RU2630509C2 - Способ добычи нефти из подземной формации - Google Patents
Способ добычи нефти из подземной формации Download PDFInfo
- Publication number
- RU2630509C2 RU2630509C2 RU2014153665A RU2014153665A RU2630509C2 RU 2630509 C2 RU2630509 C2 RU 2630509C2 RU 2014153665 A RU2014153665 A RU 2014153665A RU 2014153665 A RU2014153665 A RU 2014153665A RU 2630509 C2 RU2630509 C2 RU 2630509C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- alkyl
- surfactants
- group
- water
- carbon atoms
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 48
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 30
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title abstract description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 77
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 37
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 24
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 11
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 128
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 80
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 55
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 44
- 125000003342 alkenyl group Chemical group 0.000 claims description 39
- -1 alkali metal cation Chemical group 0.000 claims description 34
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 27
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 claims description 23
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical group C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 19
- 239000002585 base Substances 0.000 claims description 17
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 12
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 12
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical group CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 10
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 10
- 230000008719 thickening Effects 0.000 claims description 9
- 239000008139 complexing agent Substances 0.000 claims description 7
- WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N Tetrahydrofuran Chemical group C1CCOC1 WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims description 6
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 claims description 5
- 125000002791 glucosyl group Chemical group C1([C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O1)CO)* 0.000 claims description 5
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 5
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 5
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 5
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 150000005215 alkyl ethers Chemical class 0.000 claims description 4
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 claims description 4
- 125000004185 ester group Chemical group 0.000 claims description 3
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 claims description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims description 2
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 claims 3
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims 2
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 24
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 22
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 17
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 11
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 11
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 10
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 description 10
- 239000000047 product Substances 0.000 description 10
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 9
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 8
- 125000001273 sulfonato group Chemical class [O-]S(*)(=O)=O 0.000 description 8
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 7
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 7
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 7
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 7
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- KBPLFHHGFOOTCA-UHFFFAOYSA-N 1-Octanol Chemical compound CCCCCCCCO KBPLFHHGFOOTCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- 229930182470 glycoside Natural products 0.000 description 6
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 5
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 5
- ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N hexan-1-ol Chemical compound CCCCCCO ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 4
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 4
- POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N dodecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCC(O)=O POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 4
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N glycine betaine Chemical compound C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical group 0.000 description 4
- 125000001570 methylene group Chemical group [H]C([H])([*:1])[*:2] 0.000 description 4
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 4
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 4
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 4
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- 125000001931 aliphatic group Polymers 0.000 description 3
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 125000003545 alkoxy group Chemical group 0.000 description 3
- 150000008055 alkyl aryl sulfonates Chemical class 0.000 description 3
- LHIJANUOQQMGNT-UHFFFAOYSA-N aminoethylethanolamine Chemical compound NCCNCCO LHIJANUOQQMGNT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N butan-2-ol Chemical compound CCC(C)O BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- LQZZUXJYWNFBMV-UHFFFAOYSA-N dodecan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCCCO LQZZUXJYWNFBMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 description 3
- FHKSXSQHXQEMOK-UHFFFAOYSA-N hexane-1,2-diol Chemical compound CCCCC(O)CO FHKSXSQHXQEMOK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N n-butylhexane Natural products CCCCCCCCCC DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000006384 oligomerization reaction Methods 0.000 description 3
- FDRCDNZGSXJAFP-UHFFFAOYSA-M sodium chloroacetate Chemical compound [Na+].[O-]C(=O)CCl FDRCDNZGSXJAFP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- OYHQOLUKZRVURQ-NTGFUMLPSA-N (9Z,12Z)-9,10,12,13-tetratritiooctadeca-9,12-dienoic acid Chemical compound C(CCCCCCC\C(=C(/C\C(=C(/CCCCC)\[3H])\[3H])\[3H])\[3H])(=O)O OYHQOLUKZRVURQ-NTGFUMLPSA-N 0.000 description 2
- WNWHHMBRJJOGFJ-UHFFFAOYSA-N 16-methylheptadecan-1-ol Chemical compound CC(C)CCCCCCCCCCCCCCCO WNWHHMBRJJOGFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XDOFQFKRPWOURC-UHFFFAOYSA-N 16-methylheptadecanoic acid Chemical compound CC(C)CCCCCCCCCCCCCCC(O)=O XDOFQFKRPWOURC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FALRKNHUBBKYCC-UHFFFAOYSA-N 2-(chloromethyl)pyridine-3-carbonitrile Chemical compound ClCC1=NC=CC=C1C#N FALRKNHUBBKYCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000869 Homopolysaccharide Polymers 0.000 description 2
- 239000005639 Lauric acid Substances 0.000 description 2
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Malonic acid Chemical compound OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- 229910000288 alkali metal carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000008041 alkali metal carbonates Chemical class 0.000 description 2
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 2
- 150000001447 alkali salts Chemical class 0.000 description 2
- 229910001420 alkaline earth metal ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- YZXBAPSDXZZRGB-DOFZRALJSA-N arachidonic acid Chemical compound CCCCC\C=C/C\C=C/C\C=C/C\C=C/CCCC(O)=O YZXBAPSDXZZRGB-DOFZRALJSA-N 0.000 description 2
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N chloroacetic acid Chemical compound OC(=O)CCl FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229940106681 chloroacetic acid Drugs 0.000 description 2
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- GHVNFZFCNZKVNT-UHFFFAOYSA-N decanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCC(O)=O GHVNFZFCNZKVNT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NOPFSRXAKWQILS-UHFFFAOYSA-N docosan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCO NOPFSRXAKWQILS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UKMSUNONTOPOIO-UHFFFAOYSA-N docosanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O UKMSUNONTOPOIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZQPPMHVWECSIRJ-MDZDMXLPSA-N elaidic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C\CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-MDZDMXLPSA-N 0.000 description 2
- 238000007046 ethoxylation reaction Methods 0.000 description 2
- 235000019387 fatty acid methyl ester Nutrition 0.000 description 2
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 2
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000008233 hard water Substances 0.000 description 2
- BXWNKGSJHAJOGX-UHFFFAOYSA-N hexadecan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCO BXWNKGSJHAJOGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N hexadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FUZZWVXGSFPDMH-UHFFFAOYSA-N hexanoic acid Chemical compound CCCCCC(O)=O FUZZWVXGSFPDMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 2
- 150000002462 imidazolines Chemical class 0.000 description 2
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 150000005673 monoalkenes Chemical class 0.000 description 2
- GLDOVTGHNKAZLK-UHFFFAOYSA-N octadecan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCO GLDOVTGHNKAZLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WWZKQHOCKIZLMA-UHFFFAOYSA-N octanoic acid Chemical compound CCCCCCCC(O)=O WWZKQHOCKIZLMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CNVZJPUDSLNTQU-SEYXRHQNSA-N petroselinic acid Chemical compound CCCCCCCCCCC\C=C/CCCCC(O)=O CNVZJPUDSLNTQU-SEYXRHQNSA-N 0.000 description 2
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229940014800 succinic anhydride Drugs 0.000 description 2
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 2
- 238000006277 sulfonation reaction Methods 0.000 description 2
- AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N sulfur trioxide Chemical compound O=S(=O)=O AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HLZKNKRTKFSKGZ-UHFFFAOYSA-N tetradecan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCO HLZKNKRTKFSKGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KJIOQYGWTQBHNH-UHFFFAOYSA-N undecanol Chemical compound CCCCCCCCCCCO KJIOQYGWTQBHNH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000007934 α,β-unsaturated carboxylic acids Chemical class 0.000 description 2
- ALSTYHKOOCGGFT-KTKRTIGZSA-N (9Z)-octadecen-1-ol Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCO ALSTYHKOOCGGFT-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- CUXYLFPMQMFGPL-UHFFFAOYSA-N (9Z,11E,13E)-9,11,13-Octadecatrienoic acid Natural products CCCCC=CC=CC=CCCCCCCCC(O)=O CUXYLFPMQMFGPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KJCVRFUGPWSIIH-UHFFFAOYSA-N 1-naphthol Chemical compound C1=CC=C2C(O)=CC=CC2=C1 KJCVRFUGPWSIIH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OXEDXHIBHVMDST-UHFFFAOYSA-N 12Z-octadecenoic acid Natural products CCCCCC=CCCCCCCCCCCC(O)=O OXEDXHIBHVMDST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GAWAYYRQGQZKCR-UHFFFAOYSA-N 2-chloropropionic acid Chemical compound CC(Cl)C(O)=O GAWAYYRQGQZKCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HNNQYHFROJDYHQ-UHFFFAOYSA-N 3-(4-ethylcyclohexyl)propanoic acid 3-(3-ethylcyclopentyl)propanoic acid Chemical compound CCC1CCC(CCC(O)=O)C1.CCC1CCC(CCC(O)=O)CC1 HNNQYHFROJDYHQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KZUBXUKRWLMPIO-UHFFFAOYSA-N 4-methylhexan-2-ol Chemical compound CCC(C)CC(C)O KZUBXUKRWLMPIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101100345345 Arabidopsis thaliana MGD1 gene Proteins 0.000 description 1
- 235000021357 Behenic acid Nutrition 0.000 description 1
- WVDDGKGOMKODPV-UHFFFAOYSA-N Benzyl alcohol Chemical compound OCC1=CC=CC=C1 WVDDGKGOMKODPV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DPUOLQHDNGRHBS-UHFFFAOYSA-N Brassidinsaeure Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCCCCCC(O)=O DPUOLQHDNGRHBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000005632 Capric acid (CAS 334-48-5) Substances 0.000 description 1
- 229920006051 Capron® Polymers 0.000 description 1
- 239000005635 Caprylic acid (CAS 124-07-2) Substances 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- URXZXNYJPAJJOQ-UHFFFAOYSA-N Erucic acid Natural products CCCCCCC=CCCCCCCCCCCCC(O)=O URXZXNYJPAJJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 208000007976 Ketosis Diseases 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000021314 Palmitic acid Nutrition 0.000 description 1
