RU2668429C2 - Устойчивый при низких температурах пенообразующий состав для повышения нефтеотдачи - Google Patents
Устойчивый при низких температурах пенообразующий состав для повышения нефтеотдачи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2668429C2 RU2668429C2 RU2015148921A RU2015148921A RU2668429C2 RU 2668429 C2 RU2668429 C2 RU 2668429C2 RU 2015148921 A RU2015148921 A RU 2015148921A RU 2015148921 A RU2015148921 A RU 2015148921A RU 2668429 C2 RU2668429 C2 RU 2668429C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solvent
- aqueous
- anionic surfactant
- alpha
- reservoir
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 59
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 claims abstract description 72
- 238000005187 foaming Methods 0.000 claims abstract description 43
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 35
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 26
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 claims abstract description 21
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 19
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 7
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 45
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 10
- -1 alkene sulfonates Chemical class 0.000 claims description 9
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 claims description 8
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical class OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- HGASFNYMVGEKTF-UHFFFAOYSA-N octan-1-ol;hydrate Chemical group O.CCCCCCCCO HGASFNYMVGEKTF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 2
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 36
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 19
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 18
- 150000005215 alkyl ethers Chemical class 0.000 description 14
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 12
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 9
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 8
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 7
- YJTIFIMHZHDNQZ-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-methylpropoxy)ethoxy]ethanol Chemical compound CC(C)COCCOCCO YJTIFIMHZHDNQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 229940028356 diethylene glycol monobutyl ether Drugs 0.000 description 5
- 239000004210 ether based solvent Substances 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- JCGNDDUYTRNOFT-UHFFFAOYSA-N oxolane-2,4-dione Chemical compound O=C1COC(=O)C1 JCGNDDUYTRNOFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- RRQYJINTUHWNHW-UHFFFAOYSA-N 1-ethoxy-2-(2-ethoxyethoxy)ethane Chemical compound CCOCCOCCOCC RRQYJINTUHWNHW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 125000000217 alkyl group Chemical class 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N sulfur trioxide Chemical compound O=S(=O)=O AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VATRWWPJWVCZTA-UHFFFAOYSA-N 3-oxo-n-[2-(trifluoromethyl)phenyl]butanamide Chemical compound CC(=O)CC(=O)NC1=CC=CC=C1C(F)(F)F VATRWWPJWVCZTA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 3
- 229940019778 diethylene glycol diethyl ether Drugs 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 3
- 239000002349 well water Substances 0.000 description 3
- HDUBIOKYWJEZGL-UHFFFAOYSA-N 1-(2-propoxyethoxy)propan-1-ol Chemical compound C(CC)OCCOC(CC)O HDUBIOKYWJEZGL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCO OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DJCYDDALXPHSHR-UHFFFAOYSA-N 2-(2-propoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCOCCOCCO DJCYDDALXPHSHR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RIEDUXJDBSVJDX-UHFFFAOYSA-N 3-(2-propoxyethoxy)propan-1-ol Chemical compound CCCOCCOCCCO RIEDUXJDBSVJDX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004604 Blowing Agent Substances 0.000 description 2
- MRABAEUHTLLEML-UHFFFAOYSA-N Butyl lactate Chemical compound CCCCOC(=O)C(C)O MRABAEUHTLLEML-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 2
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 2
- SBZXBUIDTXKZTM-UHFFFAOYSA-N diglyme Chemical compound COCCOCCOC SBZXBUIDTXKZTM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 2
- 239000003752 hydrotrope Substances 0.000 description 2
- 229940017144 n-butyl lactate Drugs 0.000 description 2
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 2
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QWPCHBGGMCMXPS-UHFFFAOYSA-N 1,1,1-trimethoxy-2-methylbutane Chemical compound CCC(C)C(OC)(OC)OC QWPCHBGGMCMXPS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KWDCKLXGUZOEGM-UHFFFAOYSA-N 1-methoxy-3-(3-methoxypropoxy)propane Chemical compound COCCCOCCCOC KWDCKLXGUZOEGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JCTXKRPTIMZBJT-UHFFFAOYSA-N 2,2,4-trimethylpentane-1,3-diol Chemical compound CC(C)C(O)C(C)(C)CO JCTXKRPTIMZBJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FPZWZCWUIYYYBU-UHFFFAOYSA-N 2-(2-ethoxyethoxy)ethyl acetate Chemical compound CCOCCOCCOC(C)=O FPZWZCWUIYYYBU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XLLIQLLCWZCATF-UHFFFAOYSA-N 2-methoxyethyl acetate Chemical compound COCCOC(C)=O XLLIQLLCWZCATF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920006172 Tetrafluoroethylene propylene Polymers 0.000 description 1
- 125000002723 alicyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000003342 alkenyl group Chemical class 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000003165 hydrotropic effect Effects 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 239000013067 intermediate product Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 150000003222 pyridines Chemical class 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- QUCDWLYKDRVKMI-UHFFFAOYSA-M sodium;3,4-dimethylbenzenesulfonate Chemical compound [Na+].CC1=CC=C(S([O-])(=O)=O)C=C1C QUCDWLYKDRVKMI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000011877 solvent mixture Substances 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 150000008053 sultones Chemical class 0.000 description 1
- 239000010409 thin film Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- 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
- C09K8/594—Compositions used in combination with injected gas, e.g. CO2 orcarbonated gas
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
- E21B43/168—Injecting a gaseous medium
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Degasification And Air Bubble Elimination (AREA)
Abstract
Изобретение относится к пенообразующему составу, имеющему хорошую устойчивость при низких температурах, и способу его применения для повышения нефтеотдачи. Водный пенообразующий раствор анионного поверхностно-активного вещества для применения в способе повышения нефтеотдачи, содержащий один или более альфа-олефинсульфонатов - AOS, растворитель, имеющий химическую формулу CНO, CHOили их смесь, и воду. Способ извлечения нефти из коллектора во время нагнетания газа в коллектор, содержащий следующие этапы: по меньшей мере, периодического нагнетания газа и пенообразующего состава в коллектор, где пенообразующий состав содержит указанный выше водный пенообразующий раствор анионного поверхностно-активного вещества, и приведения в контакт углеводородов в коллекторе с пеной и газом, чтобы способствовать извлечению углеводородов из коллектора. Изобретение развито в зависмых пунктах формулы. Технический результат – повышение устойчивости при низких температурах. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл.
