RU2798909C2 - Compositions based on sulfonated internal ketones for increasing oil recovery - Google Patents
Compositions based on sulfonated internal ketones for increasing oil recovery Download PDFInfo
- Publication number
- RU2798909C2 RU2798909C2 RU2021102800A RU2021102800A RU2798909C2 RU 2798909 C2 RU2798909 C2 RU 2798909C2 RU 2021102800 A RU2021102800 A RU 2021102800A RU 2021102800 A RU2021102800 A RU 2021102800A RU 2798909 C2 RU2798909 C2 RU 2798909C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- ketones
- sulfonated
- composition
- composition according
- compounds
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 88
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 title claims abstract description 85
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 125000000468 ketone group Chemical group 0.000 claims abstract description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 28
- 238000006277 sulfonation reaction Methods 0.000 claims description 15
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 13
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 11
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 11
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 8
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 8
- AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N sulfur trioxide Chemical compound O=S(=O)=O AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 7
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 claims description 5
- 239000011552 falling film Substances 0.000 claims description 3
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 2
- 150000008054 sulfonate salts Chemical group 0.000 claims description 2
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 claims 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 6
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 23
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 23
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 23
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 20
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 16
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical class [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- -1 dilute or undiluted Substances 0.000 description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 8
- 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
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 5
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 5
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000002915 carbonyl group Chemical group [*:2]C([*:1])=O 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N Cyclohexane Chemical compound C1CCCCC1 XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 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 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 2
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- AIYUHDOJVYHVIT-UHFFFAOYSA-M caesium chloride Chemical compound [Cl-].[Cs+] AIYUHDOJVYHVIT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 2
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 2
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 2
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 2
- WWZKQHOCKIZLMA-UHFFFAOYSA-N octanoic acid Chemical compound CCCCCCCC(O)=O WWZKQHOCKIZLMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N palmitic acid group Chemical group C(CCCCCCCCCCCCCCC)(=O)O IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- FGDZQCVHDSGLHJ-UHFFFAOYSA-M rubidium chloride Chemical compound [Cl-].[Rb+] FGDZQCVHDSGLHJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- KEQGZUUPPQEDPF-UHFFFAOYSA-N 1,3-dichloro-5,5-dimethylimidazolidine-2,4-dione Chemical compound CC1(C)N(Cl)C(=O)N(Cl)C1=O KEQGZUUPPQEDPF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XDOFQFKRPWOURC-UHFFFAOYSA-N 16-methylheptadecanoic acid Chemical class CC(C)CCCCCCCCCCCCCCC(O)=O XDOFQFKRPWOURC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005160 1H NMR spectroscopy Methods 0.000 description 1
- JKTAIYGNOFSMCE-UHFFFAOYSA-N 2,3-di(nonyl)phenol Chemical class CCCCCCCCCC1=CC=CC(O)=C1CCCCCCCCC JKTAIYGNOFSMCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229940126062 Compound A Drugs 0.000 description 1
- XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N Ethyl acetate Chemical compound CCOC(C)=O XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NLDMNSXOCDLTTB-UHFFFAOYSA-N Heterophylliin A Natural products O1C2COC(=O)C3=CC(O)=C(O)C(O)=C3C3=C(O)C(O)=C(O)C=C3C(=O)OC2C(OC(=O)C=2C=C(O)C(O)=C(O)C=2)C(O)C1OC(=O)C1=CC(O)=C(O)C(O)=C1 NLDMNSXOCDLTTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019482 Palm oil Nutrition 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 238000006136 alcoholysis reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001508 alkali metal halide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001615 alkaline earth metal halide Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000003342 alkenyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 description 1
- 239000010775 animal oil Substances 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 150000007514 bases Chemical class 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 125000000484 butyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- XTHPWXDJESJLNJ-UHFFFAOYSA-N chlorosulfonic acid Substances OS(Cl)(=O)=O XTHPWXDJESJLNJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003240 coconut oil Substances 0.000 description 1
- 235000019864 coconut oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000012043 crude product Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- UKMSUNONTOPOIO-UHFFFAOYSA-N docosanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O UKMSUNONTOPOIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010828 elution Methods 0.000 description 1
- DPUOLQHDNGRHBS-KTKRTIGZSA-N erucic acid Chemical class CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCCCCC(O)=O DPUOLQHDNGRHBS-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000003818 flash chromatography Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 230000009036 growth inhibition Effects 0.000 description 1
- 125000004051 hexyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N iron(II,III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]O[Fe]=O SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical class CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid group Chemical group C(CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC)(=O)O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- FWFGVMYFCODZRD-UHFFFAOYSA-N oxidanium;hydrogen sulfate Chemical compound O.OS(O)(=O)=O FWFGVMYFCODZRD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002540 palm oil Substances 0.000 description 1
- 125000001147 pentyl group Chemical group C(CCCC)* 0.000 description 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- 238000004313 potentiometry Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 125000001436 propyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000000741 silica gel Substances 0.000 description 1
- 229910002027 silica gel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 description 1
- 235000013311 vegetables Nutrition 0.000 description 1
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к области добычи нефти и, в частности, к способам, относящимся к повышению нефтеотдачи пластов.The present invention relates to the field of oil production and, in particular, to methods related to enhanced oil recovery.
Во время добычи нефти из коллектора углеводородов (нефтесодержащего пласта, такого как, например, консолидированная или неконсолидированная горная порода или песок), в соответствии с первым этапом, известным как «первичная добыча», нефть выходит из добывающей скважины за счет избыточного давления, преобладающего в естественных условиях в коллекторе. Эта первичная добыча дает доступ только к небольшому количеству нефти, содержащейся в коллекторе, обычно самое большее примерно от 10% до 15%.During the production of oil from a hydrocarbon reservoir (an oil-bearing formation such as, for example, consolidated or unconsolidated rock or sand), in accordance with the first stage, known as "primary production", oil exits the production well due to the excess pressure prevailing in natural conditions in the reservoir. This primary production gives access to only a small amount of oil contained in the reservoir, typically at most about 10% to 15%.