- CNVZJPUDSLNTQU-UHFFFAOYSA-N Petroselaidic acid Natural products CCCCCCCCCCCC=CCCCCC(O)=O CNVZJPUDSLNTQU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LGRFSURHDFAFJT-UHFFFAOYSA-N Phthalic anhydride Natural products C1=CC=C2C(=O)OC(=O)C2=C1 LGRFSURHDFAFJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000021355 Stearic acid Nutrition 0.000 description 1
- 238000005903 acid hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 150000001323 aldoses Chemical class 0.000 description 1
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052910 alkali metal silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000005904 alkaline hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 description 1
- 229940045714 alkyl sulfonate alkylating agent Drugs 0.000 description 1
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- CUXYLFPMQMFGPL-SUTYWZMXSA-N all-trans-octadeca-9,11,13-trienoic acid Chemical compound CCCC\C=C\C=C\C=C\CCCCCCCC(O)=O CUXYLFPMQMFGPL-SUTYWZMXSA-N 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 150000008064 anhydrides Chemical group 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- 229940114079 arachidonic acid Drugs 0.000 description 1
- 235000021342 arachidonic acid Nutrition 0.000 description 1
- 125000002029 aromatic hydrocarbon group Chemical group 0.000 description 1
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 description 1
- 229940116226 behenic acid Drugs 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- JHIWVOJDXOSYLW-UHFFFAOYSA-N butyl 2,2-difluorocyclopropane-1-carboxylate Chemical compound CCCCOC(=O)C1CC1(F)F JHIWVOJDXOSYLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- 230000021523 carboxylation Effects 0.000 description 1
- 238000006473 carboxylation reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000001733 carboxylic acid esters Chemical class 0.000 description 1
- 125000002843 carboxylic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001734 carboxylic acid salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 229960000541 cetyl alcohol Drugs 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 229940096386 coconut alcohol Drugs 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 1
- HPXRVTGHNJAIIH-UHFFFAOYSA-N cyclohexanol Chemical compound OC1CCCCC1 HPXRVTGHNJAIIH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DIOQZVSQGTUSAI-NJFSPNSNSA-N decane Chemical group CCCCCCCCC[14CH3] DIOQZVSQGTUSAI-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- GDVKFRBCXAPAQJ-UHFFFAOYSA-A dialuminum;hexamagnesium;carbonate;hexadecahydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Al+3].[Al+3].[O-]C([O-])=O GDVKFRBCXAPAQJ-UHFFFAOYSA-A 0.000 description 1
- IUNMPGNGSSIWFP-UHFFFAOYSA-N dimethylaminopropylamine Chemical compound CN(C)CCCN IUNMPGNGSSIWFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 229960000735 docosanol Drugs 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N epsilon-caprolactam Chemical compound O=C1CCCCCN1 JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DPUOLQHDNGRHBS-KTKRTIGZSA-N erucic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCCCCC(O)=O DPUOLQHDNGRHBS-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- LQJBNNIYVWPHFW-QXMHVHEDSA-N gadoleic acid Chemical compound CCCCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-QXMHVHEDSA-N 0.000 description 1
- 239000008103 glucose Substances 0.000 description 1
- 150000002338 glycosides Chemical class 0.000 description 1
- 150000003977 halocarboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000002638 heterogeneous catalyst Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 125000001165 hydrophobic group Chemical group 0.000 description 1
- 229960001545 hydrotalcite Drugs 0.000 description 1
- 229910001701 hydrotalcite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052738 indium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000000543 intermediate Substances 0.000 description 1
- 150000002584 ketoses Chemical class 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 150000004702 methyl esters Chemical class 0.000 description 1
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- 229940043348 myristyl alcohol Drugs 0.000 description 1
- UDGSVBYJWHOHNN-UHFFFAOYSA-N n',n'-diethylethane-1,2-diamine Chemical compound CCN(CC)CCN UDGSVBYJWHOHNN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QOHMWDJIBGVPIF-UHFFFAOYSA-N n',n'-diethylpropane-1,3-diamine Chemical compound CCN(CC)CCCN QOHMWDJIBGVPIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YWFWDNVOPHGWMX-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethyldodecan-1-amine Chemical compound CCCCCCCCCCCCN(C)C YWFWDNVOPHGWMX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WQEPLUUGTLDZJY-UHFFFAOYSA-N n-Pentadecanoic acid Natural products CCCCCCCCCCCCCCC(O)=O WQEPLUUGTLDZJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GOQYKNQRPGWPLP-UHFFFAOYSA-N n-heptadecyl alcohol Natural products CCCCCCCCCCCCCCCCCO GOQYKNQRPGWPLP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000025 natural resin Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000016709 nutrition Nutrition 0.000 description 1
- 230000035764 nutrition Effects 0.000 description 1
- QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Natural products CCCCCCCC(C)CCCCCCCCC(O)=O OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960002446 octanoic acid Drugs 0.000 description 1
- 229940055577 oleyl alcohol Drugs 0.000 description 1
- XMLQWXUVTXCDDL-UHFFFAOYSA-N oleyl alcohol Natural products CCCCCCC=CCCCCCCCCCCO XMLQWXUVTXCDDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- LBIYNOAMNIKVKF-FPLPWBNLSA-N palmitoleyl alcohol Chemical compound CCCCCC\C=C/CCCCCCCCO LBIYNOAMNIKVKF-FPLPWBNLSA-N 0.000 description 1
- LBIYNOAMNIKVKF-UHFFFAOYSA-N palmitoleyl alcohol Natural products CCCCCCC=CCCCCCCCCO LBIYNOAMNIKVKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000546 pharmaceutical excipient Substances 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- LPNYRYFBWFDTMA-UHFFFAOYSA-N potassium tert-butoxide Chemical compound [K+].CC(C)(C)[O-] LPNYRYFBWFDTMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003138 primary alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000006254 rheological additive Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000008117 stearic acid Substances 0.000 description 1
- 229920003002 synthetic resin Polymers 0.000 description 1
- 239000000057 synthetic resin Substances 0.000 description 1
- 239000003760 tallow Substances 0.000 description 1
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 description 1
- TUNFSRHWOTWDNC-HKGQFRNVSA-N tetradecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCC[14C](O)=O TUNFSRHWOTWDNC-HKGQFRNVSA-N 0.000 description 1
- AQWHMKSIVLSRNY-UHFFFAOYSA-N trans-Octadec-5-ensaeure Natural products CCCCCCCCCCCCC=CCCCC(O)=O AQWHMKSIVLSRNY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OHOTVSOGTVKXEL-UHFFFAOYSA-K trisodium;2-[bis(carboxylatomethyl)amino]propanoate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]C(=O)C(C)N(CC([O-])=O)CC([O-])=O OHOTVSOGTVKXEL-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 229940057402 undecyl alcohol Drugs 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
-
- 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
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/935—Enhanced oil recovery
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/935—Enhanced oil recovery
- Y10S507/936—Flooding the formation
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Saccharide Compounds (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Silicon Polymers (AREA)
Abstract
Изобретение относится к добыче нефти из подземной формации. Способ добычи нефти из подземной формации, включающий стадию нагнетания в указанную формацию водной композиции, содержащей от 0,05% до 5 мас.% на основе общего количества водной композиции поверхностно-активного вещества - карбоксилата алкил- или алкенилолигогликозида (простого эфира) согласно приведенной структурной формуле по меньшей мере через один нагнетательный ствол скважины и извлечения сырой нефти из подземной формации по меньшей мере через один добывающий ствол скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности заводнения. 20 з.п. ф-лы, 2 пр., 2 табл.
Description
Настоящее изобретение относится к способу добычи нефти из подземной формации, который включает в себя стадию нагнетания в подземную формацию водной композиции, содержащей карбоксилаты алкил- и/или алк(ен)илолигогликозидов (простых эфиров). В частности, изобретение относится к способу заводнения пласта щелочным поверхностно-активным веществом и заводнения пласта полимером и щелочным поверхностно-активным веществом с применением подобных карбоксилатов алкил- и/или алк(ен)илолигогликозидов (простых эфиров).
В добыче нефти из нагруженных нефтью резервуаров обычно возможно добывать на месте только небольшие доли природной нефти посредством, так называемых, способов первичной добычи, которые используют только естественные силы, присутствующие в резервуаре.
Для увеличения добычи нефти из подземных резервуаров использовали разнообразие технологий дополнительной добычи. Наиболее широко применяемой технологией дополнительной добычи является заводнение, которое включает нагнетание воды в резервуар. Так как вода движется через резервуар, она действует для перемещения там нефти к промышленной системе, состоящей из одной или более скважин, через которые добывают нефть. Подобные технологии нагнетания воды также известны как вторичная добыча нефти.
Было предложено добавлять поверхностно-активные вещества к нагнетаемой воде для того, чтобы понизить натяжение на границе фаз воды и нефти и/или изменить характеристики смачиваемости нефтесодержащей породы. Процессы добычи нефти, которые включают нагнетание водных растворов поверхностно-активных веществ, обычно относятся к заводнению поверхностно-активными веществами.
Также было предложено добавлять модификаторы реологии, такие как полимерные загустители, ко всему количеству или части нагнетаемой воды для того, чтобы увеличить ее вязкость, понижая, таким образом, отношение подвижностей между нагнетаемой водой и нефтью и улучшая коэффициент вытеснения водного потока. Подобные технологии добавления поверхностно-активных веществ, полимерных загустителей и/или дополнительных химикатов к нагнетаемой воде также известны как третичное получение нефти или способ повышения нефтеотдачи (EOR).
Требования к поверхностно-активным веществам для EOR значительно отличаются от требований к поверхностно-активным веществам для других применений: подходящие поверхностно-активные вещества для EOR должны понижать натяжение на границе фаз между водой и нефтью (в основном приблизительно 20 мН/м) до особенно низких значений менее чем 10-2 мН/м для того, чтобы запустить эффективную мобилизацию нефтепродукта. Это следует осуществлять при обычных температурах залежи от приблизительно 15°C до 130°C и в присутствии воды с высоким содержанием соли, более конкретно также в присутствии высоких долей ионов кальция и/или магния; таким образом, поверхностно-активные вещества также должны быть растворимы в пластовой воде с высоким содержанием соли.
Многие применения нагнетания воды использовали анионные поверхностно-активные вещества. Например, ранняя статья W.R. Foster, озаглавленная "A Low-Tension Water Flooding Process", Journal of Petroleum Technology, т. 25, февраль 1973, стр. 205-210, описывает технологию, включающую нагнетание водного раствора нефтяных сульфонатов с определенными эквивалентными массовыми интервалами и в регулируемых параметрах засоленности. За пробкой нефтяного сульфоната следует пробка загущенной воды, которая содержит загуститель, такой как растворимый в воде биополимер. Затем за этой пробкой загущенной воды следует рабочая жидкость, такая как буровая вода, которую нагнетают по мере необходимости, чтобы довести процесс до конца.
Одна проблема, с которой сталкиваются в случае заводнения с определенными анионными поверхностно-активными веществами, такими как нефтяные сульфонаты, заключается в отсутствии стабильности этих поверхностно-активных веществ в так называемых условиях "жесткой воды". Эти поверхностно-активные вещества имеют тенденцию к выпадению в осадок из раствора в присутствии относительно низких концентраций ионов двухвалентных металлов, таких как ионы кальция и магния. Например, концентрации ионов двухвалентных металлов, равные около 50-100 частей на миллион и выше, могут вызвать выпадение в осадок нефтяных сульфонатов.