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Данное изобретение относится к устойчивому при низких температурах пенообразующему составу и способу его применения для повышения нефтеотдачи. В частности, устойчивый при низких температурах пенообразующий состав содержит альфа-олефин сульфонат, растворитель алкилового простого эфира, и воду. Предпочтительно растворителем алкилового простого эфира является C8H1803 и/или растворитель C8H1603 в количестве от 10 до 60 масс%.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Настоящее изобретение относится к составу и способу улучшения извлечения нефти из нефтеносного пласта. При извлечении нефти из коллекторов по методикам первичной добычи (т.е., использующей только начальное пластовое давление для добычи нефтесодержащей жидкости), после которой применяют методику вторичной добычи с заводнением пласта, извлекают только часть начальных запасов нефти, присутствующих в пласте. Кроме того, в данной области техники известны некоторые способы повышения нефтеотдачи. Одним из таких способов является способ нагнетания газа в пласт под высоким давлением, где газ, например, двуокись углерода, применяют для содействия извлечению нефти.
Применение поверхностно-активных веществ в качестве пенообразователей для способов повышения нефтеотдачи хорошо известно. См., например, патенты USP 4,380,266, Wellington, USP 4,860,828, Oswald et al. и USP 5,502,538, Wellington et al. Одной целью применения пены является отклонение потока нагнетаемого газа в часть коллектора с высокой нефтенасыщенностью.
Поверхностно-активными веществами, подходящими для повышения нефтеотдачи, являются альфа-олефин сульфонатные поверхностно-активные вещества. В общем, "альфа-олефин сульфонат" представляет собой смесь, содержащую гидроксиалканмоносульфонат, алкенмоносульфонат и малое количество алкен дисульфоната. Каждый их данных компонентов дополнительно содержит структурные изомеры нескольких типов. Смесь идентифицируют, как альфа-олефин сульфонат (AOS) в производстве поверхностно-активных веществ.
При том, что альфа-олефиновые поверхностно-активные вещества широко известны как "эффективные пенообразователи", они также известны проблемами стабильности. Например, при использовании альфа-олефиновых поверхностно-активных веществ, имеющих цепь с длиной больше длины цепи C10, растворимость ограничена количеством соли в воде нагнетания или рассоле коллектора. Другой недостаток относится к транспортировке, применению и/или хранению водных альфа-олефин сульфонатов при низких температурах; уменьшенная растворимость при низких температурах часто приводит к помутнению растворов альфа-олефин сульфоната.
Так как каждый из компонентов альфа-олефин сульфоната имеет различные точки кристаллизации, альфа-олефин сульфонат вызывает помутнение, когда компоненту, имеющему самую высокую точку кристаллизации, первому обеспечивают осаждение в виде кристаллов при низкой температуре. Маловероятной является возможность простого возврата прозрачности альфа-олефин сульфонату, поскольку он вызывает белое помутнение. Разделение фаз может приводить к проблемам высокой вязкости и/или гелеобразования.
Общеизвестно, что добавление гидротропа (соединение, со способностью увеличивать растворимость в воде органических соединений) к моющему веществу может улучшить его устойчивость. Примером служат составы альфа-олефина, содержащие соли щелочных металлов, аммонийные соли или соли органических оснований алкил- или алкенил полигликолевого простого эфира карбоновой кислоты к альфа-олефин сульфонату, имеющему от 8 до 20 атомов углерода, описаны в патенте GB 1,225,218. Составы альфа-олефина, содержащие замещенный амидо компонент жирных кислот и сульфонированный гидротропный компонент, описаны в патенте USP 3,852,221. В патенте USP 4,367,169 раскрыты составы альфа-олефина, содержащие пиридиновую соль. Хотя общеизвестно, что добавление таких гидротропов к водным составам поверхностно-активного вещества, может снижать точку замерзания воды, они не обязательно улучшают устойчивость состава поверхностно-активного вещества при низких температурах до удовлетворительной величины.
Соответственно, требуется создание водных составов поверхностно-активного вещества, в особенности водных состав альфа-олефин сульфонатов, имеющих удовлетворительную устойчивость при низких температурах; например, при -5°C или ниже зимой согласно условиям хранения и использования.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение представляет собой водный анионный пенообразующий раствор поверхностно-активного вещества для применения в способе увеличении нефтедобычи, содержащий (I) один или более альфа-олефин сульфонатов (AOS), (II) растворитель, имеющий химическую формулу C8H18O3, C8H16O3 или их смеси, и (III) воду.