Чтобы обеспечить продолжение добычи нефти после этой первичной добычи, используются вторичные способы добычи, когда давление в коллекторе становится недостаточным для вытеснения нефти, которая все еще в нем остается. Как правило, закачивают текучую среду (например, повторное закачивание пластовых вод, разбавленных или неразбавленных, закачивание морской или речной воды или же закачивание газа) в коллектор углеводородов с целью создания в коллекторе избыточного давления, способного увлекать нефть в направлении к добывающей скважине (скважинам). Распространенным способом в данном контексте является закачка воды (также обозначаемая термином «заводнение»), при которой большие объемы воды закачиваются под давлением в коллектор через нагнетательные скважины. Закачиваемая вода увлекает часть нефти, с которой она контактирует, и проталкивает ее к одной или более добывающим скважинам. Однако вторичные способы добычи, такие как заводнение, позволяют извлекать только относительно небольшую часть углеводородов в пласте (обычно около 30%). Это неполное вытеснение обусловлено, в частности, удерживанием нефти капиллярными силами, различиями в вязкости и плотности, существующими между закачиваемой текучей средой и находящимися в пласте углеводородами, а также неоднородностями на микроскопическом или макроскопическом уровне (в масштабе пор, а также в масштабе коллектора).To ensure continued oil production after this primary production, secondary recovery methods are used when the pressure in the reservoir becomes insufficient to displace the oil that is still there. Typically, a fluid (e.g., re-injection of formation water, dilute or undiluted, injection of sea or river water, or injection of gas) is typically injected into a hydrocarbon reservoir to pressurize the reservoir to entrain oil towards the production well(s) . A common technique in this context is water injection (also referred to as " flooding "), in which large volumes of water are pumped under pressure into the reservoir through injection wells. The injected water entrains some of the oil it contacts and pushes it towards one or more production wells. However, secondary recovery methods such as flooding only recover a relatively small portion of the hydrocarbons in the reservoir (typically around 30%). This partial displacement is due, in part, to the retention of oil by capillary forces, the differences in viscosity and density that exist between the injected fluid and the hydrocarbons in the formation, and heterogeneities at the microscopic or macroscopic level (pore scale as well as reservoir scale).
Для извлечения остальной нефти, которая остается в подземных пластах после осуществления способов первичной и вторичной добычи, предложены различные способы, называемые «повышением нефтеотдачи», сокращенно EOR (или повышенное (или улучшенное) извлечение углеводородов, EHR). Среди этих способов можно упомянуть способы, аналогичные упомянутой выше закачке воды (заводнению), но с использованием воды, содержащей добавки, например водорастворимые поверхностно-активные вещества (тогда это, как правило, называется заводнением с применением поверхностно-активных веществ). Использование таких поверхностно-активных веществ заметно снижает поверхностное натяжение на границе раздела вода/нефть, что позволяет обеспечить более эффективное увлечение нефти, удерживающейся в сужениях пор.To recover the rest of the oil that remains in subterranean formations after primary and secondary recovery methods, various methods have been proposed, referred to as "enhanced oil recovery", abbreviated as EOR (or increased (or improved) hydrocarbon recovery, EHR). Among these methods, methods similar to the water injection (flooding) mentioned above, but using water containing additives, such as water-soluble surfactants (then generally referred to as surfactant flooding ) can be mentioned. The use of such surfactants markedly reduces the surface tension at the water/oil interface, which allows more efficient entrainment of oil retained in the pore constrictions.
Поверхностно-активные вещества, обычно рекомендуемые для EOR, как правило, являются анионогенными поверхностно-активными веществами, в основном, сульфатного или сульфонатного типа. В частности, в патентной заявке WO 2016/177817 описаны композиции, подходящие для EOR, которые содержат определенные сульфонаты, а именно внутренние кетоны, сульфированные в альфа-положении к кетонной группе, более конкретно, смеси моносульфированных кетонов (т.е. кетонов, сульфированных только в одном из альфа-положений к карбонильной группе) и дисульфированных кетонов (кетонов, сульфированных в обоих положениях). Композиции, описанные в WO 2016/177817, обычно получают сульфированием внутренних кетонов.The surfactants commonly recommended for EOR are generally anionic surfactants, generally of the sulfate or sulfonate type. In particular, patent application WO 2016/177817 describes compositions suitable for EOR that contain certain sulfonates, namely internal ketones sulfonated at the alpha position of the ketone group, more specifically mixtures of monosulfonated ketones (i.e. ketones sulfonated only in one of the alpha positions to the carbonyl group) and disulphurized ketones (ketones sulfonated at both positions). The compositions described in WO 2016/177817 are usually prepared by sulfonation of internal ketones.
В контексте исследований, приведших к настоящему изобретению, авторы настоящего изобретения показали, что в наиболее общем случае смеси типа, описанного в WO 2016/177817, и, в частности, смеси в примерах этой патентной заявки, обладают недостатком в отношении транспортировки в пористой среде.In the context of the studies leading to the present invention, the inventors of the present invention have shown that, in the most general case, mixtures of the type described in WO 2016/177817, and in particular the mixtures in the examples of this patent application, have the disadvantage of being transported in a porous medium.
Точнее, обнаружено, что закачивание смесей WO 2016/177817 приводит к постоянному росту снижения подвижности при закачивании смеси, что приводит к повреждению пористой среды.More specifically, it has been found that injection of mixtures of WO 2016/177817 leads to a constant increase in the decrease in mobility during the injection of the mixture, which leads to damage to the porous medium.
«Снижение подвижности» (сокращенно Rm), упоминаемое в настоящем описании, является параметром, который хорошо известен в области добычи нефти, и он применяется здесь к закачиванию водного раствора поверхностно-активного вещества. Для данного водного раствора поверхностно-активного вещества, содержащего по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество и водную растворяющую среду (которая может обычно представлять собой воду или насыщенный солевой раствор), значение снижения подвижности получают из соотношения Дарси: оно соответствует соотношению между потерей напора (ΔP раствора), измеренной при закачке водного раствора или поверхностно-активных веществ, рассматриваемых при данном расходе, к значению потери напора (ΔP растворителя), измеренному перед закачкой раствора поверхностно-активного вещества, при закачке водной растворяющей среды без поверхностно-активных веществ:"Mobility reduction" (abbreviated as Rm) as referred to herein is a parameter that is well known in the field of oil production and is applied here to the injection of an aqueous surfactant solution. For a given aqueous surfactant solution containing at least one surfactant and an aqueous solvent medium (which can typically be water or brine), the slump value is derived from the Darcy ratio: it corresponds to the ratio between head loss ( solution ΔP ) measured while pumping an aqueous solution or surfactants considered at a given flow rate to the head loss ( solvent ΔP ) measured before injection of a surfactant solution, when pumping an aqueous solvent medium without surfactants:
Rm = ΔP раствора / ΔP растворителяRm = ΔP solution / ΔP solvent
В случае ламинарного потока жидкости в пористой среде с сечением S и длиной L закон Дарси записывается следующим образом:In the case of a laminar fluid flow in a porous medium with cross section S and length L, Darcy's law is written as follows:
где:Where:
Q представляет собой скорость потока текучей среды с вязкостью ƞ,Q is the flow rate of a fluid with viscosity ƞ,
ΔP представляет собой потерю напора, вызванную потоком текучей среды,ΔP is the head loss caused by the fluid flow,
k представляет собой проницаемость, которую можно определить как гидравлическую проводимость пористой среды, и выражается в Дарси (1 Д ≈ 0,987 мкм²).k is the permeability, which can be defined as the hydraulic conductivity of a porous medium, and is expressed in Darcy (1 D ≈ 0.987 µm²).