Неионные поверхностно-активные вещества, такие как полиэтоксилированные алкилфенолы, полиэтоксилированные алифатические спирты, сложные карбоновые эфиры, карбоновые амиды и полиоксиэтиленамиды жирных кислот, имеют до некоторой степени более высокую стойкость к многовалентным ионам, таким как кальция или магний, чем имеют более традиционно применяемые анионные поверхностно-активные вещества. Однако неионные поверхностно-активные вещества являются не настолько эффективными на молярной основе, какими являются более традиционно применяемые анионные поверхностно-активные вещества и, кроме того, неионные поверхностно-активные вещества обычно имеют более высокую стоимость на единицу массы, чем анионные поверхностно-активные вещества. Следовательно, было предложено применять определенные комбинации анионных и неионных поверхностно-активных веществ, чтобы иметь дело с условиями, преобладающими в условиях жесткой воды. Например, US 3811505 (Texaco) раскрывает применение алкил или алкиларилсульфонатов или фосфатов и полиэтоксилированных алкилфенолов. US 3811504 (Texaco) раскрывает применение трехкомпонентной смеси, включающей алкил или алкиларилсульфонат, алкилполиэтоксисульфат и полиэтоксилированный алкилфенол. US 3811507 (Texaco) раскрывает применение растворимой в воде соли линейного алкил- или алкиларилсульфоната и полиэтоксилированного алкилсульфоната.
Также в технике известно применение алкилполигликозидов в качестве неионных поверхностно-активных веществ для улучшенной добычи нефти, таких как, например, раскрытых в WO 2011/038745 A1, WO 2009/124922 A1 или US 5627144.
Однако недостаток применения алкилполигликозидов состоит в том, что трудно получить эффективное понижение натяжения на границе фаз, и, следовательно, в комбинации с алкилполигликозидами обычно применяют значительные количества вспомогательных растворителей, например, спиртов.
US 4985154 описывает смесь алкилполигликозидов с вспомогательными растворителями для применения в получении нефти. Упомянутые вспомогательные растворители включают различные спирты, например, одноатомные спирты, содержащие от 3 до 8 атомов углерода, многоатомные спирты, содержащие от 3 до 10 атомов углерода, простые алкиловые эфиры многоатомных спиртов, содержащие от 2 до 8 атомов углерода в алкильной цепи, или алкилполигликозиды с алкильными цепями длиной от 3 до 6 атомов углерода.
US 2006/046948 заявляет смесь алкилполигликозидов с ароматическими спиртами для третичного получения нефтепродукта. Коэффициент смешения ароматического спирта с алкилполигликозидами может составлять от 1000:1 до 1:1000. Кроме того, раскрываются комбинации алифатических спиртов 1-пропанола, 1-бутанола, 1-гексанола или 1-октанола с алкилполигликозидом на основе C12 в массовом отношении, равным 1:3, при котором достигается требуемые натяжения на границе фаз с октаном в качестве модели нефти. Низкое натяжение на границе фаз без добавления спирта не обнаружено.
S. Iglauer, Y. Wu, P. Shuler, Y. Tang и W.A. Goddard III, Colloids and Surfaces A: Physichochem. Eng. Aspects 339 (2009) 48-59 раскрывают составы, состоящие из алкилполигликозидов и различных совестных растворителей на основе спиртов для улучшения получения нефтепродуктов. Применяемыми вспомогательными растворителями являлись, например, 1-пропанол, 1-бутанол, 1-гексанол, 1-октанол, 1-додеканол, 4-метил-2-гексанол, циклогексанол или фенол или нафтол.
Кроме алкилполигликозидов в технике также известны карбоксилированные производные алкилполигликозидов. Получение подобных карбоксилированных производных и их применение для присадок или пенообразования раскрыто, например, в WO 97/42299 A1, WO 2000/72952 A1, или WO 2002/090369 A2.
US 2007/0219097 A1 раскрывает буровые растворы, которые содержат смесь поверхностно-активных веществ, полученную взаимодействием водного раствора алкил- и/или алкенилолигогликозидов с ω-галокарбоновыми кислотами или их солями или их сложными эфирами. Буровые растворы имеют различные функции в процессе бурения, включая удаление выемок грунта из скважины, однако цель буровых растворов заключается не в проникновении в подземную формацию, а они должны оставаться в скважине. Применение производных алкил- и/или алкенилолигогликозидов, упомянутых выше, для улучшенной добычи нефти в US 2007/0219097 A1 не раскрыто.
Широко распространены технологии улучшенной добычи нефти, которые включают применение щелочных водных растворов. Сырая нефть может содержать также карбоновые кислоты, такие как нафтеновая кислота. Щелочь преобразует подобные кислоты в соответствующие соли и полученные соли карбоновых кислот служат как встречающиеся в природе поверхностно-активные вещества, которые способствуют мобилизации сырой нефти из формации. В частности известно применение водных растворов, содержащих щелочные компоненты в комбинациях с поверхностно-активными веществами, для EOR и известно применение водных растворов, содержащих щелочные компоненты, поверхностно-активные вещества и загущающие полимеры. Первая технология известна как заводнение щелочным поверхностно-активным веществом, и последняя известна как заводнение полимером и щелочным поверхностно-активным веществом. Возможная генерация осадков в щелочной окружающей среде является даже более критической проблемой, чем в кислотной окружающей среде и, следовательно, существует необходимость в поверхностно-активных веществах, которые проявляют удовлетворительные характеристики при заводнении щелочным поверхностно-активным веществом и/или заводнении полимером и щелочным поверхностно-активным веществом.
Соответственно обнаружен способ добычи нефти из подземной формации, который включает в себя стадию нагнетания в указанную формацию водной композиции, которая содержит поверхностно-активное количество карбоксилата алкил- или алкенилолигогликозида (простого эфира) согласно формуле (I)
в которой
R1 представляет собой линейную или разветвленную алкильную и/или алкенильную группу, содержащую от 8 до 22 атомов углерода;
R2 представляет собой соединительную группу, выбираемую из группы
R2a: углеводородных групп, содержащих от 1 до 6 атомов углерода,
R2b: сложноэфирных групп -C(O)-O-R3-, где R3 является углеводородной группой, содержащей от 1 до 6 атомов углерода;
X представляет собой водород или катион щелочного металла;
AO представляет собой одну или более групп, выбираемых из группы, состоящей из групп этиленоксида, пропиленоксида и/или бутиленоксида;
G представляет собой сахарное звено, содержащее 5 или 6 атомов углерода;
n является числом от 0 до 50;
p является числом от 1 до 10; и
q является числом от 1 до 4.
К удивлению наблюдалось, что производные алкил- и/или алкенилолигогликозидов формулы (I) проявляют превосходное поведение по сравнению с алкилполигликозидами в частности при заводнении щелочным поверхностно-активным веществом.
Что касается изобретения, следующее следует изложить подробно:
В способе улучшенной добычи нефти, как описано выше, применяется водная композиция поверхностно-активного вещества, содержащая по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество формулы (I). Кроме поверхностно-активных веществ формулы (I) можно также применять другие химические компоненты, включая другие поверхностно-активные вещества, но не ограничиваясь ими.
Производные алкил- и/или алкенилолигогликозидов, применяемые в качестве поверхностно-активных веществ
Производные алкил- и/или алкенилолигогликозидов, применяемые для способа добычи нефти согласно настоящему изобретению, представляют собой карбоксилатные производные алкил- или алкенилолигогликозидов или карбоксилатные производные алкоксилированных алкил- или алкенилолигогликозидов.
Подобные соединения известны в технике и их можно получить посредством взаимодействия алкил- и/или алкенилолигогликозидов с подходящими реагентами для введения карбоксилатных групп или посредством алкоксилирования на первой стадии алкил- и/или алкенилолигогликозидов и затем взаимодействия алкоксилированных алкил- и/или алкенилолигогликозидов с подходящими реагентами для введения карбоксилатных.
Алкил- и/или алкенилолигогликозидная группа
Алк(ен)илолигогликозидная часть молекулы может быть представлена формулой R1-O-(G)p (II), в которой R1, G и p имеют значения, как упомянуто выше. Они могут быть производными от альдоз или кетоз, содержащих 5 или 6 атомов углерода, предпочтительно глюкозы. Соответственно предпочтительными исходными материалами алкил- или алкенилолигогликозидов являются алкил- или алкенилолигогликозиды. Эти материалы также известны в общем как "алкилполигликозиды" (APG).
Показатель p в общих формулах (I) и (II) указывает степень олигомеризации (степень DP), т.е. количество звеньев моно- и олигогликозидов, и равен числу от 1 до 10. В то время как необходимо, чтобы p для конкретной молекулы должен быть всегда целым числом, значение p для алкилолигогликозида является аналитически определенным вычисленным количеством, которое не требует целого значения, а может быть рациональным числом. Предпочтительно применяют алк(ен)илолигогликозиды, имеющие среднюю степень олигомеризации p от 1,1 до 3,0. С точки зрения применимости предпочтительны алк(ен)илолигогликозиды, имеющие степень олигомеризации ниже 1,7 и более конкретно между 1,2 и 1,4.
Алкильный или алкенильный радикал R1 может быть производным от первичных алифатических насыщенных или ненасыщенных спиртов, содержащих от 4 до 22, в частности от 8 до 22 и предпочтительно от 8 до 18 атомов углерода, более предпочтительно от 10 до 16 атомов углерода. Типичными примерами являются бутанол, капроновый спирт, каприловый спирт, каприновый спирт, ундециловый спирт, лауриловый спирт, миристиловый спирт, цетиловый спирт, пальмитолеиловый спирт, стеариловый спирт, изостеариловый спирт, олеиловый спирт, элаидиловый спирт, петроселиновый спирт, арахиловый спирт, гадолеиловый спирт, бегениловый спирт, эруциловый спирт и их технические смеси, такие как образованные, например, в гидрировании технических сложных метиловых эфиров жирных кислот или в гидрировании альдегидов из оксосинтеза Роэлена. Предпочтительны алкилолигогликозиды на основе гидрированного C8-C16 спирта кокосового масла, имеющего DP от 1 до 3.
