Композиция для добычи нефти и способ добычи нефти с её использованием

Группа изобретений относится к добыче нефти. Технический результат - обеспечение значений межфазного натяжения ниже 0,01 мН/м в условиях минерализации от 1 до 3% и жесткости воды от 150 до 2000 мг/л, характерных для пластовых вод Западной Сибири, в пластовых условиях, повышение нефтеотдачи пласта, упрощение подготовки композиции для добычи нефти. Композиция для добычи нефти включает алкоксилированный глицерилсульфонат, в котором углеводородный радикал содержит от 9 до 18 атомов углерода, количество этокси-групп составляет от 0 до 24, количество пропокси-групп составляет от 8 до 15, количество глицерильных групп составляет от 1 до 1,5; алкилбензолсульфонат, в котором углеводородный радикал содержит от 11 до 20 атомов углерода; алкоксилированный спирт, в котором углеводородный радикал содержит от 9 до 18 атомов углерода, количество этокси-групп составляет от 3 до 26, количество пропокси-групп составляет от 11 до 15, при этом массовое соотношение алкоксилированного глицерилсульфоната, алкилбензолсульфоната и алкоксилированного спирта составляет соответственно от 1,5:0,6:1 до 11,4:4,5:1. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 11 ил., 10 табл., 11 пр.

 

Изобретение относится к композициям, использующимся для добычи нефти, и способам добычи нефти с ее использованием.

При выборе поверхностно-активных веществ (ПАВ), которые входят в состав композиций для добычи нефти, учитываются такие их характеристики, как повышенная поверхностная активность на границе раздела фаз нефть-вода, совместимость с пластовыми водами, совместимость с используемым полимером и величина адсорбции на поверхности пласта. Такие ПАВ должны обеспечивать снижение поверхностного натяжения между водой и нефтью (обычно оно составляет около 20 мН/м) до низких значений (менее 0,01 мН/м), чтобы придать нефти достаточную подвижность и обеспечить в результате эффективное извлечение нефти.

Низкие значения поверхностного натяжения становятся тем более труднодостижимыми, чем выше среднее число атомов углерода в сырой нефти. В этом случае для достижения низких значений поверхностного натяжения предпочтительно использовать поверхностно-активные вещества с длинным алкильным радикалом. Как отмечается в уровне техники - чем длиннее алкильный остаток, тем эффективнее снижается поверхностное натяжение. Однако доступность таких соединений очень ограничена, при этом увеличение углеводородного радикала будет приводить к снижению растворимости таких ПАВ в воде. Поэтому необходим поиск новых соединений либо сочетания соединений, при которых обеспечивается одновременно достижение низких значений межфазного натяжения, растворимость ПАВ в воде и нефти и совместимость ПАВ с пластовыми водами, т.е. при взаимодействии ПАВ с пластовыми водами не должно происходить образование осадка.

Пластовые воды зачастую характеризуются высоким содержанием солей, в том числе высоким содержанием ионов кальция и/или магния, что оказывает значительное влияние как на активность ПАВ, так и на их совместимость с водой.

В связи с тем, что состав ПАВ можно изменять в широких пределах - обычный подбор оптимальных составов как самих соединений, так и композиций на их основе реализовать практически невозможно, в связи с чем для поиска составов, отвечающих всем требованиям, необходим анализ свойств каждого компонента композиции и его влияние на свойства всей композиции в целом.

На практике используются как отдельные виды ПАВ, так и их комбинации для соответствия к предъявляемым требованиям, а также для достижения максимальной активности композиций на их основе. Известно, композиции для извлечения нефти могут включать ПАВ различного типа (неионогенные и анионные ПАВ) и различного состава (например, с различной длиной алкильной и/или алкенильной цепи, количеством и типом функциональных групп), при котором должно обеспечиваться низкое межфазное натяжение, а также совместимость с пластовыми водами.

На снижение поверхностного натяжения между водой и нефтью влияет как скорость проникновения ПАВ в систему нефть/вода, так и скорость образования слоя между нефтью и водой путем ориентации молекул: гидрофильной частью - к воде, олеофильной частью - к нефти. Скорость проникновения ПАВ определяется в первую очередь растворимостью композиции (смеси используемых ПАВ) и совместимостью с водой. Скорость образования слоя между нефтью и водой обеспечивается за счет олеофильных и гидрофильных свойств молекул ПАВ, которые входят в состав композиции. Известно, что свойства веществ определяются их составом. Активность ПАВ при взаимодействии с флюидами (нефтью и водой) различного состава будет различна, в связи с чем актуальны разработки ПАВ либо композиции нескольких ПАВ, которые будут отвечать указанным выше требованиям либо в широких диапазонах составов пластовых флюидов, либо для флюидов с определенными характеристиками.

Пластовым водам Западной Сибири характерна средняя минерализация (около 20 г/л), а также средняя жесткость (содержание двухвалентных ионов около 200-1500 мг/л). Такие условия оказывают существенное влияние на активность ПАВ, используемых для извлечения нефти, и, соответственно, на совместимость композиций с пластовой водой и на значения межфазного натяжения. В связи с чем поиск состава композиции, которая будет совместима с пластовыми водами с такими пределами минерализации и жесткости и обеспечивать низкое межфазное натяжение между водой и нефтью, является актуальной задачей.

Известен способ добычи нефти (заявка WO 2018/095881, опубл. 31.05.2018 г, МПК: C09K 8/584, C09K 8/588, E21B 21/06), который включает закачку композиции ПАВ. При этом в описании указано, что композиция включает любой анионный ПАВ или смесь таких ПАВ. Более подробно раскрыто, что такими анионными ПАВ могут быть алкоксилированные глицерилсульфонаты, алкилбензолсульфонат, внутренние олефинсульфонаты и другие. В состав композиции могут входить также алкоксилированные спирты, сорастворители, полимеры и другие компоненты.

Общими признаками известного и заявленного способов является использование композиции, которая включает анионные и неионогенный ПАВ. Общими признаками заявленной композиции с известной из указанного источника композицией является использование алкоксилированных глицерилсульфонтов (АГС) и/или смеси АГС с другими ПАВ.

Однако, в указанном источнике отражены только сами виды ПАВ, без указания конкретного состава композиции (какие ПАВ входят в состав) и состава приведенных видов ПАВ. При этом свойства и эффективность любой композиции определяются составом ПАВ, которые в нее входят. Т.е. из известного источника неизвестно для какого состава композиций может обеспечиваться достижение низких значений межфазного натяжения и совместимости с пластовыми водами повышенной солености и жесткости, а достижение результата не подтверждается примерами реализации. При этом очевидно, что любое сочетание различных ПАВ не позволит обеспечить требуемые свойства композиций.

Известна композиция (патент EP 3292180, опубл. 17.04.2019 г, МПК: C09K 8/584, C07C 303/06, C07C 303/32), которая включает смесь сульфокарбонилов, а также АГС, в составе которого от 3 до 32 атомов углерода, от 0 до 20 этокси-групп, от 0 до 20 пропокси-групп.

Общим признаком известной и заявляемой композиций является использование АГС в составе композиции, содержание атомов углерода в углеводородном радикале, которое пересекается с содержанием атомов углерода в углеводородном радикале АГС, который входит в состав заявляемой композиции.

