CN1777735B - 强化烃回收的方法和组合物 - Google Patents

强化烃回收的方法和组合物 Download PDF

Info

Publication number
CN1777735B
CN1777735B CN200480010544.0A CN200480010544A CN1777735B CN 1777735 B CN1777735 B CN 1777735B CN 200480010544 A CN200480010544 A CN 200480010544A CN 1777735 B CN1777735 B CN 1777735B
Authority
CN
China
Prior art keywords
aliphatic
hydrocarbon
chain
branched
composition
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
CN200480010544.0A
Other languages
English (en)
Other versions
CN1777735A (zh
Inventor
P·G·施帕科夫
K·H·兰尼
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
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=32961520&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=CN1777735(B) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Shell Internationale Research Maatschappij BV filed Critical Shell Internationale Research Maatschappij BV
Publication of CN1777735A publication Critical patent/CN1777735A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN1777735B publication Critical patent/CN1777735B/zh
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Fee Related legal-status Critical Current

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
    • 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

Abstract

描述一种处理含烃地层的方法。该方法可以包括向含烃地层提供一种烃回收组合物。含烃地层中的烃类可与烃回收组合物相互作用。所述烃回收组合物可包括脂族阴离子表面活性剂和脂族非离子添加剂。在一些实施方案中，脂族阴离子表面活性剂可带有支链。在其它实施方案中，脂族非离子添加剂可带有支链。