Алкил- и/или алкенилолигогликозиды, содержащие полиалкоксигруппы
В одном варианте выполнения изобретения алкоксилированные алкил- и/или алкенилолигогликозиды применяют в качестве исходного материала для получения карбоксилатных производных. Подобные алкоксилированные продукты могу быть представлены формулой R1-O-[(G)p(AO)n] (III) и их в основном получают добавлением алкиленоксида, более конкретно этиленоксида (EO), пропиленоксида (PO), бутиленоксида (BO) или их смесей - или в статистическом распределении или поблочно - к гликозидному звену. В формуле (III) p имеет значение, как определено выше, и n является количеством звеньев алкиленоксида. В основном возможно получить эти промежуточные продукты алкоксилированием сахарной основы и последующим ацетолированием с помощью спирта до обрыва с алкоксилированным алкилолигогликозидом. Однако обнаружено более преимущественным по отношению к качеству и выходу продукта начинать с алкилолигогликозида и добавлять алкиленоксиды. Для того чтобы избежать неопределенностей следует отметить, что алкоксилирование происходит на свободных гидроксильных группах сахарной основы. Так как реакция является термодинамически регулируемой, получится статистическое распределение алкиленоксидных звеньев над гидроксильными группами, которые доступны для алкоксилирования. Алкоксилирование алкил- и/или алкенилолигогликозидов известно квалифицированному специалисту и подходящие процедуры раскрыты, например в US 4834903 или WO 2005/087785 A2. Реакцию можно проводить в обычных условиях, предпочтительно в присутствии щелочного катализатора, который может быть гомогенным (например, трет-бутилат калия) или гетерогенным катализатором (например, гидроталькит). В основном алкоксилирование можно проводить при температурах от 80°C до 150°C, предпочтительно от 100°C до 120°C и давлениях от 1 до 5 бар.
Если алкил- и/или алкенилолигогликозиды являются алкоксилированными, можно добавлять к гликозидам от 1 до 50, предпочтительно от 2 до 40 и более предпочтительно от 5 до 25 молей алкиленоксида, предпочтительно этиленоксида и/или пропиленоксида. В предпочтительном варианте выполнения изобретения по меньшей мере 20 мол. % и в частности по меньшей мере 50 мол. % звеньев алкиленоксида являются звеньями этиленоксида. В дополнительно предпочтительном варианте выполнения изобретения применяемые алкиленоксиды являются этиленоксидом и/или пропиленоксидом, в котором по меньшей мере 20 мол. %, предпочтительно по меньшей мере 50 мол. % и более предпочтительно по меньшей мере 80 мол. % звеньев алкиленоксидов являются звеньями этиленоксида.
Производные карбоксилатов
Производные алкил- и/или алкенилолигогликозидов, применяемые в способе согласно настоящему изобретению, представляют собой карбоксилаты алкил- и/или алкенилолигогликозидов (простых эфиров) согласно формуле (I)
в которой
R1 представляет собой линейную или разветвленную алкильную и/или алкенильную группу, содержащую от 4 до 22 атомов углерода, в частности от 8 до 22 атомов углерода, предпочтительно от 8 до 18 атомов углерода и более предпочтительно от 10 до 16 атомов углерода;
R2 представляет собой соединительную группу, выбираемую из группы из
R2a: групп алифатических углеводородов, предпочтительно алкиленовых групп, содержащих от 1 до 6 атомов углерода,
R2b: сложноэфирных групп общей формулы -C(O)-O-R3- (IV), в которой R3 представляет собой насыщенную или ненасыщенную алифатическую или ароматическую углеводородную группу, содержащую от I до 6 атомов углерода;
X представляет собой водород или катион щелочного металла, предпочтительно натрия или калия;
AO представляет собой одну или более групп, выбираемых из группы, состоящей из групп этиленоксида, пропиленоксида и/или бутиленоксида;
G является сахарным звеном, содержащим 5 или 6 атомов углерода, предпочтительно звеном глюкозы;
n является числом от 0 до 50;
p является числом от 1 до 10, предпочтительно от 1 до 2; и
q является числом от 1 до 4, предпочтительно от 1 до 2.
Карбоксилаты алкил- и/или алкенилолигогликозидов (простых эфиров) можно получить посредством взаимодействия алкил- и/или алкенилолигогликозидов или алкоксилированных алкил- и/или алкенилолигогликозидов с подходящими реагентами для введения карбоксилатных групп.
Примеры подходящих реагентов для введения групп карбоновых кислот включают
(a) галоген замещенные карбоновые кислоты, такие как α-галогенкарбоновые кислоты или ω-галогенкарбоновые кислоты, предпочтительно хлоруксусная кислота или ее натриевая соль;
(b) альфа, бета-ненасыщенные карбоновые кислоты, предпочтительно (мет)акриловая кислота; или
(c) ангидриды циклических дикарбоновых кислот, предпочтительно ангидрид янтарной кислоты, ангидрид малеиновой кислоты или ангидрид фталевой кислоты,
такие, как например, раскрытые в WO 2002/090369 A2 и US 6248792 B1.
Природа соединительной группы R2 зависит от природы реагента, применяемого для введения группы карбоновой кислоты.
Карбоксилаты алкил- и/или алкенилолигогликозидов (простых эфиров), содержащие группы -R2a-COOX, можно получить применением галогензамещенных карбоновых кислот (a), содержащих от 2 до 7 атомов углерода. В случае применения хлоруксусной кислоты или ее натриевой соли R2a представляет собой метиленовую группу-CH2-, в случае применения ω-хлорпропионовой кислоты или ее соли R2a представляет собой 1,2-этиленовую группу -CH2-CH2-, в случае применения α-хлорпропионовой кислоты или ее соли R2a представляет собой группу -СН(CH3)-. Группы R2a можно также получить применением альфа, бета-ненасыщенных карбоновых кислот (b) в качестве реагентов. 1,2-этиленовые группы -CH2-CH2- можно получить применением акриловой кислоты или ее солей, 1,2 пропиленовые группы -CH2-СН(СН3)- можно получить применением метакриловой кислоты или ее солей. В предпочтительном варианте выполнения изобретения R2a является метиленовой группой -CH2-. Само собой разумеется, что карбоксилирование также является статистическим процессом. Следовательно, нет необходимости, чтобы количество карбоновых групп q было целым числом, а может быть рациональным числом.
Карбоксилаты алкил- и/или алкенилолигогликозидов (простых эфиров), содержащие группы -R2b-COOX, можно получить применением циклических ангидридов дикарбоновых кислот. В ходе взаимодействия с группами OH (алкоксилированного) алкил- и/или алкенилолигогликозида ангидридный цикл раскрывается. В случае применения в качестве реагента ангидрида янтарной кислоты образуются (алкоксилированные) алкил- и/или алкенилгликозиды, которые содержат фрагменты -O-С(O)-CH2-CH2-СООХ, т.е. R2b представляет собой группу -O-С(O)-СН2-CH2- и, следовательно, R3 представляет собой этиленовую группу -СН2-CH2-.
В предпочтительном варианте выполнения изобретения R2 выбирают из групп R2a, и даже более предпочтительная группа R2 представляет собой метиленовую группу -CH2-.
В одном варианте выполнения изобретения применяемые поверхностно-активные вещества обладают формулой R1-O-(G)p(-R2-COOX)q (Ia), предпочтительно R-O-(G)p(-CH2-COOX)q (Ib), т.е. в поверхностно-активном веществе не присутствуют никакие алкоксигруппы. R1, p и q имеют значение, как определено выше. В формулах (Ia) и (Ib) R1 может предпочтительно представлять собой алкильную и/или алкенильную группу, содержащую от 8 до 22 атомов углерода, более предпочтительно от 8 до 18 атомов углерода и более предпочтительно от 10 до 16 атомов углерода, G предпочтительно представляет собой звено глюкозы, p является числом от 1 до 2, и q является числом от 1 до 2. Подобные поверхностно-активные вещества коммерчески доступны, например, как Plantapon® LGC (BASF Personal Care & Nutrition GmbH).
В другом варианте выполнения поверхностно-активные вещества формулы (I), предпочтительно поверхностно-активные вещества формулы R1-O-[(G)p(AO)n](-CH2-COOX)q (Ie) содержат алкоксигруппы, т.е. n составляет ≥0. Для квалифицированного специалиста само собой разумеется, что алкоксилирование является статистическим процессом и количество алкоксигрупп является средним числом. Следовательно, нет необходимости, чтобы n было целым числом, а может также быть положительным рациональным числом >0. В этом варианте выполнения предпочтительно n является числом от 1 до 50, более предпочтительно от 2 до 40 и наиболее предпочтительно от 5 до 25. R1 может предпочтительно представлять собой алкильную и/или алкенильную группу, содержащую от 8 до 22 атомов углерода, более предпочтительно от 8 до 18 атомов углерода и более предпочтительно от 10 до 16 атомов углерода, G предпочтительно представляет собой звено глюкозы, p является числом от 1 до 2, и q является числом от 1 до 2.
Водные композиции
Для способа добычи нефти согласно настоящему изобретению применяют водную композицию, содержащую по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество формулы (I). Предпочтительно водная композиция содержит по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество формулы (Ia), более предпочтительно одно формулы (Ib). Конечно, можно применять также смеси двух или более поверхностно-активных веществ формулы (I).
Карбоксилаты алкил- и/или алкенилолигогликозидов (простых эфиров) применяют по меньшей мере в активном количестве поверхностно-активного вещества, т.е. в таком количестве, чтобы поверхностно-активные вещества проявляли обнаруживаемое влияние на свойства на границе раздела фаз в формации. В частности поверхностно-активные вещества формулы (I) могут присутствовать в указанных водных композициях с концентрацией от 0,01% до 5 мас. %, в частности от 0,05% до 5 мас. %, предпочтительно от 0,1% до 2,5 мас. % и более предпочтительно от 0,1% до 1,5 мас. % на основе количества всех компонентов композиции.
Кроме воды и карбоксилатов алкил- и/или алкенилолигогликозидов (простых эфиров) формулы (I) водные композиции могут, конечно, содержать дополнительные компоненты или добавки, такие как вспомогательные растворители, вспомогательные поверхностно-активные вещества, основания, комплексообразователи или загущающие полимеры.
Водный растворитель
В качестве растворителя водная композиция содержит по меньшей мере 50 мас. % воды, предпочтительно по меньшей мере 80 мас. %, более предпочтительно по меньшей мере 90 мас. % воды на основе количества всех компонентов композиции. Кроме воды, композиция может содержать органические растворители, смешиваемые с водой. Примеры подобных растворителей включают спирты, такие как, например, метанол, этанол, пропанол, 1-бутанол, 2-бутанол, бутилэтиленгликоль, бутилэтилендигликоль или бутилэтилентригликоль. В одном варианте выполнения изобретения водная композиция содержит только воду в качестве растворителя.
Вода, применяемая для водной композиции, может быть пресной водой, а также можно применять рассолы, такие как морская вода и/или пластовая вода или морская вода и/или пластовая вода, смешанные с пресной водой.