Предпочтительно в водном анионном пенообразующем растворе поверхностно-активного вещества, описанном выше, растворитель имеет постоянную деления на части октанол-вода, равную от 0,05 до 0,8.
Предпочтительно в водном анионном пенообразующем растворе поверхностно-активного вещества, описанном выше, растворитель присутствует в количестве, от 10 масс% до 60 масс%, с учетом общей массы альфа-олефин сульфоната и растворителя.
Предпочтительно в водном анионном пенообразующем растворе поверхностно-активного вещества, описанном выше, растворителем является:
или их смеси.
Предпочтительно в водном анионном пенообразующем растворе поверхностно-активного вещества, описанном выше, один или более альфа-олефин сульфонатов имеют от 10 до 18 атомов углерода, более предпочтительно 12 атомов углерода.
Предпочтительно в водном анионном пенообразующем растворе поверхностно-активного вещества, описанном выше, один или более альфа-олефин сульфонатов содержат как гидрокси- сульфонаты так и алкен-сульфонаты.
Другим вариантом осуществления настоящего изобретения является способ извлечения нефти из коллектора во время нагнетания газа в коллектор, содержащий этапы: (a) по меньшей мере, периодического нагнетания газа и пенообразующего состава в коллектор, где пенообразующий состав содержит водный анионный пенообразующий раствор поверхностно-активного вещества, содержащий: (I) один или более альфа-олефин сульфонатов, (II) растворитель, имеющий химическую формулу C8H18O3, C8H1603 или их смеси, и (III) воду, и (б) ввода углеводородов в коллекторе в контакт с пеной и газом, для содействия извлечению углеводородов из коллектора.
Предпочтительно, в способе, описанном выше, анионные пенообразующие растворы поверхностно-активного вещества добавляют к/разводят с водным растворителем на устье скважины, таким образом, что альфа-олефин сульфонат присутствует в водном растворителе в скважине в количестве от 0,0001 до 2 масс%.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Водный анионный пенообразующий раствор поверхностно-активного вещества настоящего изобретения представляет собой водный раствор альфа-олефин сульфоната (AOS), содержащий один или более альфа-олефин сульфонатов. Альфа-олефин сульфонаты, пригодные для применения в настоящем изобретении, получают из альфа-олефинов, имеющих от около 10 до 18 атомов углерода, предпочтительно от около 14 до 16 атомов углерода, наиболее предпочтительно 12 атомов углерода. Олефины могут быть линейными, разветвленными или алициклическими, предпочтительно линейными олефинами. Способы производства альфа-олефин сульфоната хорошо известны, например, альфа-олефин сульфонат можно синтезировать в реакции альфа-олефинов с триоксидом серы. Данную реакцию можно проводить способами, хорошо известными в химии, обычно с помощью ввода в контакт потока пара разжиженного триоксида серы с тонкой пленкой жидкого олефина при температуре в диапазоне от около 5°C до около 50°C. Реакция между SO3 и олефином дает на выходе промежуточный продукт, который считают сходным с сультоном и который затем гидролизуют в реакции с водой и нейтрализуют в реакции с основанием. Смеси альфа-олефин сульфонатов подходят для вариантов применения настоящего изобретения.
Альфа-олефин сульфонат, подходящий для настоящего изобретения, может содержать, например, состав C10-18 альфа-олефин сульфоната. Поскольку альфа-олефин сульфонатные составы обычно, включают комбинацию сульфонатных компонентов, "С10-12" означает, что альфа-олефин сульфонатный состав включает один или более C10 альфа-олефин сульфонатов и C12 альфа-олефин сульфонатов. Аналогично, "C10-14" означает, что альфа-олефин сульфонатный состав включает один или более альфа-олефин сульфонатов, имеющих длину цепи от 10 до 14 атомов углерода. Аналогично, "С10-18" означает, что альфа-олефин сульфонатный состав включает один или более альфа-олефин сульфонатов, имеющих длину цепи от 10 до 18 атомов углерода.
Предпочтительный альфа-олефин сульфонатный состав настоящего изобретения содержит C12 альфа-олефин сульфонат, вследствие его способности к пенообразованию и растворимости в рассолах, содержащих до 18 масс% полностью растворенных твердых частиц (общая масса растворенных механических примесей) при комнатной температуре (в диапазоне от 22°C до 24°C).
Выбор конкретного альфа-олефин сульфонатного состава, применяемого в настоящем изобретении, зависит от соблюдения баланса пенообразования и противопоставляемой ему устойчивости к рассолам в заданной окружающей среде. Пенообразование увеличивается с длиной углеродной цепи, в свою очередь, устойчивость к рассолам уменьшается. См., например, USP 4,769,730, выдан Suzuki. Соответственно, конкретный дополнительный альфа-олефин сульфонатный состав выбирают на основании некоторых практических факторов, т.е., стоимости, солености нагнетаемой воды, и нефтеносного пласта, в котором он применяется.
Альфа-олефин сульфонат обычно включает как гидрокси-сульфонаты, так и алкен-сульфонаты. Гидрокси-сульфонаты включают как 3-гидрокси, так и 4-гидрокси-сульфонаты, а алкен-сульфонаты включают алкен-1-сульфонаты (алкен-1), алкен-2-сульфонаты (алкен-2), алкен-3-сульфонаты (алкен-3), алкен-4-сульфонаты (алкен-4), алкен-5-сульфонаты (алкен-5), алкен-6-сульфонаты (алкен-6), алкен-7-сульфонаты (алкен-7) и алкен-8-сульфонаты (алкен-8). Алкен-дисульфонаты могут также присутствовать в альфа-олефинсульфонате.
