Способ и композиция для улучшенного извлечения углеводородов

СПОСОБ И КОМПОЗИЦИЯ ДЛЯ УЛУЧШЕННОГО ИЗВЛЕЧЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ Способ обработки углеводородсодержащего пласта, включающий: (а) подачу композиции к по меньшей мере части углеводородсодержащего пласта, где композиция содержит глицеринсульфонат пропоксилированного первичного спирта, имеющего разветвленную алифатическую группу со средним числом атомов углерода от 10 до 24, имеющего среднее число разветвлений на алифатическую группу от 0,7 до 2,5 и имеющего по меньшей мере 0,5 моль пропиленоксида на моль первичного спирта; и (b) обеспечение взаимодействия композиции с углеводородами в углеводородсодержащем пласте. Рейни Кирк Герберт, Семпл Томас Карл (US) Медведев В.Н. (RU)(71)(73) Заявитель и патентовладелец: ШЕЛЛ ИНТЕРНЭШНЛ РИСЕРЧ МААТСХАППИЙ Б.В. (NL) Область изобретения Настоящее изобретение, в общем, относится к способам извлечения углеводородов из углеводородных пластов. Более конкретно, частные воплощения, описанные в настоящем документе, относятся к способам улучшенного извлечения углеводородов и к используемым композициям. Предшествующий уровень техники изобретения Углеводороды можно извлекать из углеводородсодержащих пластов, пронизывая пласт одной или более скважинами. Углеводороды могут течь по направлению к поверхности через скважины. Условия(например, проницаемость, концентрация углеводородов, пористость, температура, давление) углеводородсодержащего пласта могут негативно отражаться на рентабельности получения углеводородов из углеводородсодержащего пласта. Углеводородсодержащий пласт может иметь естественную энергию (например, газ, воду) для облегчения текучести углеводородов в направлении к поверхности углеводородсодержащего пласта. Естественная энергия может обеспечиваться водой. Вода может оказывать давление для обеспечения подвижности углеводородов в направлении к одной или более добывающим скважинам. В углеводородсодержащем пласте может присутствовать газ при достаточном давлении для обеспечения подвижности углеводородов в направлении к одной или более добывающим скважинам. Источник естественной энергии со временем может исчерпаться. Для продолжения извлечения углеводородов из углеводородсодержащего пласта могут быть использованы вспомогательные процессы извлечения. Примеры вспомогательных процессов включают закачивание воды, полимерное заводнение, щелочное заводнение,термические процессы, процесс нагнетания в пласт газа под высоким давлением с предварительным нагнетанием жидкого пропана и их комбинацию. В химической модификации способа улучшенного извлечения нефтепродуктов (Enchanced Oil Recovery (EOR улучшения подвижности остаточной нефтенасыщенности достигают посредством использования поверхностно-активных веществ, которые обеспечивают достаточно (сверх) низкое поверхностное натяжение на границе раздела фаз очищенный нефтепродукт/вода (IFT), чтобы обеспечить отношение вязкостных сил к капиллярным силам достаточно большим для преодоления капиллярных сил и обеспечить текучесть нефтепродукта (I. Chatzis и N. R. Morrows, "Correlation of capillary number relationship for sandstone". SPE Journal, Vol 29, pp 555-562, 1989). Однако пласты имеют различные характеристики (тип неочищенного нефтепродукта, температура и водная композиция - солесодержание, жесткость), и желательно, чтобы структуры добавленного поверхностно-активного вещества(в) были подобраны в соответствии с этими условиями для достижения низкого IFT. Кроме того, перспективное поверхностно-активное вещество должно отвечать другим важным критериям, включая низкое удержание породы, совместимость с полимерами, термическую и гидролитическую стабильность и приемлемую стоимость. Композиции и способы улучшенного извлечения углеводородов описываются в патенте США 3943160 Farmer и др., озаглавленном "Heat-Stable Calcium-Compatible Waterflood Surfactant"; патенте США 3946812 Gale и др., озаглавленном "Use Of Materials As Waterflood Additives"; патенте США 4077471 Shupe и др., озаглавленном "Surfactant Oil Recovery Process Usable In High Temperature, High Salinity Formations"; патенте США 4216079 Newcombe, озаглавленном "Emulsion Breaking With Surfactant Recovery"; патенте США 5318709 Wuest и др., озаглавленном "Process for the Production of Surfactant Mixtures Based On Ether Sulfonated And Their Use"; патенте США 5723423 Van Slyke, озаглавленном "Solvent Soaps and Methods Employing Same"; патенте США 6022834 Hsu и др., озаглавленномAlpha-Olefins and the Alpha-Olefin Compositions" и Wellington, и др. в "Low Surfactant Concentration Enhanced Waterflooding", Society of Petroleum Engineers, 1995; все включены в настоящее описание посредством ссылки. В патенте США 7055602 описываются улучшенные композиции для извлечения углеводородов,содержащие алифатические неионные добавки и/или алифатические анионные поверхностно-активные вещества, которые имеют разветвленные структуры. Данные добавки и поверхностно-активные вещества могут быть первичными спиртами или их сульфатами, содержащими разветвленные алифатические группы, которые могут иметь среднее число атомов углерода от 10 до 24, менее чем приблизительно 0,5% четвертичных атомов углерода, среднее число разветвлений на алифатическую группу алифатического анионного поверхностно-активного вещества может находиться в диапазоне между приблизительно 0,7 и приблизительно 2,5, и метильные разветвления могут составлять от приблизительно 20 до приблизительно 99% от общего числа разветвлений, присутствующих в группе. Такие композиции показаны в таблице данного патента для достижения поверхностных натяжений на границе раздела фаз от 0,0022(низкий диапазон) до 1,9040 (высокий диапазон) дин/см, когда использовались отдельно или в комбинации с другими материалами. Сущность изобретения При осуществлении изобретения углеводород может быть получен из углеводородсодержащего пласта способом, который включает обработку по меньшей мере части углеводородсодержащего пласта композицией для извлечения углеводородов. В определенных вариантах осуществления по меньшей ме-1 022380 ре часть углеводородсодержащего пласта может быть смочена нефтепродуктом. В некоторых вариантах осуществления по меньшей мере часть углеводородсодержащего пласта может включать воду с низким содержанием солей. В других вариантах осуществления по меньшей мере часть углеводородсодержащего пласта может обнаруживать температуру более чем приблизительно 30 С, даже более чем приблизительно 60 С. Жидкости, вещества или их комбинации могут быть добавлены по меньшей мере к части углеводородсодержащего пласта для облегчения перемещения углеводородов к одной или нескольким добывающим скважинам, в определенных вариантах осуществления. В одном воплощении композиция для извлечения углеводородов может содержать глицеринсульфонат пропоксилированного первичного спирта, содержащего разветвленную алифатическую группу со средним числом атомов углерода от 10 до 24 и имеющего среднее число разветвлений на алифатическую группу от приблизительно 0,7 до приблизительно 2,5. Глицеринсульфонат может иметь среднее число атомов углерода по меньшей мере 14, или оно может находиться в диапазоне от 14 до 20. Используемая в настоящем описании фраза "число атомов углерода" относится к общему числу атомов углерода в молекуле. Среднее число атомов углерода может быть определено ЯМР-спектроскопией. Среднее число разветвлений на молекулу разветвленного глицеринсульфоната может составлять по меньшей мере приблизительно 2 в некоторых вариантах осуществления. Разветвления на разветвленном глицеринсульфонате могут включать, но ими не ограничиваясь, метильные и/или этильные разветвления. В некоторых вариантах осуществления среднее число разветвлений на молекулу может составлять по меньшей мере приблизительно 1 и/или до 3 или до приблизительно 6, или до приблизительно 10. Среднее число разветвлений на молекулу может быть также определено ЯМР-спектроскопией. В одном воплощении композиция для извлечения углеводородов может включать глицеринсульфонат пропоксилированного разветвленного первичного спирта, содержащего разветвленную алифатическую группу со средним числом атомов углерода от 16 до 19, предпочтительно 16-17, и имеющего среднее число разветвлений на алифатическую группу от приблизительно 0,7 до приблизительно 2,5, предпочтительно от приблизительно 1,4 до приблизительно 2. В одном воплощении метильная группа может составлять от приблизительно 20 до приблизительно 99% от общего числа разветвлений, присутствующих в разветвленной алифатической группе. При осуществлении изобретения количество пропиленоксида, добавленного к первичному спирту,может составлять по меньшей мере приблизительно 0,5, предпочтительно от приблизительно 3 до приблизительно 12, наиболее предпочтительно от приблизительно 5 до приблизительно 9 моль пропиленоксида на моль первичного спирта. Предпочтительным является использование по меньшей мере приблизительно 3 моль и не более чем приблизительно 12 моль. При осуществлении изобретения композиция для извлечения углеводородов может содержать от приблизительно 10 до приблизительно 80 мас.