Значительное преимущество карбоксилатов алкил и/или алкенилолигогликозидов (простых эфиров), применяемых в способе согласно настоящему изобретению, заключается в том, что несмотря на факт, что поверхностно-активные вещества содержат анионные карбоновые группы, они обладают высокой стойкостью к солям, в частности двухвалентным солям, таким как Ca2+ или Mg2+.
Возможность применения рассолов или смесей рассолов и пресной воды в качестве растворителя является значительным экономическим преимуществом способа согласно изобретению. Само собой разумеется, что намного более эффективно для шельфового получения нефти применять морскую воду вместо пресной воды. Кроме того, возможность повторного нагнетания полученной пластовой воды (вместо ее отвода) также предоставляет экономическое преимущество, в частности для расположенного на суше получения нефти, где может быть затруднен отвод пластовой воды.
В одном варианте выполнения изобретения вода, присутствующая в водной композиции, содержит соли в количестве от 1000 частей на миллион до 350000 частей на миллион, в частности 20000 частей на миллион до 350000 частей на миллион, предпочтительно от 20000 частей на миллион до 200000 частей на миллион и например, от 100000 частей на миллион до 250000 частей на миллион Количество двухвалентных ионов, в частности ионов щелочноземельных металлов, особенно ионов Mg2+ и Ca2+, может составлять от 500 до 53000 частей на миллион, предпочтительно от 1000 до 20000 частей на миллион.
Вспомогательные поверхностно-активные вещества
В одном варианте выполнения водная композиция содержит по меньшей мере одно дополнительное вспомогательное поверхностно-активное вещество, например, поверхностно-активное вещество, выбираемое из группы, состоящей из анионных, неионных, амфотерных или цвиттерионных поверхностно-активных веществ или их смесей, предпочтительно выбираемых из группы анионных и/или неионных поверхностно-активных веществ.
В предпочтительном варианте выполнения изобретения водная композиция содержит по меньшей мере одно анионное поверхностно-активное вещество в качестве дополнительного поверхностно-активного вещества. Примеры подходящих анионных вспомогательных поверхностно-активных веществ включают поверхностно-активные вещества, содержащие сульфатные, сульфонатные или карбоксильные группы.
Примеры предпочтительных анионных вспомогательных поверхностно-активных веществ сульфонатного типа включают сульфонаты алкилбензола, например, сульфонат додеилбензола, нефтяные сульфонаты, парафиновые сульфонаты и олефиновые сульфонаты.
Олефиновые сульфонаты известны в технике и обычно они представляют собой смеси сульфонатов и дисульфонатов алкен- и гидроксиалканов, так как их получают, например, сульфированием моноолефинов, например, моноолефинов C12-30, содержащих конечную или внутреннюю двойную связь, с помощью триоксида серы и последующим щелочным или кислотным гидролизом продуктов сульфирования.
Дополнительные примеры предпочтительных анионных вспомогательных поверхностно-активных веществ, кроме того, включают алкилсульфаты простых эфиров, алкилсульфонаты простых эфиров и алкилкарбоксилаты простых эфиров. Эти вспомогательные поверхностно-активные вещества можно представить общей формулой RO-(AO)k-R'-Y, в которой R является линейной или разветвленной алкильной группой C12-36, предпочтительно алкильной группой C16-36, АО представляет алкиленоксидную группу, предпочтительно выбираемую из группы, состоящей из этиленоксидных, пропиленоксидных и бутиленоксидных групп, к является числом от 1 до 50, предпочтительно от 5 до 30, R' представляет собой простую связь или соединительную группу, в частности двухвалентную углеводородную соединительную группу, содержащую от 1 до 6 атомов углерода, например, метиленовую группу, и Y представляет собой группу, выбираемую из сульфатных групп -OSO3H, сульфонатных групп -SO3H и карбоксильных групп -COOH или их солей, в частности солей натрия. Предпочтительно по меньшей мере 30 мол. %, более предпочтительно по меньшей мере 50 мол. % групп АО являются этиленоксидными группами.
Примеры неионных вспомогательных поверхностно-активных веществ включают алкоксилированные спирты, предпочтительно этоксилированные и/или пропоксилированные, особенно первичные спирты, содержащие предпочтительно от 12 до 36 атомов углерода и в среднем от 1 до 12 молей этиленоксида (EO) и/или от 1 до 10 молей пропиленоксида (PO) на моль спирта. Особенно предпочтительны алкоксилаты спиртов, содержащих от 8 до 16 атомов углерода, преимущественно этоксилированные и/или пропоксилированные алкоксилаты спиртов, содержащих от 10 до 15 атомов углерода, особенно алкоксилаты спиртов, содержащих от 12 до 14 атомов углерода, со степенью этоксилирования между 2 и 10, предпочтительно между 3 и 8, и/или степенью пропоксилирования между 1 и 6, предпочтительно между 1,5 и 5. Процитированные степени этоксилирования и пропоксилирования являются средними значениями, и нет необходимости, чтобы они были целыми числами, но они могут также быть рациональными числами. Предпочтительные этоксилаты и пропоксилаты спиртов имеют узкое распределение гомологов (узкий интервал этоксилатов/пропоксилатов, NRE/NRP). Дополнительные примеры неионных поверхностно-активных веществ включают жирные спирты более чем с 12 EO. Их примерами являются (твердые) жирные спирты с 14 EO, 16 EO, 20 EO, 25 EO, 30 EO или 40 EO.
Другой класс неионных поверхностно-активных веществ, которые можно применять или как одиночное неионное поверхностно-активное вещество или в комбинации с другими неионными поверхностно-активными веществами, в частности, вместе с алкоксилированными жирными спиртами и/или алкилгликозидами, представляет собой алкоксилированные, предпочтительно этоксилированные или этоксилированные и пропоксилированные сложные алкильные эфиры жирных кислот, предпочтительно содержащие от 1 до 4 атомов углерода в алкильной цепи, более конкретно сложные метиловые эфиры жирных кислот, которые описаны, например, в Японской патентной заявке JP-A-58/217598, или которые предпочтительно получают способом, описанном в WO 90/13533 A1. Особенно предпочтительны сложные метиловые эфиры C12-C18 жирных кислот, содержащие в среднем от 3 до 15 EO, особенно содержащие в среднем от 5 до 12 EO.
Конечно, производные согласно настоящему изобретению также можно комбинировать с не модифицированными алкил гликозидами. Подходящие типы уже раскрыты ранее.
Также могут быть подходящими неионные поверхностно-активные вещества аминоксидного типа, например, оксид N-коко-алкил-N,N-диметиламина и N-талловый оксид алкил-N,N-дигидроксиэтиламина и алканоламиды жирных кислот.
Также в качестве вспомогательных поверхностно-активных веществ можно применять так называемые димерные поверхностно-активные вещества. Димерные поверхностно-активные вещества содержат две гидрофильные группы и две гидрофобные группы на молекулу. Как правило, эти группы отделяются друг от друга "разделителем". Обычно разделителем является углеводородная цепь, которая предназначена быть достаточно длинной, чтобы гидрофильные группы находились на достаточном расстоянии друг от друга, чтобы быть способными действовать независимо друг от друга. Эти типы, как правило, характеризуются необычно низкой критической концентрацией мицелл и способностью к сильному понижению поверхностного натяжения воды. Однако в исключительных случаях под термином димерные поверхностно-активные вещества подразумевают не только димерные, но также тримерные поверхностно-активные вещества.
Кроме того, в качестве вспомогательных поверхностно-активных веществ можно применять амфотерные или цвиттерионные поверхностно-активные вещества, например, бетаины. Амфотерные или цвиттеронные поверхностно-активные вещества обладают множеством функциональных групп, которые могут ионизировать в водном растворе и в соответствии с чем - в зависимости от условий среды - проявлять анионный или катионный характер по отношению к соединениям (см. DIN 53900, июль 1972). Рядом с изоэлектрической точкой (около pH 4) амфотерные поверхностно-активные вещества образуют внутренние соли, становясь таким образом плохо растворимыми или не растворимыми в воде. Амфотерные поверхностно-активные вещества подразделяют на амфолиты и бетаины, причем последний существует в растворе как цвиттерионы. Амфолиты являются амфотерными электролитами, т.е. соединениями, которые обладают как кислотными, так и основными гидрофильными группами, и следовательно ведут себя как кислоты или как основания в зависимости от условий. Особенно бетаины являются известными поверхностно-активными веществами, которые получают главным образом карбоксиалкилированием, предпочтительно карбоксиметилированием аминных соединений. Исходные материалы предпочтительно конденсируют с помощью галокарбоновых кислот или их солей, более конкретно хлорацетатом натрия, причем образуется один моль соли на моль бетаина. Также возможно добавление ненасыщенных карбоновых кислот, таких как, например, акриловая кислота. Примеры подходящих бетаинов представляют собой продукты карбоксиалкилирования вторичных и в частности третичных аминов, которые соответствуют формуле R1R2R3N-(CH2)qCOOX, где R1 представляет собой алкильный радикал, содержащий от 6 до 22 атомов углерода, R2 представляет собой водород или алкильную группу, содержащую от 1 до 4 атомов углерода, R представляет собой алкильную группу, содержащую от 1 до 4 атомов углерода, q является числом от 1 до 6 и X представляет собой щелочной и/или щелочноземельный металл или аммоний. Типичными примерами являются продукты карбоксиметилирования гексилметиламина, гексилдиметиламина, октилдиметиламина, децилдиметиламина, C12/14-кокоалкилдиметиламина, миристилдиметиламина, цетилдиметиламина, стеарилдиметиламина, стеарилэтилметиламина, олеилдиметиламина, таллового C16/18-алкилдиметиламина и их технических смесей, и особенно додецилметиламин, додецилдиметиламин, додецилэтилметиламин и их технические смеси. Подобные поверхностно-активные вещества коммерчески доступны, например, как Dehyton® AB.
Другими подходящими бетаинами являются продукты карбоксиалкилирования амидоаминов, соответствующие формуле R1CO-NH-(CH2)p-N(R3)(R4)-(CH2)qCOOX, в которой R1CO представляет собой алифатический ацильный радикал, содержащий от 6 до 22 атомов углерода и от 0 или 1 до 3 двойных связей, R2 представляет собой водород или алкильный радикал, содержащий от 1 до 4 атомов углерода, R представляет собой алкильный радикал, содержащий от 1 до 4 атомов углерода, p является числом от 1 до 6, q является числом от 1 до 3 и X представляет собой щелочной и/или щелочноземельный металл или аммоний. Типичными примерами являются продукты взаимодействия жирных кислот, содержащих от 6 до 22 атомов углерода, подобных, например, капроновой кислоте, каприловой кислоте, каприновой кислоте, лауриновой кислоте, миристиновой кислоте, пальмитиновой кислоте, пальмолеиновой кислоте, стеариновой кислоте, изостеариновой кислоте, олеиновой кислоте, элаидиновой кислоте, петроселиновой кислоте, линолевой кислоте, линолевой кислоте, элеостеариновой кислоте, арахидоновой кислоте, гадолеиновой кислоте, бегеновой кислоте, эруковой кислоте и их техническим смесям с Ν,N-диметиламиноэтиламином, Ν,N-диметиламинопропиламином, Ν,N-диэтиламиноэтиламином и Ν,N-диэтиламинопропиламином, которые конденсируют с помощью хлорацетата натрия. Подобные продукты также коммерчески доступны, например, как Dehyton® K, Dehyton® PK или как Tego® Betaine.
