Композиции для повышения нефтеотдачи

Группа изобретений относится к извлечению углеводородов из подземного пласта. Технический результат - увеличение извлечения или обратного притока углеводородных соединений из углеводородсодержащих подземных пластов, в частности из пластов с низкой проницаемостью и низкой пористостью, превращение олеофильных пород в гидрофильные не вызывает образования эмульсий с углеводородными соединениями в подземной среде, стабильность при хранении концентрированных композиций. Композиция для повышения извлечения углеводорода из подземного паста содержит дикокодиметиламмонийхлорид; амфотерное поверхностно-активное вещество, выбранное из лаурилгидроксисултаина, лаурилбетаина или их комбинации, растворитель, выбранный из источника воды, связующего агента, выбранного из изопропанола, метанола или их комбинации, или смеси двух или более из них, необязательно деэмульгатор, необязательно проппант. Массовое отношение дикокодиметиламмонийхлорида к амфотерному поверхностно-активному веществу в композиции составляет от 1:1 до 1:5. Способ повышения извлечения углеводорода из подземного пласта включает приготовление указанной выше композиции, приготовление инъектата, содержащего от 10 до 10000 ч/млн общего количества поверхностно-активного вещества в расчете на массу инъектата, закачку инъектата в подземный пласт и сбор углеводорода из подземного пласта. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 3 табл., 7 пр.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

[0001] Настоящее изобретение относится к композициям и способам увеличения добычи углеводородов из подземного нефтегазоносного пласта.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0002] Для повышения скорости добычи или общего количества углеводородов, извлекаемых из подземных нефтегазоносных пластов, в нефтяной промышленности широко используются химические добавки. Обычно химические добавки, содержащие одно или несколько поверхностно-активных веществ (и, необязательно, другие материалы, такие как полимеры), объединяют с жидкостью, обычно, с источником воды, и эту комбинацию закачивают под землю. Такие комбинации могут называться «инъектатами». Введенные поверхностно-активные вещества снижают межфазное поверхностное натяжение между флюидом и/или реликтовой водой (подземный источник воды) и углеводородом (нефтью); и могут дополнительно изменять смачиваемость породы-коллектора, что приводит к повышению выхода углеводородов и/или скорости их извлечения.

[0003] Инъектаты должным образом оптимизированы для использования в одном или нескольких конкретных промышленных процессах, направленных на максимизацию извлечения углеводородов из подземного пласта, максимизацию скорости их извлечения или того и другого. Такое использование инъектатов может осуществляться до или после создания скважины, причем термин «скважина» указывает на соединение по текучей среде между углеводородом в подземном пласте и местом вблизи поверхности земли, расположенном подходящим образом для сбора углеводородов из пласта. В искусственно созданных скважинах, это место может называться стволом скважины, который представляет собой искусственно созданное соединение по текучей среде с подземным пластом, содержащим углеводороды. Ствол скважины может быть приспособлен для сбора углеводородов, для нагнетания еще одного или нескольких инъектатов или для того и другого, путем включения одной или нескольких труб, резервуаров, насосов и т. п. Использование инъектатов обычно не ограничено типом пласта или типом углеводорода, и инъектаты закачивают почти в каждый такой пласт для максимизации выхода углеводородов, добываемых из пласта.

[0004] Например, инъектаты могут быть закачаны одновременно с созданием скважины, как делается, например, при гидроразрыве пласта. Инъектат может быть подходящим образом скомбинирован с проппантом, при этом комбинация представляет собой жидкость для гидроразрыва. Жидкость для гидроразрыва используется в процессе гидроразрыва пласта для создания скважины. Поверхностно-активные вещества, присутствующие в жидкости для гидроразрыва, могут осуществлять интенсификацию притока в течение гидроразрыва, при этом приложенное гидравлическое давление может дополнительно способствовать распределению поверхностно-активных веществ в пласте. Технологии гидроразрыва полезны для формирования новых скважин, а также для продления период эксплуатации существующих скважин. Известно, что в обоих этих применениях полезны инъектаты, содержащие поверхностно-активные вещества.

[0005] Инъектаты также используются при стимулируемой добыче углеводородов из скважин. «Стимулируемая добыча углеводородов» относится к процессам, которые осуществляют после создания скважины для повышения скорости добычи или общего количества извлекаемых углеводородов. Стимулируемую добычу углеводородов обычно начинают осуществлять, чтобы «реанимировать» скважину после того, как обнаруживается снижение скорости извлечения углеводородов (в отрасли этот процесс часто называют вторичным методом добычи нефти) и/или когда их сбор по существу прекратился (часто упоминается в отрасли как третичный метод добычи нефти). Инъектаты для стимулируемой добычи углеводородов обычно содержат поверхностно-активные вещества и/или полимеры.

[0006] Однако поверхностно-активные вещества, используемые в инъектатах и жидкостях для гидроразрыва, после закачки могут в значительной мере адсорбироваться на поверхности породы, при этом поверхностно-активные вещества в флюиде быстро истощаются и, в результате, не достигают поверхности более глубоких пород. Кроме того, многие закачиваемые поверхностно-активные вещества способствуют образованию под землей эмульсии углеводорода с реликтовой водой, что замедляет или предотвращает извлечение углеводорода. Кроме того, поверхностно-активные вещества и их смеси часто являются нестабильными или нерастворимыми в источниках воды с высокой температурой и/или с высоким общим содержанием растворенных твердых веществ, которые встречаются в некоторых подземных пластах. Например, в некоторых пластах температуры превышают 60 °С; температуры могут достигать и 250 ˚C. Кроме того, подземные воды (реликтовые) часто имеют высокое общее количество растворенных твердых веществ, составляющее, например, около 4% мас. и около 35% мас. В некоторых случаях, значительная часть растворенных твердых веществ находится в ионной форме (одна или несколько солей).

[0007] Более того, поверхностно-активные вещества и их смеси часто являются нестабильными или нерастворимыми в концентрациях, превышающих около 1-10% мас. активных ингредиентов (химические добавки-осадители). В некоторых случаях, эта нестабильность обусловлена электронными взаимодействиями между ионными поверхностно-активными веществами, используемыми в смесях. Таким образом, обычные смеси поверхностно-активных веществ, такие как концентраты, предназначенные для использования при формировании инъектатов, требуют введения, транспортировки и хранения смесей, содержащих до 90% мас. неактивных ингредиентов. Такое использование неактивных ингредиентов неэффективно и расточительно.

[0008] В дополнение к вышеизложенным проблемам, известным в сфере производства инъектатов, имеет место недостаток инъектатных композиций, эффективно повышающих скорость извлечения или количество углеводородов, извлекаемых из скважин, пробуренных через подземные пласты, состоящие из пород с «низкой проницаемостью» или «очень низкой проницаемостью». Такая порода с «низкой проницаемостью» характеризуется проницаемостью около 0,1 миллиДарси (мД) или менее, а порода с «очень низкой проницаемостью» характеризуется проницаемостью около 0,01 мД или менее. Например, некоторые углеводородосодержащие сланцевые пласты имеют проницаемость всего лишь 0,0001 мД. Эффективная добыча углеводородов, защемленных в породе с низкой проницаемостью, представляет известную проблему в отрасли. По мере истощения запасов нефти на обычных месторождениях, технологии, направленные на решение проблемы пород с низкой проницаемостью, будут обретать все большее значение и ценность.

[0009] Кроме того, существует нехватка решений, обеспечивающих повышение скорости или количества углеводородов, извлекаемых из пластов, в которых сырой углеводород характеризуется как «тяжелая нефть», т. е., как углеводород, имеющий плотность по шкале Американского Нефтяного Института или «плотность в градусах API» около 28 или менее, который представляет собой «сырой» углеводород, добываемый из скважины. Плотность в градусах API представляет собой меру плотности жидкой нефти по сравнению с водой, при этом плотность воды равна 10. Плотность в градусах API, составляющая более 10, коррелирует с жидкой нефтью, имеющей плотность ниже, чем плотность воды, тогда как плотность в градусах API, составляющая менее 10, коррелирует с жидкой нефтью, имеющей плотность выше, чем плотность воды. В общем случае, хотя и не всегда, более тяжелые нефти имеют более низкое содержание парафинов и более высокое содержание асфальтенов, смол (полимеризованных материалов) и ароматических соединений, чем более легкие нефти. Эффективное извлечение тяжелой нефти представляет известную проблему в отрасли.

[0010] В промышленности существует потребность в композициях, которые уменьшают межфазное натяжение между флюидом и углеводородом, защемленным в породах подземных пластов, без сильной адсорбции на поверхностях породы. В промышленности существует потребность в композициях, которые являются стабильными в высокотемпературных средах, средах с высоким общим содержанием растворенных твердых веществ или средах с высокой температурой/высоким общим содержанием растворенных твердых веществ. В промышленности существует потребность в композициях, повышающих выход углеводородов, извлекаемых из подземных пластов, но не способствующих образованию подземных водонефтяных эмульсий. В промышленности существует потребность в концентрированных композициях (концентрированных инъектатах), повышающих эффективность их изготовления и транспортировки. В промышленности существует потребность в концентрированных композициях, которые легко и быстро разбавляются до или во время их закачки в подземные среды, которые содержат высокое общее количество растворенных твердых веществ, имеют высокую температуру или характеризуются комбинацией этих особенностей. В промышленности существует потребность в композициях, которые повышают выход углеводородов, извлекаемых во время операций гидроразрыва пласта. В промышленности существует потребность в композициях, увеличивающих выход углеводородов, извлекаемых в ходе операций по стимулируемой добыче углеводородов. В промышленности существует потребность в композициях, увеличивающих выход углеводородов, извлекаемых из пластов, содержащих породы с низкой или очень низкой проницаемостью. В промышленности существует потребность в композициях, увеличивающих выход углеводородов, извлекаемых из пластов, в которых сырой углеводород имеет плотность в градусах API около 28 или менее.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0011] В данном документе раскрыты композиции и способы извлечения углеводородов из подземных углеводородосодержащих пластов. Композиции представляют собой инъектаты для закачки в один или несколько подземных пластов. Композиции могут дополнительно содержать проппант (в жидкости для гидроразрыва), предназначенный для закачки одновременно с гидроразрывом. Кроме того, в данном документе раскрыты концентрированные композиции (концентраты), пригодные для формирования инъектатов или жидкостей для гидроразрыва, которые являются стабильными при концентрациях более 10% мас. Кроме того, раскрыты способы повышения выхода углеводородов или скорости потока углеводородов из подземного пласта, при этом способ включает закачку в пласт инъектата или жидкости для гидроразрыва. В некоторых вариантах реализации, подземный пласт представляет собой сланцевый пласт с низкой проницаемостью, песчаный пласт или карбонатный пласт. В некоторых вариантах реализации, подземный пласт имеет низкую проницаемость, иначе говоря, пласт характеризуется наличием породы с низкой проницаемостью или, в некоторых вариантах реализации, породы с очень низкой проницаемостью. В некоторых вариантах реализации, содержание парафина в углеводородах составляет до включительно около 40% мас. В некоторых вариантах реализации, углеводород имеет плотность в градусах API 28 или менее.

[0012] В данном документе раскрыты композиции, содержащие, состоящие по существу из или состоящие из диалкилдиметиламмониевого поверхностно-активного вещества или состоящие из смеси двух или более из них; амфотерного поверхностно-активного вещества или смеси двух или более из них; и растворителя или смеси двух или более из них. В некоторых вариантах реализации, растворитель выбирают из источника воды, проппанта или смеси двух или более таких компонентов. В некоторых вариантах реализации, источником воды является водопроводная вода. В некоторых вариантах реализации, источником воды является добываемая вода. Добываемая вода включает одну или несколько жидкостей из инъектатной воды, реликтовой воды (природный источник воды, присутствующий в подземном пласте вместе с углеводородом), морской воды и углеводородных жидкостей или твердых веществ, захваченных (диспергированных, эмульгированных или растворенных) в них. В некоторых вариантах реализации, связующие агенты выбирают из С1-С6 спиртов, С1-С6 диолов, простых алкиловых эфиров С1-С6 диолов (например, этиленгликольмоно-н-бутиловый эфир), полиалкиленгликолей и их смесей. В некоторых вариантах реализации, связующий агент содержит, состоит по существу или состоит из метанола, этанола, глицерина, этиленгликоля или их комбинации. В некоторых вариантах реализации, композиции не содержат анионных поверхностно-активных веществ. В некоторых вариантах реализации, композиции не содержат неионогенных поверхностно-активных веществ. В некоторых вариантах реализации, композиции не содержат как анионных поверхностно-активных веществ, так и неионогенных поверхностно-активных веществ. В некоторых вариантах реализации, массовое отношение диалкилдиметиламмониевого поверхностно-активного вещества к амфотерному поверхностно-активному веществу в композиции составляет от около 10:1 до 1:10.