Description

强化烃回收的方法和组合物
技术领域
本发明大体涉及从含烃地层回收烃的方法。更具体地说，文中描述的实施方案涉及强化烃回收的方法及其使用的组合物。
背景技术
烃类可从含烃地层中通过一口或多口穿透地层的井回收。烃类可通过井流至地面。含烃地层的条件(例如渗透性、烃浓度、孔隙度、温度、压力)可影响从含烃地层生产烃的经济活力。含烃地层可存在天然能量(例如气体、水)来帮助烃类流动至含烃地层的表面。天然能量可为水的形式，水可施加压力使得烃流动至一口或多口生产井。气体可以足够的压力存在于含烃地层中推动烃类流至一口或多口生产井。天然能源会随着时间耗尽。可使用附加的回收过程继续从含烃地层中回收烃类。附加过程的例子包括水驱、聚合物驱、碱驱、热过程、溶液驱或它们的组合。
强化烃回收的组合物和方法在以下专利中记载：Farmer等人的US3943160，发明名称为“热稳定的钙兼容性水驱表面活性剂”；Gale等人的US 3946812，发明名称为“水驱添加剂材料的应用”；Shupe等人的US 4077471，发明名称为“用于高温高盐度地层的表面活性剂油回收过程”；Newcombe的US 4216079，发明名称为“表面活性剂破乳回收”。Wuest等人的US 5318709，发明名称为“基于磺化醚的表面活性剂混合物的制备方法及其使用”；Van Slyke的US 5723423，发明名称为“溶剂皂及其使用方法”；Hsu等人的US 6022834，发明名称为“碱性表面活性剂聚合物驱油组合物和方法”；Chou等人的US6269881，发明名称为“采用由α-烯烃和α-烯烃组合物衍生的烷芳基磺酸盐表面活性剂的蜡质原油的油回收方法”和Wellington等人的“低表面活性剂浓度强化的水驱”，石油工程师协会，1995；所有这些作为参考引入。
发明内容
在一个实施方案中，烃类可从含烃地层中通过包括用烃回收组合物处理至少部分含烃地层的方法制得。在一些实施方案中，至少部分含烃地层可以是油湿润的。在一些实施方案中，至少部分含烃地层可包括低盐度水。在其它实施方案中，至少部分含烃地层的平均温度可低于50℃。在具体的实施方案中，流体、物质或者它们的组合可加入至少部分含烃地层以帮助烃类流动至一口或多口生产井。
在一个实施方案中，烃回收组合物可包括脂族非离子添加剂和脂族阴离子表面活性剂。在具体的实施方案中，脂族阴离子表面活性剂可以是硫酸盐。在其它实施方案中，脂族阴离子表面活性剂可以是磷酸盐。在一些实施方案中，脂族非离子添加剂可以是长链脂族醇。脂族非离子添加剂和/或脂族阴离子表面活性剂均可以带有支链结构。
脂族阴离子表面活性剂的脂族基团的平均碳原子数可以为10-24。此处使用的术语“碳原子数”指的是分子中的总碳原子数。在具体的实施方案中，脂族阴离子表面活性剂的脂族基团的平均碳原子数可为12-18。在其它实施方案中，脂族阴离子表面活性剂的平均碳原子数可为16-17。脂族阴离子表面活性剂的脂族基团可以是支链。脂族阴离子表面活性剂的支链脂族基团可含有低于0.5％的季碳原子。在一些实施方案中，脂族阴离子表面活性剂的每个脂族基团支链的平均数可为0.7-2.5。脂族阴离子表面活性剂的脂族基团上的支链可包括但不限于甲基和/或乙基支链。
脂族非离子添加剂的脂族基团的平均碳原子数可以为10-24。在具体的实施方案中，脂族非离子添加剂的脂族基团的平均碳原子数可为12-18。在其它实施方案中，脂族非离子添加剂的脂族基团的平均碳原子数可为16-17。脂族非离子添加剂的脂族基团可以是支链。脂族非离子添加剂的支链脂族基团可含有低于0.5％的季碳原子。在一些实施方案中，脂族非离子添加剂的每个脂族基团支链的平均数可为0.7-2.5。脂族非离子添加剂的脂族基团上的支链可包括但不限于甲基和/或乙基支链。
在一个实施方案中，烃回收组合物可通过将脂族非离子添加剂和脂族阴离子表面活性剂组合制得。脂族非离子添加剂和/或脂族阴离子表面活性剂可以带有支链结构。在一些实施方案中，脂族非离子添加剂可以是长链脂族醇。在其它实施方案中，脂族阴离子表面活性剂可以是长链脂族酸盐。在具体的实施方案中，长链脂族醇可在低于长链酸盐的分解温度下与长链酸盐组合。长链酸盐在组合物中的量可以大于40重量％，基于组合物的总重量计。在一些实施方案中，长链脂族醇的量可低于组合物总重量的60重量％。
在一个实施方案中，含烃组合物可从含烃地层中生产。含烃组合物可包括烃、脂族非离子添加剂、脂族阴离子表面活性剂、甲烷、水、沥青、一氧化碳和氨的任意组合。在具体的实施方案中，脂族非离子添加剂可以是长链脂族醇。脂族非离子添加剂和/或脂族阴离子表面活性剂可以带有支链结构。在一些实施方案中，脂族阴离子表面活性剂可以是长链脂族酸盐。
附图说明
基于以下参照附图对实施方案的详细描述，本发明的优点对于本领域技术人员而言将更明显，其中：
图1描述处理含烃地层的一个实施方案；
图2描述处理含烃地层的一个实施方案；
图3描述界面张力值的图示；
图4描述界面张力值的图示；和
图5描述处理含烃地层的实施方案的图示。
尽管本发明可进行多种改变和替代形式，但其具体实施方案在附图中以实施例的形式表示，并在此详细描述。应该理解附图和详细描述并不意味着将本发明限定为所公开的特定形式，相反，本发明覆盖落在所附权利要求书所限定的本发明实质与范围内的所有改进、等效方案及替代方案。
具体实施方式
烃类可从含烃地层中通过穿透含烃地层的井生产。“烃”通常定义为主要由碳原子和氢原子构成的分子。烃还可包括其它成分，例如但不限于卤素、金属元素、氮、氧和/或硫。来自含烃地层的烃可包括但不限于油母、沥青、焦沥青、沥青质、原油或它们的组合物。烃可位于陆地的矿物母岩内或其附近。母岩包括但不限于沉积岩、砂层、沉积石英岩、碳酸盐、硅藻土及其它多孔介质。
“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/或下层地层。“上覆地层”和/或“下层地层”包括一种或多种不同类型的非渗透性材料。例如上覆地层/下层地层可以包括岩石、页岩、泥岩或湿/致密碳酸盐(即不含烃的非渗透性碳酸盐)。例如下层地层可含有页岩或泥岩。在某些情况下，上覆地层/下层地层在一定程度可渗透。例如下层地层可由可渗透矿物如砂岩或石灰石组成。在一些实施方案中，至少部分含烃地层可能存在于地表以下少于1000英尺处。
含烃地层的性质会影响烃如何通过下层地层/上覆地层进入一个或多个生产井。地层的性质包括但不限于孔隙度、渗透率、孔径分布、表面积、盐度或温度。上覆地层/下层地层的性质与烃的性质组合，例如毛细压力(静态)特性和相对渗透率(流动)特性可影响通过含烃地层的烃的流动。
含烃地层的渗透率会随地层组成而变化。相对渗透地层可包括夹带进如沙或碳酸盐中的重烃。此处使用的“相对渗透”指的是平均渗透率为10毫达西或更大的地层或部分地层。此处使用的“相对低渗透”指的是平均渗透率低于10毫达西的地层或部分地层。1达西等于约0.99平方微米。不可渗透部分地层的渗透率通常低于0.1毫达西。在一些情况下，相对渗透地层的部分或所有烃部分主要包括重烃和/或焦油，没有支撑矿物颗粒骨架及仅仅漂浮(或不漂浮)的矿物质(例如沥青湖)。
不同密度的流体(例如气、水、烃或它们的组合)可能存在于含烃地层中。含烃地层中的流体混合物根据流体密度在下层地层和上覆地层之间形成层。在含烃地层中，气体可能形成最高层，烃可能形成中间层，水可能形成底层。流体可在含烃底层中以任意量存在。地层中流体间的相互作用会在流体间产生界面或边界。流体和地层间的界面或边界可以由流体和地层间的相互作用产生。通常，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，第一边界可能形成于水层和下层地层间。第二边界可能形成于水层和烃层间。第三边界可能形成于含烃地层中不同密度烃类之间。在一些实施方案中，带有多个边界的多种流体可能出现在含烃地层中。应该理解，在流体之间以及流体和上覆地层/下层地层之间的多种边界线组合可能出现在含烃地层中。
生产流体会干扰流体间以及流体和上覆地层/下层地层之间的相互作用。当流体从含烃地层中移走，不同的流体层会混合并形成混合流体层。混合流体在流体边界可能具有不同的相互作用。依靠混合流体在边界的相互作用，生产烃会变得困难。流体和/或流体和上覆地层/下层地层在界面的相互作用的定量(例如能级)可用于预测通过含烃地层的烃的流动。
在地层内界面处流体间相互作用(例如混合)所需要的能量的定量很难测量。流体间在界面处能级的定量可由现有技术(例如旋滴张力仪)测定。在界面所需相互作用能量被称作界面张力。此处使用的“界面张力”，指的是存在于两种或多种具有边界的流体间的表面自由能。高界面张力值(例如大于10达因/厘米)可表示一种流体不能与第二种流体混合形成流体乳液。此处使用的“乳液”，指的是通过添加降低流体间界面张力获得稳定性的组合物使一种不混溶的流体分散于第二流体中。流体不能混合可归因于两流体间高的表面相互作用能量。低界面张力值(例如小于1达因/厘米)表示两种不混溶流体间弱的表面相互作用。两种不混溶流体间弱的表面相互作用能量可导致两种流体混合形成乳液。具有低界面张力值的流体由于降低的毛细管力可流至井孔并随后从含烃地层中采出。
在含烃地层中的流体可以是湿的(例如含烃地层中粘附在上覆地层/下层地层上或涂附在上覆地层/下层地层上)。此处使用的“润湿性”，指的是在有其它流体的情况下，一种流体涂附或粘附在地层中固体表面上的优先性。确定含烃地层润湿性的方法记载于Craig，Jr.的“采油工程的水驱方面”，1971年的专题集第3册，石油工程师协会。在一个实施方案中，在有气或水的情况下，烃可粘附于砂石上。基本被烃覆盖的上覆地层/下层地层可称作“油润湿”。上覆地层/下层地层由于在含烃地层中存在极性和/或重烃(例如沥青质)可以被“油润湿”。地层组成(例如二氧化硅、碳酸盐或粘土)可以决定在上覆地层/下层地层表面上吸附的烃量。在一些实施方案中，多孔和/或可渗透地层使烃更容易润湿上覆地层/下层地层。基本油润湿的上覆地层/下层地层会抑制来自含烃地层的烃生产。在某些实施方案中，油润湿的部分含烃地层可位于地表以下少于1000英尺处。例如油润湿地层可位于加拿大、中国、怀俄明、俄克拉何马和路易斯安娜州。
含烃地层可含有水。水可与下层地层的表面相互作用。此处使用的“水润湿”，指的是在上覆地层/下层地层的表面上形成水覆盖层。水润湿上覆地层/下层地层可通过阻止烃润湿上覆地层/下层地层而提高采自含烃地层的烃产量。在某些实施方案中，部分水润湿的含烃地层可含有少量的极性和/或重烃。
在含烃地层中的水可含有矿物质(例如含有钡、钙或镁的矿物质)和无机盐(例如氯化钠、氯化钾、氯化镁)。地层中水的盐度和/或水的硬度可影响含烃地层中烃的回收。此处使用的“盐度”，指的是水中溶解固体的量。此处使用的“水的硬度”，指的是水中二价离子(例如钙、镁)的浓度。水的盐度和硬度可用通常的已知用方法(例如电导率、滴定法)测量。此处使用的“高盐度水”，指的是以氯化钠为基准总溶解固体量大于30,000ppm的水。随着含烃地层中水盐度的提高，烃和水间的界面张力增大，流体可能更难生产。
在含烃地层中的低盐度水可提高采自含烃地层的烃产量。烃和低盐度水可形成易分散的乳液，这是由于低盐度水和烃之间的低表面张力。采自含烃地层的可流动乳液(例如烃/水混合物)的生产对生产者来说经济上更可行。此处使用的“低盐度水”，指的是在含烃地层中以氯化钠为基准总溶解固体量小于20,000ppm的水的盐度。在一些实施方案中，含烃地层可含有盐度小于13,000ppm的水。在某些实施方案中，含烃地层可含有盐度为3,000-10,000ppm的水。在其它实施方案中，含烃地层中水的盐度可以为5,000-8,000ppm。
针对处理选择的含烃地层所基于的因素例如但不限于地层中含烃层的厚度、液体产量的估价、地层位置、地层的含盐量、地层的温度和含烃层的深度。最初，天然地层的压力和温度可能足以使烃流入井孔并流出地面。含烃地层的温度可以为25-300℃。在地表以下深度少于1000英尺的含烃地层的温度可能低于50℃。在一些实施方案中，在地表以下深度少于1000英尺的含烃地层的温度可能低于40℃。在其它实施方案中，在地层表面以下深度少于1000英尺的含烃地层的表面温度可能低于30℃。当从含烃地层采出烃，地层中的压力和/或温度可能会降低。各种人工提升(例如泵送、注气)和/或加热形成可用于继续从含烃地层中生产烃。随着地层烃被耗尽由含烃地层生产所希望的烃会变得不经济。
保留在含烃地层中的残余烃的流动可能由于烃的粘度和含烃地层孔中流体的毛细管作用而变得困难。此处使用的“毛细管力”，指的是在流体和至少部分含烃地层间的吸引力。在一个实施方案中，毛细管力可通过提高含烃地层中的压力而被克服。在其它实施方案中，毛细管力可通过降低含烃地层中流体间的界面张力而被克服。降低含烃地层中毛细管力的能力取决于多种因素，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。
随着产率的降低，可使用附加方法使含烃地层更经济可行。所述方法可包括向含烃地层中加水(例如盐水、蒸汽)、气体、聚合物、单体或它们的任意组合以提高烃的流动性。
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向部分含烃地层内注水。至少部分地层的水驱可水润湿部分含烃地层。水润湿的部分含烃地层可使用已知的方法加压并使用一口或多口生产井收集水/烃混合物。但水层不能与烃层有效混合。低的混合效率可能是因为水和烃间高的界面张力。
采自含烃地层的产量可通过使用聚合物和/或单体处理含烃地层使烃流入一口或多口生产井而提高。聚合物和/或单体可降低含烃地层孔中水相的流动性。水流动性的降低可使烃更容易通过含烃地层。聚合物包括但不限于聚丙烯酰胺、部分水解聚丙烯酰胺、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、聚乙烯吡咯烷酮、AMPS(2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸酯)或它们的混合物。烯属共聚物的例子包括丙烯酸和丙烯酰胺的共聚物、丙烯酸和十二烷基丙烯酸酯的共聚物、十二烷基丙烯酸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耳豆胶。在一些实施方案中，聚合物可在含烃地层中原位交联。在其它实施方案中，聚合物可在含烃地层中原位生成。原油回收使用的聚合物及聚合物的制备记载于：Zhang等人的US 6,427,268，发明名称为“疏水性联合聚合物的制备方法、使用方法及组合物”；Wang的US 6,439,308，发明名称为“泡沫驱法”；Smith的US 5,654,261，发明名称为“用于油回收的渗透改性组合物”；Surles等人的US 5,284,206，发明名称为“地层处理”；Surles等人的US 5,199,490，发明名称为“地层处理”和Morgenthaler等人的US 5,103,909，发明名称为“强化油回收中的曲线控制”，所有这些作为参考引入本申请中。
在一个实施方案中，加入添加剂可以提高烃回收组合物在烃相中的溶解度。可选择地，加入添加剂可以提高烃回收组合物在水相中的溶解度。此处使用的可溶于烃相的分子被称作“亲油性的”。此处使用的可溶于水相的分子被称作“亲水性的”。添加剂的效果可通过将添加剂与烃和水的混合物组合并确定是否形成乳液来测量。添加剂形成乳液的效果可表示为亲水-亲油平衡(HLB)值。通常，HLB值范围为1-40。高HLB值意味着水包烃乳液的形成。低HLB值意味着烃包水乳液的形成。此处使用的“非离子添加剂”指的是亲水-亲油平衡(HLB)值小于10的添加剂。
在一个实施方案中，可向含烃地层提供烃回收组合物。在一个实施方案中，组合物可包括一种或多种非离子添加剂(例如醇、乙氧基化醇、非离子表面活性剂和/或糖基酯)和一种或多种阴离子表面活性剂(例如硫酸盐、磺酸盐、乙氧基化硫酸盐和/或磷酸盐)。
在一个实施方案中，脂族非离子添加剂可用于烃回收组合物中。这里所使用的术语“脂族”指的是直链或支链的碳氢原子链。在一些实施方案中，脂族非离子添加剂的脂族部分的平均碳原子数可以为10-24。在一些实施方案中，脂族非离子添加剂的脂族部分的平均碳原子数可以为12-18。在一些实施方案中，脂族非离子添加剂可含有支链脂族部分。脂族非离子添加剂的支链脂族部分的平均碳原子数可以为16-17。在一些实施方案中，脂族非离子添加剂的支链脂族基团可含有低于0.5％脂族季碳原子。在一个实施方案中，每个脂族非离子添加剂分子的平均支链数为0.1-2.5。在其它实施方案中，每个脂族非离子添加剂分子的平均支链数为0.7-2.5。
在非离子添加剂中甲基支链可占总支链数的20-99％。在一些实施方案中，在非离子添加剂中甲基支链可占总支链数的50％以上。在某些实施方案中，醇中的乙基支链数可占总支链数的30％以下。在其它实施方案中，乙基支链数，如果存在的话，可为总支链数的0.1-2％。除甲基或乙基之外的支链，如果存在的话，可为总支链数的10％以下。在一些实施方案中，小于总支链数0.5％的支链既不是乙基也不是甲基基团。
在一个实施方案中，脂族非离子添加剂可以是长链脂族醇。这里所使用的术语“长链”指的是平均碳原子数为10-30的碳链。长链脂族醇(例如长链伯醇)可商购(例如Shell Chemical Co.生产的Neodol
Figure 10003_0
醇，Houston，TX)。在某些实施方案中，长链脂族醇可用各种已知方法制备。长链脂族醇的平均碳原子数为10-24。在一些实施方案中，长链脂族醇的平均碳原子数可以为12-18。在其它实施方案中，长链脂族醇的平均碳原子数可以为16-17。
在一个实施方案中，部分长链脂族醇可以带有支链。支链长链脂族醇可由支链烯烃加氢甲酰化制备。支链烯烃制备记载于：Murray的US 5,510,306，发明名称为“异构直链烯烃为异烯烃的工艺”；Murray的US 5,648,584，发明名称为“异构直链烯烃为异烯烃的工艺”；Murray的US 5,648,585，发明名称为“异构直链烯烃为异烯烃的工艺”，所有这些作为参考引入本申请中。支链长链脂族醇的制备记载于Singleton等人的US 5,849,960，发明名称为“高度支链化的伯醇组合物及由其制备的可生物降解洗涤剂”；Singleton等人的US6,150,222，发明名称为“高度支链化的伯醇组合物及由其制备的可生物降解洗涤剂”；Singleton等人的US 6,222,077，发明名称为“高度支链化的伯醇组合物及由其制备的可生物降解洗涤剂”，所有这些作为参考引入本申请中。
在一些实施方案中，长链脂族醇的支链脂族基团的支链有低于0.5％的脂族季碳原子。在一个实施方案中，每个长链脂族醇的平均支链数为0.1-2.5。在其它实施方案中，每个醇的平均支链数为0.7-2.5。
在支链长链脂族醇中甲基支链可以为总支链数的20-99％。在一些实施方案中，在支链长链脂族醇中甲基支链可以为总支链数的50％以上。在某些实施方案中，醇中的乙基支链数可以为总支链数的30％以下。在其它实施方案中，乙基支链数，如果存在的话，可以为总支链数的0.1-2％。除甲基或乙基之外的支链，如果存在的话，可以小于总支链数的10％。在一些实施方案中，小于0.5％总支链数的支链既不是乙基也不是甲基基团。
在一个实施方案中，脂族阴离子表面活性剂可用于烃回收组合物中。在某些实施方案中，脂族阴离子表面活性剂的脂族部分的平均碳原子数为10-24。在一些实施方案中，脂族阴离子表面活性剂的脂族部分的平均碳原子数为12-18。在其它实施方案中，脂族阴离子表面活性剂的脂族部分的平均碳原子数为16-17。在一些实施方案中，脂族阴离子表面活性剂可包括支链脂族部分。在一些实施方案中，脂族阴离子表面活性剂的支链脂族基团可具有低于0.5％的脂族季碳原子。在一个实施方案中，每个脂族阴离子表面活性剂分子的平均支链数为0.1-2.5。在其它实施方案中，每个脂族阴离子表面活性剂分子的平均支链数为0.7-2.5。
在支链阴离子表面活性剂中甲基支链可以为总支链数的20-99％。在一些实施方案中，在支链阴离子表面活性剂中甲基支链为大于总支链数的50％。在某些实施方案中，醇中的乙基支链数可以小于总支链数的30％。在其它实施方案中，乙基支链数，如果存在的话，为总支链数的0.1-2％。除甲基或乙基之外的支链，如果存在的话，可以小于总支链数的10％。在一些实施方案中，小于0.5％总支链数的支链既不是乙基也不是甲基基团。
在一个实施方案中，脂族阴离子表面活性剂可以为长链酸盐。长链酸盐可用式(R-Y)nM表示，其中R是长链脂族基团，Y是硫基团(OSO3)-或磷基团(OPO3)-；M是离子；n的数值由M的化合价决定，使组合物总电荷为零。在某些实施方案中，R是支链长链脂族基团。脂族基团的支链可提高长链脂族阴离子表面活性剂的水溶解度。长链阴离子表面活性剂基本上是表面活性的并可有效降低界面张力。R的平均碳原子数可以为10-24。在一些实施方案中，R的平均碳原子数可以为12-18。在其它实施方案中，R的平均碳原子数可以为16-17。M可包括但不限于钠离子(Na+)、钾离子(K+)、镁离子(Mg++)、铵离子(NH4 +)或三烷基铵离子(R3NH+)。在一个实施方案中，当Y是硫基团时可形成长链硫酸盐。在其它实施方案中，当Y是磷基团时可形成长链磷酸盐。
