CN101970599B - 强化烃采收的方法和组合物 - Google Patents

强化烃采收的方法和组合物 Download PDF

Info

Publication number
CN101970599B
CN101970599B CN2009801091185A CN200980109118A CN101970599B CN 101970599 B CN101970599 B CN 101970599B CN 2009801091185 A CN2009801091185 A CN 2009801091185A CN 200980109118 A CN200980109118 A CN 200980109118A CN 101970599 B CN101970599 B CN 101970599B
Authority
CN
China
Prior art keywords
hydrocarbon
blend
sulfonic acid
acid ester
olefin sulfonic
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Fee Related
Application number
CN2009801091185A
Other languages
English (en)
Other versions
CN101970599A (zh
Inventor
J·R·巴尔尼斯
K·H·拉尼
T·C·塞普勒
P·G·施帕考夫
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Shell Internationale Research Maatschappij BV
Original Assignee
Shell Internationale Research Maatschappij BV
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Shell Internationale Research Maatschappij BV filed Critical Shell Internationale Research Maatschappij BV
Publication of CN101970599A publication Critical patent/CN101970599A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN101970599B publication Critical patent/CN101970599B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

描述了一种处理含烃地层的方法。所述方法包括：(a)向至少一部分含烃地层提供烃采收组合物，其中(i)当盐水的盐度为2-4wt％时，所述组合物包含C20-24内烯烃磺酸酯和C24-28内烯烃磺酸酯的共混物，其中C20-24内烯烃磺酸酯与C24-28内烯烃磺酸酯的重量比为90∶10-70∶30，和(ii)当盐水的盐度大于4wt％至最多13wt％时，所述组合物包含C20-24内烯烃磺酸酯和C15-18内烯烃磺酸酯的共混物，其中C20-24内烯烃磺酸酯与C15-18内烯烃磺酸酯的重量比为90∶10-70∶30；和(b)使所述组合物与含烃地层中的烃相互作用。