Однако известная композиция за счет использования только анионных ПАВ не гарантирует защиту от солей жесткости, что будет приводить к неустойчивости компонентов при взаимодействии с водой повышенной жесткости, при этом сульфокарбонилы известного состава сложны в синтезе и не обеспечивают упрощения подготовки композиции.

Ближайшим аналогом (прототипом) выбрана композиция (заявка US 2013/0196886, опубл. 01.08.2013 г, МПК: C09K 8/584), содержащая комбинацию внутреннего олефинсульфоната и алкокслированного глицерилсульфоната, при этом АГС содержит либо от 1 до 9 этокси-групп, либо от 1 до 6 пропокси-групп, а алкильный радикал содержит от 12 до 17 атомов углерода. В известной композиции АГС указан как алкоксилированный глицидилсульфонат.Это связано с тем, что такие глицерилсульфонаты получают из соединений с глицилильными группами, что приводит замене названий. При этом в статьях тех же авторов приведена общая формула, подтверждающая, что в данном случае речь идет именно об алкоксилированных глицерилсульфонатах (J.Barnes, J.P.Smit, J.R.Smit, P.G.Shpakoff, K.H.Raney, M.Puerto. Development of Surfactants for Chemical Flooding of Difficult Reservoir Conditions. SPE-113313, фиг.5).

Общими признаками известной и заявляемой композиции является использование в составе композиции для добычи нефти АГС, длина углеводородного радикала, а также количество алкоксилированных групп которого пересекается с соответствующими значениями для заявляемой композиции.

Однако, в известном техническом решении не подтверждено достижение низких значений межфазного натяжения при наличии солей жесткости. Также, за счет использование АГС с меньшим количеством пропокси-групп не будет достигаться необходимая олеофильность данного ПАВ и разделение в пространстве гидрофильной и олеофильной частей молекулы. В результате использование известной композиции в условиях минерализации воды от 1% до 3% и жесткости от 150 мг/л до 1500 мг/л не будет обеспечиваться одновременно устойчивость композиции и низкие значения межфазного натяжения (значения межфазного значения не приведены для известной композиции), а также, соответственно, повышение нефтеотдачи при использовании в этих условиях. Алкилбензолсульфокислота и ее производные (АБС) более дешевы и получают из более доступного сырья, производятся многими компаниями в разных странах. Отсутствие в составе неионогенных ПАВ будет также приводить к снижению устойчивости (совместимости с пластовой водой) и, соответственно, эффективности известной композиции.

Задачей заявленного изобретения является разработка состава композиции, активные компоненты (ПАВ) в составе которой обеспечивают достижение низких значений межфазного натяжения (0,01 мН/м и менее), совместимы с пластовыми водами, характерными для Западной Сибири, при этом компоненты являются коммерчески доступными, способы их получения известны специалистам, что обеспечивает упрощение получения такой композиции.

Техническим результатом является обеспечение низких значений межфазного натяжения (ниже 0,01 мН/м) в условиях минерализации от 1 до 3% и жесткости воды от 150 мг/л до 2000 мг/л, характерных для пластовых вод Западной Сибири, в пластовых условиях (т.е. при температуре более 60°C), что позволяет повысить нефтеотдачу пласта, при этом также обеспечивается упрощение подготовки композиции в связи с тем, что используются известные в данной области техники компоненты, промышленный синтез которых широко известен. При этом в связи с тем, что при добыче нефти используют различные дополнительные компоненты (например, полимеры для загущения, выбираемые из групп: полиакриаламиды и их модификации, полиакрилаты, карбоксиметилцеллюлоза, поливинлпироллидон и др.) свойства композиции должны сохраняться при введении таких дополнительных компонентов.

Технический результат обеспечивается за счет использования композиции для добычи нефти, которая включает алкоксилированный глицерилсульфонат, в котором углеводородный радикал содержит от 9 до 18 атомов углерода, количество этокси-групп составляет от 0 до 24, количество пропокси-групп составляет от 8 до 15, количество глицерильных групп составляет от 1 до 1,5, алкилбензолсульфонат, в котором углеводородный радикал содержит от 11 до 20 атомов углерода, алкоксилированный спирт, в котором углеводородный радикал содержит от 9 до 18 атомов углерода, количество этокси-групп составляет от 3 до 26, количество пропокси-групп составляет от 11 до 15, при этом массовое соотношение алкоксилированного глицерилсульфоната, алкилбензолсульфоната и алкоксилированного спирта составляет соответственно от 1,5:0,6:1 до 11,4:4,5:1

Технический результат обеспечивается за счет сочетания компонентов композиции (смеси анионных и неионогенного ПАВ), при котором обеспечивается одновременно

- соотношение между гидрофильными и гидрофобными группами, которое обеспечивает растворимость композиции в воде и нефти и минимальное поверхностное натяжение при минерализации от 1 до 3% и жесткости от 150 мг/л до 2000 мг/л,

- защита ПАВ, подверженных влиянию ионов, содержащихся в воде.

Состав компонентов данной композиции (смеси, коктейля ПАВ) обеспечивает олеофильность ПАВ, которая определяется длиной углеводородных радикалов молекул, для растворимости всей композиции в нефти.

Содержание в составе АГС по меньшей мере оксипропильных групп (пропокси-групп, PO), способствует увеличению олеофильности и степени разветвленности олеофильной части молекулы. PO с одной стороны обеспечивают разделение в пространстве углеводородного хвоста и гидрофильной части молекулы, с другой стороны позволяют усилить влияние длины углеводородного радикала - дополнительно повысить олеофильность (сродство к нефтяной фазе) соединения, при этом пропокси-группы обладают способностью взаимодействовать с водой, за счет присутствия кислорода в данной группе.

Аналогичный эффект оказывает и введение PO в структуру алкоксилированного спирта. Введение оксиэтильных групп (этокси-групп, EO) в структуру алкоксилированного спирта увеличивает эффективную площадь полярных групп и способствует ослаблению влияния солености пластовой воды на плотность упаковки ионогенных полярных групп.

Наличие PO и EO групп в составе молекул в целом увеличивает толерантность композиции ПАВ к двухвалентным катионам. Повышенная устойчивость алкоксилированных ПАВ к влиянию двухвалентных катионов обусловлена дополнительным внутримолекулярным комплексообразованием между кислородом (в ЕО и РО группах) и двухвалентными (многовалентными) катионами. Однако при высоком содержании РО и ЕО групп алкилалкоксилированные ПАВ приобретают свойства неионногенных ПАВ и характеризуются температурой помутнения растворов, выше которой наблюдается расслоение водного раствора на 2 фазы, что будет снижать совместимость с пластовыми водами при повышенных температурах (в условиях пласта).

Наличие этокси-групп в составе АГС позволяет увеличить объем гидрофильной части молекулы и частично дополнительно повысить стойкость АГС к ионам жесткости (ионы кальция, магния, стронция), которые находятся в пластовой воде. В связи с чем предпочтительно использовать варианты композиций, в которых АГС содержит также EO группы.

Количество глицерильных групп может быть больше 1 (до 1,5) в связи с тем, что при синтезе данного ПАВ может образовываться смесь АГС с 1 или 2 глицерильными группами. Предпочтительно использовать АГС с 1 глицерильной группой для сохранения устойчивости данного ПАВ, однако для смеси АГС с 1 и 2 глицерильными группами сохраняется устойчивость, что позволяет достичь технический результат.

При синтезе каждого из ПАВ, которые входят в состав композиции, образуется смесь, которая включает гомологи соответствующих соединений, в связи с чем приведены крайние точки содержания соответствующих радикалов и функциональных групп в каждом из соединений для обеспечения достижения технического результата.

Промышленно производимые АБС представляют собой смесь с углеводородным радикалом в диапазоне условно С₁₁-С₁₄ или С₁₁-С₂₀. АБС с длиной углеводородного радикала С₁₁-С₁₄ выступают преимущественно как со-ПАВ, в то время как АБС с длиной углеводородного радикала С₁₁-С₂₀ одновременно выполняют роль в том числе функцию основного ПАВ, способствуют образованию (микро) эмульсии, что характерно для АБС и улучшают растворимость основных ПАВ в воде.

Для АБС с условным обозначением углеводородного хвоста С₁₂ характерно наличие также в составе смеси АБС с углеводородным радикалом как С₁₁, так и с большим количеством атомов углерода в цепи, что является известным для специалиста в данной области техники.

Алкоксилированный спирт в составе композиции обеспечивает с одной стороны повышение растворимости композиции в целом, с другой стороны, как НПАВ обеспечивает дополнительную защиту всей композиции от ионов жесткости. Иными словами, добавка НПАВ повышает устойчивость композиции ПАВ к природным изменениям минерализации, жесткости пластовой воды.

Увеличение числа ЕО-групп в составе АГС будет снижать олеофильность молекулы.

Увеличение длины углеводородных радикалов молекул будет в целом повышать растворимость композиции в нефти, но снижать растворимость в пластовой воде, т.е. снижать совместимость композиции с пластовыми водами.

Увеличение ЕО-групп в составе алкоксилированного спирта будет повышать растворимость в воде, но снижать растворимость в нефти.

Соответственно повышение длины углеводородных радикалов и снижение количества ЕО-групп не будет обеспечивать растворимость смеси ПАВ и не будет обеспечивать достижение технического результата.

Увеличение числа PO-групп будет приводить к значительному увеличению размера олеофильной части молекул, снижать их растворимость в воде. Уменьшение количества PO-групп не будет обеспечивать необходимый и достаточный уровень олеофильности и степени разветвленности олеофильной части молекулы и будет приводить к снижению эффективности самого ПАВ.

С учетом анализа свойств каждого компонента проведена тонкая настройка свойств композиции в целом за счет тонкой настройки свойств самих ПАВ, которые входят в состав данной композиции, характеристики которой позволяют обеспечить достижение заявленного технического результата.

Диапазоны, характеризующие длину углеводородных радикалов, отражают границы возможных используемых гомологов для синтеза соответствующих компонентов смеси, которые могут быть использованы. Для специалиста известно, что при синтезе таких веществ получают соединения (смеси), которым характерны диапазоны длины углеводородных радикалов, а не индивидуальные соединения с одинаковым числом атомов углерода в цепи.

Диапазоны, характеризующие количество алкокси-групп, выражены через целые числа и отражают усредненные точки содержания алкокси-групп, при этом для специалиста понятно, что реальный промышленный образец ПАВ характеризуется наличием многочисленных гомологов, отличающихся количеством алкокси-групп и их молекулярно-массовым распределением.

Предпочтительно, чтобы этокси-группы были расположены ближе к анионной части молекулы глицерилсульфоната по сравнению с пропокси-группами, но в целом расположение алкокси-групп не является принципиальным.

Общая формула алкоксилированного глицерилсульфоната известна специалистам:

R-O-(CH₂CH(CH₃)O)_m-(CH₂CH₂O)_n-CH₂CH(OH)-CH₂SO₃M,

где в данном случае R обозначает углеводородный радикал, содержащий от 9 до 18 атомов углерода, m является числом от 8 до 15 (число пропокси-групп), n является числом от 0 до 24 (число этокси-групп);

M - катион, выбираемый из группы Na⁺, K⁺, Li⁺, NH₄⁺, H⁺, Mg²⁺ и Ca²⁺.

Количество глицерильных групп может быть больше 1 (до 1,5) в связи с тем, что при синтезе данного ПАВ может образовываться смесь АГС с 1 или 2 глицерильными группами. Представлена общая формула данного соединения и указаны крайние значения для длины углеводородного радикала и содержания алкокси-групп, которые должны быть у гомологов для достижения технического результата. В составе могут содержаться также следы АГС с 3 или 4 глицерильных групп.

В литературе соединения указанной общей формулы могут быть обозначены как алкоксилированный глицерилсульфонат либо как алкоксилированный глицидилсульфонат (как указано выше), что связано с тем, что при синтезе указанного соединения происходит преобразование глицидильной группы в глицерильную. В связи с чем для корректного понимания заявленного компонента композиции приведена общая формула соединения.

Общая формула алкоксилированного спирта:

R-O-(CH₂CH(CH₃)O)_m-(CH₂CH₂O)_nOH,

где в данном случае R обозначает углеводородный радикал, содержащий от 9 до 18 атомов углерода, m является числом от 11 до 15, n является числом от 3 до 26, при этом указаны крайние значения для длины углеводородного радикала и содержания алкокси- групп, которые должны быть у гомологов для достижения технического результата.

Общая формула алкилбензолсульфоната:

R-C₆H₄SO₃M,

где в данном случае R обозначает углеводородный радикал, содержащий от 11 до 20 атомов углерода, где в данном случае R обозначает углеводородный радикал, содержащий от 11 до 20 атомов углерода, при этом указаны крайние значения для длины углеводородного радикала, которые должны быть у гомологов для достижения технического результата;

M - катион, выбираемый из группы Na⁺, K⁺, Li⁺, NH₄⁺, H⁺, Mg²⁺ и Ca²⁺, и замещенных аммониевых солей (NR₁R₂R₃H⁺, где R₁, R₂, R₃=-H, -CH₃, полиэтиленгликолевая цепь с атомами углерода от 1 до 5), при этом указаны крайние значения для длины углеводородного радикала, которые должны быть у гомологов для достижения технического результата.

Для специалистов известно, что изменение природы катиона не будет приводить к значительному изменению свойств соединения и будет обеспечивать достижение технического результата.

Учитывая естественную изменчивость состава воды в пласте, композиция должна обеспечивать достижение технического результата в достаточно широком диапазоне содержания солей, в том числе солей кальция и/или магния.

Соотношение (масс.содержания, %) компонентов композиции (алкоксилированного глицерилсульфоната, алкилбензолсульфоната и алкоксилированного спирта) друг относительно друга составляет от 1,5:0,6:1 до 11,4:4,5:1. Предпочтительно использовать композицию, в которой содержание АГС будет больше содержания алкоксилированного спирта, в частности, чтобы соотношение АГС к алкоксилированному спирту составляло 1,5:1 или более 1,5. При этом стоит отметить, что эффект от сочетания указанных компонентов будет достигаться и при других соотношениях.

Это связано со свойствами самих компонентов, которые входят в состав композиции. Даже небольшие количества алкоксилированного спирта выполняют свою роль (обеспечение растворимости всей композиции и защиты от ионов жесткости). Из аналогов известно, что АГС в основном используются в качестве со-ПАВ, т.е. эффективность композиции будет обеспечиваться в широком диапазоне содержания ПАВ друг относительно друга.

Композиция, в которой алкоксилированный глицерилсульфонат не содержит этокси-групп, дополнительно может включать алкоксилированный глицерилсульфонат, в котором углеводородный радикал содержит от 9 до 18 атомов углерода, количество этокси-групп составляет от 5 до 24, количество пропокси-групп составляет от 8 до 15, количество глицерильных групп составляет от 1 до 1,5. В таком случае оценивается содержание (соотношение) всех АГС к остальным ПАВ в составе композиции.

При использовании заявленной композиции при добыче нефти используют ее водный раствор. В связи с чем технический результат достигается для состава для добычи нефти, который представляет собой водный раствор включающий алкоксилированный глицерилсульфонат, в котором углеводородный радикал содержит от 9 до 18 атомов углерода, количество этокси-групп составляет от 0 до 24, количество пропокси-групп составляет от 8 до 15, количество глицерильных групп составляет от 1 до 1,5, алкилбензолсульфонат, в котором углеводородный радикал содержит от 11 до 20 атомов углерода, алкоксилированный спирт, в котором углеводородный радикал содержит от 9 до 18 атомов углерода, количество этокси-групп составляет от 3 до 26, количество пропокси-групп составляет от 11 до 15, при этом массовое соотношение алкоксилированного глицерилсульфоната, алкилбензолсульфоната и алкоксилированного спирта составляет соответственно от 1,5:0,6:1 до 11,4:4,5:1.

Достижение технического результата обеспечивается за счет сочетания компонентов композиции, которые входят в состав композиции.

Содержание алкоксилированного глицерилсульфоната относительно алкоксилированного спирта предпочтительно может составлять 1,5:1 или более, а относительно алкилбензолсульфоната 1:1 или более.

Содержание смеси алкоксилированного глицерилсульфоната, алкилбензолсульфоната и алкоксилированного спирта в воде может составлять 0,05 масс.% до 4 масс.%.

Кроме того, состав (водный раствор композиции) может содержать другие компоненты (соединения). В частности, органический сорастворитель, смешивающийся с водой и выбираемый из группы: метанол, этанол и пропанол, н-бутанол, изобутиловый спирт, пентанол, этиленгликоль, диэтиленгликоль, пропиленгликоль, бутилэтиленгликоль, бутилдиэтиленгликоль или бутилтриэтиленгликоль. Как правило, количество таких дополнительных растворителей может быть около 50 масс.% (от массы ПАВ), в предпочтительном случае 20 масс.% (от массы ПАВ). Предпочтительно использовать в качестве растворителя только воду.

В качестве воды может быть использована морская вода, рассол, пластовая вода, пресная вода из водоносного горизонта, реки или озера или их смесь. Таким образом, вода может содержать минералы, например, барий, кальций, магний, и/или минеральные соли, например, хлорид натрия, хлорид калия, хлорид магния и другие соли, которые могут содержаться в воде разного типа.

Также состав может дополнительно включать ингибитор солеотложений, совместимый с полимерами, используемыми для загущения композиции выбираемый из группы: фосфонаты, полифосфонаты, фосфинаты, акрилаты.

В состав может входить полимер, выбираемый из группы полиакриаламидов (ПАА), полиакрилатов, производных карбоксиметилцеллюлозы, поливинлпироллидона и обеспечивающий совместимость и синергизм с комбинированным ПАВ, необходимую вязкость композиции.

Углеводородные радикалы глицерилсульфоната, АБС и алкоксилированного спирта могут представлять собой линейный или разветвленный алифатический и/или ароматический углеводородный остаток в случае глицерилсульфоната и алкоксилированного спирта. Предпочтительно использование соединений с разветвленным или смешанным углеводородным радикалом.

Катион в составе глицерилсульфоната может быть выбран, в частности, из группы: Na⁺, K⁺, Li⁺, NH₄⁺, H⁺, Mg²⁺ и Ca²⁺.

Дополнительно в состав, в котором алкоксилированный глицерилсульфонат не содержит этокси-групп, может входить алкоксилированный глицерилсульфонат, в котором углеводородный радикал содержит от 9 до 18 атомов углерода, количество этокси-групп составляет от 5 до 24, количество пропокси-групп составляет от 8 до 15, количество глицерильных групп составляет от 1 до 1,5. Это позволяет дополнительно увеличить эффективность композиции при увеличении жесткости воды.

Синтез всех компонентов композиции известен для специалистов. Соединения с соответствующим количеством алкокси-групп и длиной углеводородного радикала могут быть получены любым известным способом.

Технический результат достигается для способа добычи нефти, который включает стадию закачки состава для добычи нефти в виде оторочки по меньшей мере в одну скважину, вскрывшую пласт, стадию выдержки или медленного продвижения, на которой состав взаимодействует с пластовыми флюидами, и стадию добычи нефти или нефтяной эмульсии из данного пласта. При этом состав представляет собой водный раствор, включающий алкоксилированный глицерилсульфонат, в котором углеводородный радикал содержит от 9 до 18 атомов углерода, количество этокси-групп составляет от 0 до 24, количество пропокси-групп составляет от 8 до 15, количество глицерильных групп составляет от 1 до 1,5, алкилбензолсульфонат, в котором углеводородный радикал содержит от 11 до 20 атомов углерода, алкоксилированный спирт, в котором углеводородный радикал содержит от 9 до 18 атомов углерода, количество этокси-групп составляет от 3 до 26, количество пропокси-групп составляет от 11 до 15, при этом массовое соотношение алкоксилированного глицерилсульфоната, алкилбензолсульфоната и алкоксилированного спирта составляет соответственно от 1,5:0,6:1 до 11,4:4,5:1.

Достижение технического результата обеспечивается за счет использования водного раствора композиции ПАВ заявленного состава, которая совместима с пластовыми водами и свойства которой позволяют достичь низких значений межфазного натяжения даже при повышенной солености и жесткости пластовых вод, характерных Западной Сибири.

Содержание алкоксилированного глицерилсульфоната относительно алкоксилированного спирта в составе может составлять 1,5:1 или более, а относительно алкилбензолсульфоната 1:1 или более.

При реализации способа добычи нефти с использованием заявленной композиции используют водный раствор данной композиции (состав для добычи нефти), который может также содержать дополнительные компоненты на усмотрение специалиста.

В частности, органический сорастворитель, смешивающийся с водой и выбираемый из группы: метанол, этанол и пропанол, бутанол, изобутанол, пентанол, бутилэтиленгликоль, бутилдиэтиленгликоль или бутилтриэтиленгликоль; ингибитор солеотложений, выбираемый из группы: фосфонаты, полифосфонаты, фосфинаты, акрилаты; а также полимер, выбираемый из группы из группы полиакриаламидов (ПАА), полиакрилатов, производных карбоксиметилцеллюлозы, поливинлпироллидона.

Углеводородные радикалы глицерилсульфоната и алкоксилированного спирта могут представлять собой линейный или разветвленный алифатический и/или ароматический углеводородный остаток. Катион в составе глицерилсульфоната может быть выбран из группы: Na⁺, K⁺, Li⁺, NH₄⁺, H⁺, Mg₂⁺ и Ca₂⁺.

Состав может также дополнительно включать добавки, которые служат, в частности, для того, чтобы стабилизировать состав поверхностно-активных веществ во время хранения или, соответственно, в процессе транспортировки к нефтяному месторождению.

При реализации соответствующего изобретению способа добычи нефти в нефтеносный пласт через не менее чем одну скважину (как правило нагнетательную, либо временно переведенную для нагнетания) закачивают водный раствор, включающий заявленную композицию, и отбирают сырую нефть через не менее чем одну скважину, как правило добывающую (эксплуатационную). В этой связи следует, конечно, понимать, что термин «сырая нефть» не относится к нефти в виде чистой фазы, то есть при этом имеются в виду обычные эмульсии из сырой нефти и воды. Как правило, в месторождение пробурено несколько нагнетательных скважин и несколько добывающих скважин. Технический результат по снижению межфазного натяжения вода-нефть и увеличения нефтеотдачи может быть достигнут при разном размере закачиваемых оторочек, т.е. объеме закачиваемого в пласт раствора ПАВ или ПАВ-полимерного раствора (состава). Можно, например, закачать в скважину объем раствора ПАВ, сравнимый с несколькими объемами призабойной зоны и добыть из этой же скважины образовавшуюся нефтяную эмульсию. Также можно закачивать объемы ПАВ- полимерного состава в десятки и более раз превышающий объем призабойной зоны скважины и добиваться увеличения нефтеотдачи не только вокруг одной скважины, но на участке месторождения или целом месторождении.

Представленные варианты не ограничивают другие возможные способы добычи нефти с использование заявленной композиции, которые включают стадии закачки состава для добычи в скважину, стадию выдержки и стадию добычи нефти из пласта, вскрытого этой скважиной.

Концентрация композиции ПАВ в воде (концентрация водного раствора композиции) может находиться в пределах 0,05 до 4%, предпочтительно от 0,1% до 0,5% по действующему веществу, что является известным для специалиста.

Известно, что концентрация поверхностно-активного вещества в химической оторочке всегда должна быть значительно выше критической концентрации мицеллообразования, чтобы можно было инициировать солюбилизацию: при большей концентрации ПАВ больший объем нефти и воды становятся солюбилизированными и образуют среднюю фазу (раствор типа Winsor I или Winsor III), что приводит к более высокому вытеснению. Поэтому низкая концентрация поверхностно-активного вещества может не обеспечить технический результат. С другой стороны, следует иметь в виду, что при высокой концентрации поверхностно-активного вещества свойства эмульсионная мицеллярная фаза может иметь повышенную неблагоприятную вязкость, что в свою очередь может понижать техническую эффективность нефтевытеснения. Повышение концентрации ПАВ делает технологию ХМУН экономически неэффективной.

Дополнительно в состав композиции может входить алкоксилированный глицерилсульфонат, в котором углеводородный радикал содержит от 9 до 18 атомов углерода, количество этокси-групп составляет от 5 до 24, количество пропокси-групп составляет от 8 до 15, количество глицерильных групп составляет от 1 до 1,5.

Специалисту известны детали технического проведения добычи нефти с использованием композиций для повышения нефтеотдачи (третичные МУН), в связи с чем подробное техническое раскрытие в данном случае не приводится.

Ниже приведены фигуры, иллюстрирующие заявленную группу изобретений.

На фигуре 1 представлены зависимости изменения значения межфазного натяжения от значения жесткости пластовой воды при температуре 1 - 60°C, 2 - 87°C.

На фигуре 2 представлена зависимость изменения значения межфазного натяжения от минерализации пластовой воды при температуре 3-87°C для состава композиции по примеру 2.

На фигуре 3 представлена зависимость изменения значения межфазного натяжения от минерализации пластовой воды при температуре 4-87°C для состава композиции по примеру 3.

На фигуре 4 представлены результаты оценки совместимости композиции по примеру 3 при минерализации воды 5-1,5%, 6-1,6%, 7-1,7%, 8-1,8%, 9-2,0%, 10-2,25%.

На фигуре 5 представлены результаты оценки совместимости композиции по примеру 4 при содержании ионов кальция 11-60 мг-экв/л, 12-100 мг-экв/л.

На фигуре 6 представлена зависимость изменения значения межфазного натяжения от минерализации пластовой воды при температуре 13-87°C для состава композиции по примеру 9.

На фигуре 7 представлены результаты оценки совместимости композиции по примеру 9 при минерализации воды 14-1,0%, 15-1,2%, 16-1,4%, 17-1,8%.

На фигуре 8 представлена зависимость изменения значения межфазного натяжения от минерализации пластовой воды при температуре 18-87°C для состава композиции по примеру 10.

На фигуре 9 представлены результаты оценки совместимости композиции по примеру 10 при минерализации воды 19-0,5%, 20-1,0%, 21-1,4%, 22-1,8%, 23-2,5%, 24-3,0%, 25-4,0%.

На фигуре 10 представлена зависимость изменения значения межфазного натяжения от минерализации пластовой воды при температуре 26-87°C для состава композиции по примеру 11.

На фигуре 11 представлены результаты оценки совместимости композиции по примеру 11 при минерализации воды 27-1,7%, 28-1,8%, 29-2,0%, 30-2,5%, 31-3,0%.

Ниже приведены примеры составов композиций, которые служат для иллюстрации заявленной группы изобретений и подтверждения достижения технического результата, но не ограничивают заявленное изобретение.

Для приготовления композиции были использованы алкоксилированные глицерилсульфонаты (NORCHEM(TM), алкилбензолсульфонаты (линейка алкилбензолсульфокислот основной фракции С11-С18), алкоксилированные спирты (Серия неионогенных ПАВ линейки НОРКЕМ(ТМ) АРЕ), изобутиловый спирт (100% активного вещества), ингибитор солеотложений Лайсан Л 3003, полиакриламид серии Flopaam.

Приведенные диапазоны для углеводородных радикалов и функциональных групп отражают содержание основного компонента, но в составе могут содержаться гомологи более широкого состава, как указано в описании выше.

Оценка характеристик композиций проводилась с использованием модельной пластовой воды с различной минерализацией и жесткостью, соответствующими пластовым водам Западной Сибири, и модельной нефти, полученной путем усреднения нефтей с нескольких месторождений Западной Сибири.

Для оценки совместимости композиции ПАВ с модельными пластовыми водами готовят раствор композиции с концентрацией, используемой для осуществления способа добычи нефти, на модельной пластовой воде и оценивают визуально наличие осадка, а также - просвечивает ли через слой раствора 1 см черная штриховка шириной 1 мм.

Для определения значений межфазного натяжения использовали метод вращающейся капли, согласно которому анализ проводиться во вращающемся стеклянном капилляре, в котором находятся две жидкие фазы. Испытания проводили при температуре от 60°C до 90°C, которая соответствует средним пластовым температурам.

Учитывая естественную изменчивость состава воды в пласте, композиция должна обеспечивать достижение технического результата в достаточно широком диапазоне содержания солей. Общая минерализация отражает содержание солей в воде. Основную долю солей в модельной воде составлял хлорид натрия.

Содержание солей жесткости характеризует содержание ионов кальция (Ca²⁺) в воде, выраженное в мг-экв/л.

Пример 1 (сравнительный). Для подтверждения достижения технического результата были определены значения межфазного натяжения при увеличении содержания ионов жесткости для композиции, в которой вместо АБС были использованы внутренние олефинсульфонаты.

Путем смешения компонентов готовят водный раствор композиции, которая включает 0,3 масс.% алкоксилированного глицерилсульфоната состава R-O-(CH₂CH(CH₃)O)_m-(CH₂CH₂O)_n-CH₂CH(OH)-CH₂SO₃Na, где R=9-11, m=8, n=0, 0,3 масс.% внутреннего олефинсульфоната с длиной углеводородного радикала от C₁₃ до C₂₈ (марка Enordet 1SPD13IW). Смеси на основе внутренних олефинсульфонатов и алкоксилированных глицерилсульфонатов известны из прототипа.

Модельная вода содержит 2,0 масс.% NaCl и различное количество соли кальция (от 0 до 100 мг-экв/л ионов Ca²⁺). Указанное содержание ионов кальция соответствует диапазону жесткости 0-2000 мг/л.

На фигуре 1 представлены зависимости изменения значения межфазного натяжения от значения жесткости пластовой воды для разных температур.

Как видно из представленных графиков исследованные смеси АГС с внутренними олефинсульфонатами позволяют достичь межфазного натяжения в районе 0,01 мН/м только при отсутствии ионов жесткости. С ростом жесткости воды значения межфазного натяжения растет, что делает смеси непригодными для эффективного нефтевытеснения (добычи) на месторождениях Западной Сибири, для которых характерно значительное содержание ионов жесткости. При этом увеличение температуры также приводит к увеличению значений межфазного натяжения, что позволяет сделать вывод о том, что композиция такого состава не позволяет достичь заявленный технический результат.

Полученные данные подтверждают, что смесь ПАВ (АГС любого состава с другими типами ПАВ) любого состава не позволяет достичь низких значений межфазного натяжения в воде с содержанием солей жесткости.

Пример 2. Путем смешения компонентов готовят водный раствор композиции, которая включает 0,45 масс.% алкоксилированного глицерилсульфоната состава R-O-(CH₂CH(CH₃)O)_m-(CH₂CH₂O)_n-CH₂CH(OH)-CH₂SO₃Na, где R=12-15, m=13, n=3,5, 0,1 масс.% АБС с R=12-14, 0,15 масс.% этоксилированного спирта состава R-O-(CH₂CH(CH₃)O)_m-(CH₂CH₂O)_nOH, где R=12-15, m=13, n=26, приготовленный на воде с жесткостью 16 мг-экв/дм3, минерализацией (концентрацией солей) в диапазоне от 2,0% до 3,5% и содержащий дополнительно 2,0% ИБС в качестве сорастворителя.

В таблице 1 приведены результаты исследования указанной водной композиции при 85°C.

Таблица 1. Характеристики водного раствора композиции при 85°C.
Общая минерализация, %	2,0	2,5	3,0	3,5
Растворимость	+	+	+	±
Значение межфазного натяжения, мН/м	0,005	0,01	0,0012	0,02

Как видно из таблицы 1 - композиция совместима с пластовой водой при достаточно высоких значениях минерализации и при наличии ионов жесткости, при этом значение межфазного натяжения сохраняется в пределах допустимых значений, может меняться, но сохраняется.

На фигуре 2 представлен график зависимости значений межфазного натяжения от минерализации воды.

Значения межфазного натяжения могут меняться при изменении минерализации и жесткости пластовой воды, однако, как видно из представленных данных, требуемые значения межфазного натяжения сохраняются при повышении солености и наличии ионов жесткости.

При увеличении концентрации хлорида натрия более 3% начинает наблюдаться помутнение раствора, что подтверждает достижение технического результата (а именно обеспечение значений межфазного натяжения 0,01 мН/м и менее при солености от 1 до 3 масс.%). Для пластовых вод с содержанием солей более 3 масс.% будет требоваться корректировка состава композиции ПАВ для достижения технического результата.

В связи с тем, что повышение солености и жесткости воды негативно влияет на совместимость композиции с пластовой водой и на значения межфазного натяжения - приведены результаты исследований вариантов заявленной композиции в более «жестких» условиях, в частности, для солености более 1% и при обязательном наличии двухвалентных катионов.

Хотя композиция совместима с пластовыми водами в широком диапазоне содержания солей, предпочтительно (целесообразно) использовать дополнительно ингибитор солеотложений для предотвращения возможного образования осадка при изменении температуры при наличии нестабильных пластовых или подтоварных вод, используемых для приготовления раствора. При этом, как отмечалось выше, состав композиции должен отвечать требованию сохранения низкого значения межфазного натяжения при введении дополнительных компонентов в состав композиции, чтобы обеспечить эффективность способа добычи нефти.

Пример 3. Путем смешения компонентов готовят водный раствор композиции, которая включает 0,45 масс.% алкоксилированного глицерилсульфоната состава R-O-(CH₂CH(CH₃)O)_m-(CH₂CH₂O)_n-CH₂CH(OH)-CH₂SO₃Na, где R=12-15, m=13, n=3,5, 0,1 масс.% АБС с R=12-14, 0,15 масс.% этоксилированного спирта состава R-O-(CH₂CH(CH₃)O)_m-(CH₂CH₂O)_nOH, где R=12-15, m=13, n=26, приготовленный на воде с жесткостью 16 мг-экв/дм³, соленостью (концентрация NaCl) в диапазоне от 2,0% до 3,5% и содержащий дополнительно 2% ИБС в качестве сорастворителя, 0,07% полиакриламида (серии Flopaam), 30 мг/л ингибитора солеотложений (Лайсан Л 3003), приготовленный на воде с жесткостью 16 мг-экв/дм³ и с различным содержанием хлорида натрия (NaCl).

В таблице 2 приведены результаты анализа свойств данной композиции при 85°C.

Таблица 2.
Общая минерализация, %	1,5	1,6	1,7	1,8	2,0	2,25
Растворимость	+	+	+	+	+	+
Значение межфазного натяжения, мН/м	0,006	0,006	0,0013	0,0014	0,0015	0,0017

На фигуре 3 представлена зависимость значений межфазного натяжения от содержания солей. На фигуре 4 - результат оценки совместимости композиции с модельной водой с разной минерализацией.

Как видно из таблицы 2 введение дополнительных компонентов не только не ухудшает свойств композиции, но и приводит к некоторому снижению значений межфазного натяжения, что подтверждает достижение технического результата в части сохранения свойств при введении дополнительных компонентов, которые используются при осуществлении способа добычи нефти.

Пример 4. Путем смешения компонентов готовят водный раствор композиции, которая включает 0,425 масс.% алкоксилированного глицерилсульфоната состава R-O-(CH₂CH(CH₃)O)_m-(CH₂CH₂O)_n-CH₂CH(OH)-CH₂SO₃Na, где R=12-15, m=13, n=9,5, 0,096 масс.% АБС с R=12-14, 0,078 масс.% этоксилированного спирта состава R-O-(CH₂CH(CH₃)O)_m-(CH₂CH₂O)_nOH, где R=12-15, m=13, n=3,5, приготовленный на воде с минерализацией (содержанием солей) 1,8% и разной жесткостью.

В таблице 3 приведены свойства водного раствора композиции при 60°С при значительном увеличении жесткости воды.

Содержание ионов кальция, мг-экв/л

18

60

100

Растворимость	+	+
Значение межфазного натяжение, мР/м	0,006	0,01

Как видно из таблицы 3 при увеличении жесткости воды повышенной солености совместимость композиции с пластовыми водами сохраняется, а межфазное натяжение остается на требуемом уровне значений. На фигуре 5 представлен результат оценки совместимости композиции при температуре 60°С.

Пример 5. Путем смешения компонентов готовят водный раствор композиции, которая включает 0,3 масс.% алкоксилированного глицерилсульфоната состава R-O-(CH₂CH(CH₃)O)_m-(CH₂CH₂O)_n-CH₂CH(OH)-CH₂SO₃Na, где R=12-15, m=8, n=24, 0,3 масс.% АБС с R=12-14, 0,1 масс.% этоксилированного спирта состава R-O-(CH₂CH(CH₃)O)_m-(CH₂CH₂O)_nOH, где R=12-15, m=13, n=26, дополнительно содержащий 10 мг/л ингибитора солеотложений Лайсан, приготовленный на воде с минерализацией 1,5% и жесткостью 100 мг-экв/л.

В таблице 4 представлены результаты исследования свойств композиции при 60°С и при 90°С.

Таблица 4.
Температура, °С	60	90
Растворимость	+	+
Значение межфазного натяжения, мН/м	0,001	0,001

Пример 6. Путем смешения компонентов готовят водный раствор композиции, которая включает 0,3 масс.% алкоксилированного глицерилсульфоната состава R-O-(CH₂CH(CH₃)O)_m-(CH₂CH₂O)_n-CH₂CH(OH)-CH₂SO₃Na, где R=12-15, m=8, n=24, 0,3 масс.% АБС с R=12-14, 0,1 масс.% этоксилированного спирта состава R-O-(CH₂CH(CH₃)O)_m-(CH₂CH₂O)_nOH, где R=12-15, m=13, n=26, приготовленный на воде с жесткостью 25 мг-экв/дм³ с минерализацией 3%.

В таблице 5 представлены результаты исследования свойств композиции при 85°С.

Таблица 5.
Растворимость	+
Значение межфазного натяжения, мН/м	0,001

Пример 7. Путем смешения компонентов готовят водный раствор композиции, которая включает 0,57 масс.% алкоксилированного глицерилсульфоната состава R-O-(CH₂CH(CH₃)O)_m-(CH₂CH₂O)_n-CH₂CH(OH)-CH₂SO₃Na, где R=12-15, m=13, n=9,5, 0,03 масс.% АБС с R=18-20, 0,05 масс.% этоксилированного спирта состава R-O-(CH₂CH(CH₃)O)_m-(CH₂CH₂O)_nOH, где R=12-15, m=13, n=3,5, с добавлением ингибитора солеотложений Лайсан Л 3003 (15 мг/дм³), приготовленный на воде с жесткостью 4,2 мг-экв/дм³, с минерализацией 1,7%.

В таблице 6 приведены свойства композиции при температуре 87°С.

Таблица 6.
Растворимость	+
Значение межфазного натяжения, мН/м	0,009

Пример 8. Путем смешения компонентов готовят водный раствор композиции, которая включает 0,075 масс.% алкоксилированного глицерилсульфоната состава R-O-(CH₂CH(CH₃)O)_m-(CH₂CH₂O)_n-CH₂CH(OH)-CH₂SO₃Na, где R=9-11, m=8, n=0 0,075 масс.% алкоксилированного глицерилсульфоната состава R-O-(CH₂CH(CH₃)O)_m-(CH₂CH₂O)_n-CH₂CH(OH)-CH₂SO₃Na, где R=9-11, m=8, n=5, 0,12 масс.% АБС с R=12-14, 0,03 масс.% этоксилированного спирта состава R-O-(CH₂CH(CH₃)O)_m-(CH₂CH₂O)_nOH, где R=12-15, m=13, n=9,5, дополнительно включающий 5 мг/л ингибитора солеотложений, 0,1% ИБС, 0,1% полиакриламида, приготовленный на воде с жесткостью 23,2 мг-экв/дм³, минерализацией 1,415%.

В таблице 7 приведены свойства композиции при температуре 87°С.

Таблица 7.
Растворимость	+
Значение межфазного натяжения, мН/м	0,0037

Пример 9. Путем смешения компонентов готовят водный раствор композиции, которая включает 0,02 масс.% алкоксилированного глицерилсульфоната состава R-O-(CH₂CH(CH₃)O)_m-(CH₂CH₂O)_n-CH₂CH(OH)-CH₂SO₃Na, где R=9-11, m=8, n=0 0,02 масс.% алкоксилированного глицерилсульфоната состава R-O-(CH₂CH(CH₃)O)_m-(CH₂CH₂O)_n-CH₂CH(OH)-CH₂SO₃Na, где R=9-11, m=8, n=5, 0,033 масс.% АБС с R=12-14, 0,018 масс.% этоксилированного спирта состава R-O-(CH₂CH(CH₃)O)_m-(CH₂CH₂O)_nOH, где R=12-15, m=13, n=9,5, дополнительно включающий 5 мг/л ингибитора солеотложений, 0,4% ИБС, 0,1% полиакриламида, приготовленный на воде с жесткостью 23,2 мг-экв/дм³ и различной минерализацией.

В таблице 8 приведены свойства композиции при температуре 87°С.

Таблица 8.
Общая минерализация, %	1,0	1,2	1,4	1,8
Растворимость	+	+	+	+
Значение межфазного натяжения, мН/м	0,003	0,002	0,006	0,005

На фигуре 6 представлена зависимость значения межфазного натяжения от общей минерализации, на фигуре 7 - результат оценки совместимости композиции при температуре 87°С.

Пример 10. Путем смешения компонентов готовят водный раствор композиции, которая включает 0,04 масс.% алкоксилированного глицерилсульфоната состава R-O-(CH₂CH(CH₃)O)_m-(CH₂CH₂O)_n-CH₂CH(OH)-CH₂SO₃Na, где R=9-11, m=8, n=0 0,04 масс.% алкоксилированного глицерилсульфоната состава R-O-(CH₂CH(CH₃)O)_m-(CH₂CH₂O)_n-CH₂CH(OH)-CH₂SO₃Na, где R=9-11, m=8, n=5, 0,066 масс.% АБС с R=12-14, 0,036 масс.% этоксилированного спирта состава R-O-(CH₂CH(CH₃)O)_m-(CH₂CH₂O)_nOH, где R=12-15, m=13, n=9,5, дополнительно включающий 5 мг/л ингибитора солеотложений, 0,4% ИБС, 0,1% полиакриламида, приготовленный на воде с жесткостью 23,2 мг-экв/дм³ и различной минерализацией.

В таблице 9 приведены свойства композиции при температуре 87°С.

Таблица 9.
Общая минерализация, %	0,5	1,0	1,4	1,8	2,5	3,0	4,0
Растворимость	+	+	+	+	+	+	+
Значение межфазного натяжения, мН/м	0,002	0,003	0,007	0,005	0,008	0,01	0,04

На фигуре 8 представлена зависимость значения межфазного натяжения от общей минерализации, на фигуре 9 - результат оценки совместимости композиции при температуре 87°С.

Как видно из приведенных данных даже при наличии совместимости композиции с пластовой водой повышенной минерализацией (4%) не обеспечивается достижение требуемых значений межфазного натяжения (0,01 мН/м или менее) при повышении содержания солей в воде.