通常，长链酸盐可以由长链醇通过已知方法制备或商购(例如Shell Chemical Co.生产的Neodol醇，Houston，TX)。例如长链醇可与三氧化硫反应形成硫酸或盐。长链醇与多磷酸或五氧化二磷反应可形成磷酸或盐。长链酸盐的制备记载于Singleton等人的US5,849,960，发明名称为“高度支链化的伯醇组合物及由其制备的可生物降解洗涤剂”；Singleton等人的US 6,150,222，发明名称为“高度支链化的伯醇组合物及由其制备的可生物降解洗涤剂”；Singleton等人的US 6,222,077，发明名称为“高度支链化的伯醇组合物及由其制备的可生物降解洗涤剂”；Jacobson等人的US 6,462,215，发明名称为“磺化、硫化和磺胺化作用”；Jacobson等人的US 6,448,435，发明名称为“磺化、硫化和磺胺化作用”；Chasin等人的US 4,313,847，发明名称为“表面活性剂组合物”，所有这些作为参考引入本申请中。
脂族酸盐可具有平均碳原子数为10-24的脂族基团。在一些实施方案中，脂族酸盐可具有平均碳原子数为12-18的脂族基团。在其它实施方案中，脂族酸盐可具有平均碳原子数为16-17的脂族基团。脂族酸盐的脂族基团可带有支链。在一些实施方案中，支链可含有低于0.5％的脂族季碳原子。在一个实施方案中，每个脂族酸盐的平均支链数为0.1-2.5。在其它实施方案中，平均支链数为0.7-2.5。
在长链酸或长链盐的脂族基团支链中甲基支链可以为总支链数的20-99％。在一些实施方案中，在长链酸或长链酸盐的脂族基团中甲基支链可以大于总支链数的50％。在某些实施方案中，在长链酸或长链盐的脂族基团中乙基支链数可以小于总支链数的30％。在其它实施方案中，乙基支链数，如果存在的话，可以为总支链数的0.1-2％。除甲基或乙基之外的支链，如果存在的话，可以小于总支链数的10％。在一些实施方案中，小于0.5％总支链数的支链既不是乙基也不是甲基基团。
烃回收组合物可通过组合(例如混合)非离子添加剂(例如脂族非离子添加剂)与适量阴离子表面活性剂(例如脂族阴离子表面活性剂)制备。非离子添加剂与阴离子表面活性剂的组合温度低于50℃。在某些实施方案中，混合温度可低于25℃。
在一个实施方案中，烃回收组合物可包括脂族阴离子表面活性剂和脂族非离子添加剂。在一些实施方案中，组合物中脂族阴离子表面活性剂的量可大于组合物总重的40wt％。在一个实施方案中，烃回收组合物中脂族阴离子表面活性剂的量可为组合物总重的60-90wt％。组合物中脂族阴离子表面活性剂的量可为组合物总重的80-90wt％。组合物中脂族非离子添加剂的量可小于组合物总重的60wt％。组合物可含有脂族非离子添加剂的量为组合物总重的10-40wt％。在一些实施方案中，脂族非离子添加剂的量可为组合物总重的10-20wt％。组合物的余量可包括但不限于水、低分子量醇、有机溶剂、烷基磺酸盐、芳基磺酸盐、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基乙基酮、丙酮、低烷基纤维素溶剂、低烷基卡必醇或它们的组合。
烃回收组合物中使用的脂族非离子添加剂和脂族非离子添加剂的脂族部分可具有相同的平均碳原子数、支链和/或季碳原子数。可选择地，脂族非离子添加剂的碳原子数、支链或季碳原子数可以与烃回收组合物中使用的阴离子表面活性剂不同。在一个实施方案中，脂族阴离子表面活性剂与脂族非离子添加剂的平均碳原子数均为16-17。在一些实施方案中，脂族阴离子表面活性剂与脂族非离子添加剂可以都有支链脂族基团。在其它实施方案中，平均碳原子数为16-17的脂族阴离子表面活性剂可以与平均碳原子数为10-24的脂族非离子添加剂组合。在某些实施方案中，脂族非离子添加剂与脂族阴离子表面活性剂均具有支链脂族基团。在其它实施方案中，支链脂族非离子添加剂含有的支链主要是乙基和甲基基团。在某些实施方案中，支链脂族阴离子表面活性剂的支链为甲基基团。
在一个实施方案中，组合物可以包括与一种或多种糖基表面活性剂组合的脂族阴离子表面活性剂。糖基表面活性剂包括由长链脂族酯组成的表面活性剂。在一个实施方案中，糖基表面活性剂是由与酯的羰基偶联的长链脂族部分以及与酯的氧基偶联的糖基组成。糖基表面活性剂包括但不限于单月桂酸山梨糖醇酐酯、单棕榈酸山梨糖醇酐酯、单硬脂酸山梨糖醇酐酯、单油酸山梨糖醇酐酯、倍半油酸山梨糖醇酐酯、三油酸山梨糖醇酐酯、聚氧乙烯(20)单月桂酸山梨糖醇酐酯、聚氧乙烯(20)单棕榈酸山梨糖醇酐酯、聚氧乙烯(20)单硬脂酸山梨糖醇酐酯、聚氧乙烯(20)单油酸山梨糖醇酐酯、聚氧乙烯(20)三油酸山梨糖醇酐酯或它们的组合。其它糖基表面活性剂包括糖基醚和糖基乙氧基化醚。组合物可由脂族阴离子表面活性剂与一种或多种糖基表面活性剂在低于50℃温度下组合制备。
在一些实施方案中，组合物中脂族阴离子表面活性剂的量可大于组合物总重的40wt％。组合物可包含脂族阴离子表面活性剂的量为组合物总重的50-90wt％。组合物中脂族阴离子表面活性剂的量为组合物总重的80-90wt％。组合物中糖基表面活性剂的量可小于组合物总重的60wt％。组合物可包含糖基表面活性剂的量为组合物总重的10-50wt％。在一些实施方案中，糖基表面活性剂的量可为组合物总重的10-20wt％。组合物的余量可包括但不限于水、低分子量醇、有机溶剂、烷基磺酸盐、芳基磺酸盐、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基乙基酮、丙酮、低烷基纤维素溶剂、低烷基卡必醇或它们的组合。
在一个实施方案中，组合物可包括脂族非离子添加剂、脂族阴离子表面活性剂和一种或多种糖基表面活性剂。在某些实施方案中，脂族非离子添加剂的部分脂族基团可带有支链。在其它实施方案中，部分脂族阴离子表面活性剂可带有支链。组合物可由脂族非离子添加剂和脂族阴离子表面活性剂与一种或多种糖基表面活性剂在低于50℃温度下组合制备。
在一些实施方案中，脂族非离子添加剂可大于组合物总重的50wt％。组合物可以含脂族非离子添加剂的量为组合物总重的45-55wt％。在一些实施方案中，组合物中脂族阴离子表面活性剂的量可大于组合物总重的35wt％。组合物也可以含脂族阴离子表面活性剂的量为组合物总重的30-50wt％。糖基表面活性剂的量在组合物中可低于组合物总重的10wt％。组合物可含有糖基表面活性剂的量低于组合物总重的10wt％。在一些实施方案中，糖基表面活性剂的量可为组合物总重的5-8wt％。组合物的余量可包括但不限于水、低分子量醇、有机溶剂、烷基磺酸盐、芳基磺酸盐、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基乙基酮、丙酮、低烷基纤维素溶剂、低烷基卡必醇或它们的组合。
烃回收组合物可以与至少部分含烃地层中的烃相互作用。与烃的相互作用可降低烃与含烃地层中一种或多种流体的界面张力。在其它实施方案中，烃回收组合物可降低烃与含烃地层中上覆地层/下层地层间的界面张力。界面张力降低可使至少部分烃流过含烃地层。
烃回收组合物降低烃与流体混合物界面张力的能力可使用已知技术评价。在一个实施方案中，烃和水混合物的界面张力值可用旋滴张力仪测定。一定量的烃回收组合物可加入烃/水混合物并且所形成的流体的界面张力值可被测定。低界面张力值(例如小于1达因/厘米)表示组合物降低至少部分烃和水间的表面能。表面能的降低表示至少部分烃/水混合物可流过至少部分含烃地层。
在一个实施方案中，烃回收组合物可加入烃/水混合物并且界面张力值可被测定。超低的界面张力值(例如小于0.1达因/厘米)表示烃回收组合物降低了烃和水间至少部分表面张力，以至于至少部分烃可流过至少部分含烃地层。针对地层中的流体，相对于用组合物处理过的导致界面张力值大于0.1达因/厘米的烃，至少部分烃可在超低界面张力下更容易地通过至少部分含烃地层。向含烃地层内的流体中添加导致超低界面张力值的烃回收组合物可提高烃的生产效率。含烃地层中烃回收组合物的浓度可降低至最小以降低生产过程中使用费用。
在处理含烃地层方法的一个实施方案中，含有非离子添加剂(例如长链脂族醇)和阴离子表面活性剂(例如长链脂族酸盐)的烃回收组合物可通过注入井110提供(例如注入)给含烃地层100，如图1描述。含烃地层100可包括上覆地层120、烃层130和下层地层140。注入井110包括允许流体在不同深度通过含烃地层100的开口112。在某些实施方案中，烃层130可在地表下小于1000英尺处。在一些实施方案中，含烃地层100的下层地层140是油润湿的。在其它实施方案中，低盐度水可存在于含烃地层100中。
烃回收组合物可以基于含烃地层中存在的烃的量提供给含烃地层。但烃回收组合物的用量可能太少以至于不能用已知的输送设备(例如泵)精确输送至含烃地层。为了利于将少量烃回收组合物输送至含烃地层，烃回收组合物可与水和/或盐水组合产生可注入流体。注入含烃地层100的烃回收组合物的量可小于可注入流体总重的0.5wt％。在某些实施方案中，供给含烃地层的烃回收组合物的量可小于可注入流体总重的0.3wt％。在一些实施方案中，供给含烃地层的烃回收组合物的量可小于可注入流体总重的0.1wt％。在其它实施方案中，供给含烃地层的烃回收组合物的量可小于可注入流体总重的0.05wt％。
烃回收组合物可与烃层130中的至少部分烃相互作用。烃回收组合物与烃层130的相互作用可降低不同烃间的至少部分界面张力。烃回收组合物也可降低地层中的一种或多种流体(例如水、烃)与下层地层140间、地层中的一种或多种流体与上覆地层120间或它们的组合间的至少部分界面张力。在一个实施方案中，烃回收组合物可与含烃地层中至少部分烃和至少部分一种或多种其它流体相互作用来降低烃和一种或多种流体间的至少部分界面张力。界面张力的降低可以使地层中的至少部分烃与至少部分一种或多种流体形成乳液。烃与一种或多种流体间的界面张力值可利用烃回收组合物改变至小于0.1达因/厘米的数值。在一些实施方案中，地层中烃与其它流体间的界面张力值可通过烃回收组合物降低至小于0.05达因/厘米的数值。在其它实施方案中，地层中烃与其它流体间的界面张力值可通过烃回收组合物降低至小于0.001达因/厘米。至少部分烃回收组合物/烃/流体混合物可流入生产井150。从生产井150得到的产品可以包括但不限于烃回收组合物的组分(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。向含烃地层中加入烃回收组合物后，采自含烃地层100的烃产量可提高50％以上。
在某些实施方案中，含烃地层100可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。在烃回收组合物供给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可位于地表以下少于1000英尺处。在某些实施方案中，烃脱除流体在注入含烃地层100之前可被加热。烃脱除流体可降低地层中至少部分烃的粘度。地层中至少部分烃的粘度降低可强化至少部分烃流至生产井150。在含烃地层100中的至少部分烃流动后，重复注入相同或不同的烃脱除流体在使烃流过含烃地层方面的效率下降。低的流动效率可能是由于烃脱除流体在含烃地层100中形成了更多的可渗透区。烃脱除流体可穿过含烃地层100中的可渗透区而不与剩余的烃相互作用并使其流动。因此，置换吸附于下层地层140的较重的烃可能随时间减少。最终，认为地层低产或生产烃经济上不可行。
在某些实施方案中，在用烃脱除流体处理含烃地层后注入烃回收组合物可强化吸附于下层地层140的较重的烃的流动。烃回收组合物可与烃相互作用以降低烃与下层地层140间的界面张力。界面张力降低可以使烃流动并从生产井150采出。在一些实施方案中，来自生产井140的烃产品可包括至少部分烃回收组合物的组分、为预处理而注入井中的烃脱除流体、甲烷、二氧化碳、氨或它们的组合。添加烃回收组合物到至少部分低产量含烃地层可延长含烃地层的开采期。在已经向含烃地层中加入烃回收组合物后，采自含烃地层100的烃产量可提高50％以上。提高的烃产量可提高含烃地层经济可行性。
在一些实施方案中，烃回收组合物可加入到平均温度低于50℃的部分含烃地层100中。为便利输送一定量的烃回收组合物至含烃地层，烃组合物可与水或盐水组合产生可注入流体。小于0.5wt％的烃回收组合物，基于可注入流体总重计，可通过注入井110注入含烃地层100。在某些实施方案中，通过注入井110注入的烃回收组合物的浓度可小于0.3wt％，基于可注入流体总重计。在一些实施方案中，烃回收组合物的浓度可小于0.1wt％，基于可注入流体总重计。在其它实施方案中，烃回收组合物的浓度可小于0.05wt％，基于可注入流体总重计。
烃回收组合物与地层中的至少部分烃相互作用可以降低烃与下层地层140间的至少部分界面张力。至少部分界面张力的降低可驱使至少部分烃流过含烃地层100。但至少部分烃的流动可能并非经济可行的速率。在一个实施方案中，在用烃回收组合物处理地层后，聚合物可通过注入井110注入含烃地层100以提高至少部分烃通过地层的流动。合适的聚合物包括但不限于Ciba SpecialtyAdditives(Tarrytown，New York)生产的CIBA
Figure 10003_2
ALCOFLOOD
Figure 10003_3
、TramflocInc.(Temple，Arizona)生产的Tramfloc和Chevron PhillipsChemical Co.(The Woodlands，Texas)生产的HE聚合物。烃、烃回收组合物和聚合物间的相互作用可提高地层中至少部分剩余烃至生产井150的流动。
在一些实施方案中，烃回收组合物可被添加入平均温度低于50℃的部分含烃地层100中。在一些实施方案中，烃回收组合物可与至少部分烃脱除流体(例如水、聚合物溶液)组合产生可注入流体。基于可注入流体总重计，小于0.5wt％的烃回收组合物可通过注入井110注入含烃地层100中，如图2中描述。在某些实施方案中，通过注入井110注入的烃回收组合物的浓度可小于0.3wt％，基于可注入流体总重计。在一些实施方案中，基于可注入流体总重计，小于0.1wt％的烃回收组合物可通过注入井110注入含烃地层100中。在其它实施方案中，基于可注入流体总重计，小于0.05wt％的烃回收组合物可通过注入井110注入含烃地层100中。烃回收组合物与地层中烃的相互作用可降低烃与下层地层140间的至少部分界面张力。至少部分界面张力的降低可驱动至少部分烃流至含烃地层100中的选择区160以形成烃池170。至少部分烃可产自含烃地层100的选择区内的烃池170。
在其它实施方案中，至少部分烃至选择区160的的流动速率可能在经济不可行。聚合物可被注入含烃地层100中以提高至少部分烃通过地层的流动。至少部分烃、烃回收组合物和聚合物间的相互作用可提高至少部分烃至生产井150的流动。
在一些实施方案中，烃回收组合物可包括无机盐(例如碳酸钠(Na2CO3)、氯化钠(NaCl)或氯化钙(CaCl2))。加入无机盐有助于烃回收组合物分散在整个烃/水混合物中。强化烃回收组合物的分散可降低烃和水界面间的相互作用。下降的相互作用可降低混合物的界面张力，并提供更易流动的流体。
在其它实施方案中，烃回收组合物可包括聚合物和/或单体。正如上面描述的，聚合物可用于提高至少部分烃通过地层的流动。适用的聚合物已在前面描述过。烃与含有聚合物的烃回收组合物间的相互作用可提高地层中至少部分剩余烃的流动。
实施例
制备包括阴离子表面活性剂、非离子添加剂、糖基表面活性剂和/或它们的组合的烃回收组合物，并且比较多种不同组合物的界面张力测量值。组合物和界面张力测量值列于表1中。
烃/烃回收组合物/水混合物的界面张力值使用旋滴张力仪测量。1-4微升(μL)Nowata粗烃的油滴被放入含有烃回收组合物/盐水溶液的毛细管。毛细管被放入旋滴装置然后盖上盖子。启动电动机迅速旋转毛细管以在管中形成圆柱形油滴(例如6-12毫秒/转)。油滴长度大于或等于油滴宽度的4倍。毛细管和油滴被加热至含烃地层温度(约30℃)。油滴被录象用于以后重放使用Optima
Figure 10003_6
系统测量油滴和组合物/盐水间的界面张力。测量时间范围为约0.01-0.4小时。Nowata烃的密度为约0.8294。水相的密度为0.9960克/立方厘米。水相的折射率为约1.3325。水油比为约250∶1。实验6-125包括Nowata盐水和Nowata原油的比为约250∶1。
                                                    表1
  实验  No.   组成   (wt.％)   样品量   (μL) 样品组成   加入的盐   低范围  IFT(达因  /厘米)   高范围IFT   (达因/厘米)   温度℃
  1   ----   5 Nowata原油+Nowata盐水   ----   10.3   10.8   30
  2   Air   ---- Nowata盐水+空气滴   20.0   21.0   30
  3   Air   ---- Distilled蒸馏水+空气滴   ----   51.6   54.5   30
  4   0.5   4 C13-C14 IOS   0.6040   1.1400   30
  5   0.5   4 Noedeme
Figure 10003_7
12-1 PDOS		   0.8720   1.1200   30
  6   0.5   4 十二烷基-1 1.5 POS   0.5290   0.7740   30
  7   0.5   4 C13-C14 IOS   6％NaCl   0.8760   1.2300   30
  8   0.5   4 N67S   6％   Na2CO3   ----   ----   30
  9   0.5   4 十二烷基-1 1.5 POS   6％  Na2CO3   0.3870   0.4600   30
  10   0.5   4 AOS   6％  Na2CO3   0.8820   1.3200   30
  11   0.5   4 C14-C15 1 POS   0.1200   0.3360   30
  12   0.5   4 C14-C15 1 POS   1％   Na2CO3   0.1770   0.4510   30
  13   0.5   4 C14-C15 1 POS   2％  Na2CO3   0.0910   0.4530   30
  14   0.5   4 Noedene
Figure 10003_8
14 1 PDO 7EO		   6％  Na2CO3   0.2500   0.2500   30
  15   0.5   4 Noedene
Figure 10003_9
14 1 PDO 7EO		   0.1220   0.5000   30
  16   0.5   4 Noedene14 1 PDO 7EO   3％   Na2CO3   0.1530   0.1200   30
  17   0.5   4 Noedene
Figure 10003_11
14 1 PDO 7EO		   6％   Na2CO3   0.2300   0.2560   30
  18   0.5   4 Noedene
Figure 10003_12
14 1 PDO 7EO		   0.1790   0.5370   30
  19   0.5   4 Noedene
Figure 10003_13
14 1 PDO 7EO		   0.1890   0.2720   30
  20   0.5   4 N45-7   0.2010   0.2720   30
  21   0.5   4 N45-7   1％  Na2CO3   0.2010   0.3770   30
  22   0.5   4 N45-7   3％  Na2CO3   0.1190   0.1630   30
  23   0.5   4 N45-2.25S   3％   Na2CO3   0.1640   0.3190   30
  24   0.5   4 50/50 Ethoquad
Figure 10003_14
/N45-2.25S		   0.4710   0.6580   30
  25   0.5   4 Zonyl
Figure 10003_15
“FSN”		   3.4910   4.3800   30
  26   0.5   4 FC-171   6.300   8.900   30
  27   0.5   4 50/50 Ethoquad/C14-C15 1 POS   0.2780   0.4100   30
  28   0.5   4 50/50 C14-C15 1 POS/Span20   0.0700   0.04200   30
  29   0.5   4 50/50 N45-2.25S/Span
Figure 10003_18
20		   0.0190   0.0470   30
  30   0.5   4 60/40/Trace N45-2.25S/Ethoquad
Figure 10003_19
/ Arquad
Figure 10003_20
   0.0745   0.1040   30
  31   0.5   4 60/40/Trace C14-C15 1 POS/Ethoquad/ Arquad
Figure 10003_22
   0.3740   0.7010   30
  32   0.1   3 C16 1.8 PO   0.0890   0.1450   30
  33   0.1   3 C16 1.8 PO   1％   Na2CO3   0.540   0.1590   30
 