Description

强化烃采收的方法和组合物
技术领域
本发明总体涉及从烃地层采收烃的方法。更特别地，本文中所述的实施方案涉及强化烃采收的方法和可用于其中的组合物，其中所述组合物特殊设计用于其中贮层条件即盐度和硬度相对苛刻的烃地层中。
背景技术
可以通过用一个或多个井穿透含烃地层而从所述地层中采收烃。烃可以通过井流到地面。含烃地层的条件(例如渗透性、烃浓度、孔隙度、温度、压力)可能影响由含烃地层开采烃的经济可行性。含烃地层可以具有自然能(例如气体、水)以有助于使烃流动到含烃地层的表面。自然能可以为水的形式。水可以施加压力使烃流动到一个或多个开采井。气体可以在足够的压力下存在于含烃地层(贮烃层)中，使烃流动到一个或多个开采井。自然能源可能随着时间变得枯竭。可以使用补充的采收工艺以持续从含烃地层中采收烃。补充工艺的例子包括水驱、聚合物驱、碱驱、热工艺、溶液驱或它们的组合。
在化学强化油采收(EOR)中，通过表面活性剂实现了残油饱和体的流动，所述表面活性剂产生足够(超)低的原油/水界面张力(IFT)以产生足够多的毛细管克服毛细管力并使油流动(I.Chatzis andN.R.Morrows，“Correlation of capillary number relationship forsandstone”.SPE Journal，Vol 29，pp 555-562，1989.)。但储油层具有不同的特性(原油类型、温度和水组成-盐度、硬度)，和希望加入的表面活性剂的结构与这些条件匹配实现低的IFT。另外，有希望的表面活性剂必须满足其它的重要标准，包括低岩石保持力、与聚合物的相容性、热和水解稳定性以及可接受的成本。
应用含α-烯烃硫酸酯表面活性组分的用于强化烃采收的组合物和方法是已知的。美国专利US 4,488,976和US 4,537,253描述了含这种组分的强化油采收组合物。应用内烯烃硫酸酯的强化烃采收组合物和方法也是已知的。这种表面活性剂组合物在美国专利US4,597,879中有述。前述专利中描述的组合物的缺点是在某些贮层条件下的盐溶解度和二价离子耐受度不够。另外，如果在相对苛刻的盐度和硬度条件下所能达到的IFT可以提高，则这将是有利的。
美国专利US 4,979,564描述了在采用低张力粘性水驱的强化油采收方法中使用内烯烃磺酸酯。所描述的可用的可商购材料的例子是ENORDET IOS 1720，其是标记为磺酸化C17-20内烯烃钠盐的壳牌油公司(Shell Oil Company)的产品。这种物质是低度支化的。美国专利US5,068,043描述了一种用于水驱的含石油酸皂的表面活性剂***，其中应用包含C17-20或C20-24内烯烃磺酸酯的辅助表面活性剂。在Fall等人的在Society of Petroleum Engineers Reservoir Engineering，1994发表的“Field Test of Cosurfactant-enhanced AlkalineFlooding”中，作者描述了在水驱组合物中C17-20或C20-24内烯烃磺酸酯与醇烷氧基化物表面活性剂一起使用，从而在环境温度下保持组合物为单相，而不明显影响贮层温度下的性能。水的盐度为约0.4wt％的氯化钠。这些物质在相对苛刻的盐度和硬度条件下单独应用时也具有缺点。
发明内容
在一个实施方案中，可以通过包括用烃采收组合物处理至少一部分含烃地层的方法从具有相对高的盐度和硬度的含烃地层(例如在北海的情况)中开采烃，其中所述组合物包含高分子量的内烯烃磺酸酯的共混物。重新注入地层的来自含烃地层的盐水可能具有高的盐度和硬度。这里所应用的“盐度”指在水中溶解的氯化钠、氯化钾、氯化钙和氯化镁固体的量。这里所应用的“水硬度”指在水中二价离子(如钙、镁)的浓度。这里所应用的高盐度是指盐水具有2wt％或更高的氯化钠，而高硬度指盐水中钙与镁浓度和大于0.01wt％。
本发明提供处理这些含烃地层的方法，包括：(a)向至少一部分含烃地层提供烃采收组合物，其中(i)当盐水的盐度为2-4wt％时，所述组合物包含C20-24内烯烃磺酸酯和C24-28内烯烃磺酸酯的共混物，其中C20-24内烯烃磺酸酯与C24-28内烯烃磺酸酯的重量比为90∶10-70∶30，和(ii)当盐水的盐度大于4wt％至最多13wt％时，所述组合物包含C20-24内烯烃磺酸酯和C15-18内烯烃磺酸酯的共混物，其中C20-24内烯烃磺酸酯与C15-18内烯烃磺酸酯的重量比为90∶10-70∶30；和(b)使所述组合物与含烃地层中的烃相互作用。
在一个实施方案中，烃采收组合物可以包含1-75wt％的C20-24内烯烃磺酸酯和C24-28内烯烃磺酸酯或C15-18内烯烃磺酸酯的共混物，优选为10-40wt％，和更优选为20-30wt％。在一个实施方案中，可从含烃地层开采含烃组合物。含烃组合物可以包括烃、上述共混物、增溶剂、甲烷、水、沥青质、一氧化碳和氨的任意组合。
在一个实施方案中，通过使其与来自地层的水和/或盐水混合，将所述烃采收组合物提供到含烃地层。优选地，所述烃采收组合物占总的水和/或盐水/烃采收组合物混合物(可注入流体)的约0.01-0.75wt％。更重要的是可注入流体中存在的实际活性物质的量(活性物质是表面活性剂，这里指C20-24内烯烃磺酸酯和C24-28内烯烃磺酸酯或C15-18内烯烃磺酸酯的共混物)。因此，可注入流体中所述共混物的量可以为约0.01-0.1wt％，优选为0.04-0.05wt％。然后将可注入流体注入含烃地层。
可以向组合物/盐水混合物中加入增溶剂，以使其在注入到地层中之前保持为单相。增溶剂可以为乙氧基化的醇，其中乙氧基化之前醇的平均分子量为至少220。增溶剂可以具有每摩尔醇5-9摩尔的环氧乙烷。在一个实施方案中，增溶剂可以具有每摩尔醇5-7摩尔的环氧乙烷。增溶剂可以占总烃采收组合物/盐水混合物的1wt％或更高，但是优选的增溶剂可以小于混合物的0.1wt％，优选为0.02-0.05wt％。
在一个实施方案中，可从含烃地层开采含烃组合物。所述含烃组合物可以包括烃、内烯烃磺酸酯、甲烷、水、沥青质、一氧化碳和氨的任意组合。
附图说明
在受益于下述实施方案的详细说明和参考附图的情况下，本发明的优点对于本领域的技术人员来说将变得显而易见，其中：
图1描述了处理含烃地层的实施方案；
图2描述了处理含烃地层的实施方案；
图3和图4给出了用具有不同C20-24IOS和C24-28IOS比的共混物实施的几个实验的结果。
图5比较了在3.1wt％盐度下本发明的C15-18IOS和C20-24IOS的共混物与C20-24IOS/C24-28IOS共混物的IFT结果。
图6比较了在加与不加增溶剂时，本发明的共混物的IFT结果。
图7比较了在4.8wt％盐度下本发明的C15-18IOS和C20-24IOS的共混物与C20-24IOS/C24-28IOS共混物的IFT结果。
图8比较了在不同盐度下本发明的C15-18IOS和C20-24IOS的共混物与C20-24IOS/C24-28IOS共混物的IFT结果。
图9比较了在不同盐度下50∶50的C20-24/C15-18IOS共混物与50∶50的C20-24IOS/C24-28IOS共混物的IFT结果。
具体实施方式
这里所应用的“平均碳数”由以下方法确定：将共混物中每个内烯烃磺酸酯的碳原子数乘以对应内烯烃磺酸酯的重量百分数，然后将积加起来。
这里所应用的“C15-18内烯烃磺酸酯”指内烯烃磺酸酯的共混物，其中所述共混物的平均碳数为16-17，和在共混物中至少50wt％、优选至少75wt％、最优选至少90wt％的内烯烃磺酸酯含有15-18个碳原子。
这里所应用的“C20-24内烯烃磺酸酯”指内烯烃磺酸酯的共混物，其中所述共混物的平均碳数为20.5-23，和在共混物中至少50wt％、优选至少65wt％、最优选至少75wt％的内烯烃磺酸酯含有20-24个碳原子。
这里所应用的“C24-28内烯烃磺酸酯”指内烯烃磺酸酯的共混物，其中所述共混物的平均碳数为25-27，和在共混物中至少50wt％、优选至少60wt％、最优选至少65wt％的内烯烃磺酸酯含有24-28个碳原子。
“总IOS共混物”指上述两种或更多种内烯烃磺酸酯的共混物或混合物。
可以通过穿透含烃地层的井从烃地层开采烃。“烃”一般定义为主要由碳和氢原子形成的分子，例如油和天然气。烃还可以包括其它元素，例如但不限于卤素、金属元素、氮、氧和/或硫。来自烃地层的烃可以包括但不限于油母质、沥青、焦沥青、沥青质、油或它们的组合。烃可以位于地下的矿物基质内或附近。基质可以包括但不限于沉积岩、砂岩、沉积石英岩、碳酸盐、硅藻土和其它多孔介质。
“地层”包括一层或多层含烃层、一层或多层非烃层、上覆地层和/或下伏地层。“上覆地层”和/或“下伏地层”包括一类或更多不同类的不可渗透材料。例如，上覆地层/下伏地层可包括岩石、页岩、泥岩或湿/致密碳酸盐(即不含烃的不渗透碳酸盐)。例如，下伏地层可以包含页岩或泥岩。在一些情形中，上覆地层/下伏地层可以稍微渗透。例如，下伏地层可由可渗透矿物例如砂石或石灰石组成。在一些实施方案中，至少一部分含烃地层可能存在于地面下方少于或多于1000英尺处。
含烃地层的性能可能影响烃如何通过上覆地层/下伏地层流到一个或多个开采井。所述性能包括但不限于地层的孔隙度、渗透性、孔径分布、表面积、盐度或温度。上覆地层/下伏地层性能与烃性能例如毛细管压力(静态)特性和相对渗透性(流动)特性组合可能影响烃通过含烃地层的流动性。