% глицеринсульфоната, предпочтительно от приблизительно 10 до приблизительно 40 мас.% и более предпочтительно от приблизительно 20 до приблизительно 30 мас.%. При осуществлении изобретения композиция для извлечения углеводородов может быть получена из углеводородсодержащего пласта. Композиция для извлечения углеводородов может включать любую комбинацию углеводородов, описанных выше производных, солюбилизирующих агентов,метана, воды, асфальтенов, монооксида углерода и аммиака. При осуществлении изобретения композицию для извлечения углеводородов подают к углеводородсодержащему пласту, примешивая ее к воде и/или рассолу, который может быть из пласта, из которого извлекают углеводороды. Предпочтительно, композиция содержит от приблизительно 0,1 до приблизительно 4 мас.% общей воды и/или композиционной смеси для извлечения рассол/углеводород (вводимой жидкости). Более важным является количество фактически активного вещества, которое присутствует во вводимой жидкости (активное вещество является поверхностно-активным веществом, в описании производным). Таким образом, количество производного во вводимой жидкости может составлять от приблизительно 0,1 до приблизительно 1 мас.%, предпочтительно от приблизительно 0,2 до приблизительно 0,5 мас.%. Вводимую жидкость затем закачивают в углеводородсодержащий пласт. При осуществлении изобретения углеводородсодержащая композиция может быть получена из углеводородсодержащего пласта. Углеводородсодержащая композиция может включать любую комбинацию углеводородов, глицеринсульфоната, описанного выше, вспомогательного вещества, метана, воды,асфальтенов, монооксида углерода и аммиака. Краткое описание фигур Преимущества настоящего изобретения станут очевидны для специалистов в данной области техники исходя из последующего подробного описания осуществления изобретения со ссылками на сопровождающие фигуры, на которых фиг. 1 показывает вариант осуществления обработки углеводородсодержащего пласта; фиг. 2 показывает вариант осуществления обработки углеводородсодержащего пласта; фиг. 3 показывает графическое изображение значений поверхностного натяжения на границе раздела фаз углеводородной композиции, содержащей глицеринсульфонат согласно настоящему изобретению. Хотя изобретение допускает различные модификации и альтернативные формы, его конкретные варианты осуществления показаны посредством примера на фигурах и будут далее подробно описаны в настоящем документе. Должно быть понятно, что фигуры и подробное описание к ним не предназначены для ограничения изобретения до конкретных раскрытых форм, но, напротив, идея охватывает все модификации, эквиваленты и альтернативы, которые входят в пределы сущности и объема настоящего изобретения, как определено прилагаемой формулой изобретения. Подробное описание вариантов осуществления изобретения Углеводороды могут быть получены из углеводородных пластов через скважины, пронизывающие углеводородсодержащие пласты. "Углеводороды" обычно определяют как молекулы, образованные преимущественно атомами углерода и водорода, например нефтепродукты и природный газ. Углеводороды могут также включать другие элементы, такие как, но ими не ограничиваясь, галогены, металлические элементы, азот, кислород и/или серу. Углеводороды, выделенные из углеводородного пласта, могут включать, но ими не ограничиваясь, кероген, битум, пиробитум, асфальтены, нефтепродукты или их комбинации. Углеводороды могут располагаться в пределах или на границах минеральных пород внутри грунта. Породы могут включать, но ими не ограничиваясь, осадочные породы, пески, силицилиты, карбонаты, диатомиты и другие пористые среды."Пласт" включает один или более углеводородсодержащих слоев, один или более не углеводородных слоев, породы, перекрывающие продуктовый пласт, и/или породы, подстилающие продуктовый пласт. "Породы, перекрывающие продуктовый пласт", и/или "породы, подстилающие продуктовый пласт", включают один или более различных типов непроницаемых материалов. Например, породы, перекрывающие/подстилающие продуктовый пласт, могут включать горную породу, глинистую породу,алеврито-глинистую породу или влажный/плотный карбонат (то есть непроницаемый карбонат без углеводородов). Например, породы, подстилающие продуктовый пласт, могут содержать глинистую породу и алеврито-глинистую породу. В некоторых случаях породы, перекрывающие/подстилающие продуктовый пласт, могут быть отчасти проницаемыми. Например, породы, подстилающие продуктовый пласт,могут быть составлены из проницаемых материалов, таких как песчаник или известняк. В некоторых вариантах осуществления по меньшей мере часть углеводородсодержащего пласта может находиться менее чем или более чем на 1000 футов (304,8 м) ниже земной поверхности. Свойства углеводородсодержащего пласта могут оказывать влияние на то, как углеводороды протекают через породы, подстилающие/перекрывающие продуктовый пласт, к одной или более добывающим скважинам. Свойства включают, но не ограничиваются ими, пористость, проницаемость, распределение пор по размеру, площадь поверхности, содержание соли или температуру пласта. Свойства породы, перекрывающей/подстилающей продуктовый пласт, в комбинации с такими углеводородными свойствами,как характеристики капиллярного давления (статические) и характеристики относительной проницаемости (подвижные), могут влиять на перемещение углеводородов через углеводородсодержащий пласт. Проницаемость углеводородсодержащего пласта может изменяться в зависимости от состава пласта. Относительно проницаемый пласт может включать тяжелые углеводороды, захваченные, например,песком или карбонатом. "Относительная проницаемость", как используется в настоящем описании, относится к пластам или их частям, которые имеют среднюю проницаемость 10 миллидарси или более. "Относительная низкая проницаемость", как используется в настоящем описании, относится к пластам или их частям, которые имеют среднюю проницаемость менее чем приблизительно 10 миллидарси. Один дарси равен приблизительно 0,99 квадратным микрометрам. Непроницаемая часть пласта обычно имеет проницаемость менее чем приблизительно 0,1 миллидарси. В некоторых случаях часть или весь углеводородный участок относительно проницаемого пласта может включать преимущественно тяжелые углеводороды и/или сланцевую смолу без дополнительной основы минеральных зерен и только подвижного(или не) минерального вещества (например, асфальтовых озер). Текучие среды (например, газ, вода, углеводороды или их комбинации) различных плотностей могут находиться в углеводородсодержащем пласте. Смесь текучих сред в углеводородсодержащем пласте может формировать слои между породами, подстилающими и перекрывающими продуктовый пласт,согласно плотности текучей среды. Газ может формировать верхний слой, углеводороды могут формировать средний слой, и вода может формировать нижний слой в углеводородсодержащем пласте. Текучие среды могут присутствовать в углеводородсодержащем пласте в различных количествах. Взаимодействия между текучими средами в пласте могут создавать поверхности раздела или граничные поверхности между текучими средами. Поверхности раздела или граничные поверхности между текучими средами и пластом могут быть созданы посредством взаимодействий между текучими средами и пластом. Обычно газы не образуют граничных поверхностей с другими текучими средами в углеводородсодержащем пласте. При осуществлении изобретения первая граничная поверхность может формироваться между водным слоем и породой, подстилающей продуктовый пласт. Вторая граничная поверхность может формироваться между водным слоем и углеводородным слоем. Третья граничная поверхность может формироваться