  实验  No.   组成   (wt％)   样品量   (μL)   样品组成   加入的盐   低范围  IFT(达因  /厘米)   高范围IFT   (达因/厘米)   温度℃
  34   0.5   4   80/20 N45-2.25S/N45-2.25   0.2010   0.2340   30
  35   0.5   4   70/30 N45-2.25S/N45-2.25   0.1290   0.1380   30
  36   0.5   4   60/40 N45-2.25S/N45-2.25   0.1260   0.1380   30
  37   0.5   4   50/50 N45-2.25S/N45-2.25   0.1830   0.2140   30
  38   0.5   4   63/37 N45-2.25S/N45-2.25   3％   Na2CO3   0.0790   0.280   30
  39   0.5   4   N45-2.25S   3％   Na2CO3   0.1250   0.3430   30
  40   0.5   4   50/50 N45-2.25S/N25-3   3％   Na2CO3   ----   ----   30
  41   0.5   2.5   59/51 N25-2.25S/N1-5   3％   Na2CO3   ----   ----   30
  42   0.5   4   48/52 N45-2.25S/Span
Figure 10003_23
20		   0.0910   0.1330   30
  43   0.5   4   60/40 N45-2.25S/Span20   0.1090   0.1860   30
  44   0.1   3   60/40 N45-2.25S/Span
Figure 10003_25
20		   3％   Na2CO3   0.1030   0.2190   30
  45   0.1   3   60/30/9/1 N45-2.25S/Span
Figure 10003_26
20/Ethoquad/  Arquad		   0.1550   0.280   30
  46   0.1   3   60/30/5/5 N45-2.25S/Span20/Ethoquad/  Arquad
Figure 10003_29
   0.1270   0.1860   30
  47   0.1   3   60/30/10/0 N45-2.25S/Span
Figure 10003_30
20/Ethoquad
Figure 10003_31
  /Arquad
Figure 10003_32
   0.1040   0.1690   30
  48   0.1   3   60/30/0/10 N45-2.25S/Span
Figure 10003_33
20/Ethoquad
Figure 10003_34
  /Arquad 		  0.1760   0.4010   30
  49   0.1   3   60/30/20 N45-2.25S/Span20/Ethoquad
Figure 10003_37
   0.2110   0.380   30
  50   0.1   3   60/30/20 N45-2.25S/Span20/Ethoquad
Figure 10003_39
   0.2500   0.4580   30
  51   0.1   3   N67S   1％   Na2CO3   0.0200   0.1210   30
  52   0.1   3   N67S   3％   Na2CO3   0.0022   0.310   30
  53   0.1   3   53/47 N67S/Span
Figure 10003_40
20		   0.0081   0.750   30
  54   0.1   3   50/50 N45-2.25S/Span
Figure 10003_41
20		   0.2170   0.3030   30
  55   0.1   3   53/47 N678/Span20   0.1800   0.7620   30
 