含烃地层的渗透性可能取决于地层组成而变化。相对渗透的地层可以包括夹带在例如砂石或碳酸盐中的重质烃。这里使用的“相对渗透”是指具有10毫达西或更大的平均渗透性的地层或其部分。这里使用的“相对低的渗透性”是指具有小于约10毫达西的平均渗透性的地层或其部分。1达西等于约0.99平方毫米。地层的不渗透部分通常具有小于约0.1毫达西的渗透性。在一些情形中，相对渗透的地层的部分或全部烃部分可以主要包括重质烃和/或不具有支承的矿物颗粒框架和仅具有漂浮(或没有)矿物质的焦油(例如沥青湖)。
不同密度的流体(例如气体、水、烃或它们的组合)可能存在于含烃地层中。含烃地层中流体的混合物可以根据流体密度在下伏地层与上覆地层之间形成层。在含烃地层中，气体可以形成顶层，烃可以形成中间层和水可以形成底层。流体可以不同量存在于含烃地层中。地层中流体之间的相互作用可能在流体之间产生界面或边界。流体与地层之间的界面或边界可以通过流体与地层的相互作用产生。一般而言，气体不会与含烃地层中的其它流体形成边界。在一个实施方案中，第一边界可以形成于水层与下伏地层之间。第二边界可以形成于水层与烃层之间。第三边界可以形成于含烃地层中不同密度的烃之间。在一些实施方案中，具有多个边界的多种流体可以存在于含烃地层中。应该理解的是在含烃地层中可以存在流体之间和流体与上覆地层/下伏地层之间的边界的许多组合。
流体的开采可能干扰流体之间和流体与上覆地层/下伏地层之间的相互作用。当流体从含烃地层中移出时，不同的流体层可能混合和形成混合的流体层。混合的流体在流体边界处可以具有不同的相互作用。取决于在混合流体边界处的相互作用，烃的开采可能变得困难。在流体和/或流体与上覆地层/下伏地层的界面处的相互作用的定量(例如能级)可用于预测烃通过含烃地层的流动。
在界面处地层内流体之间的相互作用(例如混合)所需能量的定量可能难以测量。在界面处流体之间的能级的定量可以通过公知技术(例如旋转液滴张力计)测量。在界面处的相互作用能量要求可被称为界面张力。这里使用的“界面张力”是指在表现出边界的两种或多种流体之间存在的表面自由能。高界面张力值(例如大于约10达因/cm)可以表示一种流体不能与第二种流体混合形成流体乳液。这里使用的“乳液”是指通过加入减少流体之间的界面张力以实现稳定性的组合物，一种不混溶流体于第二种流体中的分散液。流体不能混合可能归因于两种流体之间高的表面相互作用能。低界面张力值(例如小于约1达因/cm)可以表示两种不混溶流体之间较小的表面相互作用。两种不混溶流体之间较小的表面相互作用能可能导致两种流体混合形成乳液。由于降低的毛细管力，具有低界面张力值的流体可以流动到井孔和随后从含烃地层中开采出来。
含烃地层中的流体可以润湿(例如粘附在含烃地层中的上覆地层/下伏地层或者散布在上覆地层/下伏地层上)。这里使用的“润湿性”是指在其它流体的存在下，一种流体散布或粘附在地层中的固体表面上的偏好。测量烃地层的润湿性的方法由Craig，Jr.描述于“TheReservoir Engineering Aspects of Waterflooding”，1971 MonographVolume 3，Society of Petroleum Engineers中，其在此作为参考引入。在一个实施方案中，在气体或水的存在下烃可以粘附于砂石上。基本被烃包覆的上覆地层/下伏地层可被称为“油润湿”。由于含烃地层中极性和/或重质烃(例如沥青质)的存在，上覆地层/下伏地层可以是油润湿的。地层组成(例如二氧化硅、碳酸盐或粘土)可以决定上覆地层/下伏地层表面上烃的吸附量。在一些实施方案中，多孔和/或渗透的地层可以允许烃更容易地润湿上覆地层/下伏地层。基本油润湿的上覆地层/下伏地层可能抑制从含烃地层中开采烃。在某些实施方案中，含烃地层的油润湿部分可能位于地面下方小于或超过1000英尺处。
烃地层可以包含水。水可与下伏地层的表面相互作用。这里使用的“水润湿”是指上覆地层/下伏地层表面上水包覆的地层。水润湿的上覆地层/下伏地层可以通过防止烃润湿上覆地层/下伏地层而强化从地层中开采烃。在某些实施方案中，含烃地层的水润湿部分可以包括微量的极性和/或重质烃。
含烃地层中的水可以含有矿物(例如含钡、钙或镁的矿物)和矿物盐(例如氯化钠、氯化钾、氯化镁)。地层中水的水盐度和/或水硬度可能影响含烃地层中烃的采收。这里使用的“盐度”是指水中溶解的固体的量。这里使用的“水硬度”是指水中二价离子(例如钙、镁)的浓度。水盐度和硬度可以通过公知的方法(例如电导率、滴定)测量。当含烃地层中水盐度增加时，烃与水之间的界面张力可能增加和流体可能变得更难开采。
可以基于一些因素例如但不限于地层中含烃层的厚度、估算的液体开采量、地层的位置、地层的盐度含量、地层的温度和含烃层的深度来选择用于处理的含烃地层。最初，天然的地层压力和温度可能足以造成烃流入井孔和流出地面。含烃地层中的温度可能为约0-300℃。当烃从含烃地层中开采时，地层内的压力和/或温度可能下降。可以采用各种形式的人工升举(例如泵、气体注入)和/或加热以持续从含烃地层开采烃。当地层中的烃枯竭时，从含烃地层中开采所希望的烃可能变得不经济。
由于烃的粘度和在含烃地层的孔中流体的毛细管效应，留在含烃地层中的残余烃的流动可能困难。这里使用的“毛细管力”是指流体与至少一部分含烃地层之间的吸引力。在一个实施方案中，可以通过增加含烃地层内的压力克服毛细管力。在另一些实施方案中，可以通过降低含烃地层中流体之间的界面张力克服毛细管力。降低含烃地层中的毛细管力的能力可能取决于多种因素，包括但不限于含烃地层的温度、含烃地层中水的盐度和含烃地层中烃的组成。
当开采速率降低时，可以采用另外的方法使含烃地层更加经济可行。所述方法可以包括将水(例如盐水、蒸汽)、气体、聚合物、单体源或它们的任意组合加入烃地层以增强烃的流动。
在一个实施方案中，含烃地层可用水驱处理。水驱可以包括通过注入井将水注入一部分含烃地层。水驱至少一部分地层可能使一部分含烃地层水润湿。含烃地层的水润湿部分可以通过已知的方法加压和可以使用一个或多个开采井收集水/烃混合物。但水层可能不能与烃层有效混合。差的混合效率可能归因于水与烃之间的高界面张力。
通过使用可以使烃流动到一个或多个开采井的聚合物和/或单体处理含烃地层，来强化从含烃地层的开采。聚合物和/或单体可以降低水相在含烃地层的孔中的流动性。水流动性降低可以允许烃更容易地流过含烃地层。聚合物包括但不限于聚丙烯酰胺、部分水解的聚丙烯酰胺、聚丙烯酸酯、烯属共聚物、生物聚合物、羧甲基纤维素、聚乙烯醇、聚苯乙烯磺酸酯、聚乙烯基吡咯烷酮、AMPS(2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸酯)或它们的组合。烯属共聚物的例子包括丙烯酸和丙烯酰胺、丙烯酸和丙烯酸月桂酯、丙烯酸月桂酯和丙烯酰胺的共聚物。生物聚合物的例子包括黄原胶和瓜尔胶。在一些实施方案中，聚合物可以在含烃地层中原位交联。在另一些实施方案中，聚合物可以在含烃地层中原位生成。用于油采收的聚合物和聚合物制备描述于Zhang等的题为“制备憎水性缔合聚合物的方法、使用方法和组合物”的U.S.专利No.6,427,268；Wang的题为“泡沫驱方法”的U.S.专利No.6,439,308；Smith的题为“用于油采收的渗透性调节组合物”的U.S.专利No.5,654,261；Surles等的题为“地层处理”的U.S.专利No.5,284,206；Surles等的题为“地层处理”的U.S.专利No.5,199,490和Morgenthaler等的题为“强化油采收的分布控制”的U.S.专利No.5,103,909中，所有这些在此作为参考引入。
烃采收组合物
在一个实施方案中，可以向含烃地层提供烃采收组合物。在本发明中，所述组合物包含内烯烃磺酸酯的共混物。内烯烃磺酸酯在化学上适合用于EOR，这是因为由于它们是具有不同链长度的表面活性剂的复杂混合物，因而它们形成有序结构/液体晶体的倾向低(由于有序结构倾向于堵塞烃地层的岩石结构，所以有可能成为一个主要问题)。内烯烃磺酸酯由于贮层岩石表面表面和表面活性剂间的负-负电荷排斥而显示出吸附到所述表面上的低的倾向。应用碱进一步降低了表面活性剂的吸附倾向，而损失降低意味着可以应用较低浓度的表面活性剂，使得方法更加经济。
正如上文所详细讨论，本发明对于具有相对高的盐度和硬度特征的含烃地层特别有用，例如北海的那些地层。来自这种含烃地层的盐水通常具有大于2wt％的氯化钠，和在盐水中钙+镁的硬度大于0.01wt％。
本发明的烃采收组合物设计用来针对这些含烃地层和在这些地层中发现的盐水生产最好的内烯烃磺酸酯采收组合物。当盐度为2-4wt％时，所述组合物包含C20-24内烯烃磺酸酯和C24-28内烯烃磺酸酯的共混物，其中所述共混物的C20-24内烯烃磺酸酯与C24-28内烯烃磺酸酯的重量比为90∶10-70∶30，优选为78∶22。当盐度大于4wt％至最多13wt％时，所述组合物包含C20-24内烯烃磺酸酯和C15-18内烯烃磺酸酯的共混物，其中所述共混物的C20-24内烯烃磺酸酯与C15-18内烯烃磺酸酯的重量比为90∶10-70∶30。通常，在100℃时，油田里没有超过25wt％的盐度。