Снижение подвижности Rm, определенное выше, соответствует эффективной вязкости раствора поверхностно-активного вещества в пористой среде и по определению больше 1. Чем выше значение Rm для раствора поверхностно-активного вещества, тем труднее оказывается закачать указанный раствор.The decrease in mobility Rm defined above corresponds to the effective viscosity of the surfactant solution in the porous medium and is by definition greater than 1. The higher the Rm value for the surfactant solution, the more difficult it is to pump said solution.
За исключением случаев, когда отношение Rm чрезмерно велико, существование Rm само по себе не указывает на какую-либо конкретную проблему с точки зрения распространения текучей среды. С другой стороны, рост величины снижения подвижности при продолжении закачивания указывает на другую проблему, а именно на повреждение пористой среды с течением времени в ходе закачивания. Обычно это может быть связано с явлением забивания пористой структуры. Это является проблемой, которая встречается в самом общем случае с композициями типа, описанного в WO 2016/177817. Эта проблема особенно заметна при относительно низких скоростях потока, которые де-факто получаются внутри пористого пласта.Except when the ratio Rm is excessively large, the existence of Rm does not in itself indicate any particular problem in terms of fluid propagation. On the other hand, an increase in the magnitude of the decrease in mobility with continued injection indicates another problem, namely damage to the porous medium over time during injection. Usually, this may be due to the phenomenon of clogging of the porous structure. This is a problem that occurs most generally with compositions of the type described in WO 2016/177817. This problem is especially noticeable at relatively low flow rates, which are de facto obtained inside the porous formation.
Одной из целей настоящего изобретения является предложить композиции на основе сульфированных внутренних кетонов, которые не приводят к этому явлению усиления снижения подвижности с течением времени.One of the objectives of the present invention is to provide compositions based on sulfonated internal ketones that do not lead to this phenomenon of increasing demobilization over time.
Для этого авторы изобретения продемонстрировали оригинальное техническое решение: установлено, что эффект роста снижения подвижности может быть нейтрализован применением сульфированных внутренних кетонов наряду с достаточным количеством несульфированных внутренних кетонов.To this end, the inventors have demonstrated an ingenious technical solution: it has been found that the effect of increased mobility reduction can be neutralized by the use of sulfonated internal ketones along with a sufficient amount of non-sulfonated internal ketones.
Что делает этот результат еще более удивительным, так это то, что априори ожидалось, что присутствие внутренних кетоновых соединений приведет к росту снижения подвижности: причина заключается в том, что внутренние кетоны похожи на гидрофобные соединения, и поэтому было бы более логично предположить, что их использование вызовет явление, противоположное полученному.What makes this result even more surprising is that a priori it was expected that the presence of internal ketone compounds would lead to an increase in the decrease in mobility: the reason is that internal ketones are similar to hydrophobic compounds, and therefore it would be more logical to assume that their use will cause the opposite of what is received.
Что еще более необычно, обнаружено, что несульфированные внутренние кетоны обеспечивают свой эффект ингибирования роста снижения подвижности, только когда они используются в достаточном количестве. Другими словами, в отличие от того, что можно было интуитивно предположить, решение, обнаруженное изобретателями для предотвращения роста снижения подвижности, включает в себя не только использование добавок, которые сами по себе с большей вероятностью приведут к росту, но также включает в себя использование этих добавок в значительном количестве.Even more unusually, nonsulfonated internal ketones have been found to provide their mobility inhibition growth inhibition effect only when they are used in sufficient amounts. In other words, contrary to what one might intuit, the solution found by the inventors to prevent the growth of reduced mobility involves not only the use of additives that are themselves more likely to lead to growth, but also includes the use of these significant amounts of additives.
Более конкретно, и вне связи с какой-либо конкретной теорией, исследования, проведенные авторами изобретения в контексте настоящего изобретения, показывают, что при добавлении несульфированных внутренних кетонов в композицию на основе сульфированных внутренних кетонов, существует предельное значение молярной концентрации несульфированных кетонов (определяемое отношением количества несульфированных кетонов к общему количеству сульфированных и несульфированных кетонов), называемое далее «предельная молярная концентрация», такое, что:More specifically, and without wishing to be bound by any particular theory, studies conducted by the inventors in the context of the present invention show that when adding non-sulphurized internal ketones to a composition based on sulfonated internal ketones, there is a limit value for the molar concentration of non-sulfonated ketones (determined by the ratio of the amount nonsulfonated ketones to the total amount of sulfonated and nonsulfonated ketones), hereinafter referred to as the "limiting molar concentration", such that:
- для смесей на основе сульфированных и несульфированных кетонов с молярной концентрацией несульфированных кетонов ниже предельной молярной концентрации наблюдается рост снижения подвижности со временем, когда смесь закачивается в пористую среду;- for mixtures based on sulfonated and non-sulfonated ketones with a molar concentration of non-sulfonated ketones below the limiting molar concentration, an increase in the decrease in mobility with time is observed when the mixture is pumped into a porous medium;
- для смесей на основе сульфированных и несульфированных кетонов с молярной концентрацией несульфированных кетонов, которая больше или равна предельной молярной концентрации, снижение подвижности достигает предельного значения после короткого периода стабилизации, и затем снижение подвижности остается практически стабильным с течением времени.- for mixtures based on sulfonated and non-sulfonated ketones with a molar concentration of non-sulfonated ketones that is greater than or equal to the limiting molar concentration, the decrease in mobility reaches the limit after a short period of stabilization, and then the decrease in mobility remains practically stable over time.
Для данной композиции сульфированных кетонов и несульфированных кетонов предельная молярная концентрация несульфированных кетонов может варьировать в широком диапазоне в зависимости от используемых сульфированных кетонов и несульфированных кетонов. Для данной композиции на основе специфических сульфированных кетонов и несульфированных кетонов предельная молярная концентрация может быть установлена экспериментально путем повторения тестирования одной молярной концентрации несульфированных кетонов и наблюдения изменения уменьшения подвижности, которое получается для данной концентрации. Если снижение подвижности стабилизируется, то тестируемая молярная концентрация выше или равна предельному отношению; в противном случае она ниже. Поэтому при исследовании ряда молярных концентраций возможно легко определить предельную молярную концентрацию несульфированных кетонов для данной системы сульфированные кетоны/несульфированные кетоны путем последовательных подходов.For a given composition of sulfonated ketones and non-sulfonated ketones, the molar limit of non-sulfonated ketones can vary over a wide range depending on the sulfonated ketones and non-sulfonated ketones used. For a given composition based on specific sulfonated ketones and non-sulfonated ketones, a molar limit can be established experimentally by repeating testing one molar concentration of non-sulfonated ketones and observing the change in mobility loss that occurs for that concentration. If the decrease in mobility stabilizes, then the molar concentration tested is greater than or equal to the limiting ratio; otherwise it is lower. Therefore, when examining a series of molar concentrations, it is possible to easily determine the limiting molar concentration of nonsulfonated ketones for a given system of sulfonated ketones/nonsulfonated ketones by successive approaches.