  实验  No.   组成   (wt％)   样品量   (μL) 样品组成   加入的盐   低范围  IFT(达因  /厘米)   高范围IFT   (达因/厘米)   温度℃
  56   0.5   3   53/47 N678/Span
Figure 10003_43
20		   0.3320   1.138O   30
  57   0.5   3   53/47 N67S/Span20   1％   Na2CO3   0.0199   0.0374   30
  58   0.1   3   53/47 N67S/Span20   1％   Na2CO3   0.0099   0.0430   30
  59   0.1   3   62.5/37.5 N45-2.25S/Span
Figure 10003_46
20		   0.8320   1.0250   30
  60   0.1   3   62.5/37.5 N45-2.25S/Span20   1％   Na2CO3   0.0638   0.1150   30
  61   0.1   3   62.5/37.5 N45-2.25S/Span
Figure 10003_48
20		   3％   Na2CO3   0.0386   0.0720   30
  62   0.1   1   45/55 N67S/N67   0.0020   0.0283   30
 
  实验  No.   组成   (wt％)   样品量   (μL) 样品组成   加入的盐   低范围  IFT(达因  /厘米)   高范围IFT   (达因/厘米)   温度℃
  63   0.1   1.5 45/55 N67S/N67   1％   Na2CO3   0.0245   0.0566   30
  64   0.1   2 45/55 N67S/N67   0.0096   0.0428   30
  65   0.1   3 50/50 N67S/N67   0.0061   0.0324   30
  66   0.1   2 50/50 N67S/N67   1％   Na2CO3   0.0101   0.0959   30
  67   0.1   3 55/45 N67S/N67   0.0142   0.0312   30
  68   0.1   2 55/45 N67S/N67   1％   Na2CO3   0.0228   0.0784   30
  69   0.1   2 60/40 N67S/N67   0.0064   0.0279   30
  70   0.1   2 60/40 N67S/N67   1％   Na2CO3   0.0194   0.0505   30
  71   0.1   2 70/30 N67S/N67   0.0699   0.0778   30
  72   0.1   2 74.5/25.4 N67S/N67   0.0289   0.0440   30
  73   0.1   2 74.5/25.4 N67S/N67   1％   Na2CO3   0.0227   0.0652   30
  74   0.05   2 82/18 N67S/N67   0.1580   0.5180   30
  75   0.1   2 82/18 N67S/N67   0.0120   0.1940   30
  76   0.1   2 82/18 N67S/N67   0.0188   0.0845   30
  77   0.1   2 82/18 N67S/N67   1％   Na2CO3   0.0151   0.0646   30
  78   0.2   2 82/18 N67S/N67   0.3500   0.4420   30
  79   0.5   2 82/18 N67S/N67   0.3780   0.4390   30
  80   0.1   2 94.1/5.9 N67S/N67   0.1230   0.1760   30
  81   0.1   2 82/18 N67S/N67 in Distilled Water 700ppm   CaCl2   1.2125   1.3780   30
  82   0.1   2 82/18 N67S/N67 in Distilled Water   700ppm  CaCl2   0.6320   1.4150   30
  83   0.1   2 82/18N67S/N67   2400ppm  CaCl2   0.1660   0.2251   30
  84   0.05   1 82/18 N67S/N67   0.0960   0.6800   30
  85   0.1   1 82/18 N67S/N67   0.0106   0.1938   30
  86   0.1   1 82/18 N67S/N67 in Isopropyl alcohol   0.0069   0.1640   30
  87   0.1   1 82/18 N67S/N67 in Distilled Water   2.2800   2.2700   30
  88   0.1   2 40/40/20 N67S/N67/Span
Figure 10003_49
20		   0.3580   0.3950   30
  89   0.1   2 40/40/20 N67S/N67/Span
Figure 10003_50
20		   1％   Na2CO3   0.0357   0.1951   30
  90   0.1   2 40/50/10 N67S/N67/Span
Figure 10003_51
20		   0.3110   0.4140   30
  91   0.1   2 40/50/10 N67S/N67/Span20   1％   Na2CO3   00335   0.2970   30
  92   0.1   2 40/55/5 N67S/N67/Span
Figure 10003_53
20		   0.0638   0.2119   30
  93   0.1   2 4O/55/5 N67S/N67/Span
Figure 10003_54
20		   1％   Na2CO3   0.0909   0.2850   30
  94   0.1   2 40/55/5 N67S/N67/Span20   0.3％   Ma2CO3   2.0980   1.9040   30
 