[0013] В некоторых вариантах реализации, композиция представляет собой концентрат, причем концентрат содержит от около 5 до 90% мас. всего поверхностно-активного вещества в расчете на массу концентрата. В некоторых вариантах реализации, концентраты характеризуются как текучие, перекачиваемые или наливные субстанции при температурах от около -40 °С до 100 °С. В некоторых вариантах реализации, концентраты хранятся в контейнере. В некоторых вариантах реализации, концентраты стабильны при хранении в течение по меньшей мере 24 часов и даже двух лет при температуре от около -40 °С до 100 °С. В некоторых вариантах реализации, концентраты транспортируют до или после хранения, в место, расположенное вблизи залежи или ствола скважины. В некоторых вариантах реализации, композиции дополнительно содержат одну или несколько добавок, причем добавки выбирают из деэмульгаторов, стабилизаторов глины, ингибиторов коррозии, ингибиторов образования отложений, загустителей, стимуляторов притока, понизителей трения, проппантов, биоцидов или смеси из двух или более этих добавок.

[0014] В некоторых вариантах реализации, концентрат разбавляют источником воды для образования инъектата. В некоторых вариантах реализации, источником воды является добываемая вода. В некоторых вариантах реализации, источник воды представляет собой высокотемпературный источник воды, источник воды с высоким общим содержанием растворенных твердых веществ или высокотемпературный источник воды с высоким общим содержанием растворенных твердых веществ. В некоторых вариантах реализации, высокотемпературный источник воды имеет температуру от около 60 до 250 °С или от около 60 до 120 °С. В некоторых вариантах реализации, источник воды с высоким общим содержанием растворенных твердых веществ содержит от около 4 до 30% мас. всех растворенных твердых веществ. В некоторых вариантах реализации, инъектат получают путем объединения от около 95 до 99,999% мас. источника воды и от около 0,001 до 5% мас. всей комбинации диалкилдиметиламмониевого поверхностно-активного вещества или смеси двух или более таких веществ; и амфотерного поверхностно-активного вещества или смеси двух или более таких веществ. В некоторых вариантах реализации, инъектат получают путем объединения от около 99 до 99,999% мас. источника воды с концентратом. В некоторых вариантах реализации, инъектаты содержат или состоят по существу из 99-99,999% мас. источника воды и от около 10 до 10000 ч/млн всей комбинации диалкилдиметиламмониевого поверхностно-активного вещества или смеси двух или более таких веществ; и амфотерного поверхностно-активного вещества или смеси двух или более таких веществ.

[0015] В некоторых вариантах реализации, инъектат закачивают в подземный пласт во время гидроразрыва. В таких вариантах реализации, проппант объединяют с инъектатом для формирования жидкости для гидроразрыва перед ее закачкой во время гидроразрыва. В некоторых вариантах реализации, инъектат закачивают после гидроразрыва пласта. В некоторых вариантах реализации, инъектат закачивают в обычную подземную скважину (сформированную по технологии, не включающей гидроразрыв пласта). В некоторых вариантах реализации, условия в подземном пласте включают источники воды с высокой температурой, высоким общим количеством растворенных твердых веществ или оба этих условия по меньшей мере в одной подземной области, имеющей контакт с инъектатом. В некоторых вариантах реализации, подземный пласт содержит углеводородсодержащую породу, имеющую проницаемость менее чем 0,1 мД или менее чем 0,01 мД. После закачки инъектата углеводород извлекают или собирают. В некоторых вариантах реализации, собранный (сырой) углеводород имеет содержание парафина до включительно около 40% мас. В некоторых вариантах реализации, собранный углеводород имеет плотность в градусах API 28 или менее.

[0016] В некоторых вариантах реализации, закачка представляет собой закачку в первую скважину, называемую нагнетательной скважиной; и после закачки углеводород извлекают из первой скважины. В некоторых вариантах реализации, закачку производят в первую скважину, а углеводород собирают или извлекают из второй скважины.

[0017] После закачки под землю инъектаты и жидкости для гидроразрыва являются термостойкими при воздействии подземных условий, включая температуры от около 60 °С до 120 °С. После закачки, поверхности породы, соприкасающиеся с инъектатами или жидкостями для гидроразрыва, превращаются из олеофильных в гидрофильные. Тем не менее, инъектаты и жидкости для гидроразрыва имеют низкую склонность к адсорбции на подземных породах. Кроме того, инъектаты и жидкости для гидроразрыва существенно снижают межфазное натяжение между реликтовой водой и углеводородами, присутствующим в подземных пластах. Тем не менее, инъектаты и жидкости для гидроразрыва также препятствуют образованию эмульсий в потоках подземных флюидов. Закачка инъектатов и жидкостей для гидроразрыва приводит к повышению скорости сбора углеводородов или повышению общего выхода извлекаемых углеводородов, или к тому и другому. Кроме того, жидкости для гидроразрыва демонстрируют улучшенные характеристики в отношении очистки от проппанта в условиях гравитационного потока, по сравнению с обычными жидкостями для гидроразрыва.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0018] Определения

[0019] Если не указано иное, все технические и научные термины, применяемые в настоящем документе, имеют те же значения, которое обычно используют специалисты в данной области техники. В случае противоречия, следует руководствоваться настоящим документом, включая определения.

[0020] Используемый в данном документе термин «поверхностно-активное вещество» относится к соединению, имеющему по меньшей мере одну гидрофильную часть и по меньшей мере одну гидрофобную часть, причем это соединение способно к спонтанной аутоагрегации в водных композициях.

[0021] Используемый в данном документе термин «катионное поверхностно-активное вещество» относится к поверхностно-активному веществу, не имеющему анионных фрагментов, ковалентно связанных с молекулой, и имеющему один или несколько катионных фрагментов, ковалентно связанных с молекулой.

[0022] Используемый в данном документе термин «анионное поверхностно-активное вещество» относится к поверхностно-активному веществу, не имеющему катионных фрагментов, ковалентно связанных с молекулой, и имеющему один или несколько анионных фрагментов, ковалентно связанных с молекулой.

[0023] Используемый в данном документе термин «неионогенное поверхностно-активное вещество» относится к поверхностно-активному веществу, не имеющему ионных фрагментов, ковалентно связанных с молекулой.

[0024] Используемый в данном документе термин «амфотерное поверхностно-активное вещество» относится к поверхностно-активному веществу, имеющему один или несколько анионных фрагментов, ковалентно связанных с молекулой, один или несколько катионных фрагментов, ковалентно связанных с молекулой, и суммарный заряд молекулы, равный нулю. Другими словами, амфотерное поверхностно-активное вещество представляет собой электрически нейтральное соединение, имеющее симметричные единичные электрические заряды противоположного знака.

[0025] Используемый в данном документе термин «источник воды» относится к воде по существу в жидком состоянии и содержащей, состоящей по существу из или состоящей из пресной воды, водопроводной воды, скважинной воды, деионизированной воды, дистиллированной воды, добываемой воды, воды для коммунальный нужд, сточной воды, такой как ливневая вода, «бытовые сточные» воды или коммунальные сточные воды, очищенные или частично очищенные сточные воды, солоноватых вод или морской воды, или комбинации двух или более таких источников воды, как определено контекстом; и имеющиеся в наличии. В некоторых вариантах реализации, источник воды содержит одну или несколько солей, ионов, буферов, кислот, оснований, поверхностно-активных веществ или других растворенных, диспергированных или эмульгированных соединений, материалов, компонентов или их комбинаций. Термин «добываемая вода» относится к источнику воды, который присутствует внутри и/или вытекает из подземного пласта; добываемая вода включает реликтовую воду, если не указано иное. В общем случае, термин «источник воды» охватывает все следующие воды, если иное не указано или не определено контекстом: вода, реликтовая вода, добываемая вода, вода с высоким общим содержанием растворенных твердых веществ, вода с высокой температурой и вода, имеющая и высокое общее содержание растворенных твердых веществ, и высокую температуру. Термины «на водной основе», «водный раствор», «водный» и т. п. обычно относятся к композиции, содержащей источник воды.

[0026] Используемые в данном документе термины «пригодный для перекачивания», «наливной» или «текучий» и т. д., относящиеся к композиции по изобретению, означают, что 10 мл композиции, находящейся в вертикальном положении в состоянии покоя на по существу горизонтальной поверхности в цилиндрическом контейнере, имеющем радиус 1 дюйм и высоту 2 дюйма , заметно вытекают из него за период времени около 10 секунд после опрокидывания в по существу горизонтальное положение. В некоторых вариантах реализации, «пригодный для перекачивания», «наливной» или «текучий», или аналогичные термины, относящиеся к композиции по изобретению, обозначают композицию, имеющую вязкость по Брукфильду при 10 с^-1 от около 5 сП до 1000 сП при температуре, выбранной для перекачивания, налива или перетекания.

[0027] Используемый в данном документе термин «стабильная» применительно к композиции относится к кинетически стабильной композиции, которая в отсутствие любого воздействия силы, изменения температуры или добавления химикатов не коагулируется или способна по существу не коагулироваться, не адсорбируется, не осаждается, не подвержена масштабной коалесценции фаз (условно называемой «разделением») или не демонстрирует любого другого свидетельства нестабильности в течение по меньшей мере около 24 часов при температуре около 20 °С. Используемый в данном документе термин «стабильный при хранении» применительно к концентрату относится к концентрату, который сохраняет стабильность после по меньшей мере шести месяцев хранения при температурах от около -25 до 60 °С. Используемый в данном документе термин «стабильный» применительно к инъектату означает, что инъектат не подвергается фазовому разделению в подземном пласте в течение по меньшей мере от 7 дней до 90 дней; или что инъектат не подвергается разделению фаз при хранении при 160 °С в течение по меньшей мере 30 дней; или характеризуется обоими этими свойствами.

[0028] Используемый в данном документе термин «инъектат» относится к композиции, предназначенной для закачки в подземный пласт, или композиции, которую закачивают в подземный пласт, или композиции, предварительно закачанной в подземный пласт и присутствующей в нем. Инъектат может дополнительно содержать проппант, причем комбинация инъектата и проппанта упоминается в данном документе как «жидкость для гидроразрыва». Все, сказанное в отношении инъектатов и закачки инъектатов, в общем случае, относится также к жидкостям для гидроразрыва и закачке жидкостей для гидроразрыва, как указано или определено контекстом. Понятно, что проппант, присутствующий в жидкости для гидроразрыва, не оказывает существенного влияния на химические свойства инъектата, наоборот, в жидкости для гидроразрыва он является химически инертным или по существу химически инертным. Таким образом, все, сказанное в отношении повышения скорости или выхода углеводородов из подземного пласта в результате закачки инъектата, включая изменение свойств, таких как межфазное натяжение или смачиваемость поверхности породы, также в целом применимо к жидкостям для гидроразрыва, если иное не указано или не определено контекстом.

[0029] Используемый в данном документе термин «скважина» относится к соединению по текучей среде между углеводородом в подземном пласте и местом вблизи поверхности земли, расположенном подходящим образом для сбора по меньшей мере части углеводородов. Необязательно, место сбора дополнительно приспособлено для сбора углеводорода или для закачки инъектата в пласт, или и для того, и для другого. Аналогично, термин «ствол скважины» относится к искусственно созданному соединению по текучей среде с углеводородом в подземном пласте. Ствол скважины приспособлен для сбора углеводородов или для закачки инъектата в пласт, или и того, и другого, например, путем включения одной или нескольких труб, резервуаров, насосов и т. п. Скважина может содержать один ствол скважины или два или несколько стволов.

[0030] Используемые в данном документе термины «углеводород» и «нефть» обычно относятся к сырым нефтепродуктам, если иное не указано или не определено контекстом. Сырые нефтепродукты представляют собой углеводородные соединения, которые извлекаются или собираются из подземного пласта, перед любой дальнейшей их обработкой или рафинированием.

[0031] Используемый в данном документе термин «высокая температура» относится к источнику воды, подземному пласту или их комбинации, имеющим температуру от около 60 °С до 120 °С, как указано или определено контекстом.

[0032] Используемый в данном документе термин «высокое общее содержание растворенных твердых веществ» относится к источнику воды, содержащему по меньшей мере около 0,5% мас. растворенных в нем твердых веществ и, в некоторых вариантах реализации, до около 30% мас. растворенных в нем твердых веществ. В общем случае, «минерализованный раствор» или «минерализация» относится к источнику воды, в котором часть, в некоторых вариантах реализации, существенная часть всех растворенных твердых веществ представляет собой соли, как определено контекстом.