Водный пенообразующий состав анионного поверхностно-активного вещества настоящего изобретения содержит один или более альфа-олефин сульфонатов, растворитель, возможно другие поверхностно-активные вещества, и воду. Предпочтительно, альфа-олефин сульфонат присутствует в количестве, равном или больше 10 масс%, предпочтительно равном или больше 16 масс%, и более предпочтительно равном или больше 22 масс%, где массовые проценты взяты в расчете на общую массу водного анионного пенообразующего состава поверхностно-активного вещества. Предпочтительно, альфа-олефин сульфонат, присутствует в количестве, равном или меньше 40 масс%, предпочтительно равном или меньше 36 масс%, и более предпочтительно равном или меньше 30 масс%, где массовые проценты взяты в расчете на общую массу водного анионного пенообразующего состава поверхностно-активного вещества.
Водный анионный пенообразующий раствор поверхностно-активного вещества настоящего изобретения стабилизирован эффективным количеством растворителя алкилового простого эфира. Растворитель алкилового простого эфира дает один или более стабилизирующих эффектов в водном растворе альфа-олефин сульфоната. В одном варианте осуществления растворитель алкилового простого эфира способствует повышению растворимости альфа-олефин сульфоната в водном растворе, в особенности при низких температурах. В другом варианте осуществления, растворитель алкилового простого эфира уменьшает разделение фазы альфа-олефин сульфоната с водными компонентами раствора.
Подходящие растворители алкилового простого эфира могут содержать линейные алкильные цепи, разветвленные алкильные цепи, или смесь линейных и разветвленных алкильных цепей и могут быть протонными, содержащими одну или более гидроксильных групп (-OH) и/или aпротонными, не имеющими -OH групп. Растворители алкилового простого эфира, имеющие соотношение углерод:кислород (C:O) между 2,3 и 3,25, особенно эффективны в повышении растворимости альфа-олефин сульфоната в водных растворах. Растворители алкилового простого эфира с восемью атомами углерода с химическими формулами C8H1803 и C8H16O3 и имеющие соотношение C:0 равное 2,66, особенно предпочтительны для стабилизации альфа-олефин сульфонатных водных растворов настоящего изобретения.
В отношении разделения фаз, обнаружено, что растворители алкилового простого эфира с постоянной деления на части октанол-вода между 0,05 и 0,8, подходят для уменьшения разделения фаз водных растворов альфа-олефин сульфоната. Постоянная деления на части октанoл-вода (Kow) отражает гидрофобность-гидрофильность соединения и является показателем концентраций соединения в смеси двух несмешивающихся фаз, находящихся в равновесии. Данные коэффициенты являются показателями разницы в растворимости соединения в данных двух фазах.
Любой структурный изомер C8H1803 и C8H16O3, имеющий соотношение C:0 равное 2,66 входит в объем настоящего изобретения. Особенно предпочтительными C8H1803 растворителями алкилового простого эфира для применения в настоящем изобретении являются: 2-(2-бутоксиэтокси)этанол (I); бис(метоксипропил)простого эфира; (II); 2-[2-(2-метилпропокси)этокси]этанол (III); 1-этокси-2-(2-этоксиэтокси)этан (IV); 1,1,1-триметокси-2-метилбутан (V); 3-(2-пропоксиэтокси)пропан-1-ол (VI); 1-(2-пропоксиэтокси)пропан-1-ол (VII); и их смеси. Данные растворители представлены следующими структурными формулами:
Эффективное количество растворителя алкилового простого эфира для стабилизации водного раствора альфа-олефин сульфоната изменяется в зависимости от, например, состава альфа-олефин сульфоната (например, длины углеродной цепи), водной среды, и целевой температуры, при которой раствор подлежит стабилизации.
Предпочтительно, растворитель алкилового простого эфира присутствует в количестве, равном или больше 10 масс%, предпочтительно равном или больше 15 масс%, и более предпочтительно равном или больше 20 масс%, где массовые проценты взяты в расчете на общую массу водного анионного пенообразующего состава поверхностно-активного вещества. Предпочтительно, растворитель алкилового простого эфира присутствует в количестве равном или меньше 60 масс%, предпочтительно равном или меньше 50 масс%, и более предпочтительно равном, или меньше 40 масс%, где массовые проценты взяты в расчете на общую массу водного анионного пенообразующего состава поверхностно-активного вещества.
Пенообразующий состав настоящего изобретения может также содержать минимальные количества других поверхностно-активных веществ. Например, могут присутствовать вспомогательные поверхностно-активные вещества, такие, как амфотерные поверхностно-активные вещества, а также ингибиторы солеотложения, такие как димеры альфа-олефин сульфоната и хелатообразующие вещества. Общее количество данных дополнительных поверхностно-активных веществ предпочтительно составляет не больше около 10 масс% в расчете на суммарную массу водного анионного пенообразующего состава поверхностно-активного вещества.
Балансом водного анионного пенообразующего состава поверхностно-активного вещества настоящего изобретения, не являющегося альфа-олефин сульфонатом, растворителем, или возможными другими поверхностно-активными веществами, является вода.