  实验  No.   组成   (wt％)   样品量   (μL)   样品组成   加入的盐   低范围  IFT(达因  /厘米)   高范围IFT  (达因/厘米)   温度℃
  95   0.1   2   75/12.5/12.7 N67S/N67/Span
Figure 10003_56
20		   0.0200   0.0391   30
  96   0.1   2   75/12.5/12.7 N67S/N67/Span20   1％   Na2CO3   0.0537   0.947   30
  97   0.1   2   75/12.5/12.7 N67S/N67/Span20   300ppm  CaCl2   0.1883   0.1996   30
  115   0.1   1   34/57/8 N67S/N67/Span
Figure 10003_59
80		   0.2500   0.4730   30
  116   0.1   1   34/57/8 N67S/N67/Span
Figure 10003_60
80		   1％   Na2CO3   0.0445   0.7248   30
  98   0.1   1   38/52/9.6 N67/N67/Span80   0.0178   0.1780   30
  99   0.1   1   38/52/9.6 N67S/N67/Span80   1％   Na2CO3   0.0231   0.0595   30
  110   0.1   2   40/55/5 N67S/N67/Span
Figure 10003_63
80		   0.0185   0.0504   30
  111   0.1   2   40/55 N67S/N67/Span
Figure 10003_64
80		   1％   Na2CO3   0.0253   0.1863   30
  112   0.1   2   79/24 N67S/Span
Figure 10003_65
80		   0.0225   0.0470   30
  113   0.1   2   79/24 N67S/Span
Figure 10003_66
80		   1％   Na2CO3   0.0724   0.1209   30
IOS＝内烯烃磺酸酯，钠盐；PDOS＝烯烃丙烷二醇加成硫酸酯，钠盐；POS＝丙氧基硫酸酯，钠盐；AOS＝α-烯烃磺酸酯，钠盐；Neodene 141PDO 7 EO＝C14烯烃丙烷二醇加合物，7-EO乙氧基化物，十二烷基-11.5POS；N45-7＝Neodol
Figure 10003_67
C14-C15乙氧基化(7EO)醇；N45-2.25S＝NeodolC14-C15乙氧基化(2.5EO)硫酸酯，钠盐；Ethoquad
Figure 10003_69
＝聚氧乙烯单烷基甲基铵氯化物；Zonyl″FSN″＝氟化非离子表面活性剂；FC-171＝3M氟化烷基烷氧基化物；SPAN
Figure 10003_72
20＝单月桂酸山梨糖醇酐酯；Arquad
Figure 10003_73
＝单烷基三甲基铵氯化物；N25-3＝Neodol
Figure 10003_74
C12-C15乙氧基化(3EO)醇；N1-5＝Neodol
Figure 10003_75
C11乙氧基化(5EO)醇；C16 1.8PO＝C16丙氧基化(1.8PO)醇硫酸酯，钠盐；N67S/N67＝Neodol
Figure 10003_76
C16-C17支链硫酸盐/Neodol
Figure 10003_77
C16-C17支链醇和SPAN
Figure 10003_78
80＝单油酸山梨糖醇酐酯。
如下Nowata原油和盐水的界面张力值与时间关系采用图示方式描述于图3中：0.1wt％的50％Neodol
Figure 10003_79
C14-C1545-2.2S和50％SPAN
Figure 10003_80
20组合物和1％Na2CO3；0.1wt％的53％Neodol
Figure 10003_81
67S和43％SPAN
Figure 10003_82
20组合物和1％Na2CO3；0.1wt％的82％Neodol
Figure 10003_83
67S和18％N67组合物；0.2wt％的82％Neodol
Figure 10003_84
67S和18％Neodol
Figure 10003_85
67组合物、以及0.1wt％的82％Neodol
Figure 10003_86
67S和18％Neodol67组合物和1％Na2CO3。
Nowata原油和盐水及添加的0.1％N67S/N67的混合物的界面张力值与时间关系描述于图4中。混合物中N67S的量为约100-63.1wt％。混合物中N67的量低于约36.9wt％。约82wt％N67S和约18wt％N67的混合物降低界面张力至约0.042达因/厘米。
制备三种显示出低界面张力值的烃回收组合物，并在实验室中进行测试以确定烃回收组合物强化从含烃地层中回收烃的效果。根据通常的已知方法进行小直径核芯试验来测定混合物从可能被耗尽至约20％烃的剩余饱和度的含烃地层回收烃的效果。
实施例1.通过在温度低于约50℃将约50wt％的C14-C15支链乙氧基硫酸盐(例如Neodol
Figure 10003_88
45-2.2S Shell Chemical Co.，Houston Texas)的钠盐与50wt％月桂酸山梨糖醇酐酯(例如SPAN20)混合制备组合物#1。
聚合柱(3.8cm×27cm)被干燥填充约196mL(519.8克)Oklahoma#1沙，用氮气(7psi)吹扫然后抽真空。氮气吹扫和随后的抽真空重复两次。在约94.5mL水中的约78mL Nowata原油被加入到柱中直到沙被烃完全饱和。填充沙的孔体积(PV)约90.73mL，孔隙率约32％，水的绝对渗透率1.1达西，饱和度1.07体积％和烃的有效渗透率1.5达西。约103mL的Nowata产品水(来自Nowata油田的盐水，Oklahoma)从柱的底部被垂直输送至柱的顶部以水驱填充沙(例如从沙中脱除烃)。水驱过程中水流率低于水饱和过程中水流率。水驱流率约9.5米/达西(达西速度)。在水驱过程中收集约64mL烃。确定剩余烃饱和度为约15体积％和得到水的有效渗透率为约0.51达西。
由Ciba Specialty Additives(Tarrytown，New York，0.05PV)生产的聚合物浓度约0.1wt.％的预聚物溶液ALCOFLOOD
Figure 10003_90
从柱的底部被垂直输送至柱的顶部。0.2wt.％的组合物#1、0.1wt.％聚合物和0.1wt％Na2CO3的0.2PV溶液(210mL)从柱的底部被垂直输送至柱的顶部。
在组合物#1/聚合物驱后，0.5PV的聚合物被从柱的底部垂直输送至柱的顶部以控制烃的流动。在所有测试阶段，监测烃通过柱的流率和回收烃的体积。在组合物#1/聚合物驱的过程中确定平均流率为0.025mL/s。从沙回收的烃总体积为约19mL。计算的总体积效率为约19％。通过将1.25PV盐水溶液从柱的底部垂直输送至柱的顶部进行后抛光步骤。
实施例2.通过25℃将来自约20％活性溶液的约53wt％的C16-C17支链脂族硫酸盐的钠盐(例如Neodol
Figure 10003_91
67S)与约47wt％的月桂酸山梨糖醇酐酯(例如SPAN
Figure 10003_92
20，Aldrich Chemical Co.，Milwaukee MN.)混合制备组合物#2。
聚合柱(3.8cm×27cm)被干燥填充约193.2mL(512克)Oklahoma#1沙，用氮气(7psi)吹扫然后抽真空。氮气吹扫和随后的抽真空重复两次。在约96.9mL水中的约80mL Nowata原油被加入到柱中直到沙被烃完全饱和。填充沙的孔体积(PV)约97.03mL，孔隙率约33％，水的绝对渗透率约1.1达西，饱和度约1.03体积％和烃的有效渗透率约1.5达西。约104mL的Nowata产品水(来自Nowata油田的盐水，Oklahoma)从柱的底部被垂直输送至柱的顶部以水驱填充沙(例如从沙中脱除烃)。水驱过程中产生的水流率低于水饱和过程中的水流率。水驱流率约9.5米/达西。
在水驱过程中收集约65mL烃。确定剩余烃饱和度为约23体积％和水的有效渗透率为约0.49达西。
聚合物浓度约0.1wt.％的预聚物溶液(0.05PV)从柱的底部被垂直输送至柱的顶部。0.2wt.％的组合物#2、0.1wt.％聚合物和0.1wt％Na2CO3的0.2PV溶液(208mL)从柱的底部被垂直输送至柱的顶部。
在组合物#2/聚合物驱后，0.5PV的聚合物被从柱的底部垂直输送至柱的顶部以控制烃的流动。在所有测试阶段，监测烃通过柱的流率和回收烃的体积。在组合物#2/聚合物驱的过程中确定平均流率为0.025mL/s。从沙回收的烃总体积为约4.9mL。计算的总体积效率为约33％。通过将1.25PV的盐水溶液从柱的底部垂直输送至柱的顶部进行后抛光步骤。
实施例3.通过在约25℃将来自约20％活性溶液的约82wt％支链C16-C17脂族硫酸酯，钠盐(Neodol67S)与18wt％支链C16-C17脂族醇(Neodol67)混合制备组合物#3。
聚合柱(3.8cm×27cm)被干燥填充约197.7mL(524克)Oklahoma#1沙，用氮气(7psi)吹扫然后抽真空。氮气吹扫和随后的抽真空重复两次。在约93.2mL水中的约80mL Nowata原油被加入到柱中直到沙被烃完全饱和。填充沙的孔体积约93.68mL，孔隙率约32％，水的绝对渗透率约1.4达西，饱和度1.03％和烃的有效渗透率约1.6达西。约104mL的Nowata产品水(来自Nowata油田的盐水，Oklahoma)从柱的底部被垂直输送至柱的顶部以水驱填充沙(例如从沙中脱除烃)。水驱过程中产生的水流率低于水饱和过程中水流率。水驱流率为约9.5米/达西(达西速度)。
在水驱过程中收集约55mL烃。确定剩余烃饱和度为约27体积％和水的有效渗透率为约1.00达西。
浓度约0.1wt.％预聚物溶液(0.05PV)从柱的底部被垂直输送至柱的顶部。0.1wt.％的组合物#3和0.1wt.％聚合物的0.2PV溶液(214mL)从柱的底部被垂直输送至柱的顶部。
在组合物#3/聚合物驱后，0.5PV的聚合物被从柱的底部垂直输送至柱的顶部以控制烃的流动。在所有测试阶段，监测、烃通过柱的流率和回收烃的体积。在组合物#3/聚合物驱的过程中确定平均流率为0.025mL/s。从沙回收的烃总体积为约13.6mL。计算的总体积效率为约54％。通过将1.25PV的盐水溶液从柱的底部垂直输送至柱的顶部进行后抛光步骤。
组合物/聚合物驱的结果采用图示的方式描述于图5中。在低浓度下，组合物#3提高剩余烃产量相对组合物#1和组合物#2分别高65％和39％。
在本专利中，一些美国专利、美国专利申请和其它资料(例如文章)作为参考引入。但这些美国专利、美国专利申请和其它资料中仅作为参考引入与本文所述没有抵触的原文和其它评述及附图。在抵触情况下，作为参考引入的美国专利、美国专利申请和其它资料中的抵触内容物不作为参考引入。
基于本说明书，本发明各方面的进一步改进和替换实施方案对本领域技术人员来说是明显的。因此，应理解本说明书只是说明性的，只是为本领域人员描述实施本发明的通常方式。应当理解，本文所示出和描述的发明形式只作为目前的优选实施方案。所说明和描述的要素和材料均可以替换，部分过程和过程可反向进行，且本发明的某些特征可独立使用，所有这些对已了解本发明说明书的本领域技术人员来说都是明显的。在不偏离所附权利要求所定义的本发明精神和范围的前提下，可对本申请所述要素进行变动。此外，应理解在某些实施方案中独立描述的特征可相互组合。

Claims (18)

1.一种处理含烃地层的方法，包括：
向至少部分含烃地层提供一种组合物，其中所述组合物含有脂族阴离子表面活性剂和脂族非离子添加剂，其中所述脂族非离子添加剂为长链脂族醇，其中所述脂族阴离子表面活性剂带有支链或脂族非离子添加剂带有支链或脂族阴离子表面活性剂和脂族非离子添加剂都带有支链；和
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，其中所述支链脂族基团针对每个脂族基团的平均支链数为0.7-2.5。
3.权利要求1的方法，其中所述组合物含有大于40wt％的脂族阴离子表面活性剂和小于60wt％的脂族非离子添加剂。
4.权利要求1的方法，其中所述脂族非离子添加剂是长链支链脂族醇。
5.权利要求1的方法，其中所述脂族非离子添加剂是平均碳原子数为16-17的长链支链脂族醇。
6.权利要求1的方法，其中所述支链脂族阴离子表面活性剂是硫酸盐。
7.权利要求1的方法，其中向至少部分含烃地层提供所述组合物包括将所述组合物与水和/或盐水组合生成可注入流体；其中所述组合物的量基于可注入流体重量计小于0.5wt％。
8.权利要求1的方法，还包括水驱至少部分含烃地层。
9.权利要求1的方法，其中所述脂族非离子添加剂的脂族部分具有与支链脂族阴离子表面活性剂的脂族部分相同的化学结构。
10.权利要求1的方法，其中所述支链脂族阴离子表面活性剂具有通式(R-Y)nM，其中R是长链脂族基团，Y是OSO3 -或OPO3 -，M是金属离子，n的数值由M的化合价决定以使组合物总电荷为零。
11.权利要求1的方法，其中所述支链脂族阴离子表面活性剂为支链伯醇酸盐，该支链伯醇具有平均碳原子数为10-24的支链脂族基团且每个脂族基团的平均支链数为0.7-2.5，并且其中甲基支链为支链脂族基团中存在的支链总数的20-99％。
12.权利要求11的方法，其中所述脂族非离子添加剂为支链伯醇，该支链伯醇具有平均碳原子数为10-24的支链脂族基团且每个脂族基团的平均支链数为0.7-2.5，并且其中甲基支链为支链脂族基团中存在的支链总数的20-99％。
13.制备烃回收组合物的方法，包括将脂族阴离子表面活性剂与脂族非离子添加剂组合形成烃回收组合物，其中所述脂族非离子添加剂为长链脂族醇，其中所述脂族阴离子表面活性剂带有支链或脂族非离子添加剂带有支链或脂族阴离子表面活性剂和脂族非离子添加剂都带有支链。
14.权利要求13的方法，其中所述支链脂族阴离子表面活性剂为支链伯醇酸盐，该支链伯醇具有平均碳原子数为10-24的支链脂族基团且每个脂族基团的平均支链数为0.7-2.5，并且其中甲基支链为支链脂族基团中存在的支链总数的20-99％。
15.权利要求14的方法，其中所述脂族非离子添加剂为支链伯醇，该支链伯醇具有平均碳原子数为10-24的支链脂族基团且每个脂族基团的平均支链数为0.7-2.5，并且其中甲基支链为支链脂族基团中存在的支链总数的20-99％。
16.产自含烃地层的组合物，其包括烃、脂族阴离子表面活性剂和脂族非离子添加剂，其中所述脂族非离子添加剂为长链脂族醇，其中所述脂族阴离子表面活性剂带有支链或脂族非离子添加剂带有支链或脂族阴离子表面活性剂和脂族非离子添加剂都带有支链。
17.权利要求16的组合物，其中所述支链脂族阴离子表面活性剂为支链伯醇酸盐，该支链伯醇具有平均碳原子数为10-24的支链脂族基团且每个脂族基团的平均支链数为0.7-2.5，并且其中甲基支链为支链脂族基团中存在的支链总数的20-99％。
18.权利要求17的组合物，其中所述脂族非离子添加剂为支链伯醇，该支链伯醇具有平均碳原子数为10-24的支链脂族基团且每个脂族基团的平均支链数为0.7-2.5，并且其中甲基支链为支链脂族基团中存在的支链总数的20-99％。
CN200480010544.0A 2003-03-11 2004-03-10 强化烃回收的方法和组合物 Expired - Fee Related CN1777735B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/385,578 2003-03-11
US10/385,578 US7055602B2 (en) 2003-03-11 2003-03-11 Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery
PCT/US2004/007251 WO2004081342A2 (en) 2003-03-11 2004-03-10 Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN1777735A CN1777735A (zh) 2006-05-24
CN1777735B true CN1777735B (zh) 2010-11-10

Family

ID=32961520

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN200480010544.0A Expired - Fee Related CN1777735B (zh) 2003-03-11 2004-03-10 强化烃回收的方法和组合物

Country Status (14)