В наиболее общем случае, предельная молярная концентрация несульфированных кетонов для данной системы сульфированные кетоны/несульфированные кетоны обычно превышает 10% (она составляет, например, порядка 15% для композиции иллюстративного примера, более подробно описанного в конце настоящего описания).In the most general case, the limiting molar concentration of nonsulfonated ketones for a given sulfonated ketone/nonsulfonated ketone system is typically greater than 10% (it is, for example, on the order of 15% for the illustrative example composition described in more detail at the end of this description).
Кроме того, в контексте настоящего изобретения, предпочтение отдается использованию несульфированных кетонов в качестве добавки, при молярной концентрации несульфированных кетонов, которая предпочтительно составляет менее 50%, обычно не более 30% или даже не более 25%.In addition, in the context of the present invention, preference is given to using nonsulfonated ketones as an additive, with a molar concentration of nonsulfonated ketones that is preferably less than 50%, usually not more than 30%, or even not more than 25%.
В соответствии с первым аспектом, настоящее изобретение относится к предпочтительным композициям, идентифицированным авторами изобретения, причем эти композиции представляют собой композиции сульфированных внутренних кетонов, которые содержат несульфированные кетоны в количестве, большем или равном предельному значению, приводящему к стабилизации снижения подвижности.According to a first aspect, the present invention relates to preferred compositions identified by the inventors, which compositions are compositions of sulfonated internal ketones that contain non-sulfonated ketones in an amount greater than or equal to the limit value, resulting in stabilization of the decrease in mobility.
В частности, настоящее изобретение относится к композициям, содержащим:In particular, the present invention relates to compositions containing:
(А) внутренние кетоны, сульфированные в альфа-положении к кетонной группе, и(A) internal ketones sulfonated at the alpha position to the ketone group, and
(B) несульфированные внутренние кетоны,(B) non-sulfurized internal ketones,
с молярным отношением B/(A+B), соответствующим молярной концентрации несульфированных кетонов, которая больше или равна предельной молярной концентрации несульфированных кетонов, при которой наблюдается стабилизация в снижении подвижности при введении в пористую среду смеси указанных сульфированных внутренних кетонов и указанных несульфированных внутренних кетонов.with a molar ratio B/(A+B) corresponding to the molar concentration of nonsulfonated ketones, which is greater than or equal to the limiting molar concentration of nonsulfonated ketones, at which stabilization is observed in reducing mobility when a mixture of said sulfonated internal ketones and said nonsulfonated internal ketones is introduced into the porous medium.
Как правило, в композиции по изобретению молярное отношение B/(A+B) составляет от 10% до 50%, и предпочтительно менее 50%, в частности от 10% до 30%.As a rule, in the composition according to the invention the molar ratio B/(A+B) is from 10% to 50%, and preferably less than 50%, in particular from 10% to 30%.
В соответствии с другим аспектом, изобретение относится к применению указанных выше композиций для повышения нефтеотдачи.In accordance with another aspect, the invention relates to the use of the above compositions for enhanced oil recovery.
В этом контексте изобретение в частности относится к способу повышения нефтеотдачи подземного пласта, в котором:In this context, the invention particularly relates to a method for enhanced oil recovery of a subterranean formation, wherein:
- композиция указанного типа закачивается в указанный подземный пласт через по меньшей мере одну нагнетательную скважину; и- the composition of the specified type is injected into the specified underground reservoir through at least one injection well; And
- текучая среда, транспортирующая нефть, покидающую подземный пласт, извлекается через по меньшей мере одну добывающую скважину.- fluid transporting oil leaving the underground formation is extracted through at least one production well.
Далее будут описаны более подробно различные признаки и конкретные варианты осуществления изобретения.In the following, various features and specific embodiments of the invention will be described in more detail.
Внутренние кетоны, сульфированные в альфа-положении к кетонной группеInternal ketones sulfonated at the alpha position to the ketone group
(соединения А)(compounds A)
Сульфированные внутренние кетоновые соединения А, присутствующие в композициях изобретения, преимущественно присутствуют в виде смеси, включающей (i) моносульфированные внутренние кетоны (т.е. внутренние кетоны, сульфированные только в одном из альфа-положений к карбонильной группе С=О); и (ii) дисульфированные внутренние кетоны (т.е. внутренние кетоны, сульфированные в обоих альфа-положениях к карбонильной группе).The sulfonated internal ketone compounds A present in the compositions of the invention are advantageously present as a mixture comprising (i) monosulfonated internal ketones (i.e., internal ketones sulfonated in only one of the alpha positions to the C=O carbonyl group); and (ii) disulphinated internal ketones (ie, internal ketones sulfonated at both alpha positions to the carbonyl group).
Соотношение моносульфированные внутренние кетоны/дисульфированные внутренние кетоны предпочтительно находится между 1:99 и 99:1, например, между 3:97 и 97:3; в частности, между 5:95 и 95:5.The ratio of monosulphurized internal ketones/disulfurized internal ketones is preferably between 1:99 and 99:1, for example between 3:97 and 97:3; specifically between 5:95 and 95:5.
В соответствии с одним предпочтительным вариантом осуществления, соединения А, присутствующие в композиции по изобретению, включают смесь по меньшей мере одного моносульфоната и по меньшей мере одного дисульфоната, соответствующих формулам (1) и (2), приведенным ниже:According to one preferred embodiment, compounds A present in the composition of the invention comprise a mixture of at least one monosulfonate and at least one disulfonate corresponding to formulas (1) and (2) below:
где:Where:
каждый из R1, R3 и R5, которые являются одинаковыми или различными, независимо представляет собой водород или линейную или разветвленную алкильную цепь, имеющую 1-20 атомов углерода;each of R 1 , R 3 and R 5 that are the same or different, independently represents hydrogen or a linear or branched alkyl chain having 1-20 carbon atoms;
каждый из R2 и R4, которые являются одинаковыми или различными, независимо представляют собой линейную алкильную цепь или содержат 4-24 атома углерода, причем указанная алкильная цепь может содержать циклоалифатические группы; иeach of R 2 and R 4 that are the same or different, independently represent a linear alkyl chain or contain 4-24 carbon atoms, and the specified alkyl chain may contain cycloaliphatic groups; And
Х представляет собой Н; или же -SO3X представляет собой сульфонатную соль, образованную с 1/н моль катионов Xn+, где n является валентностью катиона, этот катион предпочтительно выбирают из группы, состоящей из катионов аммония NH и катионов металлов, особенно катионов щелочных металлов и щелочноземельных металлов, таких как катионы натрия, калия, кальция и магния.X is H; or -SO 3 X is a sulfonate salt formed with 1/n mole of cations X n+ , where n is the valence of the cation, this cation is preferably selected from the group consisting of ammonium cations NH and metal cations, especially alkali metal and alkaline earth metal cations such as sodium, potassium, calcium and magnesium cations.