Предпочтительно, водный анионный пенообразующий состав поверхностно-активного вещества устойчив до -5°C, более предпочтительно, до -10°C, более предпочтительно, до -15°C и наиболее предпочтительно, до -20°C.
В применении водного анионного пенообразующего состава поверхностно-активного вещества настоящего изобретения для улучшения добычи нефти, состав водного анионного поверхностно-активного вещества добавляют и разводят со скважинным водным растворителем. Пену может готовить либо предварительно, или "на месте" (например, вводя чередующиеся порции газа и пенообразующего состава в коллектор). В любом способе можно применять известную в данной области техники технологию, для нагнетания пены в пласт. Кроме того, хотя состав нефтеносного пласта не особо важен для настоящего изобретения, изобретение имеет особенную практическую ценность в песчаных коллекторах.
Специалисту в данной области техники понятно, что данный состав можно применять либо в режиме чередующегося нагнетания в пласт воды и газа с целью повышения нефтеотдачи или способом повышения нефтеотдачи вытеснением в условиях смешивающихся и несмешивающихся сред. Например, состав водного анионного поверхностно-активного вещества настоящего изобретения можно применять в способе повышения нефтеотдачи коллектора с нагнетанием газа в коллектор, содержащем этапы: по меньшей мере, периодического нагнетания газа и пенообразующего состава в коллектор и обеспечения контакта углеводородов в коллекторе с пеной и газом для содействия извлечению углеводородов из коллектора.
Применяемый газ включает любой из известных в данной области техники, например, двуокись углерода (CО2), азот (N2), метан (CH3), дымовой газ и т.п. или смеси углеводородов, таких, как метан с любым этаном, пропаном, или бутаном, дымовым газом и т.п.
В качестве водного растворителя, в общем, воды, как правило, выбирают подтоварную воду, например, из коллектора, но источник может быть другим основанном на требованиях к обрабатываемому коллектору, рентабельности, и совместимости состава в результате разведения, например, пресной воды, воды из водоносного горизонта, или рассола из коллектора, получаемых из скважины.
Данное изобретение должно найти применение с рассолами, имеющими в составе общую массу растворенных твердых частиц от около 0 до 18 масс%, предпочтительно, от 0 до 15 и, наиболее предпочтительно, от 10 до 12 масс%.
Состав водного анионного поверхностно-активного вещества настоящего изобретения добавляют к/разводят с водном растворителем, например, на устье скважины, так, что количество альфа-олефин сульфонатного поверхностно-активного вещества в скважинном водном растворителе составляет от 0,0001 до 2 масс%. Предпочтительно, количество поверхностно-активного вещества в скважинном водном растворителе равно или больше 0,0001 масс%, более предпочтительно, равно или больше 0,001 масс%, более предпочтительно, равно или больше 0,01 масс%, более предпочтительно, равно или больше 0,05 масс% и, наиболее предпочтительно, равно или больше 0,08 масс%.
Предпочтительно, количество альфа-олефин сульфонатного поверхностно-активного вещества в скважинном водном растворителе равно или меньше 2 масс%, более предпочтительно, равно или меньше 1 масс%, более предпочтительно, равно или меньше 0,5 масс%, более предпочтительно, равно или меньше 0,3 масс% и, наиболее предпочтительно, равно или меньше 0,1 масс%.
ПРИМЕРЫ
Описание исходных материалов, использованных в Примерах представлено ниже.
WITCONATE™ AOS-12 является C12 AOS-12 от Akzo Nobel.
PROGLYDE™ DMM Дипропиленгликоль диметиловый простой эфир от The Dow Chemical Company.
Бутилкарбитол является диэтиленгликоль монобутиловым простым эфиром от The Dow Chemical Company.
Диэтиленгликоль монобутиловый простой эфир от Sigma Aldrich.
2,2,4-триметил-1,3-пентандиол от Sigma Aldrich.
диэтиленгликолевый метиловый простой эфир ацетат от Sigma Aldrich.
диэтиленгликолевый диэтиловый простой эфир от Sigma Aldrich.
n-бутил лактат от Sigma Aldrich.
диэтиленгликоль монопропиловый простой эфир от Sigma Aldrich.
диэтиленгликоль диметиловый простой эфир от Sigma Aldrich.
триэтиленгликоль от Sigma Aldrich.
Устойчивость при низких температурах.
Точка потери текучести/фазовое поведение определили при -20°C на водных растворах C12 альфа-олефин сульфоната с растворителем и без растворителя алкилового простого эфира (Пример 1). Примеры 2-16 содержат смесь C12 альфа-олефин сульфоната/ растворителя, при этом массовый процент растворителя определен по общей массе альфа-олефин сульфоната и смеси растворителя.
Испытание для определения точки потери текучести выполняли, используя 10 граммовый образец из Примеров 1-16. Образцы хранили в низкотемпературном контейнере при -20°C и периодически тестировали на текучесть и разделение фаз за 24 и/или 48 часа. Текучесть определяли, либо повернув образец на бок, чтобы увидеть, перемещение менисков или перевернув образцы, чтобы увидеть проход металлического калиброванного шарика от нижней части к верхней части образца. Разделение фаз также определили визуально (например, по выпадению осадка, полному разделению фаз (2 фазы), помутнению, и т.д.).