Country Link
US (5) US7055602B2 (zh)
EP (1) EP1604094B1 (zh)
CN (1) CN1777735B (zh)
AT (1) ATE469198T1 (zh)
AU (1) AU2004219635B2 (zh)
BR (1) BRPI0408233A (zh)
CA (1) CA2538439C (zh)
DE (1) DE602004027355D1 (zh)
EA (1) EA009260B1 (zh)
MA (1) MA27830A1 (zh)
MX (1) MXPA05009664A (zh)
NO (1) NO20054348L (zh)
WO (1) WO2004081342A2 (zh)
ZA (1) ZA200507349B (zh)

Families Citing this family (107)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6588503B2 (en) 2000-04-24 2003-07-08 Shell Oil Company In Situ thermal processing of a coal formation to control product composition
US20030146002A1 (en) 2001-04-24 2003-08-07 Vinegar Harold J. Removable heat sources for in situ thermal processing of an oil shale formation
WO2003036033A1 (en) 2001-10-24 2003-05-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Simulation of in situ recovery from a hydrocarbon containing formation
US7055602B2 (en) * 2003-03-11 2006-06-06 Shell Oil Company Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery
WO2006104909A2 (en) * 2005-03-28 2006-10-05 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Catalytic distillation process for primary haloalkanes
WO2006104883A1 (en) * 2005-03-28 2006-10-05 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Formation of heteroatom containing derivatives of paraffins
WO2006104884A2 (en) * 2005-03-28 2006-10-05 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Conversion of alkylhalides into alcohol alkoxylates
NZ562364A (en) 2005-04-22 2010-12-24 Shell Int Research Reducing heat load applied to freeze wells using a heat transfer fluid in heat interceptor wells
US8735178B2 (en) * 2006-03-27 2014-05-27 University Of Kentucky Research Foundation Withanolides, probes and binding targets and methods of use thereof
RU2415259C2 (ru) 2006-04-21 2011-03-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Последовательное нагревание множества слоев углеводородсодержащего пласта
WO2007146956A2 (en) 2006-06-12 2007-12-21 Rhodia Inc. Hydrophilized substrate and method for hydrophilizing a hydrophobic surface of a substrate
CA2666959C (en) 2006-10-20 2015-06-23 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Moving hydrocarbons through portions of tar sands formations with a fluid
GB0621655D0 (en) * 2006-11-01 2006-12-06 Proflux Systems Llp Recovery of oil
US20080171672A1 (en) * 2006-12-21 2008-07-17 Cano Manuel Luis Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery
EP2109649A1 (en) * 2006-12-21 2009-10-21 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery
CN101835956B (zh) * 2007-03-23 2015-07-01 德克萨斯州立大学董事会 用于处理水堵井的组合物和方法
CA2684486C (en) 2007-04-20 2015-11-17 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. In situ recovery from residually heated sections in a hydrocarbon containing formation
US7550419B2 (en) * 2007-06-12 2009-06-23 Rhodia Inc. Mono-, di- and polyol alkoxylate phosphate esters in oral care formulations and methods for using same
WO2008154633A2 (en) * 2007-06-12 2008-12-18 Rhodia Inc. Detergent composition with hydrophilizing soil-release agent and methods for using same
CA2690741A1 (en) 2007-06-12 2008-12-24 Rhodia, Inc. Mono-, di- and polyol phosphate esters in personal care formulations
AU2008261700B2 (en) 2007-06-12 2014-06-05 Rhodia Inc. Hard surface cleaning composition with hydrophilizing agent and method for cleaning hard surfaces
EP2190789A2 (en) * 2007-07-23 2010-06-02 Verutek Technologies, Inc. Enhanced biodegradation of non-aqueous phase liquids using surfactant enhanced in-situ chemical oxidation
US7963720B2 (en) * 2007-09-26 2011-06-21 Verutek, Inc. Polymer coated nanoparticle activation of oxidants for remediation and methods of use thereof
WO2009042224A1 (en) * 2007-09-26 2009-04-02 Verutek Technologies, Inc. Method for extraction and surfactant enhanced subsurface contaminant recovery
US20090200290A1 (en) 2007-10-19 2009-08-13 Paul Gregory Cardinal Variable voltage load tap changing transformer
MX2010008646A (es) * 2008-02-07 2010-08-31 Shell Int Research Metodo y composicion para la recuperacion mejorada de hidrocarburos.
MX2010008649A (es) 2008-02-07 2010-08-31 Shell Int Research Metodo y composicion para la recuperacion mejorada de hidrocarburos.
EP2242815B1 (en) * 2008-02-07 2019-07-03 Shell International Research Maatschappij B.V. Method for enhanced hydrocarbons recovery
US8664166B2 (en) 2008-02-07 2014-03-04 Shell Oil Company Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery
EA022380B1 (ru) 2008-02-07 2015-12-30 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ и композиция для улучшенного извлечения углеводородов
US7938183B2 (en) 2008-02-28 2011-05-10 Baker Hughes Incorporated Method for enhancing heavy hydrocarbon recovery
CA2719153C (en) * 2008-04-10 2016-06-21 Basf Se Novel surfactants for tertiary mineral oil extraction based on branched alcohols
WO2009129143A1 (en) 2008-04-18 2009-10-22 Shell Oil Company Systems, methods, and processes utilized for treating hydrocarbon containing subsurface formations
US7985718B2 (en) * 2008-04-21 2011-07-26 Basf Se Use of surfactant mixtures for tertiary mineral oil extraction
WO2009130141A1 (de) * 2008-04-21 2009-10-29 Basf Se Verwendung von tensidmischungen für die tertiäre erdölförderung
WO2009140694A2 (en) 2008-05-16 2009-11-19 Verutek Technologies, Inc. Green synthesis of nanometals using plant extracts and use thereof
RU2529537C2 (ru) 2008-10-13 2014-09-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Системы для обработки подземного пласта с циркулируемой теплопереносящей текучей средой
DE102008059779B4 (de) * 2008-12-05 2012-03-29 Bruker Daltonik Gmbh Verfahren für die Elektronentransfer-Dissoziation in Massenspektrometern und Massenspektrometer mit einer vakuuminternen Elektronenanlagerungsionenquelle zur Herstellung von Radikal-Anionen für eine Elektronentransfer-Dissoziation von Biopolymeren
MX2011007278A (es) * 2009-01-08 2011-08-15 Bp Corp North America Inc Proceso para recuperar hidrocarburos.
US8448707B2 (en) 2009-04-10 2013-05-28 Shell Oil Company Non-conducting heater casings
EP2419488B1 (en) * 2009-04-16 2015-11-25 Shell Oil Company Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery from a very high salinity, high temperature formation
CN102803433A (zh) * 2009-05-05 2012-11-28 斯特潘公司 用于提高石油采收率的磺化内烯烃表面活性剂
US8175751B2 (en) * 2009-05-27 2012-05-08 Chevron U.S.A. Inc. Computer-implemented systems and methods for screening and predicting the performance of enhanced oil recovery and improved oil recovery methods
WO2011041458A1 (en) * 2009-09-29 2011-04-07 Varma Rajender S Green synthesis of nanometals using fruit extracts and use thereof
US8584750B2 (en) * 2009-10-14 2013-11-19 Basf Se Process for tertiary mineral oil production using surfactant mixtures
CN102712840A (zh) 2009-10-14 2012-10-03 巴斯夫欧洲公司 使用表面活性剂混合物的三次矿物油开采方法
US8584751B2 (en) 2009-10-14 2013-11-19 Basf Se Process for mineral oil production using surfactant mixtures
US8853136B2 (en) 2009-10-14 2014-10-07 Basf Se Process for tertiary mineral oil production using surfactant mixtures
AU2010305947B9 (en) 2009-10-14 2015-07-09 Basf Se Method for producing oil using surfactant mixtures
CN102686696B (zh) 2009-10-14 2015-04-08 巴斯夫欧洲公司 使用表面活性剂混合物的三次矿物油开采方法
US20110091283A1 (en) * 2009-10-14 2011-04-21 University Of Connecticut Oxidation of environmental contaminants with mixed valent manganese oxides
IT1396212B1 (it) 2009-10-20 2012-11-16 Eni Spa Procedimento per il recupero di olio pesante da un giacimento sotterraneo
US8869892B2 (en) 2010-02-12 2014-10-28 Conocophillips Company Low salinity reservoir environment
US8657019B2 (en) * 2010-02-12 2014-02-25 Conocophillips Company Hydrocarbon recovery enhancement methods using low salinity carbonated brines and treatment fluids
KR101819200B1 (ko) * 2010-03-10 2018-01-16 바스프 에스이 Ｃ１６ｃ１８ 함유 알킬 프로폭시 계면활성제에 기초한 계면활성제를 이용한 광유 생산 방법
US8596367B2 (en) 2010-03-10 2013-12-03 Basf Se Process for producing mineral oil using surfactants based on C16C18-containing alkyl propoxy surfactants
US8662171B2 (en) * 2010-03-25 2014-03-04 Montgomery Chemicals, Llc Method and composition for oil enhanced recovery
US8631866B2 (en) 2010-04-09 2014-01-21 Shell Oil Company Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations
US9033042B2 (en) 2010-04-09 2015-05-19 Shell Oil Company Forming bitumen barriers in subsurface hydrocarbon formations
US8739874B2 (en) 2010-04-09 2014-06-03 Shell Oil Company Methods for heating with slots in hydrocarbon formations
US8875788B2 (en) 2010-04-09 2014-11-04 Shell Oil Company Low temperature inductive heating of subsurface formations
CN103025996B (zh) 2010-05-22 2016-02-03 斯特潘公司 从含油地层中采油的方法
AR082740A1 (es) * 2010-08-27 2012-12-26 Univ Texas Tensioactivos de alcoxi carboxilicos, composicion acuosa y eliminacion de material hidrocarbonado
US9016370B2 (en) 2011-04-08 2015-04-28 Shell Oil Company Partial solution mining of hydrocarbon containing layers prior to in situ heat treatment
WO2012143433A1 (en) 2011-04-20 2012-10-26 1/7Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and composition for enhanced hydrocarbon recovery
EA201391795A1 (ru) 2011-05-27 2014-03-31 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Композиция и способ для повышения добычи углеводородов
US9879512B2 (en) 2011-06-13 2018-01-30 Ecolab Usa Inc. Additives for improving hydrocarbon recovery
US8939208B2 (en) * 2011-06-13 2015-01-27 Nalco Company Additives for improving hydrocarbon recovery
CA2789917C (en) 2011-09-16 2015-10-20 Sabatino Nacson Method of oil extraction
RU2612774C2 (ru) 2011-10-07 2017-03-13 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Аккомодация теплового расширения для систем с циркулирующей текучей средой, используемых для нагревания толщи пород
WO2013066549A1 (en) * 2011-10-31 2013-05-10 Baker Hughes Incorporated Hydrocarbon determination in unconventional shale
AU2013221197A1 (en) * 2012-02-18 2014-08-28 Genie Ip B.V. Method and system for heating a bed of hydrocarbon- containing rocks
AR090724A1 (es) 2012-04-19 2014-12-03 Univ Texas Tensioactivos de amonio cuaternario hidrofobos de gran tamaño
AR090723A1 (es) 2012-04-19 2014-12-03 Univ Texas Tensioactivos hidrofobos cortos
AR090958A1 (es) 2012-05-09 2014-12-17 Shell Int Research Metodo para la recuperacion mejorada de hidrocarburos
US20140088878A1 (en) * 2012-09-27 2014-03-27 Jinhong Chen Isotherm and gas-in-place estimation considering capillary condensation in shale gas reservoir
MY166469A (en) * 2012-10-01 2018-06-27 Huntsman Petrochemical Llc Surfactant formulation for release of underground fossil fluids
WO2014145842A1 (en) * 2013-03-15 2014-09-18 U.S. O'neill Industries, Inc. Hydrocarbon removal compositions and methods of use
RU2655344C2 (ru) 2013-05-29 2018-05-25 ХАНТСМЭН ПЕТРОКЕМИКАЛ ЭлЭлСи Использование органических кислот или их соли в композициях на основе поверхностно-активного вещества и способах повышения нефтеотдачи
US20150167437A1 (en) * 2013-12-13 2015-06-18 Statoil Gulf Services LLC Stimulation method and system for enhancing oil production
CA2877367C (en) * 2014-01-13 2020-12-22 Conocophillips Company Anti-retention agent in steam-solvent oil 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
US10899693B2 (en) 2015-04-22 2021-01-26 Board Of Regents, The University Of Texas System Alkoxylated co-solvents
EP3101085A1 (en) 2015-06-01 2016-12-07 Cytec Industries Inc. Foam-forming surfactant compositions
CN105134149B (zh) * 2015-08-04 2016-06-15 东北石油大学 一种改变注采井间二氧化碳驱动状况的装置与方法
US10815164B2 (en) 2015-10-19 2020-10-27 Shell Oil Company Process for producing styrene
CA3004295C (en) 2015-11-06 2023-10-10 Ecolab Usa Inc. Methods of and systems for controlling dust
CN105587298B (zh) * 2015-12-17 2017-11-07 西南石油大学 多流管模式的水驱油井含水率反演方法
US10550312B2 (en) 2016-01-19 2020-02-04 Saudi Arabian Oil Company Oil recovery process using an oil recovery composition of aqueous salt solution and dilute polymer for carbonate reservoirs
US10961831B2 (en) * 2016-01-19 2021-03-30 Saudi Arabian Oil Company Polymer flooding processes for viscous oil recovery in carbonate reservoirs
US10287486B2 (en) 2016-01-19 2019-05-14 Saudi Arabian Oil Company Oil recovery process using an oil recovery composition of aqueous salt solution and dilute polymer for carbonate reservoirs
US10287485B2 (en) 2016-01-19 2019-05-14 Saudi Arabian Oil Company Oil recovery process using an oil recovery composition of aqueous salt solution and dilute polymer for carbonate reservoirs
US10723937B2 (en) 2016-01-19 2020-07-28 Saudi Arabian Oil Company Oil recovery process using an oil recovery composition of aqueous salt solution and dilute polymer for carbonate reservoirs
US10781362B2 (en) 2016-01-19 2020-09-22 Saudi Arabian Oil Company Oil recovery process using an oil recovery composition of aqueous salt solution and dilute polymer for carbonate reservoirs
CN105863587B (zh) * 2016-06-01 2018-10-16 中国海洋石油集团有限公司 一种聚合物驱交替注入时机的确定方法
CN107092719B (zh) * 2017-03-17 2020-09-04 中国石油天然气股份有限公司 注水优势通道识别和微球封堵粒径选择的方法及装置
US11753582B2 (en) 2017-07-31 2023-09-12 Chevron U.S.A. Inc. Injection fluids comprising an anionic surfactant for treating unconventional formations
WO2020028567A1 (en) 2018-07-31 2020-02-06 Chevron U.S.A. Inc. The use of a borate-acid buffer in oil and gas operations
US11591893B2 (en) 2018-10-22 2023-02-28 Chevron U.S.A. Inc. PH control in fluid treatment
CN110130860B (zh) * 2019-06-04 2021-04-30 中海油田服务股份有限公司 碳酸盐岩储层堵剂深部调驱技术增油效果的确定方法
CA3086156A1 (en) 2019-07-07 2021-01-07 Chevron U.S.A. Inc. Compositions and methods for pressure protection
AR119366A1 (es) 2019-07-07 2021-12-15 Chevron Usa Inc Composiciones y métodos para la estimulación con espuma
EP4051755B1 (en) 2019-10-31 2024-03-13 Chevron Oronite Company LLC Olefin sulfonates
CA3158945A1 (en) 2019-10-31 2021-05-06 Chevron U.S.A. Inc. Olefin sulfonates
CA3158943A1 (en) 2019-10-31 2021-05-06 Chevron U.S.A. Inc. Olefin sulfonates
US11898100B2 (en) 2019-12-14 2024-02-13 Chevron U.S.A. Inc. Compositions and methods for breaking foams and emulsions
CN111827935B (zh) * 2020-07-15 2021-06-08 大连理工大学 一种水流侵蚀法辅助的双分井降压海洋天然气水合物开采方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3811505A (en) * 1973-01-29 1974-05-21 Texaco Inc Surfactant oil recovery process usable in formations containing water having high concentrations of polyvalent ions such as calcium and magnesium
US3811504A (en) * 1973-02-09 1974-05-21 Texaco Inc Surfactant oil recovery process usable in formations containing water having high concentrations of polyvalent ions such as calcium and magnesium
US4059154A (en) * 1973-12-03 1977-11-22 Texaco Inc. Micellar dispersions with tolerance for extreme water hardness for use in petroleum recovery
US4077471A (en) * 1976-12-01 1978-03-07 Texaco Inc. Surfactant oil recovery process usable in high temperature, high salinity formations