Предпочтительно каждый из R1, R3 и R5 представляет собой водород или же алкильную группу, имеющую 1-6 атомов углерода, и предпочтительно каждый из R1, R3 и R5 обозначает водород или метильную, этильную, пропильную, бутильную, пентильную или гексильную группу; и предпочтительно водород.Preferably each of R 1 , R 3 and R 5 represents hydrogen or an alkyl group having 1-6 carbon atoms, and preferably each of R 1 , R 3 and R 5 represents hydrogen or methyl, ethyl, propyl, butyl, pentyl or a hexyl group; and preferably hydrogen.
Каждый из R2 и R4 предпочтительно содержит 6-18 атомов углерода и более предпочтительно 6-14 атомов углерода.Each of R 2 and R 4 preferably contains 6-18 carbon atoms and more preferably 6-14 carbon atoms.
Соединения формул (1) и (2) предпочтительно получают сульфированием внутренних кетонов, полученных из жирных кислот или же смеси жирных кислот, обычно с использованием реакции Пирия. Жирные кислоты, в значительной степени подходящие в качестве отправной точки для синтеза соединений формул (1) и (2), включают каприловую, каприновую, лауриновую, миристиновую, пальмитиновую, стеариновую, арахидиновую, бегеновую, лигноцериновую и церотиновую кислоты и их смеси. Также можно начинать с некоторых из их производных, таких как их сложные эфиры и их ангидриды. Предпочтительными жирными кислотами являются каприловая, каприновая, лауриновая, миристиновая, пальмитиновая, стеариновая, нафтеновая и изостеариновая кислоты и их смеси.The compounds of formulas (1) and (2) are preferably obtained by sulfonation of internal ketones derived from fatty acids or a mixture of fatty acids, usually using the Pyria reaction. Fatty acids particularly suitable as starting points for the synthesis of compounds of formulas (1) and (2) include caprylic, capric, lauric, myristic, palmitic, stearic, arachidic, behenic, lignoceric and cerotinic acids and mixtures thereof. It is also possible to start with some of their derivatives, such as their esters and their anhydrides. Preferred fatty acids are caprylic, capric, lauric, myristic, palmitic, stearic, naphthenic and isostearic acids and mixtures thereof.
В частности, можно начинать со смесей жирных кислот в виде «фракций», полученных из растительных или животных масел, в частности, путем гидролиза или алкоголиза. Хорошими кандидатами являются кислоты, полученные из кокосового масла или пальмового масла, которые содержат жирные кислоты, содержащие 8-18 атомов углерода.In particular, it is possible to start with mixtures of fatty acids in the form of "fractions" obtained from vegetable or animal oils, in particular by hydrolysis or alcoholysis. Good candidates are acids derived from coconut oil or palm oil, which contain fatty acids containing 8-18 carbon atoms.
Исходные жирные кислоты могут необязательно содержать одну или более этиленовых ненасыщенностей, как, например, в случае олеиновой, линоленовой или эруковой кислот. Однако, вообще говоря, предпочтение будет отдаваться исключению присутствия таких ненасыщенностей, благодаря тому обстоятельству, что двойные связи подвержены сульфированию и, следовательно, приводят к смесям с менее четко выраженными структурами, чем в случае алкильных цепей, лишенных двойных связей.The parent fatty acids may optionally contain one or more ethylenic unsaturations, such as, for example, oleic, linolenic or erucic acids. However, in general, preference will be given to avoiding the presence of such unsaturations, due to the fact that the double bonds are susceptible to sulfonation and therefore lead to mixtures with less pronounced structures than in the case of alkyl chains devoid of double bonds.
Другими внутренними кетонами, подходящими для получения сульфированных внутренних кетонов по изобретению, являются кетоны, полученные из нафтеновых кислот.Other internal ketones suitable for the preparation of the sulfated internal ketones of the invention are ketones derived from naphthenic acids.
Сульфонаты формулы (1) или (2) могут быть получены из одного внутреннего кетона с четко определенным составом. Сульфонаты формул (1) или (2) обычно получают из смеси двух или более различных внутренних кетонов, что означает, что сульфированные внутренние кетоны представляют собой смеси, содержащие два или более соединений формул (1) и (2), имеющих различную длину цепи.The sulfonates of formula (1) or (2) can be prepared from a single internal ketone with a well-defined composition. Sulfonates of formulas (1) or (2) are usually prepared from a mixture of two or more different internal ketones, which means that sulfonated internal ketones are mixtures containing two or more compounds of formulas (1) and (2) having different chain lengths.
Несульфированные внутренние кетоныNonsulfonated internal ketones
(соединения B)(connections B)
Согласно одному из предпочтительных вариантов осуществления, соединения В, присутствующие в композиции по изобретению, соответствуют несульфированной версии дополнительно присутствующих соединений A.According to one preferred embodiment, the B compounds present in the composition of the invention correspond to the non-sulphurized version of the A compounds additionally present.
Поэтому, как правило, когда соединения А представляют собой моносульфированные дисульфонатные соединения, соответствующие, соответственно, указанным выше формулам (1) и (2), соединения В предпочтительно соответствуют приведенной ниже формуле (3):Therefore, in general, when compounds A are monosulfonated disulfonate compounds corresponding to the above formulas (1) and (2), respectively, the compounds B preferably correspond to the following formula (3):
где:Where:
R1, R2, R3, R4 и R5 имеют указанные выше значения; иR 1 , R 2 , R 3 , R 4 and R 5 are as defined above; And
R6 представляет собой водород или же линейную или разветвленную алкильную цепь, содержащую 1-20 атомов углерода, предпочтительно водород.R 6 is hydrogen or alternatively a straight or branched alkyl chain containing 1-20 carbon atoms, preferably hydrogen.
В соответствии с одним особенно предпочтительным вариантом осуществления композицию по изобретению получают только частично сульфированием соединения формулы (3) или же смеси соединений формулы (3) с использованием сульфирующего агента. Таким образом, продукт представляет собой смесь соединений формул (1) и (2), составляющих соединения A композиции, и остаточных соединений формулы (3), составляющих соединения B композиции.In accordance with one particularly preferred embodiment, the composition according to the invention is obtained only partially by sulfonation of a compound of formula (3) or a mixture of compounds of formula (3) using a sulfonating agent. Thus, the product is a mixture of compounds of formulas (1) and (2) constituting compounds A of the composition, and residual compounds of formula (3) constituting compounds B of the composition.
В соответствии с данным вариантом осуществления, частичное сульфирование соединений формулы (3) преимущественно проводят так, чтобы молярная концентрация несульфированных кетонов в конце сульфирования была по меньшей мере равна предельной молярной концентрации, обеспечивающей стабилизацию снижения подвижности.In accordance with this embodiment, the partial sulfonation of the compounds of formula (3) is advantageously carried out so that the molar concentration of non-sulfonated ketones at the end of sulfonation is at least equal to the limiting molar concentration providing stabilization of the demobilization.