Результаты для составов и устойчивости для Примеров 1-10 показаны в Таблице 1.
| Таблица 1 | |||||||
| Пример | Растворитель | Концен-трация, масс% | Раство-ритель С:О | Раство-ритель Kow | По-ток | Разде-ление фаз | Время, час |
| 1* | нет | Отсутс-твует | Отсутс-твует | Отсутс-твует | Нет | Да | 24 |
| 2 | дипропиленгликоль диметиловый эфир | 35 | 2,66 | 0,35 | Да | Нет | 48 |
| 3 | дипропиленгликоль диметиловый эфир | 58 | 2,66 | 0,35 | Да | Нет | 48 |
| 4 | диэтиленгликоль монобутиловый эфир | 57 | 2,66 | 0,29 | Да | Нет | 48 |
| 5 | диэтиленгликоль монобутиловый эфир | 37 | 2,66 | 0,29 | Нет | Нет | 48 |
| 6 | диэтиленгликоль монобутиловый эфир | 40 | 2,66 | 0,29 | Да | Нет | 48 |
| 7 | диэтиленгликоль диэтиловый эфир | 40 | 2,66 | 0,39 | Да | Да | 48 |
| 8 | диэтиленгликоль диэтиловый эфир | 50 | 2,66 | 0,39 | Да | Да | 48 |
| 9 | диэтиленгликоль моноизобутиловый эфир | 40 | 2,66 | 0,54 | Нет | Нет | 48 |
| 10 | диэтиленгликоль моноизобутиловый эфир | 50 | 2,66 | 0,54 | Да | Да | 48 |
| 11* | 2,2,4-тримеил-1,3-пентанедиол | 50 | 4 | 1,24 | Нет | Нет | 48 |
| 12* | Диэтилен гликоль моноэтиловый эфир ацетат | 50 | 2 | 0,32 | Нет | Да | 48 |
| 13* | n-бутил лактат | 50 | 2,3 | 1,01 | Нет | Да | 48 |
| 14* | Диэтиленгликоль монопропиловый эфир | 50 | 2,3 | 0,2 | Нет | Да | 48 |
| 15* | Диэтиленгликоль диметиловый эфир | 50 | 2 | -0,23 | Нет | Да | 48 |
| 16* | триэтиленгликоль | 50 | 1,5 | -1,26 | Нет | Да | 48 |
| *не является Примером настоящего изобретения | |||||||
Тестирование пены.
Тестирование реакции на пенообразование выполнили на Model 6100 Formation Response Tester (FRT), поставка Chandler Engineering. FRT имеет один кернодержатель, используемый для выполнения данных экспериментов. Для тестирования реакции на пенообразование использовали отдельный кернодержатель, содержащий отдельный керн с песчаником Berea, предоставленный Kocurek Industries, диаметром 1,5 дюйма (38 мм) и длиной 12 дюймов (305 мм), с коэффициентом проницаемости 115 мД для 1% рассола хлорида натрия. Керн завернули в SARAN™ WRAP, поместили внутрь соответствующей резиновой втулки AFLAS™ 90, вставленной в кернодержатель типа Hassler. Давление обжима керна поддерживали на приблизительно 500 фунт/дюйм2 (3500 КПа) выше внутреннего давления. Керн нагрели до нужной температуры до нагнетания текучих сред. Текучие среды предварительно нагрели до температуры керна перед нагнетанием для минимизации нагревающего и охлаждающего воздействий в керне. Преобразователь дифференциального давления использовали для измерения перепада давления на керне до 50 фунт/дюйм2 (350 КПа). Перепад давления, превышающий 50 фунт/дюйм2 (350 КПа) на керне, измеряли как перепад между преобразователями давления на входе ячейки и выходе ячейки.
Керн пропитали 4513 мкг/г вещества Примера 6, растворенного в рассольном растворе. Реакцию на пенообразование выполнили при следующих условиях: Режим нагнетания: совместное нагнетание; расход рассола: 0,091 мл/мин; расход CО2: 0,529 мл/мин; качество пены: 85,3%; температура: 126°F (52°С); регулятор противодавления: 1750 фунт/дюйм2 (12 МПа); концентрация поверхностно-активного вещества в рассоле 1000 мкг/г; растворителя 1808 мкг/г; и состав рассола: 0,858% NaCl, 0,066% CaCl2, и 0,02% MgCl2, растворенные в воде.
Тестирование выполнили в режиме совместного нагнетания, где рассол и CО2 одновременно закачивают в нужных соотношениях. В данных условиях получили равновесный перепад давления на керне. Обычно дают минимум 8-12 часов для получения состояния равновесия. Зависимость перепада давления от времени для Примера 6 показана на Фиг 1.
Рост перепада давления в зависимости от времени указывает на образование пены в керне.
Claims (20)
1. Водный пенообразующий раствор анионного поверхностно-активного вещества для применения в способе повышения нефтеотдачи, содержащий
(I) один или более альфа-олефинсульфонатов (AOS),
(II) растворитель, имеющий химическую формулу C8Н18O3, C8H16O3 или их смесь, и
(III) воду.
2. Водный пенообразующий раствор анионного поверхностно-активного вещества по п. 1, в котором растворитель имеет постоянную деления на части октанол-вода от 0,05 до 0,8.
3. Водный пенообразующий раствор анионного поверхностно-активного вещества по п. 1, в котором растворитель присутствует в количестве от 10 до 60 мас.%, причем массовые проценты взяты в расчете на общую массу альфа-олефинсульфоната (AOS) и растворителя.