[0033] Используемый в данном документе термин «высокое давление» относится к давлению, превышающему атмосферное давление на поверхности земли, которое возникает в одном или нескольких подземных пластах в результате воздействия природных сил, сил, возникающих внутри пласта в результате деятельности человека, такой как гидроразрыв пласта, или их комбинации.

[0034] Используемый в данном документе термин «породас низкой проницаемостью» относится к твердой подземной породе, имеющей проницаемость 0,1 миллиДарси (мД) или менее, и углеводородам, находящимся в породе. «Породас очень низкой проницаемостью» означает, что проницаемость составляет 0,01 мД или менее.

[0035] Используемый в данном документе термин «тяжелая нефть» означает сырой углеводород, имеющий плотность по шкале Американского Нефтяного Института или «плотность в градусах API около 28 или менее.

[0036] Используемый в данном документе термин «повышенное извлечение углеводородов» или «повышенная нефтеотдача» относится к закачке композиций в подземный пласт для повышения скорости извлечения или общего количества углеводородов, собранных из ранее созданной скважины. Стимулируемая добыча углеводородов включает «вторичную добычу углеводородов (нефти)», включающую закачку, которую начинают, когда наблюдается снижение скорости потока углеводородов из скважины. Стимулируемая добыча углеводородов также включает «третичную добычу углеводородов (нефти)», включающую закачку, которую начинают, когда поток углеводородов из скважины прекращается или практически прекращен.

[0037] В настоящем документе термин «необязательный» или «необязательно» означает, что описанный далее компонент, событие или обстоятельство может, но не обязательно будет присутствовать или происходить. Соответственно, настоящее описание раскрывает и включает случаи, в которых имеет место событие или обстоятельство, и случаи, в которых такое событие или обстоятельство отсутствует, или случаи, в которых описанный компонент присутствует, и случаи, в которых он отсутствует.

[0038] В настоящем документе термин «около», модифицирующий, например, количество ингредиента в композиции, концентрацию, объем, температуру процесса, продолжительность процесса, выход, скорость потока, давление и т. п. значения и их диапазоны, который используется при описании вариантов реализации изобретения, относится к отклонению числовых значений, которое может возникать, например, при проведении стандартных процедур измерения и обработки, применяемых для изготовления соединений, композиций, концентратов или применяемых составов; в результате неизбежной ошибки связанной с этими процедурами; в результате различий в производстве, источниках или чистоте исходных материалов или ингредиентов, применяемых для реализации способов, и т. п. факторов, которые необходимо учитывать. Термин «около» также охватывает количества, которые различаются вследствие старения состава с определенной начальной концентрацией или смесью, и количества, которые отличаются в результате смешения или обработки состава с определенной начальной концентрацией или смесью. В случае модификации термином «около», прилагаемая формула изобретения включает эквиваленты указанных значений. Кроме того, когда термин «около» использован для описания диапазона значений, например, «от около 1 до 5», раскрытие обозначает «от 1 до 5» и «от около 1 до около 5» и «от 1 до около 5» и «от около 1 до 5», если в контексте отсутствуют другие конкретные ограничения.

[0039] В настоящем документе термин «по существу» обозначает «состоящий по существу из» в соответствии с толкованием данного термина в патентном праве США и включает «состоящий из» в соответствии с толкованием данного термина в патентном праве США. Например, раствор, который «по существу не содержит» указанного соединения или материала, может не содержать такого соединения или материала или может содержать незначительное количество такого соединения или материала, например, в результате непреднамеренного загрязнения или неполной очистки. «Незначительное количество» может представлять собой следовое количество, количество, не поддающееся измерению количество, которое не ухудшает качество или свойство, или некоторое другое количество в соответствии с контекстом. Композиция, которая содержит «по существу только» предложенный перечень компонентов, может состоять только из указанных компонентов или содержать следовые количества некоторых других компонентов или содержать один или более дополнительных компонентов, которые не влияют в значительной степени на свойства композиции. Кроме того, «существенная» модификация, например, типа или количества ингредиента в композиции, свойства, поддающегося измерению количества, способа, значения или диапазона, используемых при описании вариантов реализации изобретения, относится к изменениям, которые в целом не влияют на описанную композицию, ее свойство, количество, способ, значение или диапазон и не вызывают ухудшение указанной композиции, свойства, количества, способа, значения или диапазона. При модификации с помощью термина «по существу», формула изобретения, прилагаемая к настоящему документу, включает эквиваленты, соответствующие данному определению.

[0040] Обсуждение

[0041] Приведенные ниже описания композиций включают описания отдельных их компонентов, причем любой из отдельных компонентов предназначен для объединения с любыми другими отдельными компонентами без ограничения, если не указано иное. В частности, предполагается, что обсуждения концентратов, инъектатов и жидкостей для гидроразрыва относятся к каждому варианту реализации этих композиций, раскрытых ниже. Кроме того, обсуждение способов использования и связанных процессов применимо к способам использования и связанным процессам для каждого раскрытого концентрата, инъектата и жидкости для гидроразрыва.

[0042] В данном документе раскрыты композиции для повышения скорости и/или выхода при сборе углеводородов из подземного пласта. Композиции представляют собой подходящие концентраты, инъектаты или жидкости для гидроразрыва.

[0043] Композиции содержат, состоят по существу из или состоят из диалкилдиметиламмониевого поверхностно-активного вещества или смеси двух или более из этих соединений; амфотерного поверхностно-активного вещества или смеси двух или более из них; и растворителя. Растворитель представляет собой воду, источник воды, связующий агент или комбинацию двух или более из этих компонентов. В некоторых вариантах реализации, композиции не содержат анионных поверхностно-активных веществ. В некоторых вариантах реализации, композиции не содержат неионогенных поверхностно-активных веществ. В некоторых вариантах реализации композиции не содержат как анионных, так и неионогенных поверхностно-активных веществ. В некоторых вариантах реализации, композиции не содержат полимерных поверхностно-активных веществ. В некоторых вариантах реализации, композиции дополнительно содержат один или несколько полимерных деэмульгаторов. В некоторых вариантах реализации, композиции не содержат соединений, которые включают кремний, фтор или как кремний, так и фтор.

[0044] В некоторых вариантах реализации, композиция представляет собой концентрат, тогда как в других вариантах реализации, композиция представляет собой инъектат. В некоторых вариантах реализации, концентраты содержат от около 5 до 90% мас. всего поверхностно-активного вещества в расчете на массу концентрата и характеризуются как стабильные и текучие, перекачиваемые или наливные при температурах от около -40°С до 100°С. Концентраты стабильны при хранении в течение от около 24 часов до двух лет при температуре от около -40 до 100°С. Инъектаты содержат от около 10 ч/млн. до 10000 ч/млн. всего поверхностно-активного вещества в расчете на массу инъектата. В некоторых вариантах реализации, концентрат объединяют с источником воды для образования инъектата. В некоторых вариантах реализации, источником воды является высокотемпературный источник воды, источник воды с высоким общим содержанием растворенных твердых веществ или источник воды с высокой температурой/высоким общим содержанием растворенных твердых веществ. В некоторых вариантах реализации, инъектаты стабильны в подземных пластах в течение периода времени по меньшей мере от 7 дней до 90 дней. В некоторых вариантах реализации, подземный пласт находится в подземных условиях, включающих одно или несколько из следующих: каменные или минеральные поверхности; реликтовая или добываемая вода, содержащая большое общее количество растворенных твердых веществ; высокая температура; и высокое давление.

[0045] В некоторых вариантах реализации, диалкилдиметиламмониевое поверхностно -активное вещество имеет структуру R¹R²N⁺(CH₃)₂ Х^-, где R¹ и R² независимо выбраны из линейных, разветвленных, алициклических, арильных и алкарильных групп ; и X^- представляет собой анион. В некоторых вариантах реализации, R¹ и R² независимо выбраны из насыщенных линейных или разветвленных алкильных групп, имеющих от 8 до 30 атомов углерода, или от 10 до 28 атомов углерода, или от 10 до 18 атомов углерода, или от 12 до 24 атомов углерода, или от 12 до 22 атомы углерода, или от 12 до 20 атомов углерода, или от 12 до 18 атомов углерода. В некоторых вариантах реализации, X^- представляет собой галогенид, такой как хлорид или бромид, но тип X^-особо не ограничивается.

[0046] В некоторых вариантах реализации, диалкилдиметиламмониевое поверхностно-активное вещество представляет собой смесь двух или более диалкилдиметиламмониевых поверхностно-активных веществ. Примеры полезных диалкилдиметиламмониевых поверхностно-активных веществ включают дикокодиметиламмонийхлорид (CAS № 61789-77-3) и дигидрогенизированный таловый диметиламмонийхлорид. Кокосовый фрагмент имеет обычное массовое распределение насыщенных алкильных групп, соответствующее около 10% С18; 10-20% С16; 20-30% С14; 40-50% С12; и 10% С10. Твердый жир представляет собой жирное вещество, состоящее из смеси глицеридов, включая стеариновые, пальмитиновые и олеиновые глицериды; смесь извлекают, главным образом, из жира овец и крупного рогатого скота. Гидрогенизация таловых глицеридов превращает олеиловые фрагменты в стеариловые фрагменты. Затем формируют дигидрогенизированный таловый диметиламмонийхлорид путем проведения реакции двух молей гидрогенизированного талового глицерида с метиламином и последующей реакции с метилхлоридом, в результате которой образуется хлорид аммония.

[0047] Амфотерное поверхностно-активное вещество, также называемое цвиттерионным поверхностно-активным веществом, содержит по меньшей мере один внутренний анионный фрагмент, по меньшей мер, один внутренний катионный фрагмент и имеет суммарный внутренний заряд, равный нулю. В некоторых вариантах реализации, амфотерное поверхностно-активное вещество состоит по существу из одного внутреннего катиона, одного внутреннего аниона и гидрофобного фрагмента, выбранного из линейных, разветвленных, алициклических, арильных и алкарильных групп, имеющих от 6 до 50 атомов углерода. В некоторых вариантах реализации, амфотерное поверхностно-активное вещество содержит по меньшей мере один внутренний катионный фрагмент, содержащий аммоний или фосфоний; и по меньшей мере один внутренний анионный фрагмент, содержащий сульфонат, сульфат, оксид, карбоксилат, фосфат, фосфит или фосфонат. В некоторых вариантах реализации, амфотерное поверхностно-активное вещество содержит по меньшей мере один внутренний катионный фрагмент, содержащий аммоний или фосфоний; и по меньшей мере один внутренний анионный фрагмент, содержащий сульфонат. В некоторых вариантах реализации, амфотерное поверхностно-активное вещество содержит по меньшей мере одну внутреннюю гидроксильную группу.

[0048] Примеры полезных амфотерных поверхностно-активных веществ включают те поверхностно-активные вещества, которые имеют гидрофобный фрагмент, выбранный из линейных, разветвленных, алициклических, арильных и алкарильных групп, имеющих от 6 до 50 атомов углерода, или от 8 до 50 атомов углерода, или от 10 до 50 атомов углерода, или от 12 до 50 атомов углерода, или от 6 до 40 атомов углерода, или от 6 до 30 атомов углерода, или от 8 до 30 атомов углерода, или от 10 до 30 атомов углерода, или от 12 до 30 атомов углерода. Одним полезным классом амфотерных поверхностно-активных веществ являются аминокислоты, имеющие гидрофобный фрагмент, выбранный из линейных, разветвленных, алициклических, арильных и алкарильных групп, имеющих от 6 до 50 атомов углерода, или от 8 до 50 атомов углерода, или от 10 до 50 атомов углерода, или от 12 до 50 атомов углерода, или от 6 до 40 атомов углерода, или от 6 до 30 атомов углерода, или от 8 до 30 атомов углерода, или от 10 до 30 атомов углерода, или от 12 до 30 атомов углерода, включая, например, N-додецил-N, N-диметилглицин. Другим классом полезных амфотерных поверхностно-активных веществ являются оксиды триалкиламинов, имеющие гидрофобный фрагмент, выбранный из линейных, разветвленных, алициклических, арильных и алкарильных групп, имеющих от 6 до 50 атомов углерода, или от 8 до 50 атомов углерода, или от 10 до 50 атомов углерода, или от 12 до 50 атомов углерода, или от 6 до 40 атомов углерода, или от 6 до 30 атомов углерода, или от 8 до 30 атомов углерода, или от 10 до 30 атомов углерода, или от 12 до 30 атомов углерода. Типичные примеры таких амфотерных поверхностно-активных веществ включают оксид N, N-диметил-N-додециламина, оксид N, N-диметил-N-гексадециламина, оксид N, N-диметил-N-октадециламина и оксид N, N-диметил-N-(Z-9-октадеценил)-N-амина.