Частичное сульфирование соединений формулы (3) теоретически можно проводить с использованием любого подходящего сульфирующего агента. Например, используя сульфирующий агент, преимущественно концентрированный сульфирующий агент, выбранный из серной кислоты, моногидрата серной кислоты, олеума, хлорсульфоновой кислоты, сульфоновой кислоты и триоксида серы SO3.Partial sulfonation of compounds of formula (3) can theoretically be carried out using any suitable sulfonating agent. For example, using a sulphurizing agent, preferably a concentrated sulphurizing agent selected from sulfuric acid, sulfuric acid monohydrate, oleum, chlorosulfonic acid, sulfonic acid and sulfur trioxide SO 3 .
Согласно одному из предпочтительных вариантов осуществления сульфирование проводят с использованием газообразного триоксида серы SO3 в качестве сульфирующего агента, предпочтительно с использованием способа с падающей пленкой.According to one preferred embodiment, the sulfonation is carried out using gaseous sulfur trioxide SO 3 as the sulfonating agent, preferably using a falling film method.
В конце сульфирования реакционная смесь может быть предпочтительно подвергнута старению. Кроме того, в целом предпочтительно нейтрализовать реакционную смесь основным соединением, обычно NaOH, причем эта нейтрализация предпочтительно осуществляется при перемешивании, и предпочтительно при температуре 40-100 °C в течение периода времени от 15 мин до 5 ч, обычно от 40 мин до 3 ч.At the end of the sulfonation, the reaction mixture may preferably be aged. In addition, it is generally preferred to neutralize the reaction mixture with a basic compound, usually NaOH, this neutralization preferably being carried out with stirring, and preferably at a temperature of 40-100 °C for a period of 15 minutes to 5 hours, typically 40 minutes to 3 hours. .
Возможные добавкиPossible additives
Композиция по изобретению может преимущественно содержать некоторое число добавок в дополнение к соединениям A и B.The composition of the invention may advantageously contain a number of additives in addition to compounds A and B.
В частности, предпочтительно, чтобы композиция по изобретению содержала соединения А и В в водной среде, содержащей растворенные соли, обычно в насыщенном солевом растворе.In particular, it is preferred that the composition according to the invention contains compounds A and B in an aqueous medium containing dissolved salts, usually in a saturated saline solution.
Минерализация этой водной среды, содержащей растворенные соли, предпочтительно аналогична минерализации подземного пласта, в который должна быть закачана композиция по изобретению, что способствует повышению эффективности извлечения нефти.The salinity of this aqueous medium containing dissolved salts is preferably similar to the salinity of the subterranean formation into which the composition of the invention is to be injected, thereby improving the efficiency of oil recovery.
Общее количество солей в композиции по изобретению, как правило, предпочтительно находится в диапазоне 1-200 г/л, предпочтительно 5-150 г/л.The total amount of salts in the composition according to the invention is generally preferably in the range of 1-200 g/l, preferably 5-150 g/l.
Соли, преимущественно присутствующие в композиции изобретения, могут включать, в частности и без ограничения, галогениды щелочных металлов и щелочноземельных металлов, такие как NaCl, KCl, RbCl, CsCl, MgCl, BeCl2 и CaCl2.Salts predominantly present in the composition of the invention may include, in particular and without limitation, alkali metal and alkaline earth metal halides such as NaCl, KCl, RbCl, CsCl, MgCl, BeCl 2 and CaCl 2 .
Композиция по изобретению обычно содержит два или более типа различных солей, и концентрация указанных солей соответствует общему количеству всех присутствующих солей.The composition according to the invention usually contains two or more types of different salts, and the concentration of these salts corresponds to the total amount of all salts present.
Как правило, в композиции по изобретению, содержащей солевую водную среду указанного типа, общая концентрация соединений А и В в указанной солевой водной среде составляет 0,5-50 г/л, предпочтительно 1-30 г/л, например, 2-20 г/л.In general, in a composition according to the invention containing said type of saline aqueous medium, the total concentration of compounds A and B in said saline aqueous medium is 0.5-50 g/l, preferably 1-30 g/l, for example 2-20 g / l.
Кроме того, композиция по изобретению может преимущественно содержать другие добавки, особенно добавки, повышающие качество извлечения нефти.In addition, the composition according to the invention may advantageously contain other additives, especially oil recovery additives.
Соответственно, в качестве неограничивающего примера композиция по изобретению может преимущественно содержать дополнительные поверхностно-активные вещества, примерами которых являются неионогенные поверхностно-активные вещества, выбранные, например, в соответствующих случаях, из алкоксилированных нонилфенолов, алкоксилированных динонилфенолов и алкоксилатов, в частности разветвленных С8-С20 спиртов. Дополнительные сульфатированные, фосфатные или карбоксилированные поверхностно-активные вещества или сульфированные поверхностно-активные вещества, отличные от соединений А.Accordingly, as a non-limiting example, the composition of the invention may advantageously contain additional surfactants, examples of which are nonionic surfactants selected, for example, where appropriate, from alkoxylated nonylphenols, alkoxylated dinonylphenols and alkoxylates, in particular branched C8-C20 alcohols. Additional sulfated, phosphate or carboxylated surfactants or sulfated surfactants other than compounds A.
Предпочтительными поверхностно-активными веществами в контексте настоящего изобретения являются сульфонаты простого алкилглицерилового эфира (AGES), примерами которых являются вещества, полученные с помощью процессов, описанных в US 3024273 или US 2989547.Preferred surfactants in the context of the present invention are alkyl glyceryl ether sulfonates (AGES), examples of which are substances obtained using the processes described in US 3024273 or US 2989547.
AGES могут быть описаны следующей общей формулой:AGES can be described by the following general formula:
R7-O-[-CH2-CH(OH)-CH2-O-]m-CH2CH(OH)-CH2-SO3Y (4)R 7 -O-[-CH 2 -CH(OH)-CH 2 -O-] m -CH 2 CH(OH)-CH 2 -SO 3 Y (4)
в которой:wherein:
R7 представляет собой линейную или разветвленную алкильную или алкенильную цепь, имеющую обычно 3-32 атома углерода;R 7 is a straight or branched alkyl or alkenyl chain, usually having 3-32 carbon atoms;
m равно 0, или же m представляет собой целое число от 1 до 20, предпочтительно от 2 до 15;m is 0, or m is an integer from 1 to 20, preferably from 2 to 15;
Y представляет собой катион, предпочтительно выбранный из группы, состоящей из натрия, калия, аммония, кальция или магния.Y is a cation, preferably selected from the group consisting of sodium, potassium, ammonium, calcium or magnesium.