内烯烃指双键位于沿碳链除了终端碳原子外任意位置的烯烃。直链内烯烃在任意双键碳原子或与双键碳原子相邻的任意碳原子上不存在任何的烷基、芳基或脂环族支链。通过α-烯烃异构化获得的典型的工业产品主要为直链的，和每个分子具有低的平均支链数。
在一个实施方案中，烃采收组合物可以包含1-75wt％的C20-24内烯烃磺酸酯与C24-28内烯烃磺酸酯或C15-18内烯烃磺酸酯的共混物，优选为10-40wt％，和更优选为20-30wt％。在一个实施方案中，可以由含烃地层开采含烃组合物。含烃组合物可以包括烃、上述共混物、增溶剂、甲烷、水、沥青质、一氧化碳和氨的任意组合。
组合物的剩余部分可以包括但不限于水、低分子量醇、有机溶剂、烷基磺酸酯、芳基磺酸酯、盐水或它们的组合。低分子量醇包括但不限于甲醇、乙醇、丙醇、异丙醇、叔丁醇、仲丁醇、丁醇、叔戊醇或它们的组合。有机溶剂包括但不限于甲乙酮、丙酮、低级烷基溶纤剂、低级烷基卡必醇或它们的组合。
烃采收组合物的制备
用于制备本发明内烯烃磺酸酯的内烯烃可以通过骨架异构化而制得。制备内烯烃的合适方法包括在美国专利US 5,510,306、US5,633,422、US 5,648,584、US 5,648,585、US 5,849,960和欧洲专利EP 0,830,315B1中所描述的那些，所有这些均在这里作为参考全文引入。包含至少一种直链烯烃的烃物流在合适的反应温度、压力和空速条件下在气相中与合适的催化剂(例如在上述专利中所描述的催化类沸石)接触。通常，合适的反应条件包括约200-650℃的温度、大于约0.5大气压的烯烃分压、以及约0.5-10.0大气压或更高的总压力。优选地，本发明的内烯烃在约0.5-2大气压的烯烃分压下在约200-500℃的温度下制备。
通常已知的是内烯烃比α-烯烃更难磺酸化(参见“TensideDetergents”22(1985)4，第193-195页)。在标题为“Why InternalOlefins are Difficult to Sulfonate”的文章中，作者描述在应用降膜反应器对各种商购和实验室生产的内烯烃进行磺酸化时，内烯烃得到低于90％的转化率，并且他们进一步描述为了达到高于95％的转化率，发现必须将SO3∶内烯烃的摩尔比提高至超过1.6∶1。另外，所得到的产品颜色很深，并且具有高浓度的二-和多-磺酸化产品。
US 4,183,867和US 4,248,793公开了可以用于制备本发明的支化内烯烃磺酸酯的方法，该专利在这里作为参考引入。这些方法在降膜反应器中实施用于制备浅色内烯烃磺酸酯。在所述方法中未反应内烯烃的量分别为10-20％和至少20％，和必须采取特殊措施脱除未反应的内烯烃。在应用前，必须对分别含10-20％和至少20％未反应内烯烃的内烯烃磺酸酯进行纯化。因此，制备具有理想的浅颜色且具有理想的低自由油含量的内烯烃磺酸酯将相当困难。
遵循欧洲专利EP 0,351,928B1中公开的方法可以避免上述这些困难，所述专利在这里作为参考引入。
一种能够用于制备用于本发明的内烯烃磺酸酯的方法包括在膜反应器中使上述内烯烃与磺化试剂以磺化试剂∶内烯烃为1∶1-1.25∶1的摩尔比反应，同时用不超过35℃的冷却介质冷却反应器，直接中和所述磺化步骤中获得的反应产品，不萃取未反应的内烯烃，水解所中和的反应产品。
在衍生自内烯烃的磺酸酯的制备中，内烯烃与可以为三氧化硫、硫酸或发烟硫酸的磺化试剂反应，形成β-磺内酯和一些烷基磺酸。所述膜反应器优选为降膜反应器。
中和且水解所述反应产品。在一些情况中，例如老化时，β-磺内酯转化为γ-磺内酯，后者可以转化为δ-磺内酯。在中和和水解后，将得到γ-羟基磺酸酯和δ-羟基磺酸酯。这两种磺内酯的缺点是它们比β-磺内酯更难水解。因此，在大多数实施方案中，优选的是不老化而直接进行。水解后，β-磺内酯将得到β-羟基磺酸酯。不必将这些物质脱除，因为它们形成了有用的表面活性剂结构。
优选为水的冷却介质的温度不超过35℃，特别是在0-25℃的温度范围内。取决于环境因素，也可以应用较低的温度。
然后将反应混合物进料至中和水解单元。中和/水解用水溶性碱如氢氧化钠或碳酸钠来实施。衍生自钾或铵的相应碱也是合适的。降膜反应器的反应产品的中和通常按酸组分计算用过量碱实施。中和通常在0-80℃的温度下实施。水解可以在100-250℃、优选130-200℃的温度下实施。水解时间通常可以为5分钟至4小时。可以用碱金属(碱土金属)的氢氧化物、碳酸盐、碳酸氢盐以及胺化合物实施碱水解。
该方法可以间歇、半连续或连续实施。反应通常在降膜反应器中实施，所述降膜反应器通过使冷却介质在反应器外壁流动而冷却。在反应器的内壁，内烯烃沿向下方向流动。三氧化硫用进入反应器的氮气、空气或任何其它惰性气体物流稀释。以载气的体积计，三氧化硫的浓度通常为2-4vol％。在制备本发明的由烯烃衍生的内烯烃磺酸酯时，在中和水解步骤需要非常充分地混合反应器的产品和碱水。这可以通过例如有效搅拌或加入极性共溶剂(如低级醇)或加入相转移试剂而有效实施。
烃采收组合物的注入
烃采收组合物可与至少一部分含烃地层中的烃相互作用。与烃相互作用可以降低烃与含烃地层中的一种或多种流体的界面张力。在其它实施方案中，烃采收组合物可以降低烃与含烃地层的上覆地层/下伏地层之间的界面张力。界面张力的降低可以允许至少一部分烃流动通过含烃地层。
可以使用已知技术评价烃采收组合物降低烃和流体的混合物的界面张力的能力。在一个实施方案中，可以使用旋转液滴张力计测量烃和水的混合物的界面张力值。可以将一定量的烃采收组合物加入烃/水混合物和可以测量所得流体的界面张力值。低界面张力值(例如小于约1达因/cm)可以表示组合物降低烃与水之间的至少一部分表面能。表面能的降低可能表示至少一部分烃/水混合物可以流动通过至少一部分含烃地层。
在一个实施方案中，可以将烃采收组合物加入烃/水混合物和可以测量界面张力值。超低界面张力值(例如小于约0.01达因/cm)可以表示烃采收组合物降低烃与水之间的至少一部分表面张力，使得至少一部分烃可以流动通过至少一部分含烃地层。在与用导致地层中流体的界面张力值大于0.01达因/cm的组合物处理的烃相比，在超低的界面张力下至少一部分烃可以更容易地流过至少一部分含烃地层。导致超低界面张力值的烃采收组合物加入含烃地层中的流体可以增加可开采烃的效率。可以将含烃地层中的烃采收组合物浓度最小化，以使开采期间的使用成本最小化。
在处理含烃地层的方法的一个实施方案中，如图1中所示，可以通过注入井110将包含支化烯烃磺酸酯的烃采收组合物提供(例如注入)到含烃地层100中。烃地层100可以包括上覆地层120、烃层130和下伏地层140。注入井110可以包括开口112，其允许流体在不同深度水平流过含烃地层100。在某些实施方案中，烃层130可以在地面下方小于1000英尺处。在一些实施方案中，含烃地层100的下伏地层140可以是油润湿的。在另一些实施方案中，含烃地层100中可以存在低盐度水。
可以以基于含烃地层中存在的烃的量向地层提供烃采收组合物。但烃采收组合物的量可能过小而不能使用已知的输送技术(例如泵)精确地输送到含烃地层。为了促进少量烃采收组合物输送到含烃地层，可以将烃采收组合物与水和/或盐水组合制得可注入流体。
在一个实施方案中，通过使烃采收组合物与来自有待于从中抽取烃的地层的盐水混合，而将烃采收组合物提供给北海含烃地层。然后将混合物注入含烃地层。
在一个实施方案中，通过使烃采收组合物与来自地层的盐水混合而将烃采收组合物提供给含烃地层100。所述烃采收组合物优选占总水和/或盐水/烃采收组合物混合物(可注入流体)的0.01-0.75wt％。更重要的是在可注入流体中存在的实际活性物质的量(活性物质是表面活性剂，在这里为C20-24内烯烃磺酸酯和C24-28内烯烃磺酸酯或C15-18内烯烃磺酸酯的共混物)。因此，可注入流体中共混物的量可以为0.01-0.1wt％，优选为0.04-0.05wt％。然后将可注入流体注入含烃地层中。
可以向组合物/盐水混合物(可注入流体)中加入增溶剂，以使其在注入地层前保持为单相。增溶剂可以为乙氧基化醇，其中在乙氧基化之前醇的平均分子量为至少220。增溶剂可以具有每摩尔醇5-9摩尔的环氧乙烷。在一个实施方案中，增溶剂可以具有每摩尔醇5-7摩尔的环氧乙烷。增溶剂可以占总烃采收组合物/盐水混合物的1wt％或更多，但优选增溶剂可以小于混合物的0.1wt％，优选为0.02-0.05wt％。
烃采收组合物可以与烃层130中的至少一部分烃相互作用。烃采收组合物与烃层130相互作用可以降低不同烃之间的至少一部分界面张力。烃采收组合物还可以降低地层中的一种或多种流体(例如水、烃)与下伏地层140之间、地层中的一种或多种流体与上覆地层120之间或它们的组合的至少一部分界面张力。
在一个实施方案中，烃采收组合物可以与地层中的至少一部分烃和至少一部分一种或多种其它流体相互作用，降低烃与一种或多种流体之间的至少一部分界面张力。界面张力的降低可以允许至少一部分烃与地层中的至少一部分一种或多种流体形成乳液。烃与一种或多种流体之间的界面张力值可以被烃采收组合物改变至小于约0.1达因/cm的值。在一些实施方案中，地层中的烃与其它流体之间的界面张力值可以被烃采收组合物降低至小于约0.05达因/cm。在另一些实施方案中，地层中的烃与其它流体之间的界面张力值可以被烃采收组合物降低至小于约0.001达因/cm。