[0049] Другим классом полезных амфотерных поверхностно-активных веществ являются бетаины, которые содержат один внутренний карбоксилатный фрагмент, один внутренний аммониевый фрагмент и гидрофобный фрагмент, выбранный из линейных, разветвленных, алициклических, арильных и алкарильных групп, имеющих от 6 до 50 атомов углерода или от 8 до 50 атомов углерода, или от 10 до 50 атомов углерода, или от 12 до 50 атомов углерода, или от 6 до 40 атомов углерода, или от 6 до 30 атомов углерода, или от 8 до 30 атомов углерода, или от 10 до 30 атомов углерода, или от 12 до 30 атомов углерода. Типичные, но не ограничивающие примеры бетаинов включают 2-(додецилдиметиламмонио)ацетат (CAS № 683-10-3), кокамидопропилбетаин (2-[3-(додеканоиламино)пропилдиметилазаниумил]ацетат), додеканамидопропилбетаин ({2-[3-(додеканоиламино)пропил]триазан-2-иум-2-ил}ацетат), цетилбетаин (2-[гексадецил(диметил)азаниумил]ацетат), олеамидопропилбетаин ((Z)-(карбоксиметил)диметил-3-((1-оксо-9-октадеценил)амино)пропиламмоний гидроксид) и каприламидопропилбетаин (2-[диметил-[3-(октаноиламино)пропил]азаниумил]ацетат). Другим классом полезных амфотерных поверхностно-активных веществ являются султаины, которые содержат один внутренний сульфонатный фрагмент и один внутренний аммониевый фрагмент (также называемые сульфобетаинами). Примерами султаинов являются лаурилсульфобетаин (3-(додецилдиметиламмонио)пропан-1-сульфонат), каприлилсульфобетаин (3-[децил(диметил)азаниумил]пропан-1-сульфонат), миристилсульфобетаин (3-[диметил(тетрадецил)азаниумил]пропан-1-сульфонат), сульфобетаин 10 (CAS № 15163-36-7), сульфобетаин 3-14 (N-тетрадецил-N, N-диметил-3-аммонио-1-пропансульфонат), сульфобетаин 3-10 (N-decyl-N, N-диметил-3-аммонио-1-пропансульфонат); алкилэфиргидроксипропилсултаины и алкилдиметилгидроксисултаины, такие как лаурилгидроксисултаин (3-[додецил(диметил)аммонио]-2-гидроксипропан-1-сульфонат; 351,55 г/моль; CAS № 13197-76-7), миристамидопропилгидроксисултаин (2-гидрокси-N, N-диметил-N-(3-((1-оксотетрадецил)амино)пропил)-3-сульфо-, внутренняя соль); и т. п. В некоторых вариантах реализации, получают смеси таких поверхностно-активных веществ, имеющих углеродные цепи различной длины; например, 3-((C10-C16)-алкилдиметиламмонио)-2-гидроксипропансульфонат (CAS № 72869-77-3) представляет собой смесь алкилированных фрагментов, имеющих в среднем от 10 до 16 атомов углерода.

[0050] Другой класс полезных амфотерных поверхностно-активных веществ представляет собой амфотерные поверхностно-активные вещества с фосфатной функциональностью, которые содержат один внутренний фосфатный фрагмент, один внутренний аммониевый фрагмент, необязательно, карбоксилатный фрагмент и один или два гидрофобных фрагмента, причем каждый гидрофобный фрагмент выбран из линейных, разветвленных, алициклических, арильных и алкарильных групп, имеющих от 6 до 50 атомов углерода или от 8 до 50 атомов углерода, или от 10 до 50 атомов углерода, или от 12 до 50 атомов углерода, или от 6 до 40 атомов углерода, или от 6 до 30 атомов углерода, или от 8 до 30 атомов углерода, или от 10 до 30 атомов углерода, или от 12 до 30 атомов углерода. Типичные, но не ограничивающие примеры амфотерных поверхностно -активных веществ с фосфатной функциональностью включают фосфатидилсерины, фосфатидилэтаноламины, фосфатидилхолины, такие как 1-олеоил-2-пальмитоил-фосфатидилхолин, и сфингомиелины.

[0051] В некоторых вариантах реализации, амфотерное поверхностно-активное вещество содержит сульфонатные фрагменты. В некоторых вариантах реализации, диалкилдиметиламмониевое поверхностно-активное вещество содержит гидроксильную группу. В некоторых вариантах реализации, амфотерное поверхностно-активное вещество содержит гидроксильную группу. В некоторых вариантах реализации, диалкилдиметиламмониевое поверхностно-активное вещество не содержит внутренних карбоксилатных анионов и фрагментов карбоновых кислот. В некоторых вариантах реализации, амфотерное поверхностно-активное вещество не содержит внутренних карбоксилатных анионов и фрагментов карбоновых кислот.

[0052] Растворители, используемые в композициях (концентратах, инъектатах и/или жидкостях для гидроразрыва), содержат, состоят по существу или состоят из связующих агентов и источников воды. Подходящие связующие агенты, используемые в композициях (концентратах и инъектатах), содержат, состоят по существу из или состоят из смешивающихся с водой соединений или состоят из водорастворимых соединений или смесей двух или более водорастворимых соединений, причем эти соединения являются жидкими при температурах выше -40°C или даже ниже этого уровня. Связующие агенты не дестабилизируют композиции. В некоторых вариантах реализации, связующие агенты увеличивают стабильность композиций. В некоторых вариантах реализации, связующие агенты не только обеспечивают стабильность концентратов при хранении, но и придают им текучесть, пригодность к перекачиванию или к наливу при температурах от около -40 °С до 100 °С. Во многих вариантах реализации, связующий агент полностью растворим в воде; это означает, что все возможные соотношения связующий агент:вода могут быть сформированы без разделения фаз. В других вариантах реализации, связующий агент смешивается с водой в объемном соотношении вода:связующий агент по меньшей мере до включительно от около 20:1 до 1:20 или около 20:1, около 19:1, около 18:1, около 17:1, около 16:1, около 15:1, около 14:1, около 13:1, около 12:1, около 11:1, около 10:1, около 9:1, около 8:1, около 7:1 около 6:1, около 5:1, около 4:1, около 3:1, около 2:1, около 1:1, около 1:2, около 1:3, около 1:4, около 1:5 около 1:6, около 1:7, около 1:8, около 1:9, около 1:10, около 1:11, около 1:12, около 1:13, около 1:14, около 1:15 около 1:16, около 1:17, около 1:18, около 1:19 или около 1:20.

[0053] Подходящие связующие агенты включают, состоят по существу или состоят из линейных, разветвленных или циклических алифатических спиртов, имеющих от 1 до 6 атомов углерода, диолов, имеющих от 1 до 6 атомов углерода, простых алкиловых эфиров алкиленгликолей, в которых алкильная часть содержит от 1 до 6 атомов углерода (например, моно-н-бутиловый эфир этиленгликоля), полиалкиленгликолей и их смесей. В качестве связующих агентов могут использоваться также ацетали и кетали на основе гликоля и глицерина, такие как те, которые образуются в результате конденсации, например, глицерина с формальдегидом, ацетоном или оксокарбоновыми кислотами, полуальдегидами и их сложными эфирами, такими как левулиновая кислота или алкил-левулинат. В некоторых вариантах реализации, связующий агент содержит, состоит по существу из или состоит из метанола, этанола, пропанола, бутанола, глицерина, этиленгликоля, моноалкилового эфира этиленгликоля, причем эфирный фрагмент содержит от 1 до 6 атомов углерода, или комбинации двух или нескольких из этих соединений. В некоторых вариантах реализации, связующий агент состоит по существу из монобутилового эфира этиленгликоля.

[0054] Общее количество связующих агентов, включенных в концентрат, составляет от около 5% мас. до 30% мас. в расчете на общую массу концентрата, например, от около 5% мас. до 25% мас. или от около 5% мас. до 20% мас., или от около 5% мас. до 15% мас., или от около 6% мас. до 30% мас., или от около 7% мас. до 30% мас., или от около 8% мас. до 30% мас., или от около 9% мас. до 30% мас., или от около 10% мас. до 30% мас. в расчете на общую массу концентрата. В общем случае, связующий агент не входит в список «действующих» или активных ингредиентов, но присутствует в концентрате, чтобы способствовать и повышать стабильность при хранении концентрата, а также способствовать стабильности композиции во время разбавления концентрата для образования инъектата. Кроме того, в некоторых вариантах реализации, связующие агенты дополнительно снижают температуру замерзания концентрата, что полезно для зимнего хранения и транспортировки. Наконец, в некоторых вариантах реализации, связующие агенты снижают вязкость концентрата, увеличивая перекачиваемость и текучесть концентрата в диапазоне температур использования в полевых условиях.

[0055] В некоторых вариантах реализации, массовое отношение диалкилдиметиламмониевого поверхностно-активного вещества к амфотерному поверхностно-активному веществу в композициях составляет от около 10:1 до 1:10 или от около 9: 1 до 1:10, или от около 8:1 до 1:10, или от около 7:1 до 1:10, или от около 6:1 до 1:10, или от около 5:1 до 1:10, или от около 4:1 до 1:10, или от около 3:1 до 1:10, или от около 2:1 до 1:10, или от около 1:1 до 1:10, или от около 10:1 до 1:5, или от около 9:1 до 1:5, или от около 8:1 до 1:5, или от около 7:1 до 1:5, или от около 6:1 до 1:5, или от около 5:1 до 1:5, или от около 4:1 до 1:5, или от около 3:1 до 1:5, или от около 2:1 до 1:5, или от около 1:1 до 1:5, или от около 10:1 до 1:3, или от около 9:1 до 1:3, или от около 8:1 до 1:3, или от около 7:1 до 1:3, или от около 6:1 до 1:3, или от около 5:1 до 1:3, или от около 4:1 до 1:3, или от около 3:1 до 1:3, или от около 2:1 до 1:3, или от около 1:1 до 1:3, или от около 10:1 до 1:2, или от около 9:1 до 1:2, или от около 8:1 до 1:2, или от около 7:1 до 1:2, или от около 6:1 до 1:2, или от около 5:1 до 1:2, или от около 4:1 до 1:2, или от около 3:1 до 1:2, или от около 2:1 до 1:2, или от около 1:1 до 1:2, или от около 10:1 до 1:1, или от около 9:1 до 1:1, или от около 8:1 до 1:1, или от около 7:1 до 1:1, или от около 6:1 до 1:1, или от около 5:1 до 1:1, или от около 4:1 до 1:1, или от около 3:1 до 1:1, или от около 2:1 до 1:1.

[0056] В некоторых вариантах реализации, молярное отношение диалкилдиметиламмониевого поверхностно-активного вещества к амфотерному поверхностно-активному веществу в композициях составляет от около 10:1 до 1:3 или от около 9:1 до 1:3, или от около 8:1 до 1:3, или от около 7:1 до 1:3, или от около 6:1 до 1:3, или от около 5:1 до 1:3, или от около 4:1 до 1:3, или от около 3:1 до 1:3, или от около 2:1 до 1:3, или от около 1:1 до 1:3, или от около 10:1 до 1:2, или от около 9:1 до 1:2, или от около 8:1 до 1:2, или от около 7:1 до 1:2, или от около 6:1 до 1:2, или от около 5:1 до 1:2, или от около 4:1 до 1:2, или от около 3:1 до 1:2, или от около 2:1 до 1:2, или от около 1:1 до 1:2, или от около 10:1 до 1:1, или от около 9:1 до 1:1, или от около 8:1 до 1:1, или от около 7:1 до 1:1, или от около 6:1 до 1:1, или от около 5:1 до 1:1, или от около 4:1 до 1:1, или от около 3:1 до 1:1, или от около 2:1 до 1:1.