4. Водный пенообразующий раствор анионного поверхностно-активного вещества по п. 1, в котором растворитель представляет собой
или их смеси.
5. Водный пенообразующий раствор анионного поверхностно-активного вещества по п. 1, в котором один или более альфа-олефинсульфонатов имеют от 10 до 18 атомов углерода.
6. Водный пенообразующий раствор анионного поверхностно-активного вещества по п. 1, в котором один или более альфа-олефинсульфонатов содержат как гидрокси-сульфонаты, так и алкен-сульфонаты.
7. Водный пенообразующий раствор анионного поверхностно-активного вещества по п. 1, в котором один или более альфа-олефинсульфонатов имеют 12 атомов углерода.
8. Способ извлечения нефти из коллектора во время нагнетания газа в коллектор, содержащий следующие этапы:
(a) по меньшей мере, периодического нагнетания газа и пенообразующего состава в коллектор, где пенообразующий состав содержит водный пенообразующий раствор анионного поверхностно-активного вещества, содержащий:
(I) один или более альфа-олефинсульфонатов,
(II) растворитель, имеющий химическую формулу C8Н16О3, C8Н16О3 или их смесь, и
(III) воду и
(б) приведение в контакт углеводородов в коллекторе с пеной и газом, чтобы способствовать извлечению углеводородов из коллектора.
9. Способ по п. 8, в котором водный пенообразующий раствор (растворы) анионного поверхностно-активного вещества добавляют к водному растворителю, разбавляют водным растворителем в устье скважины таким образом, что альфа-олефинсульфонат присутствует в водном растворителе в скважине в количестве от 0,0001 до 2 мас.%.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201361829512P | 2013-05-31 | 2013-05-31 | |
| US61/829,512 | 2013-05-31 | ||
| PCT/US2014/039145 WO2014193731A1 (en) | 2013-05-31 | 2014-05-22 | A low temperature stabilized foam-forming composition for enhanced oil recovery |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015148921A RU2015148921A (ru) | 2017-07-06 |
| RU2015148921A3 RU2015148921A3 (ru) | 2018-03-06 |
| RU2668429C2 true RU2668429C2 (ru) | 2018-10-01 |
Family
ID=51023073
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015148921A RU2668429C2 (ru) | 2013-05-31 | 2014-05-22 | Устойчивый при низких температурах пенообразующий состав для повышения нефтеотдачи |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10336935B2 (ru) |
| EP (1) | EP3004283B1 (ru) |
| CN (1) | CN105209569B (ru) |
| AR (1) | AR096510A1 (ru) |
| BR (1) | BR112015027815B1 (ru) |
| CA (1) | CA2913136C (ru) |
| MX (1) | MX2015015664A (ru) |
| MY (1) | MY192427A (ru) |
| NO (1) | NO3071511T3 (ru) |
| PL (1) | PL3004283T3 (ru) |
| RU (1) | RU2668429C2 (ru) |
| WO (1) | WO2014193731A1 (ru) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115595136B (zh) * | 2021-06-28 | 2023-11-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于泡沫排水采气的温度响应型起泡剂及其制备方法、应用 |
| CN113559782A (zh) * | 2021-07-09 | 2021-10-29 | 李晟贤 | 一种防冻起泡剂及其应用方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4534411A (en) * | 1982-03-16 | 1985-08-13 | Lion Corporation | Micellar slug for oil recovery |
| US4860828A (en) * | 1988-06-01 | 1989-08-29 | The Dow Chemical Company | Gas flooding processing for the recovery of oil from subterranean formations |
| RU2065947C1 (ru) * | 1994-04-27 | 1996-08-27 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов |
| US6302209B1 (en) * | 1997-09-10 | 2001-10-16 | Bj Services Company | Surfactant compositions and uses therefor |
| US20080196893A1 (en) * | 2007-02-15 | 2008-08-21 | Christie Huimin Berger | Process for oil recovery using mixed surfactant composition |
| WO2011100301A2 (en) * | 2010-02-12 | 2011-08-18 | Shell Oil Company | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery |
| RU2011124806A (ru) * | 2011-06-09 | 2012-12-20 | Алексей Константинович Жуковский | Стабилизированная газожидкостная коллоидоподобная композиция |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2014084A1 (ru) | 1968-07-31 | 1970-04-10 | Hoechst Ag | |
| US3852221A (en) | 1971-08-19 | 1974-12-03 | Jefferson Chem Co Inc | Liquid olefin sulfonate detergent |
| JPS6032678B2 (ja) | 1980-10-27 | 1985-07-29 | ライオン株式会社 | 液体洗浄剤組成物 |
| US4380266A (en) | 1981-03-12 | 1983-04-19 | Shell Oil Company | Reservoir-tailored CO2 -aided oil recovery process |
| JPS58131295A (ja) * | 1982-01-28 | 1983-08-05 | ライオン株式会社 | 石油回収用ミセル溶液 |
| JPS6168375U (ru) | 1984-10-12 | 1986-05-10 | ||
| JPH063580A (ja) | 1992-06-19 | 1994-01-14 | Nikon Corp | 焦点検出装置 |
| US6852221B2 (en) | 2003-05-06 | 2005-02-08 | John M. Smolley | Lint trap |
-
2014
- 2014-05-22 CN CN201480028320.6A patent/CN105209569B/zh active Active
- 2014-05-22 WO PCT/US2014/039145 patent/WO2014193731A1/en active Application Filing
- 2014-05-22 MY MYPI2015002833A patent/MY192427A/en unknown
- 2014-05-22 MX MX2015015664A patent/MX2015015664A/es unknown
- 2014-05-22 US US14/780,228 patent/US10336935B2/en active Active
- 2014-05-22 EP EP14733808.1A patent/EP3004283B1/en active Active
- 2014-05-22 CA CA2913136A patent/CA2913136C/en active Active
- 2014-05-22 BR BR112015027815-9A patent/BR112015027815B1/pt active IP Right Grant
- 2014-05-22 RU RU2015148921A patent/RU2668429C2/ru active
- 2014-05-22 PL PL14733808T patent/PL3004283T3/pl unknown
- 2014-05-30 AR ARP140102142A patent/AR096510A1/es active IP Right Grant
- 2014-11-18 NO NO14827708A patent/NO3071511T3/no unknown
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4534411A (en) * | 1982-03-16 | 1985-08-13 | Lion Corporation | Micellar slug for oil recovery |
| SU1473721A3 (ru) * | 1982-03-16 | 1989-04-15 | Лион Корпорейшн (Фирма) | Мицелл рна смесь дл добычи нефти |
| US4860828A (en) * | 1988-06-01 | 1989-08-29 | The Dow Chemical Company | Gas flooding processing for the recovery of oil from subterranean formations |
| RU2065947C1 (ru) * | 1994-04-27 | 1996-08-27 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов |
| US6302209B1 (en) * | 1997-09-10 | 2001-10-16 | Bj Services Company | Surfactant compositions and uses therefor |
| US20080196893A1 (en) * | 2007-02-15 | 2008-08-21 | Christie Huimin Berger | Process for oil recovery using mixed surfactant composition |
| WO2011100301A2 (en) * | 2010-02-12 | 2011-08-18 | Shell Oil Company | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery |
| RU2011124806A (ru) * | 2011-06-09 | 2012-12-20 | Алексей Константинович Жуковский | Стабилизированная газожидкостная коллоидоподобная композиция |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2913136C (en) | 2021-07-06 |
| MX2015015664A (es) | 2016-03-17 |
| AR096510A1 (es) | 2016-01-13 |
| CN105209569B (zh) | 2020-01-17 |
| RU2015148921A3 (ru) | 2018-03-06 |
| EP3004283B1 (en) | 2017-10-04 |
| RU2015148921A (ru) | 2017-07-06 |
| MY192427A (en) | 2022-08-19 |
| BR112015027815B1 (pt) | 2022-11-29 |
| EP3004283A1 (en) | 2016-04-13 |
| WO2014193731A1 (en) | 2014-12-04 |
| CA2913136A1 (en) | 2014-12-04 |
| PL3004283T3 (pl) | 2018-03-30 |
| US20160083642A1 (en) | 2016-03-24 |
| CN105209569A (zh) | 2015-12-30 |
| NO3071511T3 (ru) | 2018-05-19 |
| US10336935B2 (en) | 2019-07-02 |
| BR112015027815A2 (pt) | 2017-08-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2773069C (en) | Compositions and methods for controlling the stability of ethersulfate surfactants at elevated temperatures | |
| US10435618B2 (en) | Surfactants for enhanced oil recovery | |
| Kamal et al. | Screening of amphoteric and anionic surfactants for cEOR applications using a novel approach | |
| AU2011293113B2 (en) | Alkoxy carboxylate surfactants | |
| US9284481B2 (en) | Method and composition for enhanced oil recovery | |
| MX2012008820A (es) | Sulfato del alcoxilato de estirilfenol como nueva composicion tensioactiva para aplicaciones de recuperacion mejorada del petroleo. | |
| EP4085117A1 (en) | Surfactants for oil and gas production | |
| RU2690986C2 (ru) | Извлечение нефти с помощью поверхностно-активных веществ при использовании эфиров сульфоната и спирта и катионных поверхностно-активных веществ | |
| WO2016145164A1 (en) | Short hydrophobe anionic surfactants | |
| Puerto et al. | Effects of hardness and cosurfactant on phase behavior of alcohol-free alkyl propoxylated sulfate systems | |
| Yan et al. | A new series of double‐chain single‐head sulfobetaine surfactants derived from 1, 3‐dialkyl glyceryl ether for reducing crude oil/water interfacial tension | |
| RU2668429C2 (ru) | Устойчивый при низких температурах пенообразующий состав для повышения нефтеотдачи | |
| US4022699A (en) | Soluble oil composition | |
| EP3768798B1 (en) | Selection of optimal surfactant blends for waterflood enhancement | |
| Garcia-Olvera et al. | Analysis of Physico-Chemical Constraints on Surfactant Blends for Offshore Reservoirs | |
| EP2995670A1 (en) | Alkane sulfonic acid or sulfonate composition and use thereof in enhanced oil recovery | |
| EP3004282B1 (en) | Enhanced oil recovery method employing a biodegradable brine tolerant foam-forming composition | |
| SE1150359A1 (sv) | Förbättrad metod | |
| Pope et al. | Compositions and methods for controlling the stability of ethersulfate surfactants at elevated temperatures | |
| Barnes et al. | Effects of Hardness and Cosurfactant on Phase Behavior of Alcohol-Free Alkyl Propoxylated Sulfate Systems | |
| Pope et al. | Short chain alkylamine alkoxylate compositions |