Family Cites Families (32)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3599715A (en) * 1970-02-18 1971-08-17 Marathon Oil Co Use of surfactant foam for recovery of petroleum
US3943160A (en) 1970-03-09 1976-03-09 Shell Oil Company Heat-stable calcium-compatible waterflood surfactant
GB1484326A (en) 1973-12-03 1977-09-01 Texaco Development Corp Micellar dispersions with tolerance for extreme water hardness for use in petroleum recovery
US3946812A (en) 1974-01-02 1976-03-30 Exxon Production Research Company Use of materials as waterflood additives
US3945437A (en) * 1975-03-26 1976-03-23 Shell Oil Company Process for displacing oil using aqueous anionic surfactant systems containing aromatic ether polysulfonates
US4016932A (en) * 1975-12-24 1977-04-12 Texaco Inc. Surfactant oil recovery method for use in high temperature formations containing water having high salinity and hardness
US4313847A (en) 1978-06-15 1982-02-02 Ici Americas Inc. Surfactant compositions
US4216079A (en) 1979-07-09 1980-08-05 Cities Service Company Emulsion breaking with surfactant recovery
US4463806A (en) 1980-12-30 1984-08-07 Mobil Oil Corporation Method for surfactant waterflooding in a high brine environment
DE3644386A1 (de) * 1986-12-24 1988-07-07 Huels Chemische Werke Ag Verfahren zur gewinnung von erdoel aus einer unterirdischen lagerstaette durch tensidfluten
DE3720330A1 (de) * 1987-06-19 1988-12-29 Huels Chemische Werke Ag Verfahren zur gewinnung von erdoel aus einer unterirdischen lagerstaette mit tensiden
US4853138A (en) * 1987-08-05 1989-08-01 The Standard Oil Company C-branched zwitterionic surfactants and enhanced oil recovery method using same
US5076363A (en) * 1989-01-31 1991-12-31 The Standard Oil Company Surfactant-polymer composition and method of enhanced oil recovery
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
USH1467H (en) * 1993-11-16 1995-08-01 Shell Oil Company Detergent formulations containing a surface active composition containing a nonionic surfactant component and a secondary alkyl sulfate anionic surfactant component
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
CN1093589C (zh) 1998-04-06 2002-10-30 大庆石油管理局 泡沫复合驱油方法
DE19825114A1 (de) * 1998-06-05 1999-12-09 Bosch Gmbh Robert Hydraulische Fahrzeugbremsanlage
WO2000037775A1 (en) 1998-12-22 2000-06-29 Chevron U.S.A. Inc. Oil recovery method for waxy crude oil using alkylaryl sulfonate surfactants derived from alpha-olefins
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
US6384271B1 (en) 2001-05-04 2002-05-07 E.I. Du Pont De Nemours And Company Sulfonation, sulfation and sulfamation
CA2478433C (en) * 2002-03-01 2009-12-08 Cesi Chemical, A Flotek Company Composition and process for well cleaning
US7055602B2 (en) * 2003-03-11 2006-06-06 Shell Oil Company Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3811505A (en) * 1973-01-29 1974-05-21 Texaco Inc Surfactant oil recovery process usable in formations containing water having high concentrations of polyvalent ions such as calcium and magnesium
US3811504A (en) * 1973-02-09 1974-05-21 Texaco Inc Surfactant oil recovery process usable in formations containing water having high concentrations of polyvalent ions such as calcium and magnesium
US4059154A (en) * 1973-12-03 1977-11-22 Texaco Inc. Micellar dispersions with tolerance for extreme water hardness for use in petroleum recovery
US4077471A (en) * 1976-12-01 1978-03-07 Texaco Inc. Surfactant oil recovery process usable in high temperature, high salinity formations

Also Published As

Publication number Publication date
US20060027363A1 (en) 2006-02-09
ATE469198T1 (de) 2010-06-15
AU2004219635A1 (en) 2004-09-23
US7612022B2 (en) 2009-11-03
EA009260B1 (ru) 2007-12-28
AU2004219635B2 (en) 2007-09-13
ZA200507349B (en) 2007-02-28
NO20054348L (no) 2005-10-11
US20060185845A1 (en) 2006-08-24
US20060189486A1 (en) 2006-08-24
CA2538439A1 (en) 2004-09-23
MA27830A1 (fr) 2006-04-03
EP1604094A2 (en) 2005-12-14
US7262153B2 (en) 2007-08-28
CN1777735A (zh) 2006-05-24
CA2538439C (en) 2012-10-02
US20040177958A1 (en) 2004-09-16
US7229950B2 (en) 2007-06-12
WO2004081342A2 (en) 2004-09-23
BRPI0408233A (pt) 2006-03-01
EA200501443A1 (ru) 2006-04-28
US7055602B2 (en) 2006-06-06
EP1604094B1 (en) 2010-05-26
US7137447B2 (en) 2006-11-21
DE602004027355D1 (de) 2010-07-08
WO2004081342A3 (en) 2005-03-17
MXPA05009664A (es) 2006-01-27
US20070079964A1 (en) 2007-04-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN1777735B (zh) 强化烃回收的方法和组合物
CN101970602B (zh) 强化烃采收的方法和组合物
Foster A low-tension waterflooding process
US3811505A (en) Surfactant oil recovery process usable in formations containing water having high concentrations of polyvalent ions such as calcium and magnesium
US9102862B2 (en) Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery
BRPI0908069B1 (pt) método para tratar uma formação contendo hidrocarbonetos, e, composição de recuperação de hidrocarbonetos
CN101970599A (zh) 强化烃采收的方法和组合物
CN101970600A (zh) 强化烃采收的方法和组合物
EA029752B1 (ru) Способ извлечения нефти
EP3162872A1 (en) Internal olefin sulfonate composition and use thereof in enhanced oil recovery
MX2012009312A (es) Sistemas de tensioactivos para la recuperacion mejorada de hidrocarburos.
US3817331A (en) Waterflooding process
US20170066960A1 (en) Composition comprising internal olefin sulfonate and alkoxylated alcohol or derivative and use thereof in enhanced oil recovery
EP2261298A1 (en) Method for enhanced hydrocarbon recovery
CN111621281A (zh) 原位自转向wag方法
Comer The Effect of Iron Bearing Minerals on Surfactant Adsorption in Chemical Enhanced Oil Recovery Applications

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

Granted publication date: 20101110

Termination date: 20200310