Другими подходящими исходными материалами для бетаинов для применения для целей изобретения являются имидазолины. Эти вещества также известны и их можно получить, например, посредством циклической конденсации 1 или 2 молей C6-C22 жирных кислот с полифункциональными аминами, такими как, например, аминоэтилэтаноламин (AEEA) или диэтилентриамин. Соответствующие продукты карбоксиалкилирования представляют собой смеси различных бетаинов с открытой цепью, Типичными примерами являются продукты конденсации упомянутых выше жирных кислот с AEEA, предпочтительно имидазолинами на основе лауриновой кислоты, которые далее бетаинизируют с помощью хлорацетата натрия. Коммерчески доступные продукты включают Dehyton® G.
Вспомогательные поверхностно-активные вещества могут присутствовать в количестве от 0,01 до 5,0, предпочтительно от около 0,05 до около 1,5 мас. % на основе общего количества всех компонентов водной композиции.
Карбоксилаты алкил- и/или алкенилолигогликозидов (простых эфиров) формулы (I) и вспомогательные поверхностно-активные вещества могут присутствовать в водной композиции в массовом отношении от около 10:90 до около 90:10, предпочтительно от около 25:75 до около 75:25 и более предпочтительно от около 40:60 до около 60:40.
Общая концентрация всех поверхностно-активных веществ вместе составляет как правило от 0,01 до 5 мас. % на основе общего количества водной композиции поверхностно-активных веществ, предпочтительно от 0,05 до 2,5 мас. % и более предпочтительно от 0,1 до 2 мас. %.
Основания
В особенно предпочтительном варианте выполнения изобретения водная композиция дополнительно содержит по меньшей мере одно основание. Подобные основания можно выбирать из группы гидроксидов щелочных металлов, силикатов щелочных металлов или карбонатов щелочных металлов, предпочтительно из гидроксидов щелочных металлов и карбонатов щелочных металлов.
Водную композицию, содержащую основания, можно применять для так называемого заводнения щелочными поверхностно-активными веществами и/или заводнения полимерами и щелочными поверхностно-активными веществами. С помощью подобного добавления оснований, например, можно снизить задержание в формации. Преимущественно добавление основных солей преобразует кислотные соединения в нефтепродуктах, особенно нафтеновые кислоты, которые встречаются в нефтепродукте, до соответствующих солей, которое дает начало природному действию поверхностно-активных веществ. Понижение натяжения на границе раздела фаз таким образом вызывается не только карбоксилатами алкил- и/или алкенилолигогликозидов (простых эфиров) и необязательно вспомогательными поверхностно-активными веществами только, но активизируется природными поверхностно-активными веществами.
Количество основания может составлять в основном от 0,1 мас. % до 5 мас. % на основе общего количества всех компонентов водной композиции. Примеры предпочтительных основных солей включают карбонат натрия или гидроксид натрия. Квалифицированный специалист может регулировать значение pH подобных водных композиций, содержащих основания, согласно своим нуждам и оно может составлять от более чем 7 до 13, предпочтительно от 8 до 12, более предпочтительно от 9 до 11.
Загущающие полимеры
Кроме того, водная композиция может содержать один или более растворимый в воде загущающий полимер. Загущающие полимеры для применения в области нефтедобычи известны квалифицированным специалистам.
Примеры подобных загущающих полимеров включают гомо- и сополимеры акриламида, такие как гомо-полиакриламид, частично гидролизованные полиакриламиды или сополимеры акриламида и мономеров, содержащих кислотные группы, например, сульфонатные группы и/или карбоксилатные группы.
Класс загустителей, которые являются особенно пригодными, включает загустители на основе смол гомополисахаридов. Подобные загустители в основном являются неионными и имеют молекулярную массу, которая составляет более чем около один миллион, предпочтительно в интервале от около 1 до около 3,5 миллионов. Полимерная структура предпочтительно представляет собой линейную цепь звеньев гидроглюкозы, соединенных бета (1-3). Загустители на основе смол гомополисахаридов имеют ряд значительных преимуществ по отношению ко многим традиционным загустителям для заводнения. Во-первых, эти загустители, как правило, более термически стабильны. То есть, они испытывают только умеренное понижение вязкости при увеличении температуры, в то время как большинство природных и синтетических смол испытывают значительное понижение вязкости с увеличением температуры. В случае этих загустителей изменения вязкости при низких концентрациях являются относительно небольшими. Во-вторых, эти загустители относительно легко нагнетать. Рядом со скважиной нагнетания текучие среды для заводнения должны течь с относительно высокими скоростями. Эти загустители сохраняют свои вязкости почти неизменными после сильного механического сдвига. В-третьих, эти загустители имеют относительно высокую устойчивость к действию солей, особенно по отношению к ионам двухвалентных и трехвалентных металлов. В-четвертых, на вязкости пробок поверхностно-активных веществ и буферных пробок, содержащих подобные загустители, относительно не влияют изменения pH в интервале от около 3 до около 11.
Дополнительные компоненты
Примеры дополнительных компонентов, которые можно добавлять к водной композиции, включают в частности комплексообразователи, например, EDTA или MGDA. Подобные комплексообразователи можно выгодно применять, когда водная композиция содержит основания.
Предпочтительные водные композиции
Предпочтительные водные композиции содержат воду, имеющую соленость от 1000 до 350000 частей на миллион, предпочтительно от 1000 частей на миллион до 200000 частей на миллион и содержание поверхностно-активных веществ согласно формуле (I) составляет от 0,05 мас. % до 0,5 мас. %. Предпочтительно поверхностно-активные вещества представляют собой поверхностно-активные вещества формулы (Ia). Кроме того, может присутствовать вспомогательное поверхностно-активное вещество и/или комплексообразователь.
Предпочтительные водные композиции для заводнения щелочными поверхностно-активными веществами содержат воду, имеющую соленость от 1000 до 350000 частей на миллион, предпочтительно от 1000 частей на миллион до 200000 частей на миллион и содержание поверхностно-активных веществ согласно формуле (I) составляет от 0,05 мас. % до 0,5 мас. %. Предпочтительно поверхностно-активные вещества представляют собой поверхностно-активные вещества формулы (Ia). Кроме того, водная композиция содержит основание, предпочтительно NaOH и/или Na2CO3, для регулирования значения pH до от 8 до 12, предпочтительно от 9 до 11. Кроме того, может присутствовать вспомогательное поверхностно-активное вещество и/или комплексообразователь.
Предпочтительные водные композиции для заводнения полимерами и щелочными поверхностно-активными веществами содержат воду, имеющую соленость от 1000 до 350000 частей на миллион, предпочтительно от 1000 частей на миллион до 200000 частей на миллион и содержание поверхностно-активных веществ согласно формуле (I) составляет от 0,05 мас. % до 0,5 мас. %. Предпочтительно поверхностно-активные вещества представляют собой поверхностно-активные вещества формулы (Ia). Кроме того, водная композиция содержит основание, предпочтительно NaOH и/или Na2CO3, для регулирования значения pH до от 8 до 12, предпочтительно от 9 до 11 и загущающий полимер предпочтительно в количестве от 0,05 мас. % до 0,5 мас. %. Кроме того, может присутствовать вспомогательное поверхностно-активное вещество и/или комплексообразователи.
Изготовление водных композиций
Водную композицию для применения можно изготовить смешением всех компонентов с водой и/или рассолом с применением обычных смесительных агентов. Это можно осуществить на месте. Конечно, возможно сначала изготовить концентрат, например, на химическом заводе, который только разбавляют до желательной концентрации для нагнетания в формацию сразу же на месте. Как правило, общая концентрация поверхностно-активных веществ в подобном концентрате может составлять от 30 до 50 мас. %.
Способ добычи нефти из подземной формации
Способ согласно настоящему изобретению можно использовать в подземных формациях, имеющих температуру формации, равную по меньшей мере 10°C, например, от 10 до 150°C, особенно температуру формации по меньшей мере от 15°C до 120°C. Способ особенно подходит для залежей с повышенной температурой, особенно залежей при от 40°C до 120°C, предпочтительно от 45°C до 110°C и более предпочтительно от 50°C до 100°C.
Нефть может содержать легкую, среднюю и тяжелую нефть, например, которые имеют плотность API от 10° до 45° API (как определено Американским институтом нефти).
Известным образом подземная формация содержит нефть и пластовую воду, которая, как правило, имеет большее или меньшее содержание соли. Соли в пластовой воде могут особенно быть солями щелочных металлов и солями щелочноземельных металлов. Примеры типичных катионов включают Na+, K+, Mg2+ или Ca2+, и примеры типичных анионов включают хлорид, бромид, бикарбонат, сульфат или борат.
Общая соленость (TDS) пластовой воды может колебаться вплоть до 200000 частей на миллион и даже более высокие количества и концентрации ионов двухвалентных металлов могут составлять вплоть до 20000 частей на миллион и даже выше. Преимущественно поверхностно-активные вещества согласно настоящему изобретению пригодны для залежей, содержащих пластовую воду, имеющую общую соленость более чем 30000 частей на миллион Подобные условия в основном встречаются при различных обстоятельствах в Прудо Бэй, Северном море, Персидском заливе, Мексиканском заливе, а также других важных нефтяных месторождениях. В одном варианте выполнения изобретения общее содержание соли пластовой воды составляет от 20000 частей на миллион до 350000 частей на миллион (массовые части на основе суммы всех компонентов пластовой воды), например, от 100000 частей на миллион до 250000 частей на миллион Количество ионов щелочноземельных металлов, особенно ионов Mg2+ и Ca2+, может составлять от 1000 до 53000 частей на миллион.