至少一部分烃采收组合物/烃/流体混合物可以流动到开采井150。从开采井150得到的产品可以包括但不限于烃采收组合物的组分(例如长链脂族醇和/或长链脂族酸盐)、甲烷、一氧化碳、水、烃、氨、沥青质或它们的组合。在烃采收组合物已经加入含烃地层之后，含烃地层100的烃产量可以增加大于约50％。
在某些实施方案中，含烃地层100可以用烃脱除流体预处理。烃脱除流体可由水、蒸汽、盐水、气体、液体聚合物、泡沫聚合物、单体或它们的混合物组成。在将烃采收组合物提供到地层之前，可用烃脱除流体处理地层。在一些实施方案中，含烃地层100可以在地面下方小于1000英尺处。在某些实施方案中，在注入含烃地层100之前可以加热烃脱除流体。烃脱除流体可以降低地层内至少一部分烃的粘度。地层内至少一部分烃的粘度降低可以强化至少一部分烃流动到开采井150。在含烃地层100中的至少一部分烃已经流动后，在使烃流动通过含烃地层时重复注射相同或不同的烃脱除流体可能变得不够有效。低的流动效率可能归因于烃脱除流体在含烃地层100中产生渗透性更强的区。烃脱除流体可以通过含烃地层100中的渗透区而不与剩余的烃相互作用并使剩余的烃流动。因此，吸附到下伏地层140的较重烃的位移可能随着时间缩短。最终，地层可能被看作对于开采烃而言低开采力的或经济上不希望的。
在某些实施方案中，在用烃脱除流体处理含烃地层后注射烃采收组合物可以强化吸附到下伏地层140的较重烃的流动。烃采收组合物可以与烃相互作用，以降低烃与下伏地层140之间的界面张力。界面张力的降低可以使得烃流动到开采井和从开采井150中开采。在一些实施方案中，从开采井150开采的烃可以包括至少一部分烃采收组合物的组分、注入井中用于预处理的烃脱除流体、甲烷、二氧化碳、氨或它们的组合。将烃采收组合物加入至少一部分低开采力的含烃地层可以延长含烃地层的开采寿命。在烃采收组合物已经加入含烃地层后，含烃地层100的烃产量可以增加大于约50％。增加的烃产量可以增加含烃地层的经济可行性。
烃采收组合物与地层中至少一部分烃相互作用可以降低烃与下伏地层140之间的至少一部分界面张力。降低至少一部分界面张力可以使至少一部分烃流动通过含烃地层100。但至少一部分烃流动可能在经济不可行的速度下。
在一个实施方案中，在用烃采收组合物处理地层后，可以通过注入井110将聚合物和/或单体注入烃地层100以增强至少一部分烃通过地层的流动。合适的聚合物包括但不限于由Ciba SpecialtyAdditives(Tarrytown，New York)生产的 由Tramfloc Inc.(Temple，Arizona)生产的
Figure BPA00001226102600163
和由ChevronPhillips Chemical Co.(The Woodlands，Texas)生产的聚合物。烃、烃采收组合物与聚合物之间的相互作用可以增强留在地层中的至少一部分烃到开采井150的流动。
所述组合物的内烯烃磺酸酯共混组分是热稳定的和可以在宽的温度范围内使用。在一些实施方案中，由于内烯烃磺酸酯的高热稳定性，可以将烃采收组合物加入平均温度为0-150℃的一部分含烃地层100中。
一些实施方案中，烃采收组合物可以与至少一部分烃脱除流体(如水、聚合物溶液)混合，以产生可注入流体。如图2中所示，烃采收组合物可以通过注入井110注入含烃地层100。烃采收组合物与地层中的烃相互作用可以降低烃与下伏地层140之间的至少一部分界面张力。至少一部分界面张力的降低可以使至少一部分烃流动到含烃地层100中的选定区域160形成烃池170。至少一部分烃可以从含烃地层100中选定区域中的烃池170开采。
在另一些实施方案中，至少一部分烃到选定区域160的流动可能在经济不可行的速度下。可以将聚合物注入烃地层100以增强至少一部分烃通过地层的流动。至少一部分烃、烃采收组合物与聚合物之间的相互作用可以增强至少一部分烃到开采井150的流动。
在一些实施方案中，烃采收组合物可以包含无机盐(例如碳酸钠(Na2CO3)、氯化钠(NaCl)或氯化钙(CaCl2))。无机盐的加入可以有助于烃采收组合物分散在整个烃/水混合物中。烃采收组合物的强化分散可以降低烃与水界面之间的相互作用。降低的相互作用可以降低混合物的界面张力和提供更易流动的流体。
实施例
实施例1
制备包含内烯烃磺酸酯共混物的烃采收组合物，并且比较多种不同组合物的界面张力测量结果。制备C15-18、C20-24和C24-28内烯烃。按如下所述将这些内烯烃磺化和进行试验。
C20-24内烯烃(由α-烯烃制得)是仅仅偶碳数烯烃的混合物，和平均碳数为20.7。4-5％的总烯烃为C18内烯烃(18个碳原子)，59-61％为C20，29-31％为C22，和3-8％为C24。92％的内烯烃具有20-24个碳原子。
C15-18内烯烃为奇碳数和偶碳数烯烃的混合物，和平均碳数为16.3。C14烯烃占总数的1％，C15为25％，C16为27％，C17为27％，C18为20％，和C19＜1％。96％的内烯烃具有15-18个碳原子。
C24-28内烯烃为奇碳数和偶碳数烯烃的混合物，和平均碳数为26。C23烯烃占总数的3％，C24为16％，C25为23％，C26为22％，C27为20％，C28为13％，和C29为3％。94％的内烯烃具有24-28个碳原子。
在图3和图4中列出了组合物和界面张力测量结果(3.1wt％盐度)。通过将烃采收组合物与盐水在理想盐度水平下混合以获得0.2wt％活性溶液而制备组合物。
使用得克萨斯大学旋转液滴界面张力计(UTSDIT)模型500-PGS测量烃/烃采收组合物/水混合物的界面张力值。将3微升(μL)滴的正十二烷烃放入玻璃毛细管，所述毛细管包含烃采收组合物/盐水溶液以提供400的盐水/烃体积比。将所述管放入旋转滴落装置和然后封盖。迅速开启马达使所述管旋转，以在所述管内产生圆柱形液滴(例如6-12ms/转)。液滴长度可以大于或等于液滴宽度的4倍。将毛细管和液滴加热至不同温度(25、50、75和98℃以及以上)。使用
Figure BPA00001226102600181
***将液滴录像用于稍后重放以测量液滴尺寸，和计算液滴与组合物/盐水之间的界面张力。测量的时间范围为约0.1-1.0小时以实现液滴平衡。
在不同C20-24IOS和C24-28IOS比下实施几个实验。从图3和4可以看出78∶22的C20-24IOS/C24-28IOS共混物达到最低的IFT。
实施例2
在本试验中，制备C15-18IOS与C20-24IOS的共混物，并比较其与C20-24IOS/C24-28IOS共混物的IFT。两种共混物均含有90wt％的C20-24IOS，并且用相同的原油和海水盐水(3.1wt％盐度)进行测试。从图5可以看出，与对比的C20-24IOS/C15-18IOS共混物相比，本发明的C20-24IOS/C24-28IOS共混物达到低得多的IFT。
实施例3
在本试验中，向78∶22的C20-24IOS和C24-28IOS的共混物中加入0.02wt％的乙氧基化(7摩尔EO)的45醇(具有14个碳的醇与具有15个碳的醇的混合物)增溶剂。用原油和海水盐水进行测试，并与未加增溶剂的共混物进行比较。从图6可以看出增溶剂对IFT没有负面影响。
实施例4
在本试验中，制备C15-18IOS与C20-24IOS的共混物，并比较其与C20-24IOS/C24-28IOS共混物的IFT。两种共混物的C20-24IOS与其它IOS的重量比均为78∶22，并用不同的北海原油和海水盐水进行测试，海水盐水具有3.1wt％的盐度和1300ppm的硬度以及4.8wt％的盐度和2000ppm的硬度。通过将烃采收组合物与盐水在理想盐度水平下混合以获得0.2wt％活性溶液而制备组合物。从图7可以看出，当盐度为4.8wt％时，与C20-24IOS/C24-28IOS共混物相比，本发明的C20-24IOS/C15-18IOS共混物达到低得多的IFT，而当盐度为3.1wt％时，与C20-24IOS/C15-18IOS共混物相比，C20-24IOS/C24-28IOS共混物达到低得多的IFT。另外，在两种盐度下用C20-24IOS本身进行测试，结果表明在3.1wt％盐度下加入C24-28IOS改善了IFT结果，和在4.8wt％盐度下加入C15-18IOS改善了IFT结果。
实施例5
在本试验中，在相同原油内在不同盐度下在72℃测试C20-24IOS/C15-18IOS和C20-24IOS/C20-28IOS的80∶20的共混物。虽然由于在这些测试中的盐水没有硬度而不能将数字与前面的实施例进行直接比较，但结果确实显示C20-24IOS/C15-18IOS共混物随盐度的增加产生愈发降低的IFT，而对于C20-24IOS/C20-28IOS共混物，其IFT随盐度降低而愈发降低。在1wt％的低盐度水平下，差别不大，但IFT高得多。
实施例6
在本试验中，在90℃在Norske原油中在不同的盐度下测试C20-24IOS/C15-18IOS和C15-18IOS的50∶50的共混物。图9所示的结果表明，50∶50的C20-24IOS/C15-18IOS共混物在4、7和10wt％盐度下产生低得多的IFT，和共混物的IFT在13wt％盐度下稍低些。