Пример 11. Путем смешения компонентов готовят водный раствор композиции, которая включает 0,27 масс.% алкоксилированного глицерилсульфоната состава R-O-(CH₂CH(CH₃)O)_m-(CH₂CH₂O)_n-CH₂CH(OH)-CH₂SO₃Na, где R=12-15, m=13, n=9,5, 0,27 масс.% АБС с R=12-14, 0,06 масс.% этоксилированного спирта состава R-O-(CH₂CH(CH₃) O)_m-(CH₂CH₂O)_nOH, где R=12-15, m=13, n=9,5, приготовленный на воде с жесткостью 32 мг-экв/дм³, с различной минерализацией.

Оценка свойств композиции при температуре 87°C представлена в таблице 10.

Таблица 10.
Общая минерализация, %	1,7	1,8	2,0	2,5	3,0
Растворимость	+	+	+	+	+
Значение межфазного натяжения, мН/м	0,006	0,008	0,0085	0,001	0,004

На фигуре 10 представлена зависимость значения межфазного натяжения от общей минерализации, на фигуре 11 - результат оценки совместимости композиции при температуре 87°С.

Для соединений, приведенных в примерах характерно содержание гомологов более широкого состава, крайние точки которых указаны выше.

Представленные примеры реализации подтверждают достижение технического результата для композиций, в состав которых входят алкоксилированный глицерилсульфонат, в котором углеводородный радикал содержит от 9 до 18 атомов углерода, количество этокси-групп составляет от 0 до 24, количество пропокси-групп составляет от 8 до 15, количество глицерильных групп составляет от 1 до 1,5, алкилбензолсульфонат, в котором углеводородный радикал содержит от 11 до 20 атомов углерода, алкоксилированный спирт, в котором углеводородный радикал содержит от 9 до 18 атомов углерода, количество этокси-групп составляет от 3 до 26, количество пропокси-групп составляет от 11 до 15, а именно сохранение значений межфазного натяжения 0,01 мН/м при минерализации воды от 1% до 3% и при наличии ионов жесткости в широком диапазоне и совместимость композиции с водой такого состава. При этом введение дополнительных компонентов в водный раствор композиции не приводит к повышению значений межфазного натяжения.

Приведенные примеры подтверждают также достижение технического результата для способа добычи нефти с использованием заявленной композиции за счет достижения значений межфазного натяжения не более 0,01 мН/м. Использование компонентов композиции, которые доступны и промышленный синтез которых известен, упрощают получение данной композиции.

1. Композиция для добычи нефти, которая включает

- алкоксилированный глицерилсульфонат, в котором углеводородный радикал содержит от 9 до 18 атомов углерода, количество этокси-групп составляет от 0 до 24, количество пропокси-групп составляет от 8 до 15, количество глицерильных групп составляет от 1 до 1,5,

- алкилбензолсульфонат, в котором углеводородный радикал содержит от 11 до 20 атомов углерода,

- алкоксилированный спирт, в котором углеводородный радикал содержит от 9 до 18 атомов углерода, количество этокси-групп составляет от 3 до 26, количество пропокси-групп составляет от 11 до 15,

при этом массовое соотношение алкоксилированного глицерилсульфоната, алкилбензолсульфоната и алкоксилированного спирта составляет соответственно от 1,5:0,6:1 до 11,4:4,5:1.

2. Композиция для добычи нефти по п. 1, в которой содержание алкоксилированного глицерилсульфоната относительно алкоксилированного спирта составляет 1,5:1 или более, а относительно алкилбензолсульфоната составляет 1:1 или более.

3. Композиция для добычи нефти по п. 1, в которой алкоксилированный глицерилсульфонат не содержит этокси-групп и которая дополнительно включает второй алкоксилированный глицерилсульфонат, в котором углеводородный радикал содержит от 9 до 18 атомов углерода, количество этокси-групп составляет от 5 до 24, количество пропокси-групп составляет от 8 до 15, количество глицерильных групп составляет от 1 до 1,5.

4. Состав для добычи нефти, который представляет собой водный раствор, включающий

- алкоксилированный глицерилсульфонат, в котором углеводородный радикал содержит от 9 до 18 атомов углерода, количество этокси-групп составляет от 0 до 24, количество пропокси-групп составляет от 8 до 15, количество глицерильных групп составляет от 1 до 1,5,

- алкилбензолсульфонат, в котором углеводородный радикал содержит от 11 до 20 атомов углерода,

- алкоксилированный спирт, в котором углеводородный радикал содержит от 9 до 18 атомов углерода, количество этокси-групп составляет от 3 до 26, количество пропокси-групп составляет от 11 до 15,

при этом массовое соотношение алкоксилированного глицерилсульфоната, алкилбензолсульфоната и алкоксилированного спирта составляет соответственно от 1,5:0,6:1 до 11,4:4,5:1.

5. Состав для добычи нефти по п. 4, в котором содержание алкоксилированного глицерилсульфоната относительно алкоксилированного спирта составляет 1,5:1 или более, а относительно алкилбензолсульфоната составляет 1:1 или более.

6. Состав для добычи нефти по п. 4, в котором содержание смеси алкоксилированного глицерилсульфоната, алкилбензолсульфоната и алкоксилированного спирта в воде составляет от 0,05 до 4 мас.%.

7. Состав для добычи нефти по п. 4, который дополнительно включает органический сорастворитель.

8. Состав для добычи нефти по п. 7, в котором органический сорастворитель представляет собой изобутиловый спирт.

9. Состав для добычи нефти по п. 4, который дополнительно включает полимер-загуститель.

10. Состав для добычи нефти по п. 4, который дополнительно включает ингибитор солеотложений.

11. Состав для добычи нефти по п. 4, в котором алкоксилированный глицерилсульфонат не содержит этокси-групп и который дополнительно включает второй алкоксилированный глицерилсульфонат, в котором углеводородный радикал содержит от 9 до 18 атомов углерода, количество этокси-групп составляет от 5 до 24, количество пропокси-групп составляет от 8 до 15, количество глицерильных групп составляет от 1 до 1,5.

12. Способ добычи нефти, который включает стадию закачки состава по п. 4 в виде оторочки по меньшей мере в одну скважину, вскрывшую пласт, стадию выдержки или медленного продвижения, на которой состав взаимодействует с пластовыми флюидами, и стадию добычи нефти или нефтяной эмульсии из данного пласта.

13. Способ добычи нефти по п. 12, в котором содержание алкоксилированного глицерилсульфоната относительно алкоксилированного спирта в составе составляет 1,5:1 или более, а относительно алкилбензолсульфоната составляет 1:1 или более.

14. Способ добычи нефти по п. 12, в котором состав дополнительно включает органический сорастворитель.

15. Способ добычи нефти по п. 12, в которой содержание смеси алкоксилированного глицерилсульфоната, алкилбензолсульфоната и алкоксилированного спирта в составе составляет от 0,05 до 4 мас.%.

16. Способ добычи нефти по п. 12, в котором состав дополнительно включает полимер-загуститель.

17. Способ добычи нефти по п. 12, в котором состав дополнительно включает ингибитор солеотложений.

18. Способ добычи нефти по п. 12, в котором состав дополнительно включает алкоксилированный глицерилсульфонат, в котором углеводородный радикал содержит от 9 до 18 атомов углерода, количество этокси-групп составляет от 5 до 24, количество пропокси-групп составляет от 8 до 15, количество глицерильных групп составляет от 1 до 1,5.