между углеводородами различных плотностей в углеводородсодержащем пласте. Множество текучих сред с множеством граничных поверхностей могут присутствовать в углеводородсодержащем пласте, в некоторых вариантах осуществления. Должно быть понятно, что в углеводородсодержащем пласте может присутствовать много комбинаций граничных поверхностей между текучими средами и между текучими средами и породами, перекрывающими/подстилающими продуктовый пласт. Выработка текучих сред может нарушать взаимодействие между текучими средами и между текучими средами и породами, перекрывающими/подстилающими продуктовый пласт. Так как текучие среды перемещаются из углеводородсодержащего пласта, различные текучие слои могут смешиваться и образовывать смешанные текучие слои. Смешанные текучие среды могут иметь различные взаимодействия у границ текучей среды. В зависимости от взаимодействий у границ смешанных текучих сред добыча углеводородов может стать затрудненной. Количественные показатели взаимодействий (например, уровень энергии) у поверхности раздела текучих сред и/или текучих сред и пород, перекрывающих/подстилающих продуктовый пласт, могут быть полезными для предсказания перемещения углеводородов через углеводородсодержащий пласт. Количественные показатели энергии, требуемой для взаимодействия (например, смешения) между текучими средами в пласте у поверхности раздела, могут быть трудными для измерения. Количественные показатели уровней энергии у поверхностей раздела между жидкими средами могут быть определены общеизвестными методами (например, тензиометром, работающим по методу вращающейся капли). Энергия взаимодействия, требуемая у поверхности раздела, может упоминаться как поверхностное натяжение на границе раздела фаз. Термин "поверхностное натяжение на границе раздела фаз", используемый в настоящем описании, относится к свободной энергии поверхности, которая проявляется между двумя или более текучими средами, у которых обнаруживают граничную поверхность. Высокое значение поверхностного натяжения на границе раздела фаз (например, более чем приблизительно 10 дин/см) может указывать на невозможность одной текучей среды смешиваться со второй текучей средой для образования текучей эмульсии. Используемый в настоящем описании термин "эмульсия" относится к дисперсной системе одной несмешиваемой текучей среды во второй текучей среде при добавлении композиции, которая снижает поверхностное натяжение на границе раздела фаз между текучими средами для достижения стабильности. Неспособность текучих сред смешиваться может возникать вследствие высокой энергии поверхностного взаимодействия между двумя текучими средами. Низкие значения поверхностного натяжения на границе раздела фаз (например, менее чем приблизительно 1 дин/см) могут указывать на меньшее поверхностное взаимодействие между двумя несмешиваемыми текучими средами. Меньшее поверхностное взаимодействие между двумя несмешиваемыми текучими средами может приводить к смешению двух текучих сред с образованием эмульсии. Текучие среды с низкими значениями поверхностного натяжения на границе раздела фаз могут перемещаться к стволу скважины в результате сниженных капиллярных сил и затем могут быть добыты из углеводородсодержащего пласта. Текучие среды в углеводородсодержащем пласте могут смачивать (например, налипать на породу,перекрывающую/подстилающую продуктовый пласт, или распределяться на породе, перекрывающей/подстилающей продуктовый пласт, в углеводородсодержащем пласте). Используемый в настоящем описании термин "смачиваемость поверхности породы" относится к склонности текучей среды к распространению или налипанию на твердую поверхность пласта в присутствии других текучих сред. Способы определения "смачиваемости поверхности породы" углеводородного пласта описаны в публикации Craig, Jr. "The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding", 1971Monograph Volume 3, Society of Petroleum Engineers, которая включена в настоящее описании посредством ссылки. При осуществлении изобретения углеводороды могут налипать на песчаник в присутствии газа или воды. Порода, перекрывающая/подстилающая продуктовый пласт, который, по существу, покрыт углеводородами, может быть обозначена как "смоченная нефтью". Порода, перекрывающая/подстилающая продуктовый пласт, может быть смоченной нефтью из-за присутствия полярных и/или тяжелых углеводородов (например, асфальтенов) в углеводородсодержащем пласте. Состав пласта(например, кремнезем, карбонат или глина) может определять количество адсорбированных углеводородов на поверхности породы, перекрывающей/подстилающей продуктовый пласт. В некоторых вариантах осуществления пористый и/или проницаемый пласт может обеспечить для углеводородов возможность более легкого смачивания породы, перекрывающей/подстилающей продуктовый пласт. По существу,смоченная нефтью порода, перекрывающая/подстилающая продуктовый пласт, может препятствовать получению углеводородов из углеводородсодержащего пласта. В определенных вариантах осуществления смоченная нефтью часть углеводородсодержащего пласта может быть расположена менее чем или более чем на 1000 футов (304,8 м) ниже земной поверхности. Углеводородный пласт может включать воду. Вода может взаимодействовать с поверхностью породы, подстилающей продуктовый пласт. Используемый в настоящем описании термин смоченный водой относится к пласту с покрытием воды на поверхности породы, перекрывающей/подстилающей продуктовый пласт. Смоченная водой порода, перекрывающая/подстилающая продуктовый пласт, может увеличить добычу углеводородов из пласта путем предохранения углеводородов из смоченной породы,перекрывающей/подстилающей продуктовый пласт. В определенных вариантах осуществления смоченная водой часть углеводородсодержащего пласта может включать незначительные количества полярных и/или тяжелых углеводородов. Вода в углеводородсодержащем пласте может содержать минералы (например, минералы, содержащие барий, кальций или магний) и минеральные соли (например, хлорид натрия, хлорид калия, хлорид магния). Минерализация (солесодержание) воды и/или жесткость воды в пласте может влиять на извле-4 022380 чение углеводородов из углеводородсодержащего пласта. Используемый в настоящем описании термин"минерализация (солесодержание)" относится к количеству растворенных солей в воде. Термин "жесткость воды", используемый в настоящем описании, относится к концентрации двухвалентных ионов (например, кальция, магния) в воде. Солесодержание и жесткость воды могут быть определены общеизвестными способами (например, электропроводностью, титрованием). Используемое в настоящем описании выражение "вода с высоким содержанием соли" относится к воде, которая содержит более чем приблизительно 30000 ppm (ч./млн) общего количества растворенных твердых веществ, в расчете на хлорид натрия. Когда содержание соли в воде углеводородсодержащего пласта увеличивается, поверхностное натяжение на поверхности раздела фаз между углеводородами и водой может быть увеличено и текучие среды становятся более трудными для добычи. Вода с низким содержанием соли в углеводородсодержащем пласте может повысить добычу углеводородов из углеводородсодержащего пласта. Углеводороды и вода с низким содержанием соли могут образовывать хорошо диспергированную эмульсию благодаря низкому поверхностному натяжению на границе раздела фаз между водой с низким содержанием соли и углеводородами. Получение текучей эмульсии (например, углеводороды/водная смесь) из углеводородсодержащего пласта может быть более рентабельным для нефтепромышленника. Используемое в настоящем описании выражение "вода с низким содержанием соли" относится к содержанию соли в воде углеводородсодержащего пласта, которое составляет менее чем приблизительно 20000 ч./млн от общего количества растворенных твердых веществ, в расчете на хлорид натрия. В некоторых вариантах осуществления углеводородсодержащий пласт может включать воду с содержанием соли менее чем приблизительно 13000 ч./млн. В определенных вариантах осуществления углеводородсодержащие пласты могут включать воду с содержанием соли в диапазоне от приблизительно 3000 до приблизительно 10000 ч./млн. В других вариантах осуществления содержание соли в воде углеводородсодержащих пластов может находиться в диапазоне от приблизительно 5000 до приблизительно 8000 ч./млн. Углеводородсодержащий пласт можно выбирать для обработки на основе таких факторов, без