[0057] Необязательно, в концентрат или инъектат добавляют один или несколько деэмульгаторов для улучшения способности получаемых инъектатов предотвращать образование эмульсий в подземном пласте. Деэмульгаторы представляют собой полимеры. Там, где деэмульгаторы присутствуют, их выбирают из группы, содержащей, состоящей по существу из или состоящей из полиэтилениминалкоксилатов, алкоксилированных алкилфенолформальдегидных смол, алкилфенолформальдегидных смол, модифицированных алкоксилированными аминами, сополимеров этиленоксид/пропиленоксид, сшитых сополимеров этиленоксид/пропиленоксид и их смесей. Там, где деэмульгатор используется, он присутствует в концентратах в количестве от около 0,01% мас. до 5% мас. в расчете на общую массу концентрата, например, от около 0,05% мас. до 5% мас. или от около 0,1% мас. до 5% мас., или от около 0,2% мас. до 5% мас., или от около 0,3% мас. до 5% мас., или от около 0,4% мас. до 5% мас., или от около 0,5% мас. до 5% мас., или от около 0,6% мас. до 5% мас., или от около 0,7% мас. до 5% мас., или от около 0,8% мас. до 5% мас., или от около 0,9% мас. до 5% мас., или от около 1,0% мас. до 5% мас., или от около 0,01% мас. до 4,5% мас., или от около 0,01% мас. до 4,0% мас., или от около 0,01% мас. до 3,5% мас., или от около 0,01% мас. до 3,0% мас., или от около 0,01% мас. до 2,5% мас., или от около 0,01% мас. до 2,0% мас., или от около 0,01% мас. до 1,5% мас., или от около 0,01% мас. до 1,0% мас., или от около 0,5% мас. до 4% мас., или от около 0,5% мас. до 3% мас., или от около 0,5% мас. до 2% мас. в расчете на общую массу концентрата. В некоторых вариантах реализации, композиции содержат один или несколько вышеупомянутых деэмульгаторов, но не содержат или по существу не содержат другие типы полимеров.

[0058] Источник воды, используемый для формирования композиций, содержит, состоит по существу из или состоит из воды. Источник воды содержит, в общей сложности, от 0% мас. до 30% мас. растворенных твердых веществ, например, от около 100 ч/млн. до 30% мас., от около 1% мас. до 30% мас. или даже от около 4% мас. до 30% мас. всех растворенных твердых веществ. В некоторых вариантах реализации, источник воды состоит по существу из воды; это наиболее вероятный вариант применительно к концентратам. В некоторых вариантах реализации, источником воды является добываемая вода; это наиболее вероятный вариант применительно к инъектатам и жидкостям для гидроразрыва.

[0059] В некоторых вариантах реализации, композиции содержат одну или несколько добавок. Добавки включают те вещества, которые обычно используются на нефтяных месторождениях при гидроразрыве или после первичного разрыва подземных углеводородсодержащих пластов. В некоторых вариантах реализации, добавки вводят в концентраты, и полученные концентраты являются стабильными или даже стабильными при хранении. В других вариантах реализации, добавки не вводят в концентрат, а вместо этого вводят в подземный пласт одновременно с разбавлением концентрата для образования инъектата, либо добавляют в инъектат после того, как он образован. Добавки, необязательно включенные в композиции, включают стабилизаторы глины, ингибиторы коррозии, ингибиторы образования отложений, загустители, стимуляторы обратного потока, понизители трения, проппанты, биоциды или их смеси, или они используются в различных комбинациях, в зависимости от химических и физических свойств конкретного подземного пласта, и в таких средах осуществляется их оптимизация оператором.

[0060] Подходящие стабилизаторы глин, используемые в композициях, включают, состоят по существу из или состоят из полимеров четвертичных аммониевых солей, имеющих среднемассовую молекулярную массу от около 500 г/моль до 10000 г/моль, хлорида холина, неорганических солей и их смесей. Неорганические соли, используемые в качестве стабилизаторов глины, включают KCl, CaCl₂ и MgCl₂. Дополнительные стабилизаторы глины, полезные для использованию в эмульсиях по изобретению, перечислены в документе, который находится по адресу http://booksite.elsevier.com/samplechapters/9780123838445/9780123838445.pdf.

[0061] Количество стабилизатора глины, используемого в композиции, составляет от около 1% мас. до 25% мас. в расчете на общую массу концентрата, например, от около 2% мас. до 25% мас. или от около 3% мас. до 25% мас., или от около 4% мас. до 25% мас., или от около 5% мас. до 25% мас., или от около 6% мас. до 25% мас., или от около 7% мас. до 25% мас., или от около 8% мас. до 25% мас., или от около 9% мас. до 25% мас., или от около 10% мас. до 25% мас., или от около 11% мас. до 25% мас., или от около 12% мас. до 25% мас., или от около 13% мас. до 25% мас., или от около 14% мас. до 25% мас., или от около 15% мас. до 25% мас., или от около 1% мас. до 24% мас., или от около 1% мас. до 23% мас., или от около 1% мас. до 22% мас., или от около 1% мас. до 21% мас., или от около 1% мас. до 20% мас., или от около 1% мас. до 19% мас., или от около 1% мас. до 18% мас., или от около 1% мас. до 17% мас., или от около 1% мас. до 16% мас., или от около 1% мас. до 15% мас., или от около 5% мас. до 20% мас., или от около 10% мас. до 20% мас. в расчете на общую массу концентрата.

[0062] Подходящие ингибиторы коррозии включают соединения с серосодержащими функциональными группами, такие как меркаптоэтанол, или соединения третичных аминов, такие как триазин, а также другие соединения, функционализированные меркапто и третичными аминами, и полимеры. Подходящие ингибиторы образования отложений включают фосфонатные соединения и акрилированные полимеры. В некоторых вариантах реализации, одна или несколько таких добавок присутствуют в количестве, которое составляет менее 1% от массы концентрата. В других вариантах реализации, каждая одна или несколько добавок присутствуют в инъектате в количестве от около 1 ч/млн. до 500 ч/млн., например, от около 2 ч/млн. до 400 ч/млн. или от около 3 ч/млн. до 300 ч/м.лн, или от около 4 ч/млн. до 200 ч/млн., или около 5 ч/млн. до 100 ч/млн.

[0063] Композиции по изобретению являются стабильными. В некоторых вариантах реализации, концентраты стабильны при хранении. В некоторых таких вариантах реализации, концентраты стабильны при хранении в течение от около 24 часов и до включительно двух лет или от около 6 месяцев до одного года при температурах от около -40 °С до 100 °С или от около -30 °С до 100 °С, или от около -25 ºC до 100 ºC, или от около -20 ºC до 100 ºC, или от около -15 ºC до 100 ºC, или от около -10 ºC до 100 ºC, или от около -5 ºC до 100 ºC, или от около 0 ºC до 100 ºC, или от около 10 ºC до 100 ºC, или от около 20 ºC до 100 ºC, или от около -30 ºC до 90 ºC, или от около -30 ºC до 80 ºC, или от около -30 ºC до 70 ºC, или от около -30 ºC до 60 ºC, или от около -20 ºC до 90 ºC, или от около -20 ºC до 80 ºC, или около -20 ºC до 70 ºC, или от около -10 ºC до 90 ºC, или от около -10 ºC до 80 ºC, или от около -10 ºC до 70 ºC, или от около 0 ºC до 90 ºC, или около 0 ºC до 80 ºC.

[0064] В некоторых вариантах реализации, общее содержание поверхностно-активного вещества в инъектатах составляет от около 0,001% мас. (10 ч/млн.) до 1% мас. в расчете на массу инъектата. В некоторых вариантах реализации, общее содержание поверхностно-активного вещества в инъектатах составляет или они состоят из, или состоят по существу из от около 0,001 до 1,00% мас., например, от около 0,005% мас. до 1,00% мас., или от около 0,01% мас. до 1,00% мас., или около 0,02% мас. до 1,00% мас., или от около 0,03% мас. до 1,00% мас., или от около 0,04% мас. до 1,00% мас., или от около 0,05% мас. до 1,00% мас., или от около 0,06% мас. до 1,00% мас., или около 0,07% мас. до 1,00% мас., или от около 0,08% мас. до 1,00% мас., или от около 0,09% мас. до 1,00% мас., или от около 0,10% мас. до 1,00% мас., или от около 0,001% мас. до 0,90% мас., или около 0,001% мас. до 0,80% мас., или от около 0,001% мас. до 0,70% мас., или от около 0,001% мас. до 0,60% мас., или от около 0,001% мас. до 0,50% мас., или от около 0,001% мас. до 0,40% мас., или около 0,001% мас. до 0,30% мас., или от около 0,001% мас. до 0,20% мас., или от около 0,001% мас. до 0,10% мас., или от около 0,005% мас. до 0,50% мас., или от около 0,005% мас. до 0,40% мас., или от около 0,005% мас. до 0,03% мас., или от около 0,005% мас. до 0,2% мас., или от около 0,005% мас. до 0,1% мас., или от около 0,01% мас. до около 0,2% мас., или от около 0,01% мас. до 0,10% мас. всего поверхностно-активного вещества.

[0065] В некоторых вариантах реализации, инъектаты содержат от около 0,001% мас. (10 ч/млн.) до 1% мас. активных веществ в расчете на массу инъектата, причем термин «активные вещества» относится к поверхностно-активным веществам и любым добавкам, присутствующим в композиции. В некоторых вариантах реализации, инъектаты содержат, состоят по существу из или состоят из от около 0,001% мас. до 1,00% мас. активных веществ, например, от около 0,005 до 1,00% мас., или от около 0,01% мас. до 1,00% мас., или около 0,02% мас. до 1,00% мас., или от около 0,03% мас. до 1,00% мас., или от около 0,04% мас. до 1,00% мас., или от около 0,05% мас. до 1,00% мас., или от около 0,06% мас. до 1,00% мас., или около 0,07% мас. до 1,00% мас., или от около 0,08% мас. до 1,00% мас., или от около 0,09% мас. до 1,00% мас., или от около 0,10% мас. до 1,00% мас., или от около 0,001% мас. до 0,90% мас., или около 0,001% мас. до 0,80% мас., или от около 0,001% мас. до 0,70% мас., или от около 0,001% мас. до 0,60% мас., или от около 0,001% мас. до 0,50% мас., или от около 0,001% мас. до 0,40% мас., или около 0,001% мас. до 0,30% мас., или от около 0,001% мас. до 0,20% мас., или от около 0,001% мас. до 0,10% мас., или от около 0,005% мас. до 0,50% мас., или от около 0,005% мас. до 0,40% мас., или около 0,005% мас. до 0,3% мас., или от около 0,005% мас. до 0,2% мас., или от около 0,005% мас. до 0,1% мас., или от около 0,01% мас. до 0,2% мас., или от около 0,01% мас. до 0,10% мас. активных веществ.

[0066] В некоторых вариантах реализации, концентраты и инъектаты характеризуются как не содержащие анионных поверхностно-активных веществ; не содержащие неионогенных поверхностно-активных веществ; или не содержащие ни анионных, ни неионогенных поверхностно-активных веществ. В некоторых вариантах реализации, исключение одного или нескольких из этих видов поверхностно-активных веществ является существенным исключением.

[0067] В некоторых вариантах реализации, концентраты характеризуются как перекачиваемые или наливные при температурах от около -40 °С до 100 °С. В некоторых вариантах реализации концентраты хранятся в контейнере в течение по меньшей мере 24 часов и даже в течение двух лет. В некоторых вариантах реализации, концентраты стабильны при хранении в течение по меньшей мере 24 часов и в течение двух лет при температуре от около -40 °С до 100 °С, например, от около 1 недели до двух лет, или от около 1 месяца до двух лет, или от около 6 месяцев до двух лет, или от около 24 часов до 1 года, или от около 24 часов до 6 месяцев, или от около 24 часов до 1 месяца, или от около 1 месяца до 1 года, или от около 6 месяцев до 1 года. В некоторых вариантах реализации, концентраты транспортируют, до или после хранения, в место, расположенное поблизости от ствола скважины, проходящего через подземный пласт. В некоторых вариантах реализации, концентраты закачивают или наливают из контейнера, расположенного непосредственно около ствола скважины, проходящего через подземный пласт, и впоследствии или одновременно с этим разбавляют источником воды и закачивают в подземный пласт.

[0068] Раскрытые в данном документе концентраты являются стабильными при хранении и могут храниться или транспортироваться, при этом их можно перекачивать или наливать для объединения с источником воды для образования инъектата. Объединение концентрата с источником воды называется разбавлением. Для разбавления концентрированных композиций поверхностно-активных веществ перед или одновременно с закачкой в подземный пласт, специалист в данной области техники может подходящим образом использовать любую известную и доступную технологию. Например, с источником воды, предназначенным для объединения с концентратом, например, реликтовой воды, поверхностной воды, морской воды, очищенной воды или добываемой воды, вытекающей из подземного пласта, целесообразно использовать статические или динамические смесители.

[0069] Отличительной особенностью концентратов является то, что разбавление для образования инъектата осуществляется легко: большинство концентрированных композиций поверхностно-активных веществ, т. е., композиций, содержащих 5% мас. твердых веществ и более, образуют гели или имеют густые, вязкие и даже пастообразные консистенции, которые трудно обрабатывать и особенно трудно быстро разводить. Концентраты, описанные в данном документе, являются стабильными и текучими (и/или перекачиваемыми, или наливными) при температурах от -40° С до 100 °С и, следовательно, успешно смешиваются с источником воды непосредственно перед или одновременно с закачкой полученного инъектата в подземный пласт. Гомогенный инъектат легко образуется при простом разбавлении и перемешивании концентрата; для разбавления концентратов или для закачки инъектатов не требуется никакого особенного оборудования или техники (например, с высокой скоростью сдвига, высокой эффективностью смешивания и т. д.).