Claims (5)

1.一种处理含烃地层的方法，包括：
(a)向至少一部分含烃地层提供烃采收组合物，其中(i)当所述地层的盐水的盐度为2-4wt％时，所述组合物包含如下物质的总IOS共混物：1)平均碳数为20.5-23的第一内烯烃磺酸酯共混物，和共混物中至少50wt％的内烯烃磺酸酯含有20-24个碳原子，和2)平均碳数为25-27的第二内烯烃磺酸酯共混物，和共混物中至少50wt％的内烯烃磺酸酯含有24-28个碳原子，其中第一内烯烃磺酸酯共混物与第二内烯烃磺酸酯共混物的重量比为90∶10-70∶30，和(ii)当所述地层的盐水的盐度大于4wt％至最多13wt％时，所述组合物包含如下物质的总IOS共混物：1)所述第一内烯烃磺酸酯共混物，和2)平均碳数为16-17的第三内烯烃磺酸酯共混物，和所述共混物中至少50wt％的内烯烃磺酸酯含有15-18个碳原子，其中第一内烯烃磺酸酯共混物与第三内烯烃磺酸酯共混物的重量比为90∶10-70∶30；和
(b)使所述组合物与含烃地层中的烃相互作用。
2.权利要求1的方法，其中通过以下方法向含烃地层提供烃采收组合物：首先将烃采收组合物与来自有待于从中抽取烃的地层的水和/或盐水混合形成可注入流体，其中所述总的IOS共混物占可注入流体的0.01-0.1wt％，和然后将可注入流体注入所述地层。
3.权利要求2的方法，其中可注入流体也包含低于总组合物0.1wt％的增溶剂。
4.权利要求3的方法，其中可注入流体包含0.02-0.05wt％的增溶剂。
5.一种烃采收组合物，所述组合物包含如下物质的总IOS共混物：1)平均碳数为20.5-23的第一内烯烃磺酸酯共混物，和共混物中至少50wt％的内烯烃磺酸酯含有20-24个碳原子，和2)平均碳数为25-27的第二内烯烃磺酸酯共混物，和共混物中至少50wt％的内烯烃磺酸酯含有24-28个碳原子，其中第一内烯烃磺酸酯共混物与第二内烯烃磺酸酯共混物的重量比为90∶10-70∶30；或者
所述组合物包含如下物质的总IOS共混物：1)所述第一内烯烃磺酸酯共混物，和2)平均碳数为16-17的第三内烯烃磺酸酯共混物，和所述共混物中至少50wt％的内烯烃磺酸酯含有15-18个碳原子，其中第一内烯烃磺酸酯共混物与第三内烯烃磺酸酯共混物的重量比为90∶10-70∶30。
CN2009801091185A 2008-02-07 2009-02-05 强化烃采收的方法和组合物 Expired - Fee Related CN101970599B (zh)