Другими дополнительными поверхностно-активными веществами, имеющими потенциальное преимущество в контексте настоящего изобретения, являются алкоксилированные сульфонаты простого алкилглицерилового эфира (AAGES), которые соответствуют следующей формуле (5):Other additional surfactants of potential advantage in the context of the present invention are alkoxylated alkyl glyceryl ether sulfonates (AAGES), which correspond to the following formula (5):
R7-O-[-CH2-CH(OH)-CH2-O-]m-[-CH2-CH(CH3)-O]n-[-CH2-CH2-O]p-CH2CH(OH)-H2-SO3YR 7 -O-[-CH 2 -CH(OH)-CH 2 -O-] m -[-CH 2 -CH(CH 3 )-O] n -[-CH 2 -CH 2 -O] p - CH 2 CH (OH) -H 2 -SO 3 Y
(5)(5)
в которой:wherein:
R7, m и Y имеют значения, указанные для приведенной выше формулы (4); иR 7 , m and Y have the meanings given for the above formula (4); And
каждый из n и p, которые являются одинаковыми или разными, представляет собой целое число от 0 до 20, предпочтительно от 2 до 15, при условии, что n+p не равно нулю.each of n and p, which are the same or different, is an integer from 0 to 20, preferably from 2 to 15, provided that n+p is not zero.
Когда соединения AGES или AAGES присутствуют в композиции по изобретению, они обычно присутствуют в количестве 0,5-50 г/л, предпочтительно 1-25 г/л.When AGES or AAGES compounds are present in the composition of the invention, they are usually present in an amount of 0.5-50 g/l, preferably 1-25 g/l.
Согласно одному конкретному варианту осуществления AGES или AAGES могут применяться совместно, в случае необходимости, при массовом соотношении AGES/AAGES от 1:10 до 10:1, предпочтительно от 1:5 до 5:1.According to one specific embodiment, AGES or AAGES can be used together, if necessary, at a weight ratio of AGES/AAGES from 1:10 to 10:1, preferably from 1:5 to 5:1.
Различные аспекты и преимущества изобретения будут дополнительно проиллюстрированы приведенным ниже иллюстративным примером.Various aspects and advantages of the invention will be further illustrated by the following illustrative example.
ПРИМЕРEXAMPLE
В данном примере использовали смесь кетонов, полученных частичным сульфированием внутреннего кетона.In this example, a mixture of ketones obtained by partial sulfonation of an internal ketone was used.
Используемым внутренним кетоном был C23-35 внутренний кетон, который получали реакцией Пирия, катализируемой магнетитом.The internal ketone used was a C23-35 internal ketone which was prepared by a magnetite catalyzed Pyrium reaction.
Частичное сульфирование проводили с использованием газообразного SO3 в реакторе с падающей пленкой, охлаждаемом водой через рубашку, при следующих условиях:Partial sulfonation was carried out using gaseous SO 3 in a falling film reactor cooled with water through a jacket under the following conditions:
- концентрация SO3 в воздухе: 5% об./об.- concentration of SO 3 in the air: 5% vol./about.
- скорость подачи серы: 1,5 кг S/ч- sulfur feed rate: 1.5 kg S/h
- предполагаемая конверсия SO2 → SO3: 97%- estimated SO2 → SO3 conversion: 97%
- скорость подачи внутреннего кетона: 12,3 кг/ч;- internal ketone feed rate: 12.3 kg/h;
В конце сульфирования продукт представлял собой смесь М сульфированных и несульфированных внутренних кетонов, имеющую следующие концентрации (определенные с помощью ЯМР-анализа):At the end of sulfonation, the product was a mixture of M sulfonated and non-sulfonated internal ketones having the following concentrations (determined by NMR analysis):
А. Сульфированные внутренние кетоныA. Sulfated internal ketones
Моносульфированные внутренние кетоны: 43,7 мол.%Monosulfated internal ketones: 43.7 mol%
Дисульфированные внутренние кетоны: 32,4 мол.%Disulphinated internal ketones: 32.4 mol%
B. Остаточные несульфированные внутренние кетоны:B. Residual nonsulfonated internal ketones:
24 мол.%24 mol.%
Часть полученной смеси М далее обрабатывали согласно нижеприведенному протоколу для удаления в ней остаточных несульфированных внутренних кетонов:Part of the resulting mixture M was further processed according to the protocol below to remove residual non-sulfurized internal ketones in it:
- Диспергирование 30 г смеси M в 70 г диоксида кремния в растворителе (CHCl3).- Dispersion of 30 g of mixture M in 70 g of silica in solvent (CHCl 3 ).
- Удаление растворителя с помощью роторного испарителя.- Solvent removal with a rotary evaporator.
- Нанесение на колонку с 330 г силикагеля (флэш-хроматография), обработанную 100% циклогексаном.- Application to a 330 g silica gel column (flash chromatography) treated with 100% cyclohexane.
- Элюирование несульфированных остаточных внутренних кетонов смесью циклогексан/AcOEt (80:20). Выпаривание данной фракции досуха давало 4,4 г оранжевого воска (KI характеризуется 1H ЯМР).- Elution of non-sulfurized residual internal ketones with cyclohexane/AcOEt (80:20). Evaporation of this fraction to dryness gave 4.4 g of an orange wax (KI characterized by 1H NMR).
- Элюирование остальной части образца смесью CH2Cl2/MeOH (80:20). Выпаривание данной фракции досуха давало 24,1 г черного масла.- Elute the rest of the sample with a mixture of CH 2 Cl 2 /MeOH (80:20). Evaporation of this fraction to dryness gave 24.1 g of a black oil.
- 23 г этого масла помещали в круглодонную колбу на 500 мл и нейтрализовали при 60°C с помощью 2,2 экв. 2 н. гидроксида натрия относительно кислотности образца, измеренной потенциометрическим методом.- 23 g of this oil were placed in a 500 ml round bottom flask and neutralized at 60° C. with 2.2 eq. 2 n. sodium hydroxide relative to the acidity of the sample, measured by the potentiometric method.
- После нейтрализации неочищенный продукт нагревали до температуры окружающей среды и лиофилизировали с получением 26,3 г коричневого твердого вещества.- After neutralization, the crude product was warmed to ambient temperature and lyophilized to give 26.3 g of a brown solid.
В конце протокола получали смесь M0, которая практически не содержит остаточных внутренних кетонов и представляет собой по существу сульфированные внутренние кетоны, содержащиеся в смеси M.At the end of the protocol, a mixture of M0 was obtained, which contains practically no residual internal ketones and is essentially the sulfonated internal ketones contained in mixture M.
Исходя из смесей M и M0, получали две композиции C и C0, предназначенные для испытаний инжекции, рецептуры этих композиций были следующими:Starting from mixtures of M and M0, two compositions C and C0 were obtained for injection tests, the formulations of these compositions were as follows:
Смешивание композиций C и CO в различных пропорциях давало пять растворов с 1 по 5, описанных в таблице ниже, которые содержали переменные количества остаточных внутренних кетонов, как указано в крайнем столбце справа; указанное значение выражено в процентах и соответствует молярной концентрации соединения A, а именно отношению A/(A+B).Mixing compositions C and CO in various proportions gave five solutions 1 to 5, described in the table below, which contained variable amounts of residual internal ketones, as indicated in the rightmost column; this value is expressed as a percentage and corresponds to the molar concentration of compound A, namely the ratio A/(A+B).