[0070] Инъектаты содержат от около 99% мас. до 99,999% мас. источника воды и от около 0,001% мас. до 1% мас. всего поверхностно-активного вещества, по выбору пользователя. В некоторых вариантах реализации, источник воды представляет собой высокотемпературный источник воды, источник воды с высоким общим содержанием растворенных твердых веществ или высокотемпературный источник воды с высоким общим содержанием растворенных твердых веществ. В некоторых вариантах реализации, условия в подземном пласте включают высокую температуру, присутствие источников воды с высоким общим содержанием растворенных твердых веществ, высокое давление или комбинацию двух или более из этих условий по меньшей мере в одной подземной области, которая находится в контакте с инъектатом.

[0071] Любая комбинация вышеперечисленных компонентов легко поддается объединению для образования композиции, предназначенной для использования при добыче углеводородного продукта из углеводородсодержащего подземного пласта. Концентраты по приведенному выше описанию, объединенные любым способом и включающие любые из вышеуказанных компонентов в любой комбинации, формируют должным образом, а затем хранят и/или разбавляют, как описано выше, и с использованием любых условий, описанных выше, в любой комбинации. Инъектаты по приведенному выше описанию, объединенные любым способом и включающие любые из вышеуказанных компонентов в любой комбинации, формируют должным образом, с использованием любых условий, описанных выше, в любой комбинации. Инъектаты формируют должным образом путем разбавления концентратов или непосредственным объединением компонентов инъектатов. Концентраты используются для образования инъектатов, необязательно, после периода хранения. Инъектаты используют для закачки в углеводородсодержащий подземный пласт. Инъектаты используют для добычи углеводородных продуктов из углеводородсодержащих подземных пластов.

[0072] Разбавление концентрата для образования инъектата осуществляют с использованием источника воды; в некоторых вариантах реализации, источник воды содержит, состоит по существу из или состоит из добываемой воды. В некоторых вариантах реализации, в концентрат или в инъектат для гидроразрыва добавляют один или несколько проппантов, причем комбинация инъектата и проппанта называется жидкостью для гидроразрыва. Подходящие проппанты содержат, состоят из или состоят по существу из песка или оксида алюминия. Другие добавки, должным образом добавленные в концентраты, инъектаты или жидкости для гидроразрыва, включают агенты для регулирования pH, такие как минеральные кислоты или основания, или другие добавки, введенные оператором для использования в конкретном подземном пласте, из которого извлекается углеводород, и/или на конкретном этапе, который осуществляют при извлечении углеводорода. В других вариантах реализации, вместо этого, одна или несколько таких добавок включены в концентрат и, следовательно, не добавляются оператором в полевых условиях.

[0073] После закачки в пласт, порода, которая соприкасается с инъектатом по любому из приведенных выше вариантов реализации, превращается из олеофильной в гидрофильную. Например, угол контакта нефтяной капли на нефтенасыщенной поверхности породы составляет 0º или практически 0º; при контакте нефтесодержащей поверхности породы с инъектатом, угол контакта нефтяной капли на соприкасающейся поверхности породы изменяется до от около 60º до 100º, или до от около 60º до 95º, или до от около 60º до 90º, или до от около 70º до 100º, или до от около 80º до 100º, или до от около 70º до 90º, или до от около 80º до 90º. Тем не менее, компоненты инъектатов проявляют низкую склонность к адсорбции на породе, что означает, что поверхностно-активные вещества в инъектатах не будут быстро истощаться при протекании в подземном пласте. Эти инъектаты не способствуют образованию эмульсий сырой нефти и фактически препятствуют образованию эмульсий в подземных потоках флюида, хотя обычно, когда инъектаты, содержащие поверхностно-активные вещества, объединяются под землей с добываемой водой и сырой нефтью, образуются эмульсии нефть/вода и вода/нефть.

[0074] Закачка инъектатов в подземный пласт существенно увеличивает выход или скорость потока, или того и другого в случае углеводородов, добываемых из скважины, находящейся в соединении по текучей среде с углеводородсодержащим подземным пластом. Закачка инъектатов в скважину увеличивает выход, скорость потока или того и другого в случае углеводородов, добываемых из пластов, содержащих источники воды с высокой температурой, источники воды с высоким общим содержанием растворенных твердых веществ или источники воды с высокой температурой/высоким общим количеством растворенных твердых веществ. Закачка инъектатов в скважину увеличивает выход, скорость потока или того и другого в случае углеводородов, добываемых в процессах стимулируемой добычи углеводородов, включая вторичную добычу нефти и третичную добычу нефти. Закачка инъектатов в скважину увеличивает добычу, скорость потока или или того и другого в случае углеводородов, извлекаемых из пластов, характеризующихся наличием породы с низкой проницаемостью или даже породы с очень низкой проницаемостью. Закачка инъектатов в скважину увеличивает добычу, скорость потока или или того и другого в случае углеводородов, извлекаемых из пластов, в которых углеводород характеризуется как «тяжелая нефть» или как имеющий высокое содержание парафинов.

[0075] В любой из вышеперечисленных закачек, инъектат может дополнительно содержать проппант, такой как песок или оксид алюминия, причем эта смесь характеризуется как жидкость для гидроразрыва. Закачка жидкости для гидроразрыва осуществляется одновременно с процессом гидроразрыва, с использованием жидкости для гидроразрыва в качестве гидравлической жидкости. В таких процессах, жидкости для гидроразрыва, описанные в данном документе, эффективны в отношении увеличения скорости сбора, общего выхода углеводородов или того и другого в случае сланцевых пластов с низкой проницаемостью, включая пласты, в которых обычно используются методы гидроразрыва. Обнаружилось, что раскрытые композиции обеспечивают очень желательные характеристики для содействия извлечению углеводородных соединений из трещиноватых пород углеводородсодержащих подземных пластов. Эффективность инъектата/жидкости для гидроразрыва дополняет список полезных свойств концентратов, которые можно перекачивать или наливать и которые легко объединяются с источником воды для образования инъектатов.

[0076] Инъектаты и жидкости для гидроразрыва, описанные в данном документе, изменяют смачиваемость пластовой породы от олеофильной к гидрофильной, в то же время сами демонстрируют низкую адсорбцию на породе, что минимизирует скорость истощения поверхностно-активного вещества по мере протекания композиции в подземном пласте. Раскрытые в данном документе композиции также придают низкое межфазное натяжение источникам воды, имеющим высокую минерализацию и/или содержащим общее количество растворенных твердых веществ до включительно около 30% мас., но при этом предотвращают образование эмульсий с углеводородными продуктами, которые являются целевыми продуктами операции извлечения. Наконец, раскрытые в данном документе композиции являются стабильными в подземном пласте, проявляя при этом все вышеупомянутые свойства. Водная среда в сланцевых пластах с низкой проницаемостью может иметь высокую температуру, высокое общее количество растворенных твердых веществ, высокое давление или комбинацию двух или более из этих характеристик.

[0077] Способы

[0078] Приведенные ниже описания методологии включают описания отдельных действий, причем любое из этих отдельных действий предназначено для объединения с любыми другими отдельными действиями без ограничений, если не указано иное. Кроме того, описанные ниже способы, предназначены для комбинирования с использованием любых из вышеперечисленных композиций без ограничения, за исключением случаев, когда они специально ограничены или ограничены контекстом.

[0079] В некоторых вариантах реализации, компоненты композиции объединяются в любом порядке и с использованием любого способа, известного специалистам в области формирования добавок. Концентраты успешно формируют путем объединения описанных выше компонентов композиций в любом порядке, в результате чего получают концентрат с содержанием поверхностно-активного вещества от около 5% мас. до 90% мас., причем концентраты являются наливными или перекачиваемыми, для обеспечения легкого разбавления в полевых условиях. В некоторых вариантах реализации, в концентрат или в инъектат для гидроразрыва пласта добавляют один или несколько дополнительных компонентов. Такие дополнительные компоненты (добавки) включают любые из перечисленных выше. Разбавление концентрата для формирования инъектата или жидкости для гидроразрыва осуществляется с использованием источника воды; в некоторых вариантах реализации, источник воды содержит, состоит по существу или состоит из добываемой воды.

[0080] В некоторых вариантах реализации, концентрат объединяют с источником воды и любыми желательными добавками для получения инъектата одновременно с осуществлением одного или нескольких процессов закачки под землю; в других вариантах реализации, объединение осуществляют перед закачкой. Инъектат закачивают через скважину в подземный углеводородосодержащий пласт, в случаях, когда это приводит к увеличению скорости, общего выхода или того и другого в отношении углеводородных соединений, собранных или извлеченных из пласта. В некоторых вариантах реализации, источник воды, подземная среда или то и другое имеют высокую температуру, высокое общее количество растворенных твердых веществ или обе эти характеристики. В некоторых вариантах реализации, подземный пласт содержит породу с низкой проницаемостью, породу с очень низкой проницаемостью, тяжелую нефть, имеет высокое содержание парафинов или комбинацию двух или более из этих характеристик.

[0081] Закачка инъектатов приводит к повышению скорости извлечения, общего выхода углеводородных соединений из подземного пласта или того и другого. В некоторых вариантах реализации, пласт представляет собой сланцевый пласт с низкой проницаемостью, пласт из песчаника или карбонатный пласт. В некоторых вариантах реализации, пласт характеризуется одной или несколькими из следующих особенностей: порода с низкой проницаемостью, порода с очень низкой проницаемостью, с низкой проницаемостью, низкой пористостью, высокой температурой, высоким общим содержанием растворенных твердых веществ в подземном источнике воды и высоким содержанием двухвалентных катионов в подземном источнике воды. В случаях, когда закачка происходит одновременно с гидроразрывом, инъектат содержит в качестве добавки проппант и называетсяя жидкостью для гидроразрыва.

[0082] Кроме того, инъектаты стабильны как до, так и после закачки под землю. Т. е., в инъектатах не происходит разделения фаз в присутствии добываемой воды, при контакте с поверхностями породы, при высокой температуре или при комбинации этих условий. В некоторых вариантах реализации, инъектат получают путем объединения концентрата (необязательно, после периода хранения) с добываемой водой. В некоторых вариантах реализации, добываемая вода содержит большое общее количество растворенных твердых веществ. Образованные таким образом инъектаты являются стабильными смесями и не разделяются на фазы. Кроме того, инъектаты стабильны в подземных пластах в течение продолжительного времени, в том числе, в условиях высокой температуры, высокого общего содержания растворенных твердых веществ или в условиях комбинации этих факторов. Например, инъектаты не разделяются на фазы при температурах от около 100°C до 200°C или от около 100°C до 190 °C, или от около 100°C до 180 °C, или от около 100°C до 170 °C, или от около 100°C до 160°C или около от 100 °С до 150 °С, в течение периодов от 7 дней до 90 дней, или от 7 дней до 90 дней или от 7 дней до 80 дней, или от 7 дней до 70 дней, или от 7 дней до 60 дней, или от 7 дней до 50 дней, или от 7 дней до 40 дней, или от 7 дней до 30 дней. Кроме того, в некоторых вариантах реализации, инъектаты являются стабильными в течение вышеуказанных периодов времени и/или при вышеуказанных температурах при высоком давлении (давление, превышающее атмосферное давление на поверхности земли), таком, как природное давление, встречающееся в подземных средах, давление, приложенное во время гидроразрыва пласта или в результате другого подземного процесса, обусловленного человеческой деятельностью, или обусловленное комбинацией этих факторов.

[0083] Неожиданно обнаружилось, что комбинация диалкилдиметиламмониевого поверхностно-активного вещества и амфотерного поверхностно-активного вещества, в отсутствие анионных поверхностно-активных веществ и, в некоторых вариантах реализации, в отсутствие неионных поверхностно-активных веществ, обеспечивает стабильность концентратов и инъектатов. Важно, что при индивидуальном тестировании диалкилдиметиламмониевые поверхностно-активные вещества и амфотерные поверхностно-активные вещества не являются стабильными при высокой температуре, высоком общем содержании растворенных твердых веществах или в услосиях комбинации этих факторов. У диалкилдиметиламмониевых поверхностно-активных веществ и амфотерных поверхностно-активных веществ по отдельности наблюдалось разделение фаз при воздействии температуры 160 °С в течение 30 дней или менее, даже когда источник воды, используемый для образования инъектата, содержал менее 1% мас. общих растворенных твердых веществ. Однако комбинация одного или нескольких диалкилдиметиламмониевых поверхностно-активных веществ и одного или нескольких амфотерных поверхностно-активных веществ, в отсутствие анионных и неионогенны поверхностно-активных веществ, является стабильной в таких условиях. Этот результат оказался неожиданным, так как на известном уровне техники у специалистов нет причин полагать, что комбинация диалкилдиметиламмониевого поверхностно-активного вещества с амфотерным поверхностно-активным веществом, в отсутствие анионных и неионогенных поверхностно-активных веществ, будет более стабильной в виде инъектата, чем инъектат, содержащий только любое одно из этих поверхностно-активных веществ.