В способе согласно изобретению композицию водного поверхностно-активного вещества, описанную выше, нагнетают в отложение нефтепродукта по меньшей мере через по меньшей мере один нагнетательный ствол скважины и сырую нефть извлекают из отложения через по меньшей мере один добывающий ствол скважины. В этом контексте термин "сырая нефть" конечно, не означает однофазную нефть, а означает обычные эмульсии сырой нефти и воды. Как правило, отложение обеспечивают несколькими нагнетательными стволами скважин и несколькими добывающими стволами скважин. Одно расположение скважин, обычно применяемое в операциях заводнения и подходящее для применения в проведении способа настоящего изобретения, представляет собой комплексную пятиточечную сетку размещения скважин типа, иллюстрированного в US 3927716. В осуществлении настоящего изобретения также можно применять другие расположения скважин, известные в технике.
Состав водной композиции, применяемый для настоящего изобретения, может выбираться квалифицированным специалистом согласно своим нуждам и условиям, преобладающим в подземной формации. Подходящие водные композиции и предпочтительные варианты выполнения уже описаны выше.
В одном варианте выполнения изобретения способ представляет собой процесс заводнения щелочным поверхностно-активным веществом. В этом варианте выполнения применяют водную композицию, содержащую - кроме воды и поверхностно-активных веществ согласно формуле (I) - по меньшей мере одно основание. Подходящие водные композиции для заводнения щелочным поверхностно-активным веществом уже описаны выше.
В другом варианте выполнения изобретения способ согласно настоящему изобретению представляет собой процесс заводнения полимером и щелочным поверхностно-активным веществом. В этом варианте выполнения применяют водную композицию, содержащую - кроме воды и поверхностно-активных веществ согласно формуле (I) - по меньшей мере одно основание и один загущающий полимер. Подходящие композиции для заводнения полимером и щелочным поверхностно-активным веществом и предпочтительные варианты выполнения уже описаны выше.
Способ согласно настоящему изобретению, конечно, может включать в себя дополнительные стадии.
Водную композицию, которую нагнетают в подземную формацию согласно способу настоящего изобретения, можно также отнести к пробке поверхностно-активного вещества.
В одном варианте выполнения пробку поверхностно-активного вещества нагнетают в формацию через одну или более нагнетательных скважин с последующей буферной пробкой. После буферной пробки среду для заводнения можно необязательно нагнетать для вытеснения нефти по направлению к одной или более добывающим скважинам. Пробка поверхностно-активного вещества в основном имеет более низкую вязкость, чем буферная пробка. Пробка поверхностно-активного вещества может содержать загуститель, причем концентрация загустителя предпочтительно находится в интервале от около 0,05% до около 0,2 мас. %. Буферная пробка содержит достаточное количество загустителя для увеличения вязкости буферной пробки до уровня выше вязкости пробки поверхностно-активного вещества, и снижая, таким образом, отношение подвижностей между нагнетаемой водой и нефтью в формации.
Размер пробки поверхностно-активного вещества колеблется в интервале от около 0,2 до около 3 объемов пор. Концентрацию поверхностно-активного вещества или смеси поверхностно-активных веществ в пробке поверхностно-активного вещества предпочтительно регулируют в соответствии с размером пробки. Таким образом, пробка поверхностно-активного вещества с объемом пор, равным около 0,2, предпочтительно имеет объединенную концентрацию поверхностно-активных веществ от около 1 до около 3 мас. %. Пробка поверхностно-активного вещества с объемом пор, равным около 1, предпочтительно имеет концентрацию поверхностно-активных веществ от около 0,1 до около 2 мас. %. Пробка поверхностно-активного вещества с объемом пор, равным около 2, предпочтительно имеет концентрацию поверхностно-активных веществ от около 0,1 до около 1,0 мас. %.
Буферная пробка может использовать любой загуститель, который является стабильным при ожидаемых рабочих условиях. Загуститель используют в эффективных количествах для увеличения вязкости буферной пробки до значения в избытке вязкости пробки поверхностно-активного вещества для обеспечения улучшенного отношения подвижностей между буферной пробкой и пробкой поверхностно-активного вещества и увеличения, таким образом, эффективности макроскопического расположения водного потока.
Буферная пробка, используемая в соответствии с изобретением, предпочтительно имеет концентрацию загустителя от около 0,05% до около 0,2 мас. %, более предпочтительно от около 0,05 до около 0,1 мас. %. Предпочтительно концентрация загустителя в буферной пробке составляет по меньшей мере на около 0,02 мас. % выше, чем концентрация загустителя в пробке поверхностно-активного вещества. Более высокая концентрация загустителя в буферной пробке относительно концентрации загустителя при наличии такового в пробке поверхностно-активного вещества является существенной для эффективной работы способа настоящего изобретения для гарантии должного контроля относительных подвижностей пробки поверхностно-активного вещества и буферной пробки. Буферная пробка имеет объем пор в интервале от около 0,6 до около 3.
Рабочую жидкость или водную среду для заводнения нагнетают в резервуар в последовательном порядке после пробки поверхностно-активного вещества и буферной пробки. Эта среда для заводнения представляет собой предпочтительно воду и может быть любым источником воды, таким как морская вода, которая является легко доступной.
Примеры, которые следуют ниже, предназначены для подробной иллюстрации изобретения:
Пример 1. Сравнительные Примеры от C1 до C3
Натяжение на границе фаз (IFT) водных растворов поверхностно-активных веществ концентрации, равной 0,2 мас. %, определяли относительно декана и сырой нефти посредством измерений вытягивающихся капель (время вращения 30 мин, данные значения являются средними значениями). Фаза рассола содержала 200000 мас. частей на миллион соли (NaCl, CaCl2, MgCl2). Измерения проводили при 50°C. Результаты собраны в следующей Таблице 1. Пример 1 представляет собой пример согласно изобретению (C12-С14алкил гликозид, модифицированный одной группой CH2-COONa, DP=1.15), и примеры от C1 до C3, применяющие алкилполигликозиды, которые не модифицированы, служат для сравнения.
Примеры показывают, что алкилолигогликозиды и производные алкилолигоглюклюзидов проявляют похожие натяжения на границе раздела фаз, когда в качестве нефтяной фазы применяют декан. В сырой нефти С12-С14алкилолиго гликозиды, а также карбоксилаты С12-С14алкилолигогликозидов, проявляют значительно более низкое IFT, чем C8-C10 и C9-С11алкилолигогликозиды.
Пример 2. Сравнительные Примеры C4 и C5 - Заводнение щелочными поверхностно-активными веществами
Натяжение на границе раздела фаз (IFT) растворов поверхностно-активных веществ с концентрацией, равной 0,1 мас. %, в соленой воде определяли относительно выветрившейся сырой нефти (т.е. дегазированной сырой нефти) с 24°AP1 при 40°C посредством измерений вытягивающихся капель. IFT регистрировали через от 1 до 30 минут. Соленая вода содержала хлорид натрия. Кроме того, в качестве основания применяли карбонат натрия.
Определяли растворимость поверхностно-активных веществ в соленой воде при 40°C и она отражена в Таблице 2. Пример 2 является примером в соответствии с изобретением (а С12-С14алкил гликозид, модифицированный одной группой -CH2-COONa, DP=1,15), Примеры C4 и C5 служат для сравнения.
Сравнительный Пример C4 показывает, что алкилолигогликозид на основе алкильного фрагмента, содержащий от 10 до 16 атомов углерода, трудно растворить в условиях теста.
IFT, равное 0,0608 нНм-1, не является эффективным, так как это означает, что продукт после нагнетания в резервуар должен привести к фазовому разделению, что приводит или к потере поверхностно-активного вещества или к блокировке пористого образования.
Алкилолигогликозид Сравнительного Примера C5 имеет прозрачный внешний вид, но IFT все еще достаточно высокое ля обеспечения приемлемых результатов при нагнетании в формацию.
Только пример 2 согласно изобретению обеспечивает сверхнизкое IFT, которое является подходящим для обеспечения необходимых рабочих характеристик.
Claims (40)
1. Способ добычи нефти из подземной формации, включающий в себя стадию нагнетания в указанную формацию водной композиции, которая содержит от 0,05% до 5 мас. % на основе общего количества водной композиции поверхностно-активного вещества карбоксилата алкил- или алкенилолигогликозида (простого эфира) согласно формуле (I)
в которой
R1 представляет собой линейную или разветвленную алкильную и/или алкенильную группу, содержащую от 8 до 22 атомов углерода;
R2 является соединительной группой, выбираемой из группы
R2a: углеводородных групп, содержащих от 1 до 6 атомов углерода,
R2b: сложноэфирных групп -C(O)-O-R3-, где R3 является углеводородной группой, содержащей от 1 до 6 атомов углерода;
X является водородом или катионом щелочного металла;
AO представляет собой одну или более групп, выбираемых из группы, состоящей их групп этиленоксида, пропиленоксида и/или бутиленоксида;
G представляет собой сахарное звено, содержащее 5 или 6 атомов углерода;
n является числом от 0 до 50;
p является числом от 1 до 10; и
q является числом от 1 до 4,
по меньшей мере через один нагнетательный ствол скважины и извлечения сырой нефти из подземной формации по меньшей мере через один добывающий ствол скважины.
2. Способ по п. 1, в котором
R1 представляет собой линейную алкильную или алкенильную группу, содержащую от 10 до 16 атомов углерода;
R2 является группой R2a;
G представляет собой звено глюкозы;
N является числом от 0 до 50;
p является числом от 1 до 2, и
q равен 1 или 2.
3. Способ по п. 1, в котором карбоксилат ал кил- или алкенилолигогликозида имеет общую формулу 
, и R1, G, p, q и X имеют значение, как определено в п. 1.
4. Способ по п. 3, в котором G представляет собой звено глюкозы, p является числом от 1 до 2, и q является числом от 1 до 2.
5. Способ по п. 1, в котором вода в указанной водной композиции содержит соли.
6. Способ по п. 5, в котором концентрация солей составляет от 1000 частей на миллион до 350000 частей на миллион.
7. Способ по п. 5, в котором указанная водная композиция содержит ионы двухвалентных металлов.
8. Способ по п. 7, в котором ионы двухвалентных металлов выбираются из группы Ca2+ и Mg2+.
9. Способ по п. 7, в котором количество ионов двухвалентных металлов составляет от 500 частей на миллион до 53000 частей на миллион.
10. Способ по п. 1, в котором вода в указанной водной композиции содержит морскую воду.
11. Способ по п. 1, в котором указанная водная композиция дополнительно содержит основание.
12. Способ по п. 11, в котором указанная водная композиция имеет соленость от 1000 частей на миллион до 350000 частей на миллион, содержание поверхностно-активных веществ согласно формуле (I) составляет от 0,05 мас.% до 0,5 мас.%, и значение pH композиции составляет от 8 до 12.
13. Способ по п. 12, в котором композиция дополнительно содержит растворимый в воде загущающий полимер в количестве от 0,05% до 0,5 мас.%.
14. Способ по п. 11, в котором водная композиция дополнительно содержит по меньшей мере один комплексообразователь.