ограничения, как толщина углеводородсодержащих слоев в пласте, оцененное содержание жидкой выработки, месторасположение пласта, солесодержание пласта, температура пласта и глубина углеводородсодержащих слоев. В начальной стадии давление и температура природного пласта могут быть достаточными, чтобы заставить углеводороды протекать в стволы шахт и к поверхности. Температуры в углеводородсодержащем пласте могут находиться в диапазоне от приблизительно 0 до приблизительно 300 С. Поскольку углеводороды добывают из углеводородсодержащего пласта, значения давления и/или температуры в пласте могут снижаться. Для продолжения добычи углеводородов из углеводородсодержащего пласта могут быть использованы различные формы механизированной добычи (например, накачка, нагнетание газа). Добыча желаемых углеводородов из углеводородсодержащего пласта может стать неэкономичной, поскольку запасы углеводородов в пласте истощаются. Перемещение остаточных углеводородов, остающихся в углеводородсодержащем пласте, может быть затруднено из-за вязкости углеводородов и капиллярных эффектов текучих сред в порах углеводородсодержащего пласта. Используемый в настоящем описании термин "капиллярные силы" относится к силам притяжения между текучими средами и по меньшей мере частью углеводородсодержащего пласта. При осуществлении изобретения капиллярные силы могут быть преодолены путем увеличения давления в углеводородсодержащем пласте. В других вариантах осуществления капиллярные силы могут быть преодолены путем снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз между текучими средами в углеводородсодержащем пласте. Способность снижать капиллярные силы в углеводородсодержащем пласте может зависеть от ряда факторов, включая, но ими не ограничиваясь, температуру углеводородсодержащего пласта, солесодержание воды в углеводородсодержащем пласте и состав углеводородов в углеводородсодержащем пласте. Поскольку скорость добычи увеличивается, могут быть использованы дополнительные способы,чтобы сделать углеводородсодержащий пласт более рентабельным. Способы могут включать добавление источников воды (например, рассола, водяного пара), газов, полимеров, мономеров или любых их комбинаций к углеводородному пласту для увеличения подвижности углеводородов. При осуществлении изобретения углеводородсодержащий пласт может быть обработан путем закачивания воды. Закачивание воды может включать нагнетание воды в часть углеводородсодержащего пласта через нагнетательные скважины. Заводнение по меньшей мере части пласта может смочить водой часть углеводородсодержащего пласта. В смоченной водой части углеводородсодержащего пласта может быть создано давление известными методами, и система вода/углеводородная смесь может быть собрана с использованием одной или нескольких добывающих скважин. Водный слой, однако, может не смешиваться с углеводородным слоем эффективно. Низкая эффективность смешивания может быть обусловлена высоким поверхностным натяжением на границе раздела фаз между водой и углеводородами. Добыча из углеводородсодержащего пласта может быть увеличена обработкой углеводородсодержащего пласта полимером и/или мономером, который способствует перемещению углеводородов к одной или нескольким добывающим скважинам. Полимер и/или мономер могут снижать подвижность водной фазы в порах углеводородсодержащего пласта. Снижение подвижности воды может обеспечить уг-5 022380 леводородам возможность легче перемещаться через углеводородсодержащий пласт. Полимеры включают, но не ограничиваются ими, полиакриламиды, частично гидролизованные полиакриламиды, полиакрилаты, этиленовые сополимеры, биополимеры, карбоксиметилцеллюлозу, поливиниловый спирт,сульфонаты полистирола, поливинилпирролидон, AMPS (сульфонат 2-акриламид-2-метилпропана) или их комбинации. Примеры этиленовых сополимеров включают сополимеры акриловой кислоты и акриламида, акриловой кислоты и лаурилакрилата, лаурилакрилата и акриламида. Примеры биополимеров включают ксантановую смолу и гуаровую смолу. В некоторых вариантах осуществления полимеры могут быть сшиты in situ в углеводородсодержащем пласте. В других вариантах осуществления полимеры могут быть образованы in situ в углеводородсодержащем пласте. Полимеры и способы получения полимеров, используемых для извлечения нефтепродуктов, описываются в патенте США 6427268 Zhang и др., озаглавленном "Method For Making Hydrophobically Associative Polymers, Methods of Use and Compositions"; патенте США 6439308 Wang, озаглавленном "Foam Drive Method"; патенте США 5654261Smith, озаглавленном "Permeability Modifying Composition For Use In Oil Recovery"; патенте США 5284206 Surles и др., озаглавленном "Formation Treating"; патенте США 5199490 Surles и др., озаглавленном "Formation Treating", и патенте США 5103909 Morgenthaler и др., озаглавленном "Profile Control In Enchanced Oil Recovery", все из которых включены в настоящее описание посредством ссылки. Композиция для извлечения углеводородов Представленная группа анионных поверхностно-активных веществ на основе указанных произвольно разветвленных спиртов пригодна для использования в условиях повышенного солесодержания в пласте. В данной группе соединяющая группа РО связывает спиртовой гидрофоб с анионным сульфонатом и используется для изменения HLB молекулы в соответствии с пластовыми условиями в терминах солесодержания и необработанного (сырого) нефтепродукта. Наличие РО звеньев в связывающей группе способствует обеспечению устойчивости к ионам Ca, Mg в жесткой воде. При осуществлении изобретения композицию для извлечения углеводородов можно подавать к углеводородсодержащему пласту. В варианте осуществления композиция может включать глицеринсульфонат пропоксилированного первичного спирта, имеющего разветвленную алифатическую группу со средним числом атомов углерода от 10 до 24 и имеющего среднее число разветвлений на алифатическую группу от приблизительно 0,7 до приблизительно 2,5. Глицеринсульфонат может иметь среднее число атомов углерода по меньшей мере 14 или оно может находиться в диапазоне от 14 до 20. В некоторых вариантах осуществления среднее число разветвлений на молекулу может составлять по меньшей мере приблизительно 1 и/или до приблизительно 3, или до приблизительно 6, или до приблизительно 10. В одном воплощении композиция для извлечения углеводородов может включать карбоксилат или сульфат или глицеринсульфонат пропоксилированного разветвленного первичного спирта, имеющего разветвленную алифатическую группу со средним числом атомов углерода от 16 до 19, предпочтительно 16-17, и имеющего среднее число разветвлений на алифатическую группу от приблизительно 0,7 до приблизительно 2,5, предпочтительно от приблизительно 1,4 до приблизительно 2. Разветвленный первичный алифатический спирт согласно настоящему изобретению может быть получен гидроформилированием разветвленных олефинов. Способы получения разветвленных олефинов описываются в патенте США 5510306 Murray, озаглавленном "Process For Isomerizing Linear Olefins toIsoolefins"; патенте США 5648584 Murray, озаглавленном "Process For Isomerizing Linear Olefins to Isoolefins", и патенте США 5648585 Murray, озаглавленном "Process For Isomerizing Linear Olefins to Isoolefins," все из которых включены в настоящее описание посредством ссылки. Способы получения разветвленных длинноцепочечных алифатических спиртов описываются в патенте США 5849960 Singleton и др., озаглавленном "Highly Branched Primary Alcohol Compositions, and Biodegradable Detergents MadeCompositions, and Biodegradable Detergents Made Therefrom"; патенте США 6222077 Singleton и др.,озаглавленном "Highly Branched Primary Alcohol Compositions, and Biodegradable Detergents Made Therefrom", все из которых включены в настоящее описании посредством ссылки. В некоторых вариантах осуществления разветвления разветвленных алифатических групп длинноцепочечного первичного спирта могут иметь менее чем приблизительно 0,5% алифатических четвертичных атомов углерода. В варианте осуществления среднее число разветвлений на длинноцепочечный алифатический спирт находится в диапазоне от приблизительно 0,1 до приблизительно 2,5. В других вариантах осуществления среднее число разветвлений на спирт находится в диапазоне от приблизительно 0,7 до приблизительно 2,5. Метильные разветвления могут представлять от приблизительно 20 до приблизительно 99% общего числа разветвлений, присутствующих