[0084] Соответственно, способ включает, состоит по существу из или состоит из формирования концентрата, хранения концентрата в течение периода от около 1 дня до двух лет, разбавления концентрата источником воды для образования инъектата и закачки инъектата в подземный пласт. В некоторых вариантах реализации, источником воды является добываемая вода. В некоторых вариантах реализации, условия в подземном пласте включают одно или несколько из следующих: высокая температура, высокое давление, источники воды с высоким общим содержанием растворенных твердых веществ, порода с низкой проницаемостью, порода с очень низкой проницаемостью, тяжелая нефть и углеводород с высоким содержанием парафинов.

[0085] В некоторых вариантах реализации, инъектат помещают в подземный пласт на период по меньшей мере от 7 до 90 дней, при этом в нем не происходит разделения фаз. Другой способ включает закачку инъектата в первую скважину, которая находится в соединении по текучей среде с подземным углеводородсодержащим пластом, и последующий сбор одного или нескольких углеводородных соединений из первой скважины. Еще один способ включает закачку инъектата в первую скважину, которая находится в соединении по текучей среде с подземным углеводородсодержащим пластом, и последующий сбор одного или нескольких углеводородных соединений из второй скважины, причем вторая скважина также находится в соединении по текучей среде с подземным углеводородсодержащим пластом. В некоторых вариантах реализации, одна или несколько таких скважин представляют собой стволы скважин, т. е., искусственные соединения по текучей среде с подземным пластом, которые приспособлены для сбора углеводородов.

[0086] В некоторых вариантах реализации наблюдалось, что после около 1 секунды контакта с породой, ранее пропитанной углеводородными соединениями, угол контакта капли инъектата, нанесенного на поверхность породы, составляет 70° или менее, например, от около 5° до 70° или от около 10^о до 70°, или от около 20° до 70°, или от около 30° до 70°, или от около 40° до 70°, или от около 5° до 65°, или от около 5° до 60°, или от около 5˚ до 55°, или от около 5˚ до 50˚, или от около 5˚ до 45˚, или от около 10˚ до 60˚, или от около 10˚ до 50˚, или от около 20˚ до 50˚, или около 30˚ до 50˚. В некоторых вариантах реализации наблюдалось, что после около 10 секунд контакта с породой, ранее пропитанной углеводородными соединениями, угол контакта капли инъектата, нанесенного на поверхность породы, составляет 50° или менее, например, от около 5° до 50° или от около 10° до 50°, или от около 20° до 50°, или от около 30° до 50°, или от около 5° до 45°, или от около 5° до 40°, или от 5° до 35°, или от около 10° до 35°, или от около 10° до 30°, или от около 20° до 40°, или от около 25° до 40°. В некоторых вариантах реализации наблюдалось, что после около 60 секунд контакта с породой, ранее пропитанной углеводородными соединениями, угол контакта капли инъектата, нанесенного на поверхность породы, составляет 40° или менее, например, от около 5° до 40° или от около 7˚ до 40˚, или от около 10˚ до 40˚, или от около 15˚ до 40˚, или от около 20˚ до 40˚, или от около 5˚ до 35˚, или от около 5˚ до 30˚, или от около 5^о до 25°, или от около 5^о до 20 °, или от около 7^о до 30°, или от около 7^о до 25 °, или от около 10^о до 25°.

[0087] В некоторых вариантах реализации, закачку инъектата осуществляют после гидроразрыва пласта. В некоторых случаях, инъектат закачивают в пласт, в котором гидравлический разрыв не проводился. В других вариантах реализации, закачку инъектата осуществляют одновременно с гидроразрывом пласта. Способы по изобретению особенно полезны при вторичной и третичной добыче нефти, которые в совокупности упоминаются в данном документе как стимулируемая добыча нефти, которая представляет собой любую закачку, выполняемую после того, как установлено соединение по текучей среде скважины с пластом.

[0088] Композиции по изобретению успешно используются также для стимулируемой добычи нефти в одном или нескольких процессах парового гравитационного дренажа (SAGD). SAGD представляет собой технологию стимулируемой добычи нефти для производства тяжелой сырой нефти и битума. Это усовершенствованная форма паростимуляции, при которой в подземном пласте пробурена пара параллельных горизонтальных скважин, одна из которых на несколько метров выше другой. Пар высокого давления непрерывно закачивают в ствол верхней скважины, чтобы нагреть нефть и снизить ее вязкость, в результате чего нагретая нефть стекает в ствол нижней скважины, из которой ее откачивают. В таких процессах инъектаты по настоящему изобретению целесообразно закачивать вместе с паром, чтобы воздействовать на смачиваемость, поверхностное натяжение и т. п.

[0089] После ознакомления с подробным описанием изобретения станет очевидным, что возможны его модификации и варианты без выхода за пределы объема изобретения, определенного в прилагаемой формуле изобретения. Для дополнительной иллюстрации настоящего изобретения, приведены следующие неограничивающие примеры.

[0090] Экспериментальная часть

[0091] Пример 1

[0092] Смешали приведенные ниже композиции 1-15, включая композиции Сравнения 7C, 9C, 10C, 12C и 13C. Затем композиции по отдельности смешали с добытым рассолом с месторождения Eagle Ford (добываемая вода с общим содержанием растворенных твердых веществ 0,7%) для формирования водных смесей, имеющих общую концентрацию поверхностно-активного вещества 0,1% мас. (1000 ч/млн.). Смеси рассола закупорили, уравновесили до 160 ^ºС, и выдерживали при этих условиях в течение до включительно 1 месяца, в течение которого производили наблюдения этих смесей по меньшей мере один раз в день. В течение этого периода наблюдения были отмечены признаки разделения фаз, такие как осаждение или образование суспензии. Считается, что смесь, оставшаяся прозрачной в течение периода наблюдения, обладает достаточной стабильностью в воде для использования ее в качестве подземного инъектата.

[0093] Композиции 1-8, 11 и 14-15 были определены как стабильные, тогда как в 9C, 10C и 12C наблюдалось разделение фаз после выдерживания в течение около 1 месяца. Композиции 7C и 13C не были испытаны.

[0094] Композиция 1: 57,1% мас. дикокодиметиламмонийхлорида, 28,6% мас. лаурилгидроксисултаина, 14,3% мас. изопропанола

[0095] Композиция 2 : 57,1% мас. дикокодиметиламмонийхлорида, 28,6% мас. лаурилбетаина, 14,3% мас. изопропанола

[0096] Композиция 3: 42,9% мас. дикокодиметиламмонийхлорида, 42,9% мас. лаурилгидроксисултаина, 14,2% мас. изопропанола

[0097] Композиция 4: 44% мас. дикокодиметиламмонийхлорида, 44% мас. лаурилбетаина, 12% мас. изопропанола

[0098] Композиция 5 : 50% мас. дикокодиметиламмонийхлорида, 37,5% мас. лаурилбетаина, 12,5% мас. изопропанола

[0099] Композиция 6: 66,7% мас. дикокодиметиламмонийхлорида, 16,7% мас. лаурилгидроксисултаина, 16,6% мас. изопропанола

[00100] Композиция 7С : 100% мас. лаурилгидроксисултаина

[00101] Композиция 8: 60% мас. дикокодиметиламмонийхлорида, 20% мас. лаурилгидроксисултаина, 20% мас. метанола

[00102] Композиция 9C: 39% мас. дисульфоната дидецилдифенилового эфира, 39% мас. C14-C14 альфа-олефинсульфоната, 20% мас. метанола, 1% мас. сшитого полимера EO/PO, 1% мас. этоксилата полиэтиленимина

[00103] Композиция 10С: 100% мас. дикокодиметиламмонийхлорида

[00104] Композиция 11: 60% мас. дикокодиметиламмонийхлорида, 20% мас. лаурилгидроксисултаина, 1,5% мас. сшитого полимера EO/PO (деэмульгатор), 18,5% мас. метанола

[00105] Композиция 12C: 55% мас. внутреннего олефинсульфоната, 19% мас. лаурилгидроксисултаина, 17,3% мас. этиленгликоля, 8,7% мас. метанола

[00106] Композиция 13С: 100% мас. лаурилтриметиламмонийхлорида

[00107] Композиция 14: 42,9% мас. дикокодиметиламмонийхлорида, 14,3% мас. лаурилгидроксисултаина, 21,4% мас. IPA, 21,4% мас. воды

[00108] Композиция 15: 52,5% мас. дикокодиметиламмонийхлорида, 17,5% мас. лаурилгидроксисултаина, 15% мас. IPA, 15% мас. воды

[00109] Пример 2

[00110] Образцы керна породы с месторождения Eagle Ford погрузили в нефть с Eagle Ford (смесь сырой нефти) и выдерживали в ней по меньшей мере 4 дня, чтобы образцы достигли состояния смоченных нефтью. Затем образцы керна протерли тканью для удаления избытка нефти и поместили в стеклянные впитывающие ячейки с делением шкалы 0,1 мл. Керны были размещены с открытыми торцевыми поверхностями. Характеристики композиции 8 сравнивали с характеристиками композиций 9C, 12C и 13C при концентрации, указанной в Таблице 1, путем разбавления продукта водопроводной водой. Был также проведен «слепой» тест без поверхностно-активных веществ или других добавок. Каждую ячейку заполнили определенным объемом композиции поверхностно-активного вещества (или, в случае слепого теста, добавляли водопроводную воду), а затем ячейку погружали в баню с заданной температурой 130 ^ºC на 500 часов или до тех пор, пока не прекращалось вытеснение нефти. Во время теста ячейки не подвергали воздействию давления. Объем вытесненной нефти использовали для расчета дебита нефти и % первоначального содержание нефти в пласте (OOIP). В Таблице 1 приведены результаты этих испытаний.

[00111] Таблица 1. % OOIP измеряли с использованием кернов с месторождения Eagle Ford и нефти Eagle Ford для различных поверхностно-активных веществ в 0,7% TDS соляном растворе при 130 °C.

Композиция	Общая концентрация поверхностно-активного вещества, ч/млн.	% OOIP
Отсутствует (слепой тест)	0	22,3
9C	1000	24,5
12C	1000	26,0
13C	1000	23,1
8	600	30,7
8	1000	56,5

[00112] Пример 3

[00113] Для измерения межфазного натяжения (IFT, дин/см) сырой нефти Eagle Ford на поверхности осколка породы, когда осколок погружен в синтетический рассол Eagle Ford при 80°C или раствор 2% мас. KCl при 80 °C, использовали тензиометр вращающейся капли. Рассол Eagle Ford (0,7% мас. TDS) или раствор 2% мас. KCl использовали в качестве разбавителя указанных композиций для формирования тестируемых растворов, имеющих общее количество поверхностно-активного вещества 1000 ч/млн. Результаты приведены в Таблице 2.

[00114] Таблица 2. Межфазное натяжение для указанных композиций при общем количестве поверхностно-активного вещества1000 ч/млн. в указанном рассоле-разбавителе по сравнению с нефтью Eagle Ford при 80ºC.

Композиция	IFT, дин/см	Разбавитель
8	0,010	Рассол Eagle Ford (0,7% мас. TDS)
8	0,015	2% KCl
10C	>3	Рассол Eagle Ford (0,7% мас. TDS)
10C	>3	2% KCl
7С	1,9	Рассол Eagle Ford (0,7% мас. TDS)
1	0,015	Рассол Eagle Ford (0,7% мас. TDS)
2	0,12	Рассол Eagle Ford (0,7% мас. TDS)
3	0,086	Рассол Eagle Ford (0,7% мас. TDS)
4	0,138	Рассол Eagle Ford (0,7% мас. TDS)
5	0,14	Рассол Eagle Ford (0,7% мас. TDS)
6	0,036	Рассол Eagle Ford (0,7% мас. TDS)
6	0,032	2% KCl
9C	>1	Рассол Eagle Ford (0,7% мас. TDS)
11	0,008	Рассол Eagle Ford (0,7% мас. TDS)
14	0,005	Рассол Eagle Ford (0,7% мас. TDS)
15	0,007	Рассол Eagle Ford (0,7% мас. TDS)

[00115] Пример 4

[00116] Композиции 8, 11 и 12C разбавили до 1000 ч/млн общего количества поверхностно-активного вещества в рассоле Eagle Ford (0,7% TDS), чтобы получить, в общей сложности, 5 мл смеси для каждой из композиций. Приготовили также образец для слепого теста, который представлял собой 5 мл рассола Eagle Ford без каких-либо поверхностно-активных веществ или других добавок. Эти смеси были помещены в небольшие испытательные пробирки. В каждую пробирку добавили 5 мл сырой нефти Eagle Ford. Пробирки уравновесили до температуры около 80 ºC. Затем каждую смесь рассол-нефть закупорили и встряхивали вручную в течение 2 минут. Наблюдали за внешним видом встряхиваемой смеси, при этом отмечали образование эмульсии.