Applications Claiming Priority (9)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US2694408P 2008-02-07 2008-02-07
US2693308P 2008-02-07 2008-02-07
US61/026,933 2008-02-07
US61/026,944 2008-02-07
US4669508P 2008-04-21 2008-04-21
US61/046,695 2008-04-21
US7360008P 2008-06-18 2008-06-18
US61/073,600 2008-06-18
PCT/US2009/033232 WO2009100228A1 (en) 2008-02-07 2009-02-05 Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN101970599A CN101970599A (zh) 2011-02-09
CN101970599B true CN101970599B (zh) 2013-04-24

Family

ID=40591850

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN2009801091185A Expired - Fee Related CN101970599B (zh) 2008-02-07 2009-02-05 强化烃采收的方法和组合物

Country Status (9)

Country Link
US (2) US8513168B2 (zh)
EP (1) EP2250234B1 (zh)
CN (1) CN101970599B (zh)
BR (1) BRPI0908063B1 (zh)
CA (1) CA2713968C (zh)
EA (1) EA020027B1 (zh)
MX (1) MX2010008649A (zh)
MY (1) MY155521A (zh)
WO (1) WO2009100228A1 (zh)

Families Citing this family (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2943070B1 (fr) * 2009-03-12 2012-12-21 Total Raffinage Marketing Fluide hydrocarbone hydrodeparaffine utilise dans la fabrication de fluides industriels, agricoles ou a usage domestique
MX2012000126A (es) * 2009-07-09 2012-02-08 Shell Int Research Metodo y composicion para la recuperacion mejorada de hidrocarburos de una formacion de crudo con grupos de solubilidad y familia quimica especificas.
WO2011098493A1 (en) 2010-02-12 2011-08-18 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and composition for enhanced oil recovery
CN102762689A (zh) * 2010-02-12 2012-10-31 国际壳牌研究有限公司 强化烃采收的方法和组合物
US9441148B2 (en) 2011-04-20 2016-09-13 Shell Oil Company Method and composition for enhanced hydrocarbon recovery
WO2013030140A1 (en) * 2011-08-31 2013-03-07 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery
EP2964717A1 (en) * 2013-03-06 2016-01-13 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Internal olefin sulfonate composition
WO2015048139A1 (en) * 2013-09-26 2015-04-02 Shell Oil Company Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery
WO2015048135A1 (en) * 2013-09-26 2015-04-02 Shell Oil Company Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery
US9828815B2 (en) * 2014-09-11 2017-11-28 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Foamed fluid compositions having high salinity using anionic surfactants and methods therefor
EP3031878A1 (en) * 2014-12-08 2016-06-15 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Internal olefin sulfonate composition and use thereof in enhanced oil recovery
CA3072927C (en) 2015-04-09 2020-11-17 Saudi Arabian Oil Company Encapsulated nanocompositions for increasing hydrocarbon recovery
US10125307B2 (en) 2016-01-13 2018-11-13 Saudi Arabian Oil Company Stabilization of petroleum surfactants for enhancing oil recovery
MX2018012089A (es) 2016-04-03 2019-01-10 Stepan Co Metodos mejorados de recuperacion de petroleo.
CN107418542A (zh) * 2016-05-24 2017-12-01 中国石油化工股份有限公司 一种沥青质沉积抑制剂组合物及其制备方法
US20220363979A1 (en) 2019-10-31 2022-11-17 Chevron Oronite Company Llc Olefin sulfonates
CA3158943A1 (en) 2019-10-31 2021-05-06 Chevron U.S.A. Inc. Olefin sulfonates
WO2021087339A1 (en) 2019-10-31 2021-05-06 Chevron U.S.A. Inc. Olefin sulfonates