Таблица 1. Композиция растворов, вводимых в пористую среду Table 1 . Composition of solutions introduced into a porous medium
композиция C/композиция C0Ratio
Composition C/Composition C0
Примечание: Раствор 1 соответствует композиции С, раствор 2 - композиции С0Note: Solution 1 corresponds to composition C, solution 2 to composition C0
Полученные таким образом пять растворов подвергали испытанию на инжекцию в следующих условиях.The five solutions thus obtained were subjected to an injection test under the following conditions.
Цилиндрические образцы промышленной породы типа Бентхаймера с характеристиками, приведенными в таблице 2, использовали в качестве пористой среды для изучения течения растворов, описанных в таблице 1.Cylindrical samples of industrial rock type Bentheimer with the characteristics shown in table 2 were used as a porous medium for studying the flow of solutions described in table 1.
Таблица 2. Характеристики пористой среды Table 2 . Characteristics of a porous medium
Это испытание проводили в следующих условиях:This test was carried out under the following conditions:
Систему выдерживали при 60°С в печи. Скорость инжекции текучей среды составляла 0,0165 мл/мин (что соответствовало сдвигу 15 с-1 на текучую среду, по мере ее распространения в среде). Датчики давления измеряли разницу давлений на границах пористой среды. Измерения давления использовали в качестве основы для определения снижения подвижности Rm раствора поверхностно-активного вещества.The system was kept at 60° C. in an oven. The fluid injection rate was 0.0165 ml/min (corresponding to a 15 s -1 shift on the fluid as it spreads through the medium). Pressure sensors measured the pressure difference at the boundaries of the porous medium. The pressure measurements were used as a basis for determining the reduction in mobility Rm of the surfactant solution.
Результаты построения графиков Rm в зависимости от инжектированного порового объема (PV) позволяют установить для каждого раствора профиль, принятый для изменения Rm.The results of plotting Rm versus injected pore volume (PV) allow you to establish for each solution the profile adopted for changing Rm.
Эти испытания показывают, что в данном конкретном примере значение предельной молярной концентрации несульфированных внутренних кетонов составляет порядка 15 мол.%.These tests show that in this particular example, the value of the limiting molar concentration of nonsulfonated internal ketones is of the order of 15 mol.%.
Для растворов 1, 4 и 5, которые соответствуют композициям по настоящему изобретению, и где количество несульфированных остаточных внутренних кетонов является достаточным, достигается стабилизация величины Rm, которая быстро прекращает свое расхождение.For solutions 1, 4 and 5, which correspond to the compositions of the present invention, and where the amount of nonsulfonated residual internal ketones is sufficient, a stabilization of the Rm value is achieved, which quickly ceases to diverge.
Напротив, для растворов 2 и 3, в которых количество меньше, профиль изменения отличается, с непрерывным ростом снижения подвижности при введении раствора поверхностно-активного вещества, что означает, что раствор поверхностно-активного вещества повреждает пористую среду.On the contrary, for solutions 2 and 3, in which the amount is less, the change profile is different, with a continuous increase in the decrease in mobility with the introduction of the surfactant solution, which means that the surfactant solution damages the porous medium.
Claims (26)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR1856273 | 2018-07-09 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2021102800A RU2021102800A (en) | 2022-08-09 |
| RU2798909C2 true RU2798909C2 (en) | 2023-06-28 |
Family
ID=
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE4220580A1 (en) * | 1992-06-24 | 1994-01-13 | Henkel Kgaa | New alpha-sulpho carbonyl cpds. useful as surfactants - prepd. by sulphonating higher aldehyde or ketone with sulphur tri:oxide |
| SU1572089A1 (en) * | 1988-01-08 | 1996-12-10 | Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина | Method for oil production from carbonate reservoirs |
| WO2016177817A1 (en) * | 2015-05-07 | 2016-11-10 | Rhodia Operations | Formulations for enhanced oil recovery comprising sulfonates |
| RU2612773C1 (en) * | 2015-12-16 | 2017-03-13 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Самарский государственный технический университет" | Compound for enhanced oil recovery |
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1572089A1 (en) * | 1988-01-08 | 1996-12-10 | Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина | Method for oil production from carbonate reservoirs |
| DE4220580A1 (en) * | 1992-06-24 | 1994-01-13 | Henkel Kgaa | New alpha-sulpho carbonyl cpds. useful as surfactants - prepd. by sulphonating higher aldehyde or ketone with sulphur tri:oxide |
| WO2016177817A1 (en) * | 2015-05-07 | 2016-11-10 | Rhodia Operations | Formulations for enhanced oil recovery comprising sulfonates |
| RU2612773C1 (en) * | 2015-12-16 | 2017-03-13 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Самарский государственный технический университет" | Compound for enhanced oil recovery |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10961432B2 (en) | Method of mineral oil production | |
| CN102791825B (en) | Use the method based on the tensio-active agent exploitation mineral oil containing C16C18 alkyl propoxylated surfactant | |
| CN102791824B (en) | Process for mining mineral oil using butylene oxide-containing alkylalkoxylate-based surfactants | |
| US4079785A (en) | Oil recovery method using in situ-partitioning surfactant flood systems | |
| US9441148B2 (en) | Method and composition for enhanced hydrocarbon recovery | |
| EP2751219B1 (en) | Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery | |
| EP3652268A1 (en) | Solubility enhancers on basis of allyl alcohol for aqueous surfactant formulations for enhanced oil recovery | |
| EP3162872A1 (en) | Internal olefin sulfonate composition and use thereof in enhanced oil recovery | |
| US20190093002A1 (en) | Hydrocarbon recovery composition and a method for use thereof | |
| RU2798909C2 (en) | Compositions based on sulfonated internal ketones for increasing oil recovery | |
| CN103347976A (en) | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery from a formation containing a crude oil | |
| US12006470B2 (en) | Sulphonated internal ketone-based formulations for assisted recovery of oil | |
| US20160304767A1 (en) | Internal olefin sulfonate composition and use thereof in enhanced oil recovery | |
| EP3000862A1 (en) | Surfactant composition and use thereof in enhanced oil recovery | |
| CA2871692A1 (en) | Method for enhanced hydrocarbon recovery | |
| RU2056410C1 (en) | Sulfoacid derivatives as surface active agent for recovery of oil in chemical flooding of oil well with sea water | |
| BR112020000608A2 (en) | method for the production of crude oil from underground petroleum formations, aqueous surfactant composition, and, use of a solubility intensifier | |
| US20160168448A1 (en) | Enhanced oil recovery by surfactants in wide salinity range | |
| US20180119000A1 (en) | Method for hydrocarbon recovery |