[00117] Композиции 8 и 11 не проявляли каких-либо видимых признаков образования эмульсии. Образец для слепого теста также не проявил никаких признаков образования эмульсии. В случае композиции 12С наблюдалось образование непрозрачной области на границе раздела нефть/вода, которая была четко выраженной, устойчивой и вязкой. Это наблюдение согласуется с образованием эмульсии в смесях сырой нефти и добываемой воды.

[00118] Пример 5

[00119] Образцы углеводородного сырья (которые включали как углеводород, так и добываемую воду) отобрали из пластов в различных геологических зонах в пределах Зоны 1 и Зоны 2 Eagle Ford, и произвели анализ этих образцов. Углеводород, полученный из Зоны 1, содержал 1,6% мас. ароматических соединений (включая, но не ограничиваясь ими, толуол, ксилол и т. п.) и 37% мас. парафина (определяемого как C_nH_n+2, где n равно 1 или больше). Образец углеводорода из Зоны 2 содержал менее 1% мас. ароматических веществ и менее 1% мас. парафина. Добываемая вода, полученная из Зоны 1, содержала общее количество растворенных твердых веществ 7000 мг/л с pH 7,1; растворенные вещества включали 440 мг/л Ca, 23 мг/л Mg, 2000 мг/л Na, 3690 мг/л Cl, 27 мг/л К и 480 мг/л HCO₃. Добываемая вода, полученная из Зоны 2, содержала общее количество растворенных твердых веществ 490 мг/л с pH 8; растворенные вещества включали 51 мг/л Ca, 0,9 мг/л Mg, 240 мг/л Na, 410 мг/л Cl и 4,2 мг/л Fe.

[00120] Добавили композиции 16, 17 и 18 (перечислены ниже). Затем композиции по отдельности смешали с добытым рассолом с месторождения Eagle Ford (добываемая вода с общим содержанием растворенных твердых веществ 0,7%) для формирования водных смесей, имеющих общую концентрацию поверхностно-активного вещества 0,1% мас. (1000 ч/млн.).

[00121] Композиция 16: 32% мас. дикокодиметиламмонийхлорида, 7,15% мас. лаурилгидроксисултаина, 21,4% мас. IPA, 21,4% мас. воды

[00122] Композиция 17: 27,9% мас. дикокодиметиламмонийхлорида, 10% мас. лаурилгидроксисултаина, 21,4% IPA, 21,4% воды

[00123] Композиция 18: 12,9% мас. дикокодиметиламмонийхлорида, 20% мас. лаурилгидроксисултаина, 21,4% IPA, 21,4% воды

[00124] Для композиций 16-18 произвели измерение межфазного натяжения с использованием общей процедуры, описанной в Примере 3, причем граница раздела фаз представляла собой границу между нефтью и добываемой водой Зоны 2 Eagle Ford. В Таблице 3 показано межфазное натяжение, в дин/см, как функция отношения лаурилгидроксисултаина (LHS) к дикокодиметиламмонийхлориду (DCDMAC).

[00125] Таблица 3. Межфазное натяжение, дин/см, измеренное для композиций 16-18, добавленных в количестве 1000 ч/млн. к смеси нефть/рассол из Зоны 2 Eagle Ford.

Композиция	Массовое соотношение, LHS:DCDMAC	IFT, дин/см
16	0,22	0,13
17	0,36	0,07
18	1,55	0,012

[00126] Пример 6

[00127] Испытания на впитывание нефти для композиций 17 и 18 провели с использованием процедуры, описанной в Примере 2. Керны, использованные в тесте, были большими и неповрежденными, с очень небольшим видимым разрывом. В начале впитывания применяли 1000 ч/млн активных веществ (т. е., общее количество лаурилгидроксисултаина (LHS) в ч/млн. плюс общее дикокододиметиламмонийхлорида (DCDMAC) в ч/млн.). Через 500 часов образцы керна, обработанные с применением 1000 ч/млн активных веществ композиции 16, произвели около 20% OOIP, тогда как образцы кернов, обработанные 1000 ч/млн. активных веществ композиции 18, дали около 40% OOIP, т. е., при использовании композиции 18, извлечение нефти составило на около 100% больше, чем извлечение нефти при использовании композиции 17.

[00128] После проведения 500-часового измерения в ту же самую, ранее обработанную, впитывающую ячейку добавили вторую аликвоту 1000 ч/млн. активных веществ композиции 18. Еще через 500 часов (т. е., общее время испытаний составило 1000 часов) из керна были извлечены еще 30% OOIP, дополнительно к первоначальным 40% OOIP, извлеченным за первые 500 часов. Другими словами, композиция 18 дала в общей сложности 70% OOIP, извлеченного через 1000 часов и с применением композиции в двух дозах. Второе введение коррелирует с закачками при вторичной добыче нефти или при третичной добыче нефти.

[00129] Пример 7

[00130] Температуру застывания концентрата по изобретению измеряли с использованием модифицированной методики ASTM D97, в соответствии с которой температуру понижали путем погружения образца, подлежащего испытанию, в охлаждающую ванну. После каждого интервала 3°C тестовый сосуд извлекали и наклоняли для проверки движения содержимого. Когда течение содержимого при наклоне прекращалось, сосуд наклоняли по существу в горизонтальное положение (90° от положения, в котором сосуд находился в охлаждающей ванне) и удерживали в этом положении в течение около 5 секунд. Если не наблюдалось течения содержимого сосуда, когда он находился в горизонтальном положении, к последней измеренной температуре добавляли 3 °C, чтобы получить измеренную температуру застывания.

С помощью этой процедуры было обнаружено, что концентрат, содержащий 42,9% мас. дикокодиметиламмонияхлорида, 14,3% мас. лаурилгидроксисултаина, 21,4% мас. изопропанола и 21,4% воды, имеет температуру застывания -27°С.

1. Композиция для повышения извлечения углеводорода из подземного паста, содержащая

(a) дикокодиметиламмонийхлорид;

(b) амфотерное поверхностно-активное вещество, выбранное из лаурилгидроксисултаина, лаурилбетаина или их комбинации,

при этом массовое отношение дикокодиметиламмонийхлорида к амфотерному поверхностно-активному веществу в композиции составляет от 1:1 до 1:5;

(c) растворитель, выбранный из источника воды, связующего агента, выбранного из изопропанола, метанола или их комбинации, или смеси двух или более из них,

(d) необязательно деэмульгатора,

(e) необязательно проппанта.

2. Композиция по п. 1, отличающаяся тем, что композиция представляет собой концентрат, содержащий от 5 до 90 мас.% общего количества поверхностно-активного вещества в расчете на массу концентрата, причем концентрат стабилен при хранении и является перекачиваемым или наливным в течение от 24 часов до двух лет при температуре от -40 до 100°C.

3. Композиция по п. 2, отличающаяся тем, что концентрат содержит от 5 до 30 мас.% связующего агента в расчете на массу концентрата.

4. Композиция по п. 1, отличающаяся тем, что композиция представляет собой инъектат, содержащий от 10 до 10000 ч/млн общего количества поверхностно-активного вещества в расчете на массу инъектата.

5. Композиция по п. 4, отличающаяся тем, что инъектат содержит источник воды, включающий добываемую воду.

6. Композиция по п. 4 или 5, отличающаяся тем, что источник воды содержит по меньшей мере 0,5 мас.% растворенных в нем твердых веществ или имеет температуру от 60 до 120°С, или содержит по меньшей мере 0,5 мас.% растворенных твердых веществ и имеет температуру от 60 до 120°С.

7. Композиция по любому из пп. 1-6, отличающаяся тем, что амфотерное поверхностно-активное вещество представляет собой лаурилгидроксисултаин.

8. Композиция по любому из пп. 1-7, отличающаяся тем, что деэмульгатор выбран из полиэтилениминалкоксилатов, алкоксилированных алкилфенолформальдегидных смол, модифицированных алкоксилированными аминами алкилфенолформальдегидных смол, сополимеров этиленоксид/пропиленоксид, сшитых сополимеров этиленоксид/пропиленоксид и смесей двух или более из них.

9. Способ повышения извлечения углеводорода из подземного пласта, включающий:

приготовление комбинации

(i) дикокодиметиламмонийхлорида,

(ii) амфотерного поверхностно-активного вещества, выбранного из лаурилгидроксисултаина, лаурилбетаина или их комбинации,

причем массовое отношение дикокодиметиламмонийхлорида к амфотерному поверхностно-активному веществу составляет от 1:1 до 1:5,

(iii) связующего агента, выбранного из изопропанола, метанола или их комбинации,

(iv) источника воды,

(v) необязательно деэмульгатора и

(vi) необязательно проппанта

для образования инъектата, содержащего от 10 до 10000 ч/млн общего количества поверхностно-активного вещества в расчете на массу инъектата;

закачку инъектата в подземный пласт; и

сбор углеводорода из подземного пласта.

10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что подземный пласт имеет одну или более особенностей: содержит породу с проницаемостью 0,9869*10^-4 мкм² (0,1 миллиДарси (мД)) или менее и углеводородом, находящимся в этой породе, содержит породу с проницаемостью 0,9869*10^-5 мкм² (0,01 мД) или менее и углеводородом, находящимся в этой породе, содержит нефть, имеющую плотность по шкале Американского Нефтяного Института 28 или менее, содержит углеводород, имеющий содержание парафинов до 40 мас.% включительно, имеет температуру от 60 до 120°С, находится под давлением, превышающим атмосферное давление на поверхности земли, содержит источник воды, содержащий по меньшей мере 0,5 мас.% твердых веществ, растворенных в нем.

11. Способ по п. 9 или 10, отличающийся тем, что закачку производят одновременно с гидроразрывом пласта.

12. Способ по любому из пп. 9-11, отличающийся тем, что закачку производят в первый ствол скважины, соединенный по текучей среде с подземным пластом, а сбор осуществляют из второго ствола скважины, соединенного по текучей среде с подземным пластом.

13. Способ по любому из пп. 9-11, отличающийся тем, что закачку и сбор осуществляют в одной и той же скважине.

14. Способ по любому из пп. 9, 10, 12 или 13, отличающийся тем, что ствол скважины устанавливают до закачки.

15. Способ по любому из пп. 9-14, отличающийся тем, что комбинирование представляет собой разбавление концентрата источником воды, причем способ дополнительно включает

формирование концентрата, содержащего от 5 до 90 мас.% общего количества поверхностно-активного вещества в расчете на массу концентрата и от 5 до 30 мас.% связующего агента в расчете на массу концентрата; и

необязательно хранение концентрата в контейнере в течение периода от 24 часов до двух лет, перед разбавлением.

16. Способ по п. 15, отличающийся тем, что комбинирование осуществляют одновременно с закачкой.

17. Способ по п. 9, отличающийся тем, что амфотерное поверхностно-активное вещество представляет собой лаурилгидроксисултаин.

18. Применение композиции по любому из пп. 1-8 для повышения скорости извлечения углеводородов, общего выхода извлекаемого углеводорода из подземного пласта или того и другого.

19. Применение композиции по п. 18, отличающееся тем, что пласт имеет одну или более особенностей: содержит породу с проницаемостью 0,9869*10^-4 мкм² (0,1 миллиДарси (мД)) или менее и углеводородом, находящимся в этой породе, содержит породу с проницаемостью 0,9869*10^-5 мкм² (0,01 мД) или менее и углеводородом, находящимся в этой породе, содержит нефть, имеющую плотность по шкале Американского Нефтяного Института 28 или менее, содержит углеводород, имеющий содержание парафинов до 40 мас.% включительно, имеет температуру от 60 до 120°С, находится под давлением, превышающим атмосферное давление на поверхности земли, содержит источник воды, содержащий по меньшей мере 0,5 мас.% твердых веществ, растворенных в нем.