐ionic liquid slug injection for improved heavy oil recovery | |
| NO161255B (no) | Tributylfenoleterglycidylsulfonater og deres anvendelse ved tertiaer jordoljeutvinning. | |
| US20170166802A1 (en) | Phenol-alkoxylate co-solvent surfactant composition | |
| GB2138866A (en) | Micellar slug for oil recovery | |
| AU2012352147A1 (en) | Light co-solvent compositions |