Family Cites Families (44)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3943160A (en) * 1970-03-09 1976-03-09 Shell Oil Company Heat-stable calcium-compatible waterflood surfactant
US3808157A (en) * 1970-06-10 1974-04-30 Ethyl Corp Detergent composition containing a mixture of vinyl,vinylidene and internal olefin sulfonates
US3946812A (en) * 1974-01-02 1976-03-30 Exxon Production Research Company Use of materials as waterflood additives
US4008768A (en) 1975-03-20 1977-02-22 Mobil Oil Corporation Oil recovery by waterflooding employing multicomponent surfactant systems
JPS5241612A (en) * 1975-09-30 1977-03-31 Kao Corp Granular or powdered detergent compositions
US4077471A (en) * 1976-12-01 1978-03-07 Texaco Inc. Surfactant oil recovery process usable in high temperature, high salinity formations
US4098818A (en) * 1976-12-10 1978-07-04 The Procter & Gamble Company Process for making carboxyalkylated alkyl polyether surfactants with narrow polyethoxy chain distribution
US4293428A (en) 1978-01-18 1981-10-06 Exxon Production Research Company Propoxylated ethoxylated surfactants and method of recovering oil therewith
US4216079A (en) * 1979-07-09 1980-08-05 Cities Service Company Emulsion breaking with surfactant recovery
US4488976A (en) * 1981-03-25 1984-12-18 Shell Oil Company Olefin sulfonate-improved steam foam drive
EP0064384B1 (en) 1981-04-30 1986-07-23 Mobil Oil Corporation Alkoxypolyethoxypropane sulfonates, process for their preparation and method for their use in enhanced oil recovery
GB2111559B (en) * 1981-10-09 1985-07-31 Lion Corp Micellar slug for oil recovery
US4597879A (en) * 1982-01-28 1986-07-01 Lion Corporation Micellar slug for oil recovery
JPS5915185A (ja) 1982-07-19 1984-01-26 ライオン株式会社 石油回収用ミセル溶液
GB2135713B (en) * 1983-02-23 1986-10-22 Lion Corp Micellar slug for oil recovery
JPS59185288A (ja) 1983-04-04 1984-10-20 ライオン株式会社 石油回収用ミセル溶液
JPS59185286A (ja) * 1983-04-04 1984-10-20 ライオン株式会社 石油の回収方法
JPS59184280A (ja) * 1983-04-04 1984-10-19 Lion Corp 石油回収用ミセル溶液
CA1249429A (en) 1984-12-31 1989-01-31 Joseph Reisberg Waterflood oil recovery process using internal olefin sulfonate surfactant
US5068043A (en) * 1985-11-12 1991-11-26 Shell Oil Company Preformed surfactant-optimized aqueous alkaline flood
US4690217A (en) * 1986-08-15 1987-09-01 Amoco Corporation Process for water injectivity improvement treatment of water injection wells
US4736795A (en) * 1987-03-24 1988-04-12 Atlantic Richfield Company Composition and process for enhanced oil recovery
US5059719A (en) 1987-12-17 1991-10-22 Shell Oil Company Alkoxylation process using catalyst of the lanthanum series
US5057627A (en) 1988-06-09 1991-10-15 Shell Oil Company Alkoxylation process catalyzed by phosphate salts of the rare earth elements
GB8900023D0 (en) * 1989-01-03 1989-03-01 Shell Int Research Detergent composition
US4979564A (en) * 1989-01-31 1990-12-25 The Standard Oil Company Method of enhanced oil recovery using low tension viscous waterflood
DE3918265A1 (de) 1989-06-05 1991-01-03 Henkel Kgaa Verfahren zur herstellung von tensidgemischen auf ethersulfonatbasis und ihre verwendung
US5103909A (en) 1991-02-19 1992-04-14 Shell Oil Company Profile control in enhanced oil recovery
US5199490A (en) 1991-11-18 1993-04-06 Texaco Inc. Formation treating
US5311943A (en) 1992-10-19 1994-05-17 Shell Oil Company Blends of propoxy and ethoxy surfactants
US5634984A (en) 1993-12-22 1997-06-03 Union Oil Company Of California Method for cleaning an oil-coated substrate
US5648585A (en) 1993-12-29 1997-07-15 Murray; Brendan Dermot Process for isomerizing linear olefins to isoolefins
US5510306A (en) 1993-12-29 1996-04-23 Shell Oil Company Process for isomerizing linear olefins to isoolefins
US5559263A (en) 1994-11-16 1996-09-24 Tiorco, Inc. Aluminum citrate preparations and methods
US6022834A (en) 1996-05-24 2000-02-08 Oil Chem Technologies, Inc. Alkaline surfactant polymer flooding composition and process
US5849960A (en) 1996-11-26 1998-12-15 Shell Oil Company Highly branched primary alcohol compositions, and biodegradable detergents made therefrom
US5780694A (en) 1996-11-26 1998-07-14 Shell Oil Company Dimerized alcohol compositions and biodegradible surfactants made therefrom having cold water detergency
AU6819398A (en) 1998-04-06 1999-10-25 Da Qing Petroleum Administration Bureau A foam drive method
CN1306145C (zh) 1998-12-22 2007-03-21 切夫里昂奥罗尼特有限责任公司 从含烃的地下岩层中采收原油的方法和强化采油的表面活性剂
US6150222A (en) 1999-01-07 2000-11-21 Advanced Micro Devices, Inc. Method of making a high performance transistor with elevated spacer formation and self-aligned channel regions
US6427268B1 (en) 2000-01-28 2002-08-06 Dayle M. Davis Unitary pillow sham
US6977236B2 (en) 2002-06-14 2005-12-20 Shell Oil Company Preparation of a double metal cyanide catalyst
US6953766B2 (en) 2002-08-23 2005-10-11 Shell Oil Company Preparation of efficient REPO and LAPO catalysts
US7055602B2 (en) 2003-03-11 2006-06-06 Shell Oil Company Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery

Also Published As

Publication number Publication date
MX2010008649A (es) 2010-08-31
BRPI0908063A2 (pt) 2015-08-11
BRPI0908063B1 (pt) 2019-05-28
US20130296201A1 (en) 2013-11-07
WO2009100228A1 (en) 2009-08-13
CA2713968A1 (en) 2009-08-13
EA020027B1 (ru) 2014-08-29
EP2250234A1 (en) 2010-11-17
US20090203558A1 (en) 2009-08-13
EA201070933A1 (ru) 2011-04-29
MY155521A (en) 2015-10-30
CA2713968C (en) 2016-04-12
EP2250234B1 (en) 2014-01-08
US8513168B2 (en) 2013-08-20
CN101970599A (zh) 2011-02-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN101970599B (zh) 强化烃采收的方法和组合物
CN101970600B (zh) 强化烃采收的方法和组合物
CN102612548B (zh) 从含有具有特定溶解性组和化学族的原油的地层中强化烃采收的方法和组合物
CN101970601B (zh) 强化烃采收的方法和组合物
CN101970602B (zh) 强化烃采收的方法和组合物
CN102762689A (zh) 强化烃采收的方法和组合物
CN101959993B (zh) 强化烃采收的方法和组合物
CN105026514A (zh) 内烯烃磺酸盐组合物
US20160215200A1 (en) Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery
CN102449103B (zh) 从极高盐度的高温地层中强化烃采收的方法和组合物
CN103429696A (zh) 从含有原油的地层中强化烃采收的方法和组合物
US20160230079A1 (en) Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20130424

Termination date: 20160205

CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee