MX2012009312A - Sistemas de tensioactivos para la recuperacion mejorada de hidrocarburos. - Google Patents

Abstract

La presente invención se refiere a métodos para la recuperación de hidrocarburos a partir de formaciones de hidrocarburos. Más particularmente, las modalidades descritas en la presente se refieren a los métodos para la recuperación mejorada de hidrocarburos y a las composiciones de utilidad en los métodos que se diseñan específicamente para utilizar en formaciones de hidrocarburos en donde las condiciones del yacimiento, como la salinidad, la dureza del agua y la temperatura son relativamente severas.

Description

SISTEMAS DE TENSIOACTIVOS PARA LA RECUPERACION MEJORADA DE HIDROCARBUROS Campo de la Invención En términos generales, la presente invención se refiere a métodos para la recuperación de hidrocarburos a partir de formaciones de hidrocarburos. Más particularmente, las modalidades descritas en la presente se refieren a los métodos para la recuperación mejorada de hidrocarburos y a las composiciones de utilidad en los métodos que se diseñan específicamente para utilizar en formaciones de hidrocarburos en donde las condiciones del yacimiento, como la salinidad, la dureza del agua y la temperatura son relativamente severas Antecedentes de la Invención Cuando un campo petrolero llega al final de su vida útil, el crudo en bruto (hasta dos tercios) permanece en el suelo porque es muy difícil o muy costosa su extracción. Se estima que si se recuperara solamente un extra de 1% en el mundo equivaldría a 20 a 30 mil millones de barriles de petróleo, que podría haber quedado atrás.

Existen tres fases para la recuperación de crudo en un campo: primaria, secundaria y terciaria. La fase primaria consiste esencialmente en la perforación de los pozos y en permitir que la presión natural del yacimiento empuje el crudo hacia el exterior. La intervención en la fase primaria Ref.: 233546 es mínima, por ejemplo, proporcionar elevación artificial para mejorar el flujo en el pozo de producción mediante el uso de "caballos mecánicos". En la fase secundaria, la intervención es mayor, y se concentra predominantemente en los métodos para mantener la presión del yacimiento cuando la capacidad del yacimiento para hacerlo es insuficiente. Los métodos secundarios comprenden inyectar agua en el yacimiento o reinyectar el gas natural producido. La fase terciaria es donde otros fluidos o gases se inyectan para mejorar la recuperación del petróleo y se denomina EOR, por sus siglas en inglés.

En la EOR química la movilización de la saturación de petróleo residual se logra por los tensioactivos que generan una tensión interfacial de agua/petróleo crudo (ultra) baja (IFT, por sus siglas en inglés) para proporcionar un número de capilaridad lo suficientemente alto como para superar las fuerzas capilares y permitir que el petróleo fluya (I. Chatzis and N. R. Morrows, "Correlation of capillary number relationship for sandstone" . SPE Journal, Vol 29, pp 555-562, 1989) . Sin embargo, los yacimientos presentan características diferentes (tipo de petróleo crudo, temperatura y composición del agua, salinidad, dureza) y es deseable que las estructuras de (de los) tensioactivo (s) agregado (s) se ajusten a estas condiciones para lograr una IFT baja. Además, un tensioactivo prometedor debe cumplir otros criterios importantes, incluida la baja retención de la roca, compatibilidad con el polímero, estabilidad térmica e hidrolítica, y costos aceptables.

Son conocidas las composiciones y los métodos para la recuperación mejorada de hidrocarburos utilizando un componente de tensioactivo que contiene sulfatos de alfa olefina. Las patentes de EUA 4,488,976 y 4,537,253 describen las composiciones de recuperación mejorada de petróleo que contienen el componente. Se conocen las composiciones y métodos para la recuperación mejorada de hidrocarburos que utilizan sulfonatos de olefina interna. En la patente de EUA 4,597,879 se describe la composición del tensioactivo. Las composiciones descritas en las patentes anteriores tienenn las desventajas de que la solubilidad de la salmuera y la tolerancia del ion divalente son insuficientes en ciertas condiciones de yacimiento. Más aún, sería ventajoso si la IFT que puede alcanzarse en condiciones de salinidad y dureza relativamente severas pudiera mejorarse. La patente de EU 4,979,564 describe el uso de los sulfonatos de olefina interna en un método para la recuperación mejorada de petróleo utilizando inyección de agua viscosa a baja tensión. Un ejemplo de un material disponible comercialmente descrito como de utilidad es ENORDET IOS 1720, un producto de Shell Oil Company identificado como una sal de sodio de olefina interna Ci7-2o sulfonada. Este material es de bajo grado de ramificación. La patente de EUA 5,068,043 describe un sistema tensioactivo que contiene detergente ácido para la inyección de agua, en el que se utiliza el agente cotensioactivo que contiene un sulfonato de olefina interna C17-20 o C20-2 . En "Field Test of Cosurfactant-enhanced Alkaline Flooding" de Falls et al . Society of Petroleum Engineers Reservoir Engineering, 1994, los autores describieron el uso- de un sulfonato de olefina interna C17-20 o C20-2 en una composición de inyección de agua con un tensioactivo alcoxilato alchólico para mantener la composición como única fase a temperatura ambiente sin afectar significativamente el desempeño a la temperatura del yacimiento. La salinidad del agua es de aproximadamente 0.4%p de cloruro de sodio. Estos materiales, cuando se utilizan individualmente tienen desventajas bajo condiciones de salinidad y dureza relativamente severas.

Son muchos los yacimientos adecuados para los EOR con tensioactivos con temperaturas y salinidades elevadas, a saber, temperaturas en el intervalo de 70 °C a más de 120 °C, y salmueras con dureza sustancial, y con el contenido total de sólidos disueltos (TDS, por sus siglas en inglés) de hasta aproximadamente 200,000 mg/L. Estas condiciones resultan un desafío para el diseño del proceso porque los tensioactivos inyectados deben ser químicamente estables en las condiciones del yacimiento durante el proyecto, que podría durar algunos años. Más aún, deben evitarse la precipitación y otras separaciones de fases in deseadas . Además de cumplir con estas condiciones, los tensioactivos deben poder dearrollar IFT ultra bajas con el crudo en las condiciones del yacimiento, tener baja adsorción en la roca del yacimiento, y formar soluciones claras, de una sola fase a temperaturas de mezcla e inyección, generalmente a temperaturas de superficie. En formaciones no impregnadas con agua deberían poder aumentar la impregnación de las superficies porosas con agua.

Sumario de la Invención En una primera modalidad, la invención describe una composición de recuperación de hidrocarburos que comprende una combinación de un sulfonato de olefina interna (IOS) y un sulfonato de alcoxiglicidilo (AGS) . La composición de la invención presenta una ventaja significativa porque mejora la solubilidad de los sistemas de tensioactivos bajo condiciones acuosas pero sin comprometer la capacidad de mejorar la recuperación de hidrocarburos en las condiciones del yacimiento, de alta temperatura y salinidad.

En modalidades específicas de la invención, los IOS se seleccionan de uno o más IOS con una longitud de cadena seleccionada del grupo de: C15-C18; C20-C24; y C24-C28. Adecuadamente, la longitud de la cadena IOS es mayor a C20.

En ciertas modalidades específicas de la invención, el AGS es un sulfonato de glicidilo etoxilado, adecuadamente con un sulfonato de glicidilo etoxilado con una longitud de cadena etoxilo de entre 1 y 9. En una modalidad alternativa de la invención, el AGS es un sulfonato de glicidilo propoxilado, adecuadamente el propoxilo es de una longitud de cadena de entre 1 y 6.

En una modalidad especifica de la invención, los AGS se seleccionan de uno o más AGS con una cadena hidrofóbica alcohólica con longitud de: C12,13; C12-15; y C16,17. Opcionalmente, el AGS puede seleccionarse de uno o más grupos de: Un sulfonato de alcohol lineal C12,13 - etoxi-3 glicidilo; un sulfonato de alcohol lineal C12-15 etoxi-7 glicidilo sulfonato de alcohol ramificado C16,17 - etoxi-3 glicidilo; sulfonato de alcohol ramificado C16,17 etoxi-9 glicidilo; sulfonato de alcohol lineal C12,13 propoxi-3 glicidilo; sulfonato de alcohol lineal C12,13 - propoxi-7 glicidilo; y sulfonato de alcohol C16,17 ramificado- propoxi-3 glicidilo.

En una modalidad en particular, la composición de la invención comprende un cociente de IOS y AGS de entre aproximadamente 60:40 y aproximadamente 20:80 %p/p. Opcionalmente, el cociente es de entre aproximadamente 50:50 y aproximadamente 20:80 %p/p, o entre aproximadamente 45:55 y entre aproximadamente 20:80 %p/p. En una modalidad específica, el cociente de IOS a AGS en la composición es de aproximadamente 40:60 %p/p.

En una modalidad de la invención, la composición comprende además agua, opcionalmente agua de mar o salmuera de mayor salinidad.

En otro aspecto de la invención, se proporciona una composición de recuperación de hidrocarburos que comprende un tensioactivo y agua, en el que el tensioactivo comprende una combinación de un sulfonato de olefina interna (IOS) con una longitud de cadena de más de C20 y un sulfonato de alcoxiglicidilo (AGS) seleccionado del sulfonato de glicidilo etoxilado y un sulfonato de glicidilo propoxilado.

En modalidades específicas de la invención, el tensioactivo está presente en concentraciones de entre aproximadamente 0.01% y aproximadamente 5.0%p (p/v) , adecuadamente entre aproximadamente 0.1% y aproximadamente 3.0% (p/v), opcionalmente entre aproximadamente 1.0% y 5.0% (p/v) .

Otro aspecto de la invención proporciona un método para tratar una formación que contiene hidrocarburos, que comprende : (a) proporcionar una composición de recuperación de hidrocarburos al menos a una porción de la formación que contiene hidrocarburos, en donde la composición que contiene hidrocarburos comprende una mezcla de un sulfonato de olefina interna (IOS) y un sulfonato de alcoxiglicidilo (AGS) ; y (b) Permitir que la composición interactúe con los hidrocarburos en la formación que contiene hidrocarburos.

En modalidades específicas de la invención, la temperatura en la formación que contiene hidrocarburos es de entre 55°C y aproximadamente 130°C, opcionalmente entre aproximadamente 85 °C y aproximadamente 120 °C.

En otras modalidades de la invención, la salinidad de la formación que contiene hidrocarburos es de entre 1% y aproximadamente 20%, opcionalmente entre aproximadamente 2% y aproximadamente 15%.

Otras modalidades de la invención comprenden además un sistema tensioactivo adecuado para utilizar en los procesos de recuperación de hidrocarburos que comprenden una combinación de un sulfonato de olefina interna (IOS) y un sulfonato de alcoxiglicidilo (AGS) , junto con los aparatos adecuados para desempeñar el método de la invención anteriormente descritos.

Breve Descripción de las Figuras A continuación se ilustra la invención con las figuras adyacentes : La figura 1 es un mapa de salinidad óptima para un AGS versus n-octano a 120 °C. El número de grupos EO y PO en conector se representan en el eje de las X, mientras que la salinidad óptima (Ce) como % de NaCl se representa en el eje de las Y. El tamaño del grupo hidrófobo alcohol es marcado por el alcohol inicial en el cual N23 corresponde a la cadena C12, C13, N25 a la cadena C12-15 y N67 a la cadena C16, 17. g La figura 2a es una fotografía de un escaneo de salinidad a 120 °C para las soluciones acuosas al 4%p de AGS b-C16, 17-9EO GS equilibradas con volúmenes equivalentes de n-octano en ausencia de alcohol. Los parámetros de solubilización son los que se presentan en la gráfica la Figura 2b.

La figura 3 es una gráfica que representa el efecto de la temperatura sobre C0 de B-C16, 17-9EO GS (triángulos abiertos) y C12-15-7EO GS (triángulos cerrados) con n-octano a 120°C. La salinidad óptima, C0, disminuye aproximadamente 0.15 %NaCl/°C.

La figura 4a es una fotografía del escaneo de salinidad a 120 °C para soluciones acuosas al 2%p de AGS C12,13-3EO GS n-octano a 120°C equilibrados con volúmenes equivalentes de n-octano en ausencia de alcohol. Las barras horizontales blancas se adicionaron para indicar las posiciones interfaciales. Los parámetros de solubilización son los que se presentan en la gráfica la Figura 4b.

La figura 5a es una serie de fotografías a diversos tiempos luego de eliminar del baño de combustible una muestra de un escaneo de 2% C12-15-7EO GS de salinidad con n-octano (un cociente de agua y combustible de aproximadamente 1:1) a 19.8% NaCl y 120°C. Se muestra además la gráfica de parámetros de solubilización la figura 5b.

En las figuras 6c- 6b se representan las gráficas de parámetros de solubilización para escaneos de salinidad de 2% b-C16,17 - 3PO GS con octanos a 95°C figura 6a y 130°C figura 6b. C es independiente de la temperatura en este intervalo.

La figura 7 muestra un gráfico que demuestra que C0 disminuye cuando aumenta la longitud de la cadena PO para un hidrófobo fijo (b C16,17) y temperaturas constantes (número de PO para b-C16,17-POx GS, con x = 3, 7 y 9) .

Las figuras 8a- 8b muestran las fotografías de un escaneo de salinidad a 110°C para 2% b-C16,17-7PO GS con igual volumen de n-octano, (a) a 2% NaCl, se ve una fase de alta viscosidad cerosa (indicada con A) , la figura 8b muestra el escaneo de salinidad de entre 1 y 5% NaCl .

Las figuras 9a- 9b muestran los mapas de salinidad para dos preparaciones de IOS C20-24.

La figura 10 muestra las fotografías de los escaneos de salinidad a las temperaturas indicadas para IOS C20-24 sin el n-octano .

Las figuras lla-llb muestran las gráficas de parámetros de salinidades óptimas la figura lia y solubilización óptima la figura 11b para los 4 tensioactivos IOS (IOSa, rombos cerrados; IOSb, rombos abiertos; IOSC, cuadrados cerrados; IOSd, triángulos cerrados) con longitudes de cadena promedio comparables (entre C20-24) .

La figura 12a muestra la fotografía de un escaneo de mezcla con n-octano a 90°C para b-C16,17 - 9EO GS y IOS C20-24 a 2% p/v en agua de mar sintética. La figura 12b muestra la curva de parámetros de solubilización.

La figura 13 es un mapa de solubilidad de las mezclas de C16,17-9EO GS y IOS 2024 en agua de mar sintética.

Descripción Detallada de la Invención Las referencias citadas en la presente se comprenden en su totalidad. Al menos que se defina de otro modo, los términos técnicos y científicos utilizados en la presente tienen el significado comúnmente entendido por el conocedor de la técnica de esta invención.

Asimismo, se definen muchos términos que permiten comprender la invención.

Los sulfonatos de olefina interna utilizados en la presente invención se sintetizan tal como van Os N.M et al. "Anionic Surfactants : Organic Chemistry" Surfactant Science Series 56, ed. Stacke H.W. , (1996) Chapter 7: olefinsulfonates , p363. El IOS de la invención se caracteriza por su número de carbono promedio que se determina multiplicando el- número de átomos de carbono de cada IOS en la mezcla por el porcentaje en peso de estos IOS y luego sumando los productos. El IOS utilizado en la invención se sintetiza generalmente a partir de olefinas con cadenas de carbono de C15-18, C20-24 y C24-28 que posteriormente se sulfonan, por ejemplo, pa r el método de caída libre de laboratorio. Por lo tanto, el "Sufonato de olefina interna C15-18" tal como se utiliza en la presente es una mezcla heterogénea de IOS con un número de carbonos promedio de 16 a aproximadamente 17 y al menos 50% en peso, preferiblemente al menos 75% en peso, más preferiblemente al menos 90% en peso, de los IOS en la mezcla contienen desde 15 a 18 átomos de carbono. "Sufonato de olefina interna C20-24" tal como se utiliza en la presente es una mezcla de IOS en los que la mezcla presenta un número de átomos de carbono promedio de 20.5 a aproximadamente 23 y al menos 50% en peso, preferiblemente al menos 65% en peso, más preferiblemente al menos 75% en peso, de los sulfonatos de olefina interna en la mezcla contienen desde 20 a 24 átomos de carbono. "Sufonato de olefina interna C24-28" tal como se utiliza en la presente es una mezcla de IOS en los que la mezcla presenta un número de átomos de carbono promedio de 25 a aproximadamente 27 y al menos 50% en peso, preferiblemente al menos 60% en peso, más preferiblemente al menos 65% en peso, de los sulfonatos de olefina interna en la mezcla contienen desde 24 a 28 átomos de carbono. Un IOS adecuado para utilizar en la invención comprende ENORDET™ /sic/ intervalo de tensioactivos (Shell Chemicals Company) .

El término "Sulfonato de alcoxiglicidilo (AGS) " tal como se utiliza en la presente es el derivado de sulfonato de un alcoxilato alcohólico. El alcoxilato alcohólico se prepara por etoxilación (EO) o propoxilación (PO) de un alcohol utilizando técnicas convencionales conocidas para la persona experta.

Adecuadamente, los AGS se sintetizan a partir de alcoholes ramificados como el alcohol C16,17 (por ejemplo, el alcohol 67 NEODOL™, Shell Chemicals Company) que contribuye al componente hidrófobo de la molécula. El grupo sulfonato final forma enlace con el hidrófobo por uno o más grupos de enlance de óxidos de etileno (EO) u óxidos de propileno (PO) . Los AGS adecuados para utilizar en la invención pueden incluir entre aproximadamente l y aproximadamente grupos de enlace EO o PO por molécula. Sin embargo, el conocedor en el tema sabrá que los valores dados para un número de grupos de enlacne EO o PO representan el número promedio dentro de toda la composición. Un AGS adecuado para utilizar en la invención comprende el intervalo ENORDET™ de tensioactivos aniónicos (Shell Chemicals Company) .

En una modalidad específica de la invención, descrita en más detalle a continuación, se preparan AGS a partir de tres alcoholes primarios disponibles comercialmente : El alcohol C12,13, el alcohol C12-15 (ambos compuestos de aproximadamente 80% de alcohol ineal y 20% de ramificaciones en el carbono C2) y alcohol C16,17 (metilo completamente ramificado con 1-1.5 ramificaciones por molécula). En términos de las abreviaciones aquí utilizadas, b--C16, 17-3EO GS son alcoholes C16, 17 ramificados con grupos de 3 etilenóxido y un grupo sulfonato glicidilo terminal y C12,13-3P0 GS para (en su mayoría) alcohol C12, 13 lineal con 3 grupos óxido de propileno y un grupo GS terminal.

Una limitación de las composiciones que únicamente contienen tensioactivo sulfonato alcoxilado es que, como la mayoría de los tensioactivos no iónicos alcoxilados, sus soluciones acuosas generalmente presentan un punto de nebulización, es decir, la separación entre las dos fases líquidas a medida que aumenta la temperatura. Por lo tanto, las formulaciones que utilizan únicamente sulfonatos alcoxilados, aunque presenten un comportamiento de fase favorable con el combustible, pueden ser poco adecuadas como composiciones inyectables para la EOR. Los IOS presentan un comportamiento opuesto, son más solubles en soluciones acuosas a medida que aumenta la temperatura. De acuerdo con esto, sus mezclas con sulfonatos alcoxilados ofrecen la posibilidad de incluir soluciones acuosas de una sola fase en un intervalo de temperaturas más amplio, desde la temperatura de la superficie hasta la temperatura del yacimiento, que los sulfonatos alcoxilados solos. Más aún, los sulfonatos alcoxilados en las mezclas pueden proporcionar tolerancia a los altos contenidos de TDS y dureza. La presente invención proporciona este comportamiento, lo que demuestra que las mezclas de este tipo adecuadas son prometedoras para utilizar en procesos de EOR en yacimientos a temperaturas elevadas, y elevada salinidad.

Los tensioactivos AGS adecuados para estas composiciones y métodos de la invención comprenden, de manera no limitada, los que se seleccionan de: Un sulfonato de alcohol lineal C12,13 - etoxi-3 glicidilo; un sulfonato de alcohol lineal C12-15 etoxi-7 glicidilo sulfonato de alcohol ramificado C16,17 - etoxi-3 glicidilo; sulfonato de alcohol ramificado C16,17 etoxi-9 glicidilo; sulfonato de alcohol lineal C12,13 propoxi-3 glicidilo; sulfonato de alcohol lineal C12,13 - propoxi-7 glicidilo; y sulfonato de alcohol C16,17 ramificado- propoxi-3 glicidilo.

Pueden producirse hidrocarburos a partir de formaciones con hidrocarburos mediante los pozos que penetran en las formaciones. "Hidrocarburos" generalmente se definen como moléculas formadas principalmente por átomos de carbono e hidrógeno como el petróleo y el gas natural. Asimismo, los hidrocarburos pueden incluir otros elementos, por ejemplo, de forma no limitada, halógenos, elementos metálicos, nitrógeno, oxígeno y/o azufre . Los hidrocarburos derivados de la formación que contiene hidrocarburos pueden incluir, no limitadamente, querógeno, bitumen, pirobitumen, asfáltenos, combustible o sus combinaciones. Los hidrocarburos pueden encontrarse dentro de las matrices minerales o adyacentes a las mismas en la tierra. Las matrices pueden incluir, no limitadamente, roca sedimentaria, arenas, silicilites, carbonatos, diatomitas y otros medios porosos.

Una "formación" comprende uno o más estratos de hidrocarburos, una o más estratos sin hidrocarburos, a los estratos de sobrecarga y/o los estratos de carga subyacentes. Los "estratos de sobrecarga" y/o "estratos de carga subyacentes" comprenden uno o más materiales impermeables de diferentes tipos. Por ejemplo, los estratos de sobrecarga y/o estratos de carga subyacentes pueden incluir roca, esquisto, arcilla esquistosa, o carbonato impermeable al agua (a saber, un carbonato impermeable sin hidrocarburos) . Por ejemplo, el estrato de carga subyacente puede incluir esquisto o arcilla esquistosa. En ciertos casos, los estratos de sobrecarga y/o los estratos de carga subyacentes pueden ser algo permeables . Por ejemplo, los estratos de carga subyacentes pueden estar compuestos de un mineral permeable, como por ejemplo arenisca o caliza. En ciertas modalidades, al menos una porción de la formación que contiene hidrocarburos puede existir a más o menos de 1000 pies (304.8m) por debajo de la superficie de la tierra.

Las propiedades de la formación que contiene hidrocarburos puede afectar el flujo de hidrocarburos a través de los estratos de sobrecarga y/o los estratos de carga subyacente hacia uno o más pozos de producción. Las propiedades comprenden, de manera no limitada, la porosidad, permeabilidad, distribución del tamaño del poro, área de superficie, salinidad o temperatura de la formación. Las propiedades de los estratos de sobrecarga y/o de la carga subyacente combinadas con las propiedades de los hidrocarburos, como ser, las características de presión capilar (estática) , las características de la permeabilidad relativa (flujo) pueden afectar la movilización de los hidrocarburos a través de la formación que contiene hidrocarburos. Es posible que varíe la permeabilidad de la formación que contiene hidrocarburos, según la composición de la formación. Una formación relativamente permeable puede incluir hidrocarburos más pesados, suspendidos en arena y carbonato, por ejemplo. "Relativamente permeable" como se usa en la presente, se refiere a formaciones o porciones de las mismas, con una permeabilidad promedio de 10 milidarcy o más. "Permeabilidad relativamente baja" como se usa en la presente, se refiere a formaciones o porciones de las mismas, con una permeabilidad promedio de menos de 10 milidarcy. Un darcio equivale a aproximadamente 0.99 micrómetros cuadrados. Una porción impermeable de una formación generalmente es de una permeabilidad menor á aproximadamente 0.1 milidarcios. En ciertos casos, una porción o todas las porciones de hidrocarburos de una formación relativamente permeable puede incluir, predominantemente, hidrocarburos pesados y/o alquitrán sin grano mineral de soporte y materia mineral en suspensión exclusivamente (o no) (por ejemplo, los lagos de asfalto) .

En la formación que contiene hidrocarburos pueden existir fluidos (por ejemplo, gas, agua, hidrocarburos, o sus combinaciones) de diferentes densidades. La mezcla de fluidos en la formación que contiene hidrocarburos puede formar capas entre un estrato de carga subyacente y un estrato de sobrecarga según la densidad del fluido. El gas puede formar un estrato superior, los hidrocarburos pueden formar un estrato medio y el agua un estrato inferior en la formación que contiene hidrocarburos. Los fluidos pueden estar presentes en la formación que contiene hidrocarburos en diversas concentraciones. Las interacciones entre los fluidos en la formación puede crear interfaces o bordes entre los fluidos. Las interfaces o bordes entre los fluidos y la formación se crean mediante interacciones entre los fluidos y la formación. Generalmente, los gases no forman bordes con otros fluidos en una formación que contiene hidrocarburos. En una modalidad, es posible formar el primer borde entre una capa de agua y el estrato de la carga subyacente. Puede formarse un segundo borde entre la capa de agua y la capa de hidrocarburos . Puede formarse un tercer borde entre los hidrocarburos de diferentes densidades en la formación que contiene hidrocarburos. En ciertas modalidades es posible la presencia de múltiples fluidos con múltiples límites en la formación que contiene hidrocarburos. Debe entenderse que pueden existir muchas combinaciones de límites entre los fluidos y entre los estratos de la sobrecarga y de la carga subyacente en la formación que contiene hidrocarburos.

La producción de fluidos puede distorcionar la interacción entre los fluidos entre y los estratos de la sobrecarga y de la carga subyacente . A medida que se remueven de la formación que contiene hidrocarburos, las diferentes capas de fluidos pueden mezclarse y formar capas de fluido mezcladas. La mezcla de fluidos puede interaccionar con diferencias en los límites de los fluidos. Según las interacciones en los límites de la mezcla de fluidos, se volverá difícil la producción de hidrocarburos. La cuantificación de las interacciones (por ejemplo, la energía) en la interfaz de los fluidos y/o en los fluidos y en los estratos de la sobrecarga y de la carga subyacente será de utilidad para predecir la movilización de los hidrocarburos a través de la formación que contiene hidrocarburos.

Puede ser difícil cuantificar la energía necesaria para las interacciones (por ejemplo, mezcla) entre fluidos dentro de la formación en la interfaz. Generalmente, es posible realizar esta cuantificación en la interfaz entre los fluidos con técnicas conocidas (por ejemplo, el tensiómetro de gota giratoria) . La energía de interacción en la interfaz puede denominarse tensión, interfacial. Tal como utilizamos en la presente, "tensión interfacial" (IFT, Por sus siglas en inglés) es la energía libre superficial que existe entre dos o más fluidos con un límite. Un valor de tensión interfacial elevado (por ejemplo, mayor a aproximadamente 10 dinas/cm) puede indicar la incapacidad de un fluido de mezclarse con un segundo fluido para formar una emulsión de fluidos. Tal como se utiliza en la presente, "emulsión" es una dispersión de un fluido inmiscible en un segundo fluido, por adición de una composición que disminuye la tensión interfacial entre los fluidos para lograr estabilidad. El posible que los fluidos no puedan mezclarse a causa de la gran energía de interacción en superficie entre ambos fluidos. Los valores de tensión interfacial bajos (por ejemplo, menores a aproximadamente 1 dina/cm) son indicativos de una menor interacción en superficie entre ambos fluidos inmiscibles. Cuando la energía de interacción en superficie es menor entre dos fluidos inmiscibles, pueden mezclarse ambos fluidos para formar una emulsión. Los fluidos con menores valores de tensión interfacial pueden movilizarse hacia la perforación, debido a menores fuerzas capilares, y posteriormente es posible obtenerlos a partir de una formación que contiene hidrocarburos. Los fluidos de la formación de hidrocarburo pueden impregnarse (por ejemplo, adherirse al estrato de sobrecarga o de carga subyacente o dispersarse en el estrato de sobrecarga o de carga subyacente en una formación que contiene hidrocarburos) . Tal como se utiliza en la presente, "impregnación" es condición de dispersión o de adhesión del fluido a una superficie sólida en una formación en presencia de otros fluidos. Los métodos para determinar la impregnación de una formación que contiene hidrocarburos los escribe Craig, Jr. in "The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding" , 1971 Monograph Volumen 3, Society of Petroleum Engineers. La cual se comprende en la presente como referencia. En una modalidad, los hidrocarburos se adhieren a la arenisca, en presencia de gas o agua. El estrato de sobrecarga o de carga subyacente que sustancialmente está revestido por hidrocarburos puede denominarse "impregnado de combustible". El estrato de sobrecarga o de carga subyacente puede estar impregnado de combustible debido a la presencia de componentes polares y/o hidrocarburos pesados (por ejemplo, asfáltenos) en la formación que contiene hidrocarburos. La composición de la formación (por ejemplo, sílice, carbonato o arcilla) puede determinar el grado de adsorción de los hidrocarburos a la superficie de un estrato de sobrecarga o de carga subyacente. En algunas modalidades, la formación porosa y/o permeable permite que los hidrocarburos se impregnen con más facilidad a los estratos de sobrecarga o de carga subyacente. Los estratos de sobrecarga o de carga subyacente sustancialmente impregnados de petróleo pueden inhibir la producción de hidrocarburos a partir de la formación que contiene hidrocarburos. En ciertas modalidades, una porción impregnada en combustible de la formación que contiene hidrocarburos puede existir a más o menos de 1000 pies (304.8m) por debajo de la superficie de la tierra.

La formación que contiene hidrocarburos puede incluir agua. El agua puede interactuar con la superficie del estrato de la carga subyacente. Tal como se utiliza en la presente "impregnado con agua" es la formación de una recubierta de agua sobre la superficie del estrato de la carga subyacente y de la sobrecarga. El estrato de la carga subyacente y de la sobrecarga puede promover la producción de hidrocarburos a partir de la formación porque evita que los hidrocarburos se impregnen en los estratos de la sobrecarga y de la carga subyacente. En ciertas modalidades, la porción impregnada en agua de la formación que contiene hidrocarburos puede incluir concentraciones bajas de componentes polares y/o hidrocarburos pesados .

Es posible que el agua de la formación que contiene hidrocarburos contenga minerales (por ejemplo, minerales que contienen bario, calcio o magnesio) y sales minerales (por ejemplo, cloruro de sodio, cloruro de potasio, cloruro de magnesio) . La salinidad del agua, y/o la dureza del agua en la formación pueden afectar la recuperación de hidrocarburos de la formación que contiene hidrocarburos. Tal como se utiliza en la presente, "salinidad" es la concentración de sólidos disueltos en agua. La "dureza del agua" tal como se utiliza en la presente, se refiere a la concentración de iones divalentes (por ejemplo, calcio y magnesio) en el agua. Es posible utilizar métodos conocidos para determinar la salinidad y dureza del agua (por ejemplo, conductividad, análisis volumétrico) . A medida que aumenta la salinidad del agua en una formación que contiene hidrocarburos, aumenta la tensión interfacial entre los hidrocarburos y el agua y puede ser más difícil producir los fluidos.

Hay ciertos factores que pueden servir para seleccionar una formación que contiene hidrocarburos para su tratamiento. Estos son, de forma no limitativa, el espesor de las capas que contienen hidrocarburos en la formación, contenido de producción de líquido evaluado, ubicación de la formación, salinidad de la formación, temperatura de la formación, y profundidad de las capas de hidrocarburos. Inicialmente , la presión y temperatura de la formación natural puede alcanzar para que los hidrocarburos fluyan hacia las perforaciones y hacia la superficie exterior. Las temperaturas en la formación que contiene hidrocarburos pueden encontrarse en el intervalo de 0°C a 300°C. A medida uqe se producen hidrocarburos a partir de la formación que contiene hidrocarburos, pueden disminuir las presiones y/o temperaturas de la formación. Es posible utilizar sistemas de elevación artificiales (por ejemplo: bombas, inyección de gas) y/o calentamiento para continuar la producción de hidrocarburos a partir de la formación que contiene hidrocarburos. La producción de los hidrocarburos deseados a partir de la formación que contiene hidrocarburos puede no ser económica porque se agotan los hidrocarburos en la formación.

La movilización de los hidrocarburos residuales retenidos en la formación que contiene hidrocarburos puede ser difícil debido a la viscosidad de los hidrocarburos y a los efectos de capilaridad de los fluidos en los poros de la formación que contiene hidrocarburos. Tal como se utiliza en la presente, "fuerzas capilares" son las fuerzas atractivas entre los fluidos al menos en una porción de la formación que contiene hidrocarburos. En una modalidad, las fuerzas capilares pueden superarse si se aumentan las presiones dentro de la formación que contiene hidrocarburos. En otras modalidades, es posible superar las fuerzas capilares al reducir la tensión interfacial entre los fluidos en una formación que contiene hidrocarburos. La capacidad de reducir las fuerzas capilares en una formación que contiene hidrocarburos puede depender de un número de factores, incluidos, de manera limitada, la temperatura de la formación que contiene hidrocarburos, la salinidad del agua en la formación que contiene hidrocarburos, y la composición de hidrocarburos en la formación que contiene hidrocarburos.

A medida que disminuyen las tasas de producción, pueden emplearse otros métodos para que la formación que contiene hidrocarburos sea más viable desde el punto de vista económico. Estos métodos pueden incluir: agregar fuentes de agua (por ejemplo, salmuera, vapor) , gases, polímeros, monómeros o cualquiera de estos combinados a la formación que contiene hidrocarburos para aumentar la movilización de los mismos .

En una modalidad de un método para tratar una formación que contiene hidrocarburos, la composición de recuperación de hidrocarburos que comprende un sulfonato de olefina ramificada puede agregarse (por ejemplo, inyectarse) en una formación que contiene hidrocarburos por un pozo de inyección La formación que contiene hidrocarburos puede incluir un estrato de sobrecarga, una capa de hidrocarburos, y un estrato de carga subyacente. El pozo de inyección puede incluir otras entradas que permite que los fluidos fluyan a través de la formación que contiene hidrocarburos a diferentes profuñdidades .

La composición de recuperación de hidrocarburos puede agregarse a la formación en concentraciones que dependen de los hidrocarburos presentes en la formación. La cantidad de composición de recuperación de hidrocarburos, sin embargo, aún puede ser muy pequeña para volcarse con precisión a la formación con hidrocarburos utilizando técnicas de volcado conocidas (por ejemplo, bombas) . Para simplificar el volcado de pequeñas cantidades de composición de recuperación de hidrocarburos a la formación que contiene hidrocarburos, la composición de recuperación de hidrocarburos de la invención puede combinarse con agua y/o salmuera para producir un fluido inyectable.

A continuación se describe la invención con el ejemplo no limitante.

EJEMPLO 1. Introducción Es de conocimiento que los tensioactivos con cadenas de alcoxilo, a saber, óxido de etileno (EO) y/o óxido de propileno (PO) , pueden mejorar la tolerancia del tensioactivo a salinidad y dureza elevada. De hecho, los sulfatos con grupos EO y/o PO han sido utilizados en pruebas de laboratorio y piloto de procesos EOR de tensioactivo a bajas temperaturas (Adams, .T., Schievelbein, V.H. 1987 Surfactant flooding carbonate reservoirs, SPERE 2(4), 619-626; Maerker, J.M. and Gale, W.W. 1992. Surfactant flood process design for Loudon, SPERE, 7, 36-44; Liu, S., Zhang, D.L., Yan, W. , Puerto, M. , Hirasaki, G.J., Miller, C.A. 2008 Favorable attributes of alkali-surfactant-polymer flooding, SPEJ 13(1), 5-16; Levitt, D.B., Jackson, A.C., Heinson, C. , Britton, L.N., Malik, T., Varadarajan, D., and Pope, G.A. 2006 Identification and evaluation of high-performance EOR surfactants, SPE 100089, presentado en Sym . on IOR, Tulsa) .

Sin embargo, los sulfatos contienen un enlace azufre y oxígeno, que se somete a hidrólisis a temperaturas elevadas (Talley, L.D. 1988 Hydrolytic stability of alkylethoxy sulfates, SPERE 3(1), 235-242). Ha habido esfuerzos para la identificación de condiciones particulares en las que puede minimizarse la hidrólisis así como aditivos que pueden ayudar a alcanzar estas condiciones. Sin embargo, deberían tomarse recaudos en las pruebas de laboratorio para utilizar sulfatos a temperaturas por encima de 50°C-60°C. Los resultados de las pruebas deberían indicar con claridad que la estabilidad del tensioactivo puede mantenerse para todo el intervalo de condiciones que hay durante el proceso EIOR diseñado. En contraste, los sulfonatos, que comprenden los que contienen un grupo alcoxilo, poseen la estabilidad requerida a temperaturas elevadas porque contienen un enlace azufre carbono, que no se hidroliza.

Ya han sido presentados los resultados para diversos sulfonatos de olefinas internas (IOSs) con el comportamiento de fase esperado para obtener IFTs ultra bajas a temperaturas elevadas (Barnes, J.R., Smit, J.P., Smit, J.R. , Shpakoff, P.G., Raney, K.H., Puerto, M.C., 2008 Development of surfactants for chemical flooding at difficult reservoir conditions, SPE 113313 presentado en Symp. on IOR, Tulsa, OK) Hay más datos de rendimiento de estos tensioactivos en las salmueras con NaCl, a saber, sin dureza. Los procesos EOR en yacimientos con salmueras con dureza sustancial y elevados valores de TDS probablemente requieran del uso de tensioactivos alcoxilados.

Los procesos para producir sulfonatos alcoxilados son más complejos, y por lo tanto más costosos que los que se utilizan para producir sulfatos alcoxilados. Esta invención se refiere a sulfonatos de alcoxiglicidilo (AGS) , cuya síntesis y estructura la describe Barnes et al (2008) . Algunos de los experimentos de inyección al núcleo utilizando los tensioactivos los realizaron Wellington and Richardson (Wellington, S.L., Richardson, E.A. 1997 SPEJ 2, 389) pero no a las temperaturas y salinidades elevadas que se encuentran generalmente en las formaciones de hidrocarburos asignadas* para la EOR. El comportamiento de fases de algunos tensioactivos individuales de este tipo se muestra a continuación para temperaturas de hasta 120 °C en sistemas con n-octano como el combustible y salmuera NaCl . Se seleccionó octano porque su salinidad óptima con diferentes tensioactivos no es muy diferente a la de los mismos tensioactivos con muchos crudos (Cayias, J.L., Schechter, R.S., ade, W.H. 1976 Modeling crude oils for low interfacial tensions, SPEJ 16(6), 351-357; Nelson, R.C. 1983 The effect of live crude on phase behavior and oil-recovery efficiency of surfactant flooding systems, SPEJ 23(3), 501-510). Sin embargo, los parámetros de solubilización en condiciones óptimas son menores para los crudos que para el octano de volumen molar menor (Puerto, M.C. and Reed, R.L. 1983 A three-parameter representation of surfactant/oil/brine interaction, SPEJ 23(4), 669-682). Por lo que las tensiones interfaciales son mayores. Aquí se proporciona una gráfica que representa los parámetros de salinidad y solubilización óptimos para varios AGS a 120 °C como función de las longitudes de los hidrófobos y de las cadenas EO o PO. Esto proporciona un punto de inicio de utilidad para la selección de tensioactivos .

Una limitación de los sulfonatos alcoxilados es que, como tensioactivos no iónicos alcoxilados, sus soluciones acuosas generalmente presentan un punto de nebulización, es decir, la separación entre las dos fases líquidas a medida que aumenta la temperatura. Por lo tanto, las formulaciones que utilizan únicamente sulfonatos alcoxilados, aunque presenten un comportamiento de fase favorable con el combustible, pueden ser poco adecuadas como composiciones inyectables. Los IOS presentan un comportamiento opuesto, son más solubles en soluciones acuosas a medida que aumenta la temperatura. De acuerdo con esto, sus mezclas con sulfonatos alcoxilados ofrecen la posibilidad de incluir soluciones acuosas de una sola fase en un intervalo de temperaturas más amplio, desde la temperatura de la superficie hasta la temperatura del yacimiento, que los sulfonatos alcoxilados solos. Más aún, los sulfonatos alcoxilados en las mezclas pueden proporcionar tolerancia a los altos contenidos de TDS y dureza. Proporcionamos un ejemplo de este comportamiento, lo que demuestra que las mezclas de este tipo adecuadas son prometedoras para utilizar en procesos de EOR en yacimientos a temperaturas elevadas, y elevada salinidad. 2. Experimental Síntesis de tensioactivos y sus estructuras Una descripción de los pasos de síntesis para los tensioactivos AGS y IOS y las estructuras químicas formadas fueron ya descritas por Barnes et al (2008) . Los AGS se prepararon a partir de tres alcoholes primarios disponibles comercialmente : El alcohol C12,13, el alcohol C12-15 (ambos compuestos de 80% de alcohol lineal y 20% de ramificaciones en el carbono C2) y alcohol C16,17 (metilo completamente ramificado con un promedio de 1.5 ramificaciones por molécula) . En términos de las abreviaciones aquí utilizadas, b--C16, 17-3EO GS son alcoholes C16, 17 ramificados con grupos de 3 etilenóxido y un grupo sulfonato glicidilo terminal y C12,13-3PO GS para (en su mayoría) alcohol C12, 13 lineal con 3 grupos óxido de propileno y un grupo GS terminal Los IOS se prepararon a partir de olefinas internas con C20-24.

Pruebas de fase de microemulsión El proceso para la preparación de muestras ya fue descrito previamente, y denominado método de la pipeta de vidrio (Barnes et al, 2008) . El volumen de fluidos requerido para determinar con precisión las propiedades del tensioactivo es · de aproximadamente 2 cm3 y se comprende en pipetas calentadas con calor. Estas pipetas se obtuvieron cortando pipetas serológicas de 5 cm3 descartables de vidrio borosilicato con subdivisiones de 0. lcm3 de longitud estándar. El n-octano es de grado reactivo 98%. Todas las muestras de tensioactivo son de Shell Chemicals Company.

Las pruebas se realizan en baños de combustible. El agua, el combustible y el tensioactivo se pesan en pipetas utilizando un equilibrio analítico, teniendo en cuenta sus densidades. Las pipetas selladas, que contienen agua/tensioactivo (1 cm3) y combustible de prueba (1 cm3) se ubican dentro de un tubo de prueba de 10 cm3 rellenado con el mismo fluido que en el baño. Se mezclan las muestras en un mezclador .tipo rotisserie inmerso en un baño o batido a mano. Luego de la mezcla, se dejan equilibrar las mezclas a temperatura de prueba. Se toman fotografías a diferente intervalos de tiempo.

Hay ventajas en la inserción de pipetas selladas en un tubo de prueba relleno del fluido del baño: (1) Si la pipeta sellada gotea, el combustible de prueba se diluye aproximadamente 10 veces, lo cual migra el riesgo de manipular combustibles de bajo peso molecular como el n-octano a temperaturas elevadas (2) La presencia de la camisa de combustible líquida externa contiene las pérdidas o rupturas de la pipeta de vidrio y evita la contaminación del fluido de baño. (3) El fluido externo caliente mitiga las pérdidas de temperatura. Esto hace que sea predecible visualizar y fotografiar el comportamiento de fases del tensioactivo a temperaturas elevadas. 3. Comportamiento de fases de soluciones de AGS con octano La figura 1 representa la salinidad óptima (C0) con octano a 120 °C como función de la longitud de la cadena de alcoxilo para tres series de alcoholes de AGS. Durante las pruebas no se utilizaron alcoholes u otros disolventes asociados. Como es evidente, pueden alcanzarse un amplio intervalo de valores C0 si se varía el tipo y longitud de la cadena de alcoxilos y el hidrófobo de tensioactivo. C0 aumenta al aumentar la longitud de la cadena de EO pero disminuye cuando aumenta la longitud de la cadena PO. Las cadenas hidrófobas más largas resultan en una Co meno . A pesar de que otros datos podrían revelar que la variación de C0 con la longitud de la cadena alcoxilo no es linear como se indicó, la tendencia básica es clara.

Los mapas como la figura 1 proporcionan un punto de inicio para la selección de tensioactivos para utilizar en los procesos de EOR, en este caso para una temperatura de yacimiento elevada. Los tensioactivos con diferentes longitudes de cadenas hidrófobas y alcoxilo a los que se utilizan para elaborar el mapa podrían seleccionarse para alcanzar los valores deseados de C0. De hecho, dos o más tensioactivos pueden poseer virtualmente la misma C , como se muestra para b-C16, 17-3EO GS y C12,13-3PO GS en las figuras 2a-2b. Otra posibilidad es mezclar los tensioactivos de este tipo en proporciones adecuadas, por ejemplo, uno con C0 mayor y el otro con C0 menor que la del yacimiento. Las siguientes subsecciones presentes resulta en el comportamiento de fases comprendendo los parámetros de C0 y de solubilización para los tensioactivos individuales y proporcionando información sobre el efecto de la temperatura en el intervalo de 85 °C a 120°C. 3.1 Sulfonatos de glicidilo etoxilados Como se describió en la figura 1, los sulfonatos de glicidilo etoxilados son candidatos potenciales para los procesos de EOR en yacimientos a temperaturas elevadas, de elevada salinidad. Los tensioactivos etoxilados presentaron salinidades óptimas con octanos de hast 21% NaCl a 120 °C. Las longitudes de cadena de EO se encuentran en el intervalo de 3 a 9, y se utilizaron tres hidrófobos en base a los alcoholes C12, 13; C12-15 and C16, 17.

Las figuras 2a-2b son fotografíaa de un escaneo de salinidad a 120 CC para las soluciones acuosas al 4%p de b-Cl6, 17-9EO GS equilibradas con volúmenes equivalentes de n-octano en ausencia de alcohol. Las barras rojas horizontales indican las posiciones de las interfaces difíciles de ver en la fotografía. Se observa la transición desde el comportamiento de fase Winsor III a Winsor II cuando aumenta la salinidad. A salinidades por debajo de lo que se muestra, se hubiera visto el comportamiento de fase Winsor I (inferior) . Se indica además una curva de parámetros de solubilización (Vo/Vs) y (Vw/Vs) para el escaneo, en el que Vo, Vw, y Vs son volúmenes de combustible, salmuera y tensioáctivo en la fase de microemulsión, estimado a partir de los volúmenes de fases. La salinidad óptima, C0, en la que los dos parámetros de solubilización tienen valores equivalentes (V/Vs)C0, es aproximadamente 14% NaCl (p/v) , como se demostró para este tensioáctivo en la Fig. 2. El valor alto para (V/Vs)C0 de 22 sugiere, según la correlación de Huh (Huh, C. 1979 Interfacial tensions and solubilizing ability of a microemulsión phase that coexists with oil and brine, J. Colloid Interface Sci. 71(2), 408-426), que la tensión interfacial (IFT) es ultra baja cercana a C0 y debería permitir una elevada recuperación de combustibles en las inyecciones de núcleo. De hecho, los valores de (V/Vs)C0 que superen 10 deberían dar lugar a tensiones lo suficientemente bajas para una buena recuperación, un criterio que cumplen todos los tensioactivos discutidos en las subsecciones 3.1 y 3.2 para las condiciones citadas.

La línea inferior de la figura 3 demuestra que C0 con n-octano para este tensioactivo disminuye a medida que aumenta la temperatura desde 85°C a 120°C, la pendiente es aproximadamente 0.15 %NaCl/°C. Se espera esta tendencia para los tensioactivos con cadenas de EO, que se tornan menos hidratadas cuando aumenta la temperatura. Los valores de (V/Vs)Co permanecen altos y presentan poco cambio en este intervalo de temperatura.

Las figuras 4a-4b son similares a las figuras 2a-2b con la excepción de que el tensioactivo es C12,13-3EO GS . Nuevamente la temperatura es 120 °C y se adicionó la barra roja horizontal para indicar posiciones interfaciales. En este caso el escaneo comprende las regiones Winsor I y III, pero no Winsor II, que ocurría a salinidades incluso mayores. C0 es mayor (21% NaCl) por la cadena carbonada más corta de los hidrófobos, lo que supera la tendencia de una cadena de EO más corta para disminuir la salinidad óptima. Aquí nuevamente se encuentran volúmenes más grandes (19) para (V/Vs)C0.

Las figuras 5a-5b muestran la dependencia de los parámetros de solubilizacion sobre la salinidad a 120 °C para el tensioactivo C12-15-7EO GS equilibrado con octano. Las fotografías de la muestra a 19.8% NaCl para muchos tiempos luego de la remoción del baño de combustible ilustra otra manera de revelar las posiciones de las interfaces que son difíciles de visualizar. Al enfriar, se sobresatura la microemulsión, y la nucleación resultante' de las pequeñas gotas de combustible provoca la nebulización de esta fase. C0 es próxima a 19% NaCl, intermediario entre estas figuras 2a-2b y 4a-4b para los hidrófobos de cadena con mayor longitud y menor longitud, respectivamente. (V/Vs)C0 es aproximadamente 17, apenas menor que los dos tensioactivos previamente discutidos. La variación de C0 con la temperatura para este tensioactivo se representa con la línea superior en la figura 4. Disminuye a medida que aumenta la temperatura, la pendiente se compara con la línea inferior para b-C16,17-9EO GS anteriormente descrita. Se representan a su vez los valores correspondientes de (V/Vs) C0. 3.2 Sulfonatos de glicidilo propoxilados En las figuras 6a- 6b, se representan los parámetros de solubilizacion como función de la salinidad a 95 °C y 130 °C para b-C16,173PO GS, con octano como combustible. C0 (donde hay intersección de dos curvas) es aproximadamente 4% NaCl en ambos casos, mucho menor que para los sulfonatos etoxilados representados en la figura 3. Sin embargo, (V/Vs) Ce> disminuye levemente, de 19 a 95°C a 16 a 130°C, lo suficientemente alta como para indicar buena recuperación de combustible.

C0 disminuye con el aumento de la longitude de la cadena de PO para un hidrófobo fijo (b-C16,17) a temperaturas constantes, como se representa en la fig. 7.

Sin embargo, se observaron fases altamente viscosas en los escaneos de salinidad para los tensioactivos con 7 y 9 Pos. Por ejemplo, las figuras 8a-8b muestran el escaneo a 110°C para b-C16, 17-7PO GS . El volumen de la fase acuosa a 1% de NaCl es mayor que su valor inicial, lo que sugiere una menor microemulsión de fases (Winsor I) . Similarmente , los volúmenes más altos de la fase oleica a 4% y 5% de NaCl indican microemulsiones de fases mayores (Winsor II) . Sin embargo, la fase que contiene tensioactivo a 2% de NaCl, demostrada en el cuadro, no es una microemulsión. Se trata de una fase o dispersión altamente viseóse que no se mueve cuando se inclina levemente la pipeta. Estos tipos de fases viscosas pueden denominarse fases muy condensadas o VCP (Puerto y Reed, 1983) Se vio material de similar viscosidad en el escaneo para b-C16,17-9P0 GS .

Se observó el comportamiento de Winsor convencional sin fases altamente viscosas para los otros tensioactivos propoxilados utilizados para la figura 1, C12,13-3PO GS y C12, 13-7PO GS.

Debe mencionarse que las VCP pueden eliminarse con adición de alcohol, elevando la temperatura de prueba, aumentando/disminuyendo el volumen molar de combustible del combustible de prueba (Puerto y Reed, 1983) o las combinaciones antemencionadas. Como ejemplo, las VCP encontradas en b-C16,17-9P0 GS el combustible de prueba fue n-octano se eliminaron cambiando el combustible a n-hexadecano y aumentando la temperatura a 130°C. Esto indica que la cola lipofílica b-C16,17-9PO puede solvatarse con crudos pesados. Sin embargo, la adición de excesivos grupos de PO a un gran lipófilo, como el b-C16, 17, resultará en una molécula que es extremadamente lipofílica a temperaturas elevadas y que no es adecuada para los yacimientos de alta salinidad. 4. Las soluciones de tensioactivo acuosas de sulfonatos de glicidilo alcoxilados y los sulfonatos de olefina interna Además de incluir un comportamiento de fase adecuado con el combustible, el tensioactivo o mezcla de tensioactivo para el proceso EOR económico debería tener una solución acuosa que es una sola fase para las condiciones de inyección y que permanece así hasta que ingresa al yacimiento y entra en contacto con el petróleo. De no ser así, el tensioactivo puede distribuirse de manera no uniforme e impredecible en el yacimiento. Generalmente este requisito significa que se requieren las condiciones de una sola fase a partir de una temperatura de inyección relativamente baja a la temperatura del yacimiento, que puede ser mucho mayor. Si la mezcla con la salmuera del yacimiento tiene lugar antes de que la solución inyectada entre en contacto con el combustible, debería permanecer en una sola fase para las combinaciones de salinidad y temperatura.

Las soluciones de AGS libres de combustible y acuosas generalmente son soluciones de una sola fase, miscelares a temperaturas bajas pero separadas en fases líquidas ricas en tensioactivo y pobres en tensioactivo por encima de la temperatura del punto de nebulización, denominadas así por la aparición de gotas en la segunda fase lo que resulta en una solución nebulosa. La nebulización también tiene lugar a temperaturas constants con mayor salinidad. Este comportamiento es similar al de los agentes no iónicos con cadenas alcoxilo.

Las soluciones de NaCl acuosas de los sulfonatos de olefinas internas (IOS) generalmente presentan la tendencia opuesta, y es de múltiples fases a temperaturas bajas y de una sola fase a temperaturas elevadas para salinidades fijas. Disminuye la solubilidad cuando aumenta la salinidad a temperaturas constantes. Un ejemplo de este comportamiento es el que se demuestra en la figura 9 (a) para una solución 2% de IOS con cadenas de carbono de C20-24.

Las fotografías de los escaneos de salinidad a 78 °C, 94 °C y 120 °C para este tensioactivo con octano como combustible y sin alcohol adicionado son los que se presentan en la figura 10. El comportamiento de fase de Winsor clásico es el que se observa a solubilización elevada y sin VCP. La variación de C0 y (V/Vs) C0 es la que se representa en la figura 11 (curva de rombo cerrado) .

Si comparamos las figuras 9a y lia-11b se ve que las soluciones acuosas de una sola fase aparecen a todas las temperaturas para este tensioactivo para las salinidades de hasta la C0 e inclusive con octano. Este comportamiento de una sola fase, que resulta en soluciones adecuadas para la inyección en los procesos de EOR, también se extiende a temperaturas algo menores a pesar de que se extiende generalmente a temperaturas ambiente .

Sin embargo, una solución que contiene 4% NaCl, apenas por debajo de una C0 de 4.5% NaCl a 120°C, es de una sola fase a 25°C, según la figura 9a.

En la figura 9b se representa la solubilidad en soluciones acuosas para otro lote C2024 IOS A con un intervalo de números de carbonos nominales similares. La tendencia básica de mayors solubilidades en las soluciones de NaCL con mayo temperatura es la misma, pero la línea que separa las regiones solubles de las insolubles se encuentra a salinidades menores, lo que indica que este agnete tensioactivo es mucho menos soluble. Los valores de C0 y (V/Vs)C0 a temperaturas elevadas son los que se representan en la figura 11 (gráficos de rombos abiertos) . Es aproximadamente 4% de NaCl a 78°C y 94 °C, aproximadamente 50% menor que los valores correspondientes para IOS C20-24 (lote C) a estas temperaturas. Debe notarse que, de acuerdo con las figuras lia- 11b, los valores de C0 de los otros dos IOS, el lote B (gráficos con cuadrados cerrados) y otro lote (gráficos con triángulos cerrados) con el mismo número de átomos de carbono, son incluso más bajos a las mismas temperaturas. Existen diferencias asimismo en el comportamiento de (V/Vs)C0 aunque son lo suficientemente altos para indicar IFT ultra bajos. Por ejemplo, (V/Vs).C0 para el lote A disminuye cuando aumenta la temperatura, el comportamiento opuesto es el del lote C.

Las grandes variaciones en C las pueden provocar diferentes ' proporciones de especies de tensioactivo individual que resultan de las diferencias en fuentes de olefina interna y en las condiciones de la reacción de sulfonación . Barnes et al, (2008) proporcionan esta información para los lotes A, B y C (véase su tabla 1) y discute las razones que explican estas diferencias en el comportamiento. En particular, notan que el porcentaje de disulfonatos , que son más hidrofílieos que los monosulfonatos , aumenta para los lotes en el orden B, A, C, el mismo orden que para los aumentos en los valores de Ca en la figura 11. Sin embargo, están involucradas muchas variables, y se necesita investigar más para clarificar los efectos de la fuente y de las variaciones en el proceso de sulfonación.

La figura 11b indica que las soluciones del lote A no son adecuadas para su inyección a temperaturas inferiores a 60 °C para cualquier salinidad. Asimismo, las soluciones de una sola fase no existen cercanas a los valores de C0 de 4% de NaCl para temperaturas por debajo de 100 °C. 5. Comportamiento de fase para una mezcla de IOS/AGS . Como se discutió la sección anterior, la separación de fases de sus soluciones de NaCl acuosas a temperaturas y salinidades elevadas (efecto de punto de nebulización) limita ampliamente la aplicación de AGS y sus mezclas en EOR para estas condiciones incluso cuando presentan un comportamiento de fase favorable con combustible. Sin embargo, el aumento en la solubilidad de los IOS con mayores temperaturas (figuras 9a- 9b) podría hacer que las mezclas de AGS/IOS cumplieran con los requisitos de las soluciones acuosas claras para su inyección y que el comportamiento de fases con los combustibles diera lugar a IFT lo suficientemente bajas como para desplazar el combustible.

En esta sección se describe el comportamiento de una mezcla de b-C16,17-9EO GS, un AGS , con IOS C20-24, un IOS. Anteriormente se mostró el comportamiento de ambos tensioactivos cuando se utilizan solos. Para simplificar, el enfoque de la presente es el comportamiento de esta mezcla a 90 °C con octano como combustible y dos salmueras diferentes, un agua de mar sintética, cuya composición se muestra en la tabla 1, y una salmuera de yacimiento sintética con un contenido de TDS de aproximadamente 120,000 mg/L. Ambas salmueras contienen algunos cationes Ca+2 y Mg+2, en contraste con los resultados presentados hasta ahora para las soluciones de NaCl sin dureza.

Tabla 1 Composición de agua de mar La figura 12 muestra una fotografía de un escaneo de mezcla, es decir donde el cociente de los dos tensioactivos en la mezcla es variado, a 90 °C con todas las muestras formadas realizando la mezcla y equilibrando volúmenes equivalentes de octano y una solución de tensioactivo 2% p/v en la salmuera del yacimiento sintético. C0 ocurre a una composición de mezcla de entre 50/50 y 40/60 de AGS/IOS porque la anterior presenta un comportamiento de fases Winsor I y el mencionado Winsor II. Es decir, las mezclas con altos contenidos de AGS se encuentran por debajo del óptimo y los que poseen contenidos altos de IOS sobre el óptimo en estas condiciones. (V/Vs) C es aproximadamente 15. Cuando la fase acuosa se hace con agua de mar sintética, todas las composiciones de mezcla presentan un comportamiento de Winsor I a 90°C, como era de esperarse con un contenido de TDS mucho menor. No se ha determinado el comportamiento de fases con octano para las salinidades intermedias y temperaturas que resultan de la mezcla de una solución de tensioactivo en agua de mar en la salmuera del yacimiento.

El comportamiento de fases de todas las composiciones de mezcla (2% p/v) en el agua de mar sintética, suponiendo que se trata del agya disponible para inyección en el proceso de EOR, se representa en el mapa de solubilidad de la figura 12. Las soluciones de todas las mezclas son soluciones de una sola fase transparentes a 25°C. Sin embargo, a 70°C, únicamente las mezlas con al menos 50% de AGS son transparentes. A 90 °C, para este ejemplo considerada la temperatura del yacimiento, son transparentes únicamente las mezclas que contienen 50% a 80% de AGS, a saber, se alcanzó el punto de nebulización a 90% y 100% de AGS, y coexisten ambas fases líquidas. Es decir, la adición de IOS en este caso permite que las soluciones de una sola fase existan para algunas mezclas en las temperaturas del yacimiento, incluso si estas temperaturas están por encima del punto de nebulización de AGS. Debe notarise que las soluciones de IOS en sí misma no son fases transparentes a temperaturas por encima de 70 °C. Este comportamiento, que puede parecer sorprendente porque la solubilidad aumenta cuando aumenta la temperatura de las soluciones de NaCl (figura 9a) , se produce por la presencia de dureza en el agua de mar, presumiblemente Es deseable que este comportamiento se estudie aún más. De cualquier modo, la mayor solubilidad para algunas mezclas en relación con los tensioactivos individuales a 90 °C (y mayores temperaturas) demuestra un sinergismo entre estos dos tensioactivos con respecto a la solubilidad mutual.

La figura 13 demuestra que la mezcla 50/50 en agua de mar es soluble a partir de 25 °C a temperaturas de yacimiento de 90 °C y está apenas por debajo del óptimo con octano a 90 °C Por lo tanto, podría ser una elección adecuada para la inyección en un proceso EOR. No es inusual inyectar a condiciones apenas por debajo del óptimo para asegurarse de evitar las condiciones por encima del óptimo, en las que las particiones de tensioactivos en 'en combustible pueden retartarse o incluso atraparse, con lo que el tensioactivo se vuelve inefectivo en su función de mantener la IFT baja en el frente de desplazamiento.

Por supuesto que una vez que la solución inyectada ingresa al yacimiento, puede mezclarse con la salmuera del yacimiento luego de que la mayor parte del combustible en una región que rodea el pozo de perforación ha sido desplazado, y antes de encontrarse con condiciones sustanciales de combustible y de formar microemulsiones . Entonces, la mezcla inyectada puede experimentar salinidades mayores antes y durante su calentamiento a temperaturas de yacimiento. La solución de mezcla 50/50 en la salmuera del yacimiento sintético a 90 °C es algo más nebulosa pero no se separa en dos fases brutas (al menos en pipetas de vidrio) . Los experimentos no han sido realizados con mezclas de agua de mar y salmuera de yacimiento sintéticas a 90 °C para determinar el grado de mezcla con la salmuera del yacimiento para producir nebulización. Sin embargo, si la nebulización fuera un problema, es posible removerla con el agregado de una pequeña concentración de aceite parafínico de alto peso molecular, para convertir las miscelas de solución de nebulización en una microemulsión de combustible en agua transparente (Maerker y Gale 1992) .

Este ejemplo indica que el uso de mezclas adecuadas de AGS y tensioactivos IOS es un abordaje altamente prometedor para diseñar los procesos IOR de tensioactivo para yacimientos de alta salinidad y temperaturas elevadas. La salmuera del yacimiento en este caso contiene aproximadamente 120,000 mg/L de TDS . Las mezclas para yacimientos a temperaturas elevadas con más salmueras salinas pueden producirse con el uso de tensioactivos con mayores valores de CQ¡, por ejemplo, con hidrófobos con cadenas más cortas que las de este ejemplo. 6. Conclusiones Son muchos los sistemas de AGS/n-octane/NaCl salmuera que presentan un comportamiento de fases de Winsor clásico sin alcohol agregado u otro disolvente asociado para las temperaturas de entre 85 °C y 120°C. Se han observado las salinidades óptimas de menos de 1% NaCl a más de 20% NaCl con la selección adecuada del tipo hidrófoboa y cadena del tipo alcoxilo (EO o PO) y longitud de cadena. La solubilización del combustible es elevada, lo que indica una IFT ultra baja a condiciones cercanas a las óptimas. Los mapas como los de la figura 2, 9 y 3 proporcionan un recurso importante para la selección y diseño de tensioactivos adecuados y mezclas de tensioactivo (mezclas de AGS/IOS) .

Una limitación de los tensioactivos AGS es que sus soluciones- salinas acuosas se separan en dos fases líquidas a temperaturas elevadas. El proceso EOR se vería comprometido si la separación ocurriera para la solución de tensioactivo inyectado antes de su ingreso al yacimiento y avanzara como para mezclarse con el crudo. Por lo tanto, las mezclas de AGS y de tensioactivos IOS permiten superar esta limitación mientras aún se alcanzan IFT ultra bajas y se desplaza el combustible. Los IOS con un amplio intervalo de salinidades óptimas a temperaturas elevadas pueden producirse variando la fuente de olefina interna y las condiciones de la reacción de sulfonación.

Debe entenderse que pueden realizarse diversos cambios sin apartarse de la esencia de la invención. Son cambios que se encuentran incluidos implícitamente en la descripción. Aún así se encuentran dentro del alcance de esta invención. Debe entenderse que esta descripción permite obtener una patente que comprende diversos aspectos de la invención de manera independiente y como sistema general y para los métodos y dispositivos .

Además, cada uno de los diferentes elementos de la invención y las reivindindicaciones pueden producirse de diferentes maneras. Debe entenderse que esta descripción comprende esta variación, puede ser una variación de una modalidad de cualquier modalidad de dispositivo, o modalidad de proceso o método, o simplemente una variación de cualquier elemento de éstos. Particularmente, debe entenderse que como la descripción se relaciona con los elementos de la invención, los elementos pueden expresarse con términos equivalentes al dispositivo o método en cuestión, incluso solamente si la función o el resultado es el mismo.

Estos términos equivalentes, más amplios, o incluso más genéricos deben considerarse incluidos en la descripción de cada elemento o acción. Estos términos pueden sustituirse cuando se desea para hacer explícita la inclusión implícitamente amplia bajo el título de esta invención.

Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims (49)

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones:

1. Una composición de recuperación de hidrocarburos caracterizada porque comprende una combinación de un sulfonato de olefina interno (IOS) y un sulfonato de alcoxiglicidilo (AGS) .

2. La composición de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque IOS se selecciona de uno o más IOS con una longitud de cadena seleccionada del grupo que consiste de: C15-C18; C20-C24; y C24-C28.

3. La composición de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque IOS es de una longitud de cadena mayor a C20.

4. La composición de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque IOS es de una longitud de cadena mayor a C20-C24.

5. La composición de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque AGS es un sulfonato de glicidilo etoxilado .

6. La composición de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque AGS es un sulfonato de glicidilo etoxilado con una longitud de cadena etoxilo de entre 1 y 9.

7. La composición de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque AGS es un sulfonato de glicidilo propoxilado .

8. La composición de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque AGS es un sulfonato de glicidilo propoxilado con una longitud de cadena etoxilo de entre 1 y 6.

9. La composición de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque AGS se selecciona de uno o más AGS con una longitud de cadena hidrofóbica alcohólica seleccionada del grupo que consiste de: C12,13; C12-15; y C16,17.

10. La composición de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque AGS se selecciona de uno o más del grupo seleccionado de: Un sulfonato de alcohol lineal C12,13 - etoxi-3 glicidilo; un sulfonato de alcohol lineal C12-15 etoxi-7 glicidilo sulfonato de alcohol ramificado C16,17 -etoxi-3 glicidilo; sulfonato de alcohol ramificado C16,17 etoxi-9 glicidilo; sulfonato de alcohol lineal C12,13 propoxi-3 glicidilo; sulfonato de alcohol lineal C12,13 -propoxi-7 glicidilo; y sulfonato de alcohol C16,17 ramificado- propoxi-3 glicidilo.

11. La composición de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque el cociente de IOS y AGS en la composición es de entre aproximadamente 60:40 y aproximadamente 20:80 %p/p.

12. La composición de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque el cociente de IOS y AGS en la composición es de entre aproximadamente 50:50 y aproximadamente 20:80 %p/p.

13. La composición de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque el cociente de IOS y AGS en la composición es de entre aproximadamente 45:55 y aproximadamente 20:80 %p/p.

14. La composición de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque el cociente de IOS y AGS en la composición es de entre aproximadamente 40:60 %p/p.

15. La composición de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque la composición comprende además agua.

16. La composición de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque la composición comprende además agua de mar.

17. La composición de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque la composición comprende además salmuera .

18. Una composición de recuperación de hidrocarburos caracterizada porque comprende un tensioactivo y agua, en donde el tensioactivo comprende una combinación de un sulfonato de olefina interno (IOS) con una longitud de cadena de más de C20 y un sulfonato de alcoxiglicidilo (AGS) seleccionado del sulfonato de glicidilo etoxilado y un sulfonato de glicidilo propoxilado.

19. La composición de conformidad con la reivindicación 18, caracterizada porque IOS es de una longitud de cadena mayor a C20-C24.

20. La composición de conformidad con la reivindicación 18, caracterizada porque AGS es un sulfonato de glicidilo etoxilado con una longitud de cadena etoxilo de entre 1 y 9.

21. La composición de conformidad con la reivindicación 18, caracterizada porque AGS es un sulfonato de glicidilo propoxilado con una longitud de cadena etoxilo de entre 1 y 6

22. La composición de conformidad con la reivindicación 18, caracterizada porque AGS se selecciona de uno o más AGS con una cadena hidrofóbica alcohólica del largo de: C12,13; C12-15; y C16,17.

23. La composición de conformidad con la reivindicación 18, caracterizada porque AGS se selecciona de uno o más del grupo seleccionado de: Un sulfonato de alcohol lineal C12,13 - etoxi-3 glicidilo; un sulfonato de alcohol lineal C12-15 etoxi-7 glicidilo sulfonato de alcohol ramificado C16,17 -etoxi-3 glicidilo; sulfonato de alcohol ramificado C16,17 etoxi-9 glicidilo; sulfonato de alcohol lineal C12,13 propoxi-3 glicidilo; sulfonato de alcohol lineal C12,13 -propoxi-7 glicidilo; y sulfonato de alcohol C16,17 ramificado- propoxi-3 glicidilo.

24. La composición de conformidad con la reivindicación 18, caracterizada porque el tensioactivo está presente a concentraciones de entre aproximadamente 0.01% y aproximadamente 5.0% (p/v) .

25. La composición de conformidad con la reivindicación 18, caracterizada porque el tensioactivo está presente en concentraciones de entre aproximadamente 0.1% y aproximadamente 3.0% (p/v).

26. La composición de conformidad con la reivindicación 18, caracterizada porque el tensioactivo está presente en concentraciones de entre aproximadamente 1.0% y 5.0% (p/v).

27. La composición de conformidad con la reivindicación 18, caracterizada porque el cociente de IOS y AGS en el tensioactivo es de entre aproximadamente 60:40 y aproximadamente 20:80 %p/p.

28. La composición de conformidad con la reivindicación 18, caracterizada porque el cociente de IOS y AGS en el tensioactivo es de entre aproximadamente 50:50 y aproximadamente 20:80 %p/p.

29. La composición de conformidad con la reivindicación 18, caracterizada porque el cociente de IOS y AGS en el tensioactivo es de entre aproximadamente 45:55 y aproximadamente 20:80 %p/p.

30. La composición de conformidad con la reivindicación 18, caracterizada porque el cociente de IOS y AGS en el tensioactivo es de entre aproximadamente 40:60 %p/p.

31. Un método para tratar una formación que contiene hidrocarburos, caracterizado porque comprende: (a) proporcionar una composición de recuperación de hidrocarburos al menos a una porción de la formación que contiene hidrocarburos, en donde la composición comprende una mezcla de un sulfonato de olefina interna (IOS) y un sulfonato de alcoxiglicidilo (AGS) ; y (b) permitir que la composición interactúe con los hidrocarburos en la formación que contiene hidrocarburos.

32. El método de conformidad con la reivindicación 31, caracterizado porque IOS se selecciona de uno o más IOS con una longitud de cadena seleccionada del grupo que consiste de: C15-C18; C20-C24; y C24-C28.

33. El método de conformidad con la reivindicación 31, caracterizado porque IOS es de una longitud de cadena mayor a C20.

34. El método de conformidad con la reivindicación 31, caracterizado porque IOS es de una longitud de cadena mayor a C20-C24.

35. El método de conformidad con la reivindicación 31, caracterizado porque AGS es un sulfonato de glicidilo etoxilado .

36. El método de conformidad con la reivindicación 31, caracterizado porque AGS es un sulfonato de glicidilo etoxilado con una longitud de cadena etoxilo de entre 1 y 9.

37. El método de conformidad con la reivindicación 31, caracterizado porque AGS es un sulfonato de glicidilo propoxilado .

38. El método de conformidad con la reivindicación 31, caracterizado porque AGS es un sulfonato de glicidilo propoxilado con una longitud de cadena propoxilo de entre 1 y 6.

39. El método de conformidad con la reivindicación 31, caracterizado porque AGS se selecciona de uno o más AGS con una cadena hidrofóbica alcohólica seleccionada del grupo que consiste de: C12,13; C12-15; y C16,17.

40. El método de conformidad con la reivindicación 31, caracterizado porque AGS se selecciona de uno o más del grupo seleccionado de: Un sulfonato de alcohol lineal C12,13 -etoxi-3 glicidilo; un sulfonato de alcohol lineal C12-15 etoxi-7 glicidilo sulfonato de alcohol ramificado C16,17 -etoxi-3 glicidilo; sulfonato de alcohol ramificado C16,17 etoxi-9 glicidilo; sulfonato de alcohol lineal C12,13 propoxi-3 glicidilo; sulfonato de alcohol lineal C12,13 -propoxi-7 glicidilo; y sulfonato de alcohol C16,17 ramificado- propoxi-3 glicidilo.

41. El método de conformidad con la reivindicación 31, caracterizado porque el cociente de IOS y AGS en la composición es de entre aproximadamente 60:40 y aproximadamente 20:80 %p/p.

42. El método de conformidad con la reivindicación 31, caracterizado porque el cociente de IOS y AGS en la composición es de entre aproximadamente 50:50 y aproximadamente 20:80 %p/p.

43. El método de conformidad con la reivindicación 31, caracterizado porque el cociente de IOS y AGS en la composición es de entre aproximadamente 45:55 y aproximadamente 20:80 %p/p.

44. El método de conformidad con la reivindicación 31, caracterizado porque el cociente de IOS y AGS en la composición es de entre aproximadamente 40:60 %p/p.

45. El método de conformidad con la reivindicación 31, caracterizado porque la temperatura en la formación que contiene hidrocarburos es de entre aproximadamente 65 °C y aproximadamente 130 °C.

46. El método de conformidad con la reivindicación 31, caracterizado porque la . temperatura en la formación que contiene hidrocarburos es de entre aproximadamente 85 °C y aproximadamente 120 °C.

47. El método de conformidad con la reivindicación 31, caracterizado porque la salinidad en la formación que contiene hidrocarburos es de entre aproximadamente 1% y aproximadamente 20%.

48. El método de conformidad con la reivindicación 31, caracterizado porque la salinidad en la formación que contiene hidrocarburos es de entre aproximadamente 2% y aproximadamente 15%.

49. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 31 a 48, caracterizado porque utiliza una composición de recuperación de hidrocarburos de conformidad con las reivindicaciones 1 a 17.