15. Способ по п. 1, в котором температура подземной формации составляет от 15°C до 120°C.
16. Способ по п. 1, в котором указанные водные композиции также содержат от 0,01 до 5,0 мас.%, на основе общего количества всех компонентов водной композиции, вспомогательных поверхностно-активных веществ, выбираемых из группы анионных, неионных, амфотерных или цвиттерионных поверхностно-активных веществ и их смесей.
17. Способ по п. 16, в котором вспомогательные поверхностно-активные вещества содержат по меньшей мере одно анионное вспомогательное поверхностно-активное вещество.
18. Способ по п. 17, в котором анионное вспомогательное поверхностно-активное вещество представляет собой органический сульфонат, выбираемый из группы алкилбензолсульфонатов, нефтяных сульфонатов, парафиновых сульфонатов и олефиновых сульфонатов.
19. Способ по п. 17, в котором анионное вспомогательное поверхностно-активное вещество выбирается из группы сульфатов простых алкиловых эфиров, сульфонатов простых алкиловых эфиров и карбоксилатов простых алкиловых эфиров.
20. Способ по п. 16, в котором указанные вспомогательные поверхностно-активные вещества присутствуют в указанных водных композициях при концентрации в интервале от около 0,01% до около 5 мас.%.
21. Способ по любому одному из пп. 16-20, в котором указанные алкил- или алкенилолигогликозиды и указанные вспомогательные поверхностно-активные вещества присутствуют в указанных водных композициях в массовом отношении от около 10:90 до около 90:10.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP12171428 | 2012-06-11 | ||
| EP12171428.1 | 2012-06-11 | ||
| PCT/EP2013/061654 WO2013186110A1 (en) | 2012-06-11 | 2013-06-06 | Method of recovering oil from a subterranean formation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014153665A RU2014153665A (ru) | 2016-08-10 |
| RU2630509C2 true RU2630509C2 (ru) | 2017-09-11 |
Family
ID=48577046
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014153665A RU2630509C2 (ru) | 2012-06-11 | 2013-06-06 | Способ добычи нефти из подземной формации |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP2859063B1 (ru) |
| CN (1) | CN104350124B (ru) |
| BR (1) | BR112014030684A2 (ru) |
| CA (1) | CA2873915C (ru) |
| MX (1) | MX348940B (ru) |
| MY (1) | MY171386A (ru) |
| RU (1) | RU2630509C2 (ru) |
| WO (1) | WO2013186110A1 (ru) |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2889606C (en) * | 2013-01-14 | 2019-01-22 | Basf Se | Method of fracturing subterranean formations |
| CN104312564B (zh) * | 2014-09-05 | 2017-07-11 | 合肥新星油田化学剂有限责任公司 | 耐盐抗高温三次采油用驱油剂 |
| CN106590580B (zh) * | 2015-10-20 | 2019-07-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 抗矿化度排水采气用泡排剂组合物及其制备方法与应用 |
| CN106281282A (zh) * | 2016-08-04 | 2017-01-04 | 陕西森瑞石油技术开发有限公司 | 一种提高原油采收率用驱油剂及其制备与使用方法 |
| EP3330341A1 (en) * | 2016-12-01 | 2018-06-06 | Basf Se | Method of fracturing subterranean formations |
| CN106833586B (zh) * | 2016-12-28 | 2019-12-10 | 浙江海洋大学 | 一种纳微米聚合物颗粒与表面活性剂复合驱油方法 |
| WO2020178607A1 (en) * | 2019-03-07 | 2020-09-10 | Total Sa | Surfactant composition for improving conformance in oil recovery |
| CN115895633B (zh) * | 2021-08-04 | 2024-03-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 驱油组合物及驱油体系 |
| CN115491188B (zh) * | 2022-10-14 | 2023-07-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油田开发驱替乳液及其制备方法和应用 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5627144A (en) * | 1992-09-11 | 1997-05-06 | Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien | Composition for enhanced crude oil recovery operations containing hydrochloric acid or hydrofluoric acid, or mixtures thereof with ester quaternary ammonium compounds or/and alkyl quaternary ammonium compounds |
| WO2000072952A1 (en) * | 1999-06-01 | 2000-12-07 | Cognis Corporation | Use of a carboxylate alkyl polyglycoside surfactant to increase the foam of other anionic surfactants |
| US20040136939A1 (en) * | 2001-05-06 | 2004-07-15 | Schmid Karl Heinz | Method for the production of surface active agent mixtures |
| US20060046948A1 (en) * | 2004-08-30 | 2006-03-02 | California Institute Of Technology | Chemical system for improved oil recovery |
| US20070219097A1 (en) * | 2003-10-24 | 2007-09-20 | Mueeller Heinz | Emulsifiers For Drilling Fluids |
| US20100213409A1 (en) * | 2007-10-16 | 2010-08-26 | Basf Se | Novel surfactants with a polyethersulfonate structure method for production thereof and use thereof for tertiary crude oil production |
| WO2011038745A1 (en) * | 2009-09-29 | 2011-04-07 | Cognis Ip Management Gmbh | Use of alk(en)yl oligoglycosides in enhanced oil recovery processes |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA018168B1 (ru) * | 2006-07-24 | 2013-06-28 | Басф Се | Применение состава для образования пены из водных жидкостей, способ добычи нефти и/или природного газа, способ третичной добычи нефти и способ бурения с применением вспениваемого промывочного бурового раствора |
-
2013
- 2013-06-06 MX MX2014015282A patent/MX348940B/es active IP Right Grant
- 2013-06-06 CA CA2873915A patent/CA2873915C/en not_active Expired - Fee Related
- 2013-06-06 CN CN201380030171.2A patent/CN104350124B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2013-06-06 EP EP13727171.4A patent/EP2859063B1/en not_active Not-in-force
- 2013-06-06 WO PCT/EP2013/061654 patent/WO2013186110A1/en not_active Ceased
- 2013-06-06 MY MYPI2014003299A patent/MY171386A/en unknown
- 2013-06-06 RU RU2014153665A patent/RU2630509C2/ru active
- 2013-06-06 BR BR112014030684A patent/BR112014030684A2/pt active Search and Examination
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5627144A (en) * | 1992-09-11 | 1997-05-06 | Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien | Composition for enhanced crude oil recovery operations containing hydrochloric acid or hydrofluoric acid, or mixtures thereof with ester quaternary ammonium compounds or/and alkyl quaternary ammonium compounds |
| WO2000072952A1 (en) * | 1999-06-01 | 2000-12-07 | Cognis Corporation | Use of a carboxylate alkyl polyglycoside surfactant to increase the foam of other anionic surfactants |
| US20040136939A1 (en) * | 2001-05-06 | 2004-07-15 | Schmid Karl Heinz | Method for the production of surface active agent mixtures |
| US20070219097A1 (en) * | 2003-10-24 | 2007-09-20 | Mueeller Heinz | Emulsifiers For Drilling Fluids |
| US20060046948A1 (en) * | 2004-08-30 | 2006-03-02 | California Institute Of Technology | Chemical system for improved oil recovery |
| US20100213409A1 (en) * | 2007-10-16 | 2010-08-26 | Basf Se | Novel surfactants with a polyethersulfonate structure method for production thereof and use thereof for tertiary crude oil production |
| WO2011038745A1 (en) * | 2009-09-29 | 2011-04-07 | Cognis Ip Management Gmbh | Use of alk(en)yl oligoglycosides in enhanced oil recovery processes |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN104350124A (zh) | 2015-02-11 |
| MY171386A (en) | 2019-10-10 |
| CA2873915A1 (en) | 2013-12-19 |
| RU2014153665A (ru) | 2016-08-10 |
| WO2013186110A1 (en) | 2013-12-19 |
| CN104350124B (zh) | 2018-02-16 |
| BR112014030684A2 (pt) | 2017-06-27 |
| EP2859063B1 (en) | 2017-03-08 |
| MX348940B (es) | 2017-07-04 |
| EP2859063A1 (en) | 2015-04-15 |
| MX2014015282A (es) | 2015-09-07 |
| CA2873915C (en) | 2020-03-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2630509C2 (ru) | Способ добычи нефти из подземной формации | |
| RU2528326C2 (ru) | Применение алк (ен) ил олигогликозидов в процессах с повышенным извлечением нефти | |
| US10221348B2 (en) | Method of recovering oil from a subterranean formation | |
| CA2836064C (en) | Enhanced foam stability applications and methods | |
| US4979564A (en) | Method of enhanced oil recovery using low tension viscous waterflood | |
| AU2015348408B2 (en) | Method of mineral oil production | |
| CN106590590A (zh) | 含聚醚羧酸盐表面活性剂的驱油组合物及制备方法 | |
| EP3652268B1 (en) | Solubility enhancers on basis of allyl alcohol for aqueous surfactant formulations for enhanced oil recovery | |
| US12338382B2 (en) | Surfactants having non-conventional hydrophobes | |
| US20170015894A1 (en) | Method for co2-flooding using alk(en)yl polyglucosides | |
| CN106593373A (zh) | 低成本提高原油采收率的方法 | |
| RU2478777C1 (ru) | Вязкоупругая композиция с улучшенной вязкостью | |
| US20110120707A1 (en) | Process for oil recovery using multifunctional anionic surfactants | |
| US20120241151A1 (en) | Process for mineral oil production using surfactants from the class of the alkyl polyglucosides | |
| CN107916098A (zh) | 驱油用黏弹性表面活性剂组合物及其制备方法和应用 | |
| CN107916097B (zh) | 驱油用黏弹性甜菜碱表面活性剂组合物 | |
| US9212545B2 (en) | Use of tris(2-hydroxyphenyl)methane derivatives for tertiary mineral oil production | |
| EP3768798B1 (en) | Selection of optimal surfactant blends for waterflood enhancement | |
| CN109679629A (zh) | 无碱黏弹表面活性剂组合物及制备方法及其应用 | |
| RU2056410C1 (ru) | Сульфокислотные производные в качестве поверхностно-активного вещества для извлечения масла при химическом затоплении нефтяной скважины морской водой | |
| RU2772807C2 (ru) | Усилители растворимости на основе аллилового спирта для водных композиций поверхностно-активных веществ для усиления извлечения нефти | |
| US20200157409A1 (en) | Solubility enhancers on basis of allyl alcohol for aqueous surfactant formulations for enhanced oil recovery | |
| CN107916101A (zh) | 无碱黏弹表面活性剂和制备方法及其应用 | |
| GB2220687A (en) | Method of enhanced oil recovery using a stabilized polymer combination in chemical flood | |
| CN109679626A (zh) | 含聚醚羧酸盐无碱黏弹性表面活性剂组合物及制备方法和用途 |