[发明专利]使用表面活性剂共混物回收地下石油的方法

说明书

通过注入包含聚环氧乙烷非离子表面活性剂和二磺酸化阴离子表面活性剂的水溶液从地下配制品中回收石油。

技术领域

本发明涉及通过将非离子和阴离子表面活性剂的水溶液注入地层中而从地层中回收石油的方法。

背景技术

在地下石油回收以从地层中提取尽可能多的石油存在挑战。地下石油回收方法典型地涉及将水相注入地层以置换在初级石油回收工作之后剩余的石油，这种方法通常称为水灌注(waterflooding)。如果仅使用水，则通过水灌注的石油回收可以是低的，因此期望回收性能提高的水性体系。现有技术参考文献教导了可以将含有表面活性剂的水注入地层中以提高地层中残余石油的置换并且提高来自地层的石油的总回收率。然而，部分地由于地层中的高温和高盐浓度，在确定用于地下石油回收操作的最佳表面活性剂溶液中存在挑战。

最近的研究(MV Bennetzen等人，“Dilute Surfactant Flooding Studies in aLow-Permeability Oil-Wet Middle East Carbonate”，IPCT 17656，InternationalPetroleum Technology Conference，2014)报道了非离子表面活性剂比阴离子表面活性剂更加盐度耐受。在水灌注中非离子表面活性剂还提供更高的油回收，这是由于当作为添加剂包括在灌注水中时将岩石表面从油润湿转变成水润湿。然而，已知非离子表面活性剂在水中的溶解度随温度降低，并且当达到所谓的浊点温度时，非离子表面活性剂最终变得不溶。盐的存在抑制了表面活性剂的浊点，浊点抑制随着盐度而增加。随着温度升高和盐度增加，溶液稳定性的降低使得在高盐度和高温条件下使用非离子表面活性剂特别具有挑战性。

在地层中具有超过70摄氏度(℃)，甚至大于80℃或90℃的温度并不异常。总溶解固体(TDS)浓度(包括TDS多价离子)以重量计超过百万分之80,000(ppm)、100,000ppm、120,000ppm和甚至160,000也是常见的。温度升高、增加TDS和增加TDS中的多价离子的量都倾向于引起溶液中的表面活性剂不溶性。如果表面活性剂变得不溶于溶液，则其在石油回收应用中变得不太有效。因此，本领域需要确定在80,000ppm或更高，优选90,000ppm或更高，甚至更优选为100,000ppm或更高，并还更优选12万或更高，而同时溶液中的多价离子的量大于1000ppm的TDS浓度存在下、在70℃或更高，优选80℃或更高，并更优选90℃或更高的温度下稳定的表面活性剂溶液。

US4194565公开了用于地下油回收的水性表面活性剂体系，据报道其可用于90至180华氏度(°F)或27至82摄氏度(℃)的温度范围，和40,000至140,000百万分率ppm的水盐浓度。表面活性剂体系需要含有从芳香族疏水端延伸的两个烷氧基链的芳香族非离子表面活性剂和单磺酸盐阴离子表面活性剂。含有从疏水端延伸的两个烷氧基链的非离子表面活性剂比具有单个烷氧基链的非离子表面活性剂更昂贵。

US4016932和US4110229每个公开了包含阴离子和非离子表面活性剂的共混物的石油回收溶液。阴离子表面活性剂是单磺酸盐。据报道该溶液可用于温度为100°F至150°F(37.8℃至65.6℃)的环境。

US4088189和US4018278每个也公开了包含单磺酸盐阴离子和非离子表面活性剂的共混物的石油回收溶液。

期望确定使用具有单个烷氧基链的非离子表面活性剂，而优选地不使用芳香族非离子表面活性剂的在高于70℃的温度和80,000ppm的TDS浓度下稳定的石油回收溶液。还期望溶液在80℃时具有很少或没有色谱分离(这向普通技术人员表明溶液将在任何地下温度下显示很少或没有色谱分离)以确保表面活性剂组分将保留在溶液中并且在升高的地下温度和环境下不吸附在固体上。

发明内容