в разветвленном длинноцепочечном первичном спирте. В некоторых вариантах осуществления метильные разветвления могут представлять более чем приблизительно 50% общего числа разветвлений в разветвленном длинноцепочечном первичном спирте. Число этильных разветвлений в спирте может представлять в определенных вариантах осуществления менее чем приблизительно 30% общего числа разветвлений. В других вариантах осуществления число этильных разветвлений, если присутствуют, может находиться в диапазоне от приблизительно 0,1 до приблизительно 2% общего числа разветвлений. Разветвления иные, чем метильные или этильные, если присутствуют, могут составлять менее чем приблизительно 10% общего числа разветвлений. В некоторых вариантах осуществлениях менее чем приблизительно 0,5% общего числа разветвлений не являются ни этильными, ни метильными группами. Количество пропиленоксида, добавленного к первичному спирту, может составлять, по меньшей мере, приблизительно 0,5, предпочтительно от приблизительно 3 до приблизительно 12, наиболее предпочтительно от приблизительно 5 до приблизительно 9 моль пропиленоксида на моль первичного спирта. Предпочтительным является использование по меньшей мере 3 моль с целью минимизировать количество неалкоксилированного вторичного спирта. Предпочтительно используют не более чем приблизительно 12 моль, поскольку молекула теряет стабильность при функционировании в качестве поверхностно-активного вещества, когда углеродная цепь на спиртовой части является слишком короткой относительно количества пропиленоксида в молекуле. Для того чтобы молекула функционировала успешно в качестве поверхностно-активного вещества в углеводородсодержащем пласте, в нем должен существовать надлежащий баланс между длиной растворимой в нефтепродукте части углеродной цепи молекулы и растворимой в воде пропиленоксидной частью молекулы. В одном воплощении композиция для извлечения углеводородов может включать поверхностноактивное вещество на основе глицеринсульфоната разветвленного первичного спирта, как описано выше. В некоторых вариантах осуществления количество поверхностно-активного вещества на основе глицеринсульфоната разветвленного первичного спирта может составлять более чем приблизительно 10 мас.% от общей массы композиции. При осуществлении изобретения количество поверхностно-активного вещества на основе глицеринсульфоната разветвленного первичного спирта в композиции для извлечения углеводородов может находиться в диапазоне от приблизительно 10 до приблизительно 80 мас.% от общей массы композиции. Количество поверхностно-активного вещества на основе глицеринсульфоната разветвленного первичного спирта в композиции может находиться в диапазоне от приблизительно 10 до приблизительно 40 мас.% от общей массы композиции, предпочтительно от приблизительно 20 до приблизительно 30 мас.%. Остаток композиции может включать, но ими не ограничиваясь, воду, низкомолекулярные спирты, органические растворители, алкилсульфонаты, арилсульфонаты, рассол или их комбинации. Низкомолекулярные спирты включают, но не ограничиваются ими, метанол, этанол, пропанол,изопропиловый спирт, трет-бутиловый спирт, втор-бутиловый спирт, бутиловый спирт, трет-амиловый спирт или их комбинации. Органические растворители включают, но не ограничиваются ими, метилэтилкетон, ацетон, низшие алкилцеллозольвы, низшие алкилкарбитолы или их комбинации. В одном воплощении композиция для извлечения углеводородов может также содержать вспомогательное вещество для снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз углеводородной композиции. Такие вспомогательные вещества могут быть выбраны из спиртов, полимеров, таких как пропиленгликоль и полиэтиленгликоль и другие поверхностно-активные вещества. Предпочтительно, композиция для извлечения углеводородов может содержать от приблизительно 1 до приблизительно 75 мас.% композиции. Получение композиции для извлечения углеводородов Первичные спирты могут быть пропоксилированы путем их взаимодействия с пропиленоксидом в присутствии подходящего катализатора алкоксилирования. Катализатором алкоксилирования может быть гидроксид натрия, который обычно используют коммерчески для алкоксилирования спиртов. Первичный спирт может быть пропоксилирован с использованием двойного металлоцианидного катализатора, как описано в патенте США 6977236, который включен в настоящее описание посредством ссылки во всей его полноте. Первичный спирт также может быть пропоксилирован с использованием катализатора алкоксилирования на основе лантана или на основе редкоземельного металла, как описано в патентах США 5059719 и 5057627, которые включены в настоящее описание посредством ссылки во всей их полноте. Пропоксилаты первичных спиртов по настоящему изобретению также могут быть получены взаимодействием олефина с диэтиленгликолем или взаимодействием галогеналкана с моно-, ди- или полигликолями. Пропоксилаты первичных спиртов могут быть получены добавлением к первичному спирту или рассчитанному количеству смеси первичных спиртов, например, от приблизительно 0,1 до приблизительно 0,6 мас.%, сильного основания, обычно гидроксида щелочного металла или щелочно-земельного металла, такого как гидроксид натрия или гидроксид калия, которые служат в качестве катализаторов алкоксилирования. Затем вводят количество пропиленоксида, рассчитанное для обеспечения необходимого числа моль пропиленоксида на моль первичного спирта, и полученная смесь обеспечивает возможность взаимодействия до тех пор, пока не израсходуется пропиленоксид. Соответствующие реакционные температуры находятся в диапазоне от приблизительно 120 до приблизительно 220 С. Пропоксилаты первичных спиртов по настоящему изобретению могут быть получены с использованием многометаллического цианидного катализатора в качестве катализатора алкоксилирования. Катализатор может контактировать с первичным спиртом, и затем оба могут контактировать с пропиленоксидным реагентом, который может быть введен в газообразной форме. Реакционная температура может находиться в диапазоне от приблизительно 90 до приблизительно 250 С, и для поддержания первичного спирта, по существу, в жидком состоянии, при необходимости, можно использовать повышенное атмо-7 022380 сферное давление. Пропоксилаты первичного спирта в узком диапазоне могут быть получены с использованием растворимого основного соединения из элементов в группе элементов лантана или редкоземельных элементов в качестве катализатора алкоксилирования. Фосфат лантана является особенно пригодным. Пропоксилирование осуществляют, используя обычные реакционные условия, такие как описано выше. Должно быть понятно, что метод пропоксилирования служит для введения необходимого среднего числа единиц пропиленоксида на моль пропоксилата первичного спирта. Например, обработка смеси первичного спирта с помощью 1,5 моль пропиленоксида на моль первичного спирта служит для осуществления пропоксилирования каждой молекулы спирта в среднем 1,5 пропиленоксидными фрагментами на моль фрагмента первичного спирта, хотя значительная часть фрагментов первичного спирта станет объединенной с более чем 1,5 фрагментами пропиленоксида и приблизительно равная часть станет объединенной с менее чем 1,5. В обычной смеси продукта пропоксилирования также имеется незначительная часть не прореагировавшего первичного спирта. При получении глицеринсульфонатов, полученных из алкоксилированных первичных спиртов по настоящему изобретению, алкоксилаты взаимодействуют с эпихлоргидрином, предпочтительно в присутствии катализатора, такого как тетрахлорид олова, при температуре от приблизительно 110 до приблизительно 120 С в течение от приблизительно 3 до приблизительно 5 ч, при давлении от приблизительно 14,7 до приблизительно 15,7 psia (приблизительно от 100 до приблизительно 110 кПа) в толуоле. Затем реакционный продукт взаимодействует с основанием, таким как гидроксид натрия или гидроксид калия, при температуре от приблизительно 85 до приблизительно 95 С в течение от приблизительно 2 до приблизительно 4 ч, при давлении от приблизительно 14,7 до приблизительно 15,7 psia (приблизительно от 100 до приблизительно 110 кПа). Реакционную смесь охлаждают и разделяют на два слоя. Органический слой отделяют и продукт выделяют. Затем его подвергают взаимодействию с бисульфитом натрия и сульфитом натрия при температуре от приблизительно 140 до приблизительно 160 С в течение от приблизительно 3 до приблизительно 5 ч, при давлении от приблизительно 60 до приблизительно 80 psia(приблизительно от 400 до приблизительно 550 кПа). Реакционную смесь охлаждают и продукт глицеринсульфонат извлекают в виде приблизительно 25 мас.% раствора активного вещества в воде. Реактор предпочтительно представляет собой реактор типа zipperclave на 500 мл. Введение композиции для извлечения углеводородов Композиция для извлечения углеводородов может взаимодействовать с углеводородами по меньшей мере в части углеводородсодержащего пласта. Взаимодействие с углеводородами может снизить поверхностное натяжение на границе раздела фаз углеводородов с одной или более текучими средами в углеводородсодержащем пласте. В других вариантах осуществления композиция для извлечения углеводородов может снизить поверхностное натяжение на границе раздела фаз между углеводородами и породой, перекрывающей/подстилающей продуктовый пласт углеводородсодержащего пласта. Снижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз может обеспечить перемещение по меньшей мере части углеводородов через углеводородсодержащий пласт. Способность композиции для извлечения углеводородов снижать поверхностное натяжение на границе раздела фаз смеси углеводородов и текучих сред может быть оценена с использованием известных способов. При осуществлении изобретения значение поверхностного натяжения на поверхности раздела фаз для смеси углеводородов и воды может быть определено с использованием тензиометра, работающего по методу вращающейся капли. Количество композиции для извлечения углеводородов может быть добавлено к смеси углеводород/вода, и значение поверхностного натяжения на границе раздела фаз для конечной текучей среды может быть определено. Низкое значение поверхностного натяжения на поверхности раздела фаз (например, менее чем приблизительно 1 дин/см) может указывать на то, что композиция снизила по меньшей мере часть поверхностной энергии между углеводородами и водой. Снижение поверхностной энергии может указывать на то, что по меньшей мере часть смеси углеводород/вода может перемещаться через по меньшей мере часть углеводородсодержащего пласта. При осуществлении изобретения композиция для извлечения углеводородов может быть добавлена к смеси углеводород/вода и значение поверхностного натяжения на границе раздела фаз может быть определено. Сверхнизкое значение поверхностного натяжения на поверхности раздела фаз (например, менее чем приблизительно 0,01 дин/см) может указывать на то, что композиция для извлечения углеводородов снизила по меньшей мере часть поверхностного натяжения между углеводородами и водой так,что по меньшей мере часть углеводородов может перемещаться через по меньшей мере часть углеводородсодержащего пласта. По меньшей мере часть углеводородов может легче перемещаться через по меньшей мере часть углеводородсодержащего пласта со сверхнизким поверхностным натяжением на границе раздела фаз, чем углеводороды, которые были обработаны композицией, которая имеет в результате значение поверхностного натяжения на границе раздела фаз более чем 0,01 дин/см для текучих сред в пласте. Добавление композиции для извлечения углеводородов к текучим средам в углеводородсодержащем пласте, которое приводит к сверхнизкому значению поверхностного натяжения на границе раздела фаз, может увеличивать эффективность, с которой можно добывать углеводороды. Концентрация композиции для извлечения углеводородов в углеводородсодержащем пласте может быть минимизиро-8 022380 вана для снижения стоимости использования в процессе добычи. При осуществлении способа обработки углеводородсодержащего пласта композицию для извлечения углеводородов, включающую глицеринсульфонат пропоксилированного разветвленного первичного спирта по настоящему изобретению, можно подавать (например, закачивать) в углеводородсодержащий пласт 100 через нагнетательную скважину 110, как показано на фиг. 1. Углеводородный пласт 100 может включать породы 120, перекрывающие продуктовый пласт, углеводородный слой 130 и породы 140, подстилающие продуктовый пласт. Нагнетательная скважина 110 может включать отверстия 112, которые позволяют текучим средам протекать через углеводородсодержащий пласт 100 на различных уровнях глубины. В определенных вариантах осуществления углеводородный слой 130 может быть менее чем на 1000 футов (304,8 м) ниже поверхности земли. В некоторых вариантах осуществления порода 140, подстилающая продуктовый пласт углеводородсодержащего пласта 100, может быть смочена нефтепродуктом. В других вариантах осуществления в углеводородсодержащем пласте 100 может присутствовать вода с низким содержанием соли. Композицию для извлечения углеводородов можно подавать к пласту в количестве, основанном на углеводородах, присутствующих в углеводородсодержащем пласте. Количество композиции для извлечения углеводородов, однако, может быть слишком малым для достоверной доставки к углеводородсодержащему пласту с использованием известных способов доставки (например, нагнетания). Чтобы облегчить доставку небольших количеств композиции для извлечения углеводородов к углеводородсодержащему пласту, композицию для извлечения углеводородов можно смешать с водой и/или рассолом с получением вводимой жидкости. Количество композиции для извлечения углеводородов, вводимой в углеводородсодержащий пласт 100, может составлять от приблизительно 0,1 до приблизительно 4 мас.% от общей массы вводимой жидкости. В определенных вариантах осуществления количество глицеринсульфоната (активного вещества), который является частью композиции для извлечения углеводородов,поданной к углеводородсодержащему пласту, может составлять от приблизительно 0,1 до приблизительно 1 мас.% от общей массы вводимой жидкости. В некоторых вариантах осуществления количество композиции для извлечения углеводородов, подаваемой к углеводородсодержащему пласту, может составлять от приблизительно 0,2 до приблизительно 0,5 мас.% от общей массы вводимой жидкости. Композиция для извлечения углеводородов может взаимодействовать по меньшей мере с частью углеводородов в углеводородном слое 130. Взаимодействие композиции для извлечения углеводородов с углеводородным слоем 130 может снизить по меньшей мере часть поверхностного натяжения на границе раздела фаз между различными углеводородами. Композиция для извлечения углеводородов может также снизить по меньшей мере часть поверхностного натяжения на границе раздела фаз между одной или несколькими текучими средами (например, водой, углеводородами) в пласте и породами 140, подстилающими продуктовый пласт, одной или несколькими текучими средами в пласте и породами 120, перекрывающими продуктовый пласт, или их комбинациями. При осуществлении изобретения композиция для извлечения углеводородов может взаимодействовать по меньшей мере с частью углеводородов и по меньшей мере частью одной или нескольких других текучих сред в пласте, чтобы снизить по меньшей мере часть поверхностного натяжения на поверхности раздела фаз между углеводородами и одной или несколькими текучими средами. Снижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз может обеспечить возможность по меньшей мере части углеводородов образовать эмульсию по меньшей мере с частью одной или нескольких текучих сред в пласте. Значение поверхностного натяжения на границе раздела фаз между углеводородами и одной или несколькими текучими средами может быть изменено с помощью композиции для извлечения углеводородов до значения менее чем приблизительно 0,1 дин/см. В некоторых вариантах осуществления значение поверхностного натяжения на границе раздела фаз между углеводородами и другими текучими средами в пласте может быть снижено с помощью композиции для извлечения углеводородов до значения менее чем приблизительно 0,05 дин/см. Значение поверхностного натяжения на границе раздела фаз между углеводородами и другими текучими средами в пласте может быть снижено с помощью композиции для извлечения углеводородов до значения менее чем 0,001 дин/см, в других вариантах осуществления. По меньшей мере часть смеси композиция для извлечения углеводородов/углеводород/текучая среда может перемещаться к добывающей скважине 150. Продукты, полученные из добывающей скважины 150, могут включать, но ими не ограничиваясь, компоненты композиции для извлечения углеводородов(например, длинноцепочечный алифатический спирт и/или соль длинноцепочечной алифатической кислоты), метан, монооксид углерода, воду, углеводороды, аммиак, асфальтены или их комбинации. Добыча углеводородов из углеводородсодержащего пласта 100 может быть увеличена более чем на приблизительно 50% после того, как композиция для извлечения углеводородов была добавлена к углеводородсодержащему пласту. В определенных вариантах осуществления углеводородсодержащий пласт 100 может быть предварительно обработан жидкостью для извлечения углеводородов. Жидкость для извлечения углеводородов может быть составлена из воды, водяного пара, рассола, газа, жидких полимеров, вспененных полимеров, мономеров или их смесей. Жидкость для извлечения углеводородов может быть использована для обработки пласта перед тем, как композицию для извлечения углеводородов подадут к пласту. Углево-9 022380 дородсодержащий пласт 100 может быть менее чем на 1000 футов (304,8 м) ниже поверхности земли, в некоторых вариантах осуществления. Жидкость для извлечения углеводородов может быть нагрета перед введением в углеводородсодержащий пласт 100, в некоторых вариантах осуществлениях. Жидкость для извлечения углеводородов может снизить вязкость по меньшей мере части углеводородов в пласте. Снижение вязкости по меньшей мере части углеводородов в пласте может облегчить перемещение по меньшей мере части углеводородов к добывающей скважине 150. После перемещения по меньшей мере части углеводородов в углеводородсодержащем пласте 100 повторное введение той же или иных жидкостей для извлечения углеводородов может стать менее эффективным для перемещения углеводородов через углеводородсодержащий пласт. Низкая эффективность перемещения может иметь место по причине создания жидкостями для извлечения углеводородов более проницаемых зон в углеводородсодержащем пласте 100. Жидкости для извлечения углеводородов могут проходить через проницаемые зоны в углеводородсодержащем пласте 100 и не взаимодействовать с остающимися углеводородами и перемещать их. Таким образом, перемещение более тяжелых углеводородов, адсорбированных в породах 140,подстилающих продуктовый пласт, может быть со временем снижено. В итоге, пласт можно рассматривать как низко продуктивный или экономически неподходящий для добычи углеводородов. В определенных вариантах осуществления введение композиции для извлечения углеводородов после обработки пласта для извлечения углеводородов жидкостью для извлечения углеводородов может облегчить перемещение тяжелых углеводородов, адсорбированных в породах 140, подстилающих продуктовый пласт. Композиция для извлечения углеводородов может взаимодействовать с углеводородами, чтобы снизить поверхностное натяжение на границе раздела фаз между углеводородами и породами 140, подстилающими продуктовый пласт. Снижение поверхностного натяжения на поверхности раздела фаз может быть таким, что углеводороды перемещаются к добывающей скважине 150 и добываются из нее. Полученные из добывающей скважины 150 углеводороды могут включать в некоторых вариантах осуществления по меньшей мере часть компонентов композиции для извлечения углеводородов, жидкости для извлечения углеводородов, введенной в скважину для предварительной обработки, метан, диоксид углерода, аммиак или их комбинации. Добавление композиции для извлечения углеводородов по меньшей мере к части низко продуктивного углеводородсодержащего пласта может увеличить продуктивную жизнь скважины углеводородсодержащего пласта. Добыча углеводородов из углеводородсодержащего пласта 100 может быть увеличена более чем на приблизительно 50%, после того как к углеводородсодержащему пласту была добавлена композиция для извлечения углеводородов. Увеличенная добыча углеводородов может увеличить рентабельность углеводородсодержащего пласта. Взаимодействие композиции для извлечения углеводородов по меньшей мере с частью углеводородов в пласте может снизить по меньшей мере часть поверхностного натяжения на границе раздела фаз между углеводородами и породами 140, подстилающими продуктовый пласт. Снижение по меньшей мере части поверхностного натяжения на границе раздела фаз может обеспечить перемещение по меньшей мере части углеводородов через углеводородсодержащий пласт 100. Перемещение по меньшей мере части углеводородов, однако, может не быть на рентабельном уровне. В одном воплощении полимеры могут быть введены в углеводородный пласт 100 через нагнетательную скважину 110 после обработки пласта композицией для извлечения углеводородов, чтобы увеличить продвижение по меньшей мере части углеводородов через пласт. Подходящие полимеры включают, но не ограничиваются ими, CIBA ALCOFLOOD производства Ciba Specialty Additives (Tarrytown, New York), Tramfloc производства Tramfloc Inc. (Temple, Arizona) и НЕ полимеры производстваChevron Phillips Chemical Co. (The Woodlands, Texas). Взаимодействие между углеводородами, композицией для извлечения углеводородов и полимерами может увеличить текучесть по меньшей мере части углеводородов, остающихся в пласте, по направлению к добывающей скважине 150. Глицеринсульфонат пропоксилированного разветвленного первичного спирта в качестве компонента композиции является термически стабильным и может быть использован в широком диапазоне температур. В некоторых вариантах осуществления композиция для извлечения углеводородов может быть добавлена к части углеводородсодержащего пласта 100, который имеет среднюю температуру от 0 до 150 С за счет высокой термической устойчивости глицеринсульфоната. В некоторых вариантах осуществления композиция для извлечения углеводородов может быть введена в углеводородсодержащий пласт 100 через нагнетательную скважину 110, как показано на фиг. 2. Взаимодействие композиции для извлечения углеводородов с углеводородами в пласте может снизить по меньшей мере часть поверхностного натяжения на границе раздела фаз между углеводородами и породами 140, подстилающими продуктовый пласт. Снижение по меньшей мере части поверхностного натяжения может обеспечить перемещение по меньшей мере части углеводородов к выбранной секции 160 в углеводородсодержащем пласте 100 с образованием углеводородного участка 170. По меньшей мере часть углеводородов можно добывать из углеводородного участка 170 в выбранной секции углеводородсодержащего пласта 100. В других вариантах осуществления перемещение по меньшей мере части углеводородов в выбранную секцию 160 может не быть на рентабельном уровне. В углеводородный пласт 100 могут быть введе- 10022380 ны полимеры для увеличения подвижности по меньшей мере части углеводородов при прохождении через пласт. Взаимодействие между по меньшей мере частью углеводородов, композицией для извлечения углеводородов и полимерами может увеличивать прохождение по меньшей мере части углеводородов в направлении к добывающей скважине 150. В некоторых вариантах осуществления композиция для извлечения углеводородов может включать неорганические соли (например, карбонат натрия (Na2CO3), хлорид натрия (NaCl) или хлорид кальция(CaCl2. Добавление неорганической соли может содействовать диспергированию композиции для извлечения углеводородов во всем объеме смеси углеводород/вода. Улучшенное диспергирование композиции для извлечения углеводородов может понизить взаимодействия между углеводородной и водной поверхностью раздела. Пониженное взаимодействие может снизить поверхностное натяжение на границе раздела фаз смеси и обеспечить жидкость, которая является более подвижной. Примеры Пример 1. Разветвленный первичный спирт Neodol 67 (число атомов углерода 16-17, среднее число разветвлений на алифатическую группу 1,5) сушили над молекулярными ситами 4. Затем спирт продували азотом при 120 С в процессе перемешивания в течение 1 ч в круглодонной колбе, оборудованной мешалкой, обратным холодильником с термопарой и ловушкой Дина-Старка. Спирт выдерживали в азоте до загрузки в чистый автоклав с фосфатом лантана (LAPO). LAPO загружали в пропорции 0,5 г/150 г исходного спирта. Реакцию выполняли с 1073 г спирта Neodol 67, 3,611 г LAPO и 1333 г пропиленоксида (РО) с получением 7 моль РО на моль спирта Neodol. Автоклав герметично закрывали и продували азотом для создания атмосферы азота. Исходный азот находился под давлением 30 psi (200 кПа) при 160 С. Пропиленоксид загружали внутрь, используя регулятор давления для контроля потока. Фактическая температура составляла от 159 до 172 С, и давление составляло от 30 psi(200 кПа) до 160 psi (1100 кПа). РО добавляли на протяжении 180 мин процесса и обеспечивали выдерживание реакции в течение 30 мин после завершения добавления РО. Содержимое реактора затем выгружали и собирали. С использованием катализатора на основе двух металлов Zn/Co (DMC) методика была такой же, как для LAPO катализатора. Единственным отличием было то, что 1% суспензию DMC катализатора вPPG400 (PPG400 означает среднечисленную молекулярную массу 400), приобретали от Bayer и использовали так, как получено. Концентрация DMC катализатора в конечной смеси составляла приблизительно 50 ч./млн. После алкоксилирования исходного спирта продукт охлаждали до 25 С и перекачивали в тонкопленочный реактор. Продукт стекал со стенок и его выдерживали при 25 С. Разбавленный поток SO3 в азоте вводили сверху, и он стекал в реактор вместе с жидкостью. Реакция происходила в жидкости, поскольку газ SO3 поглощается жидкостью. Сернокислый продукт непрерывно собирали на выходе или в реакторе в раствор 25 мас.% раствора гидроксида натрия, получая натриевую соль поверхностно-активного вещества. Поверхностное натяжение на границе раздела фаз (IFT) измеряли для необработанного нефтепродукта Северного моря с 3,1 мас.% рассолом морской воды при 72 С. Первый использованный образец представлял собой спирт NEODOL 67 (N67), пропоксилированный (7 РО группами на молекулу) глицеринсульфонат (N67-7 РО-глицеринсульфонат), полученный с использованием (DMC). Продукт имел приблизительно 1-2% пропиленгликоля (PPG-PPG400-400 среднечисленная молекулярная масса) и давал IFT между 0,1 и 0,3 дин/см (голубая окружность на фиг. 3). После замены DMC катализатором на основе фосфата лантана (LaPO) было обнаружено, что гораздо больше пропиленоксида (РО) полимеризуется вPPG в процессе реакции. После вымывания PPG из данного образца остался N67-5.7 РОглицеринсульфонат. Продукт имел 0% PPG и давал сходные значения IFT (со значениями вышеописанного N67-7PO-глицеринсульфоната) между 0,1 и 0,3 дин/см в течение времени более чем 40 мин (красные ромбы на фиг. 3). Результаты показаны на фиг. 3. Каждый из этих двух образцов смешивали с солюбилизатором для улучшения их действия. Если примешивали солюбилизатор на основе этоксилированного спирта NEODOL 45 (N45-7), то измеренные значенияIFT для каждого образца были улучшенными и сниженными до 0,05-0,08 дин/сантиметр (DMC - желтая звезда и LAPO - зеленый треугольник на фиг. 3). Образец DMC N67-7PO-GS смешивали с полипропиленгликолем(PPG400-400 среднечисленная молекулярная масса) в качестве вспомогательного вещества. Полученные измеренные значения IFT, составляющие 0,05-0,08 дин/см (красные квадраты) были приблизительно такими же, как при использовании N45-7 солюбилизирующего агента. Два образца получали с in situ PPG, один приблизительно с 24 мас.% PPG и один приблизительно с 15 мас.% PPG. Образец с 24 мас.% PPG давал высокое значение IFT, приблизительно 1 (оранжевый крест), и образец с 15 мас.% PPG давал существенно меньшее значение IFT, составляющее менее чем 0,01 (фиолетовый квадрат). Значения поверхностного натяжения на границе раздела фаз для смесей углеводород/композиция для извлечения углеводородов/вода определяли, используя University of Texas model Spinning Drop Tensiometer (тензиометр для измерения поверхностного натяжения методом вращающейся капли). Каплю углеводорода н-додекана объемом 4 мкл (мкл) помещали в стеклянную капиллярную трубку, которая содержала раствор композиция для извлечения углеводородов/рассол для обеспечения объемного отношения рассол-к-углеводороду 400. Трубку помещали во вращательный капельный аппарат и затем запечатывали. Мотор быстро включали для вращения трубки, чтобы создать цилиндрическую каплю в трубке (например, 6-12 мс/об.). Длина капли может быть больше ширины капли в 4 раза или равна ей. Капиллярную трубку и каплю нагревали до различных температур (до и выше 25, 50, 75 и 98 С). Каплю записывали на видеопленку с целью последующего воспроизведения для измерения размеров капли и подсчета поверхностного натяжения на границе раздела фаз между каплей и смесью композиция/рассол, используя Optima System. Диапазон времени измерения составлял от приблизительно 0,1 до приблизительно 1,0 ч до достижения капельного равновесия. Дополнительные модификации и альтернативные варианты осуществления различных аспектов изобретения могут быть очевидны для специалистов в данной области техники на основе настоящего описания. Соответственно, данное описание должно быть истолковано только в качестве иллюстративного и представлено для показа специалистам в данной области общего способа осуществления изобретения. Должно быть понятно, что формы изобретения, показанные и описанные в настоящем документе,должны в настоящее время рассматриваться как предпочтительные варианты осуществления. Элементы и материалы могут быть замещены для проиллюстрированных и описанных в настоящем документе, части и процессы могут быть изменены, и конкретные характеристики изобретения могут быть использованы независимо, все это будет очевидно для специалиста в данной области после рассмотрения данного описания к изобретению. Не выходя за пределы сущности и объема настоящего изобретения, как описано в последующей формуле изобретения, могут быть сделаны изменения в элементах, описанных в настоящем документе. Кроме того, должно быть понятно, что характеристики, представленные в настоящем описании, независимо могут в некоторых вариантах осуществления быть объединены. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ обработки углеводородсодержащего пласта, включающий:(a) подачу композиции по меньшей мере к части углеводородсодержащего пласта, где композиция содержит глицеринсульфонат пропоксилированного первичного спирта, имеющего разветвленную алифатическую группу со средним числом атомов углерода от 10 до 24, имеющего среднее число разветвлений на алифатическую группу от 0,7 до 2,5 и имеющего по меньшей мере 0,5 моль пропиленоксида на моль первичного спирта; и(b) обеспечение взаимодействия композиции с углеводородами в углеводородсодержащем пласте. 2. Способ по п.1, в котором разветвленная алифатическая группа пропоксилированного первичного спирта имеет среднее число разветвлений на алифатическую группу от 1,4 до 2. 3. Способ по п.1, в котором композицию примешивают с водой и/или рассолом для получения вводимой жидкости, которую вводят в углеводородсодержащий пласт, и количество глицеринсульфоната составляет от 0,1 до 1 мас.% вводимой жидкости. 4. Способ по п.3, в котором количество глицеринсульфоната составляет от 0,2 до 0,5 мас.% вводимой жидкости. 5. Способ по п.1, в котором пропоксилированный первичный спирт имеет в среднем от 5 до 9 пропиленоксидных групп на молекулу. 6. Способ по п.1, в котором разветвленная алифатическая группа пропоксилированного первичного спирта имеет среднее число атомов углерода от 14 до 20. 7. Способ по п.1, в котором композиция дополнительно содержит вспомогательное вещество для уменьшения поверхностного натяжения композиции, выбранное из спиртов, полимеров и других поверхностно-активных веществ. 8. Способ по п.1, в котором количество глицеринсульфоната составляет от 10 до 80 мас.% композиции. 9. Способ по п.1, в котором разветвленная алифатическая группа пропоксилированного первичного спирта имеет среднее число атомов углерода от 16 до 19. 10. Композиция для извлечения углеводородов, содержащая глицеринсульфонат пропоксилированного первичного спирта, имеющего разветвленную алифатическую группу со средним числом атомов углерода от 10 до 24, имеющего среднее число разветвлений на алифатическую группу от 0,7 до 2,5 и имеющего по меньшей мере 0,5 моль пропиленоксида на моль первичного спирта. 11. Композиция по п.10, в которой разветвленная алифатическая группа пропоксилированного первичного спирта имеет среднее число разветвлений на алифатическую группу от 1,4 до 2. 12. Композиция по п.10, в которой более чем 50% разветвлений разветвленной алифатической группы пропоксилированного первичного спирта являются метильными группами. 13. Композиция по п.10, в которой первичный спирт имеет менее чем 0,5% алифатических четвертичных атомов углерода. 14. Композиция по п.10, в которой пропоксилированный первичный спирт имеет в среднем от 5 до 9 пропиленоксидных групп на молекулу. 15. Композиция по п.10, в которой разветвленная алифатическая группа пропоксилированного первичного спирта имеет среднее число атомов